Научная статья на тему 'Бельско-булайский галогенно-карбонатный комплекс и его литолого-фациальные и стратиграфические аналоги в пределах Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции: перспективы нефтегазоносности и возможные осложнения при бурении'

Бельско-булайский галогенно-карбонатный комплекс и его литолого-фациальные и стратиграфические аналоги в пределах Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции: перспективы нефтегазоносности и возможные осложнения при бурении Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

CC BY
785
385
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Ключевые слова
БЕЛЬСКО-БУЛАЙСКИЙ ГАЛОГЕННО-КАРБОНАТНЫЙ КОМПЛЕКС / ЗОНЫ ПРЕДПОЛАГАЕМЫХ РАПОПРОЯВЛЕНИЙ / ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ГОРИЗОНТЫ БЕЛЬСКОЙ И БУЛАЙСКОЙ СВИТ / ОСИНСКО-НИЖНЕБЕЛЬСКИЙ МЕЖРЕГИОНАЛЬНЫЙ РЕЗЕРВУАР / BIELSKO-BULAYSKY HALOGEN-CARBONATE COMPLEX / ZONE OF ALLEGED BRINE MANIFESTATIONS PROSPECTIVE HORIZONS OF BELSKO-BULAYSKAYA SEQUENCE / OSINSKO-NIZHNEBELSKY INTERREGIONAL RESERVOIR

Аннотация научной статьи по наукам о Земле и смежным экологическим наукам, автор научной работы — Ахияров Александр Влерович, Семёнова Ксения Михайловна

Отражено геологическое строение бельско-булайского галогенно-карбонатного комплекса в Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (в ареале Иркутской области) и его литолого-фациальных и стратиграфических аналогов в пределах Якутии. На основе ретроспективного анализа результатов геологоразведочных работ последних десятилетий (из открытых опубликованных источников) авторы оптимистично оценивают карбонатные коллекторы галогенно-карбонатного комплекса трещинного и кавернозного типа и делают вывод о необходимости дальнейшего изучения осадочного чехла в данном стратиграфическом интервале. Показано также, что актуальность изучения бельско-булайского комплекса обусловлена в том числе высокой подвижностью Сибирской платформы, что создает дополнительные трудности (рапопроявления, горизонты скольжения и прочее) при бурении поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, а также приводит к разрушению уже пробуренных, находящихся в консервации скважин, что оборачивается весьма серьезными эколого-экономическими последствиями.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по наукам о Земле и смежным экологическим наукам , автор научной работы — Ахияров Александр Влерович, Семёнова Ксения Михайловна

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Belsko-bulaysky halogen and carbonate complex and its lithofacies and stratigraphic analogs within the Leno-Tungussky oil-andgas province: prospects of oil-and-gas content and possible complications at drilling

The geological structure of a Belsko-bulaysky halogen and carbonate complex in the Leno-Tungussky oilandgas province (in an area of the Irkutsk region) and its lithofacies and stratigraphic analogs within Yakutia is refl ected. On the basis of the retrospective analysis of results of prospecting works of the last decades (from the open published sources) authors optimistically estimate carbonate collectors of a halogen and carbonate complex of cavernous fractured type and draw a conclusion about need of further studying of a sedimentary cover for this stratigraphic interval. It is shown also that relevance of studying of a Belsko-bulaysky complex is caused including high mobility of the Siberian platform that creates additional diffi culties (brine manifestations, the horizons of sliding and other) when drilling explorative and operational wells, and also leads to destruction of already drilled wells which were in preservation that turns around in very serious ecological and economic consequences.

Текст научной работы на тему «Бельско-булайский галогенно-карбонатный комплекс и его литолого-фациальные и стратиграфические аналоги в пределах Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции: перспективы нефтегазоносности и возможные осложнения при бурении»

УДК 553.98 (571.53)

А.В. Ахияров, К.М. Семёнова

Бельско-булайский галогенно-карбонатный комплекс и его литолого-фациальные и стратиграфические аналоги в пределах Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции: перспективы нефтегазоносности и возможные осложнения при бурении

В связи с наличием проектов промышленной разработки Ковыктинского газоконденсатного, Марковского, Верхнечонского нефтегазоконденсатных и других месторождений на юге Сибирской платформы повышается актуальность поисков новых залежей углеводородов (УВ) и не только в пределах Непско-Ботуобинской антекли-зы. К перспективным территориям отнесены также Предпатомский прогиб и Ангаро-Ленская ступень (рис. 1). Работы последних десятилетий позволяют оптимистично оценивать карбонатные коллекторы галогенно-карбонатного комплекса трещинного и кавернозного типов, из чего следует необходимость изучения геологического строения осадочного чехла в вышеназванном стратиграфическом интервале [1].

Актуальность изучения бельско-булайского комплекса обусловлена в том числе высокой подвижностью Сибирской платформы, что создает дополнительные трудности при бурении (рапопроявления и прочее) и приводит к разрушению законсервированных скважин, а это оборачивается весьма серьезными эколого-экономическими последствиями [1].

Осадочный чехол в пределах исследуемой территории представлен рифей-вендскими, палеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими образованиями, слагающими Байкало-Патомский и Ангаро-Ленский прогибы. По литолого-структурным особенностям выделяют соленосный (галогенно-карбонатный), подсолевой и над-солевой комплексы (рассмотрение двух последних выходит за рамки настоящей работы). В подсолевой комплекс входят терригенные отложения трехчленного байкальского комплекса (голоустенская, улунтуйская и качергатская свиты верхнего протерозоя или рифея), а также непской свиты венда. Соленосный комплекс традиционно начинается с отложений усольской свиты нижнего кембрия, однако вскрытие бурением тирских солей на Пилюдинской, Рассохинской и других площадях дает основание включать в этот комплекс отложения тирской и даниловской свит венда.

Кроме усольской в соленосный комплекс входят отложения бельской, булайской, ангарской и литвинцевской свит нижнего и среднего кембрия. Это пестроцветные переслаивающиеся породы - преимущественно эвапориты, известняки, доломиты, ангидриты. Внутри этой толщи отчетливо выделяются отдельные пласты карбонатов - осинский пласт в низах усольской свиты, бельские карбонаты, булайский пласт (переслаивание доломитов и каменных солей с прослоями ангидритов и известняков), а также множество более мелких прослоев, придающих жесткость соленосному комплексу и способствующих передаче напряжений на большие расстояния. В то же время пластичные соли обеспечивают высокую подвижность пород этого комплекса: здесь фиксируется большинство горизонтов скольжения.

При этом нельзя не принимать во внимание тот факт, что отложения бельской и булайской свит (которые в совокупности и формируют бельско-булайский галогеннокарбонатный комплекс) в разные годы оценивались разными исследователями неоднозначно как в аспекте стратификации, так и в плане потенциальной нефтегазоносности [2-11].

Ключевые слова:

Бельско-булайский

галогенно-

карбонатный

комплекс,

зоны

предполагаемых

рапопроявлений,

перспективные

горизонты бельской

и булайской свит,

осинско-

нижнебельский

межрегиональный

резервуар.

Keywords:

Bielsko-bulaysky halogen-carbonate complex, zone of alleged brine manifestations prospective horizons of Belsko-bulayskaya sequence,

Osinsko-

Nizhnebelsky

interregional

reservoir.

№ 5 (16) / 2013

254

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

114° 120° в.д.

Месторождения нефти и газа: 1 - Атовское; 2 - Братское; 3 - Ковыктинское; 4 - Марковское;

5 - Ярактинское; 6 - Дулисминское; 7 - Пилюдинское; 8 - Даниловское; 9 - Верхнечонское;

10 - Нижнехамакинское; 11 - Кюельское; 12 - Среднеботуобинское; 13 - Хогото-Мурбайское;

14 - Маччобинское; 15 - Иктехское; 16 - Верхневилючанское; 17 - Вилюйско-Джербинское;

18 - Березовское; 19 - Кэдэргинское.

Зоны Предбайкальского надвигового сектора: А1 - Божеханская; А2 - Верхоленская; A3 - Жигаловская. Зоны Акиткано-Непского надвигового сектора: Б1 - Киренгская; Б2 - Марковско-Ичерская;

БЗ - Непская.

Зоны Предпатомского надвигового сектора: В - Березовская; В1 - Приленская; В2 - Ботуобинская. Боковые ограничения: I - Приангарское; II - Байкало-Усть-Кутское; III - Ичеро-Чайское; IV - Уринское. а - Ковыктинская зона разрушения осадочного чехла.

Структуры фундамента: НБА - Непско-Ботуобинская антеклиза; НС - Непский свод; MB - Мирнинский выступ; ПП - Предпатомский прогиб; НДВ - Нюйско-Джербинская впадина; БВ - Березовская впадина

Рис. 1. Схема строения Предбайкало-Патомского надвигового пояса

Во всем многообразии официальных экспертных оценок и частных мнений (начиная с 1970-х гг.) можно выделить три основных направления:

1) булайская свита не имеет самостоятельного стратиграфического значения, а является

подсвитой вышезалегающей ангарской свиты. Как потенциальный резервуар для поисков промышленных скоплений УВ не рассматривается (как, впрочем, и бельская) (Г.Г. Шемин, В.А. Каширцев, В.И. Демин, Ю.Н. Карагодин, А.В. Мигурский и др.);

№ 5 (16) / 2013

Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.

255

2) бельская и булайская свиты - это две равновеликие стратиграфические единицы, образующие два мегарегиональных резервуара (соответственно, бельский и булайский), которые занимают ареал в пределах южной и центральной частей Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП) (И.П. Варламов, А.Э. Конторович, В.М. Лебедев, Н.В. Мельников, В.С. Старосельцев, В.С. Сурков, А.А. Тро-фимук, Э.Э. Фотиади и др.);

3) перспективной для поисков УВ является только нижнебельская подсвита, но совместно с отложениями усольской свиты в стратиграфическом интервале осинского горизонта (осинско-бельский резервуар) (Т.И. Гурова, Л. С. Чернова, В.Н. Богданова, Н.Е. Гущина, М.А. Замятин, А.М. Казаков и др.).

Рассмотрим отложения бельской и булай-ской свит.

Бельский межрегиональный резервуар

занимает южную и центральную части Лено-Тунгусской НГП (рис. 2). Он ограничен областью распространения солей в верхней подсвите бельской свиты.

Проницаемая толща резервуара представлена, главным образом, нижней подсвитой бельской свиты, в которой установлены христо-форовский и атовский горизонты. Общая мощность проницаемой части резервуара достигает 300 м, флюидоупора - 70^525 м. Площадь резервуара - 1140 км2 [2, 4].

Христофоровский горизонт - низы бельской свиты - образован переслаиванием известняков, доломитов, глинистых доломитов и ангидрито-доломитов. В нижней и верхней его частях преобладают более чистые разности карбонатов. На Христофоровской площади из пород горизонта получены притоки газа (дебитом 26 тыс. м3/сут) и нефти (250^300 л/сут). На Преображенской площади карбонатные породы христофоровского горизонта характеризуются открытой пористостью 0,48^16 %, межзерновой проницаемостью 0^42,3 мД, по макротрещинам - 17,7 мД (средняя), на Шамановской площади пористость - 0,09^12,2 %, проницаемость - 8,4 мД.

Нижнебельская подсвита в Присаяно-Ени-сейской синеклизе слагается доломитами, микро-, тонко-, мелко- и среднезернистыми, часто с комковатой, сферолитовой структурами, иногда глинистыми или алевролито-песчанистыми с прослоями доломитовых и доломитизиро-ванных известняков и мергелей. Открытая по-

ристость в породах составляет 1,0^12,5 %, в кавернозных доломитах она увеличивается до 20 %. Проницаемость здесь достигает 16,5^43 мД (по трещинам - до 60 мД), а в единичных случаях - 600^1030 мД. Часть пор заполнена солью [4].

На Камовском своде Байкитской антеклизы открытая пористость в карбонатных породах нижнебельской подсвиты составляет 0,4^8,2 % (в среднем 3,3^4,6 %), в районе Нижнего Приангарья - 2,4^37 %.

Из отложений атовского горизонта - кровля нижнебельской подсвиты - на Атовской площади получены притоки газа дебитом 18 тыс. м3/сут. Горизонт сложен доломитами и известняками с открытой пористостью 0,5^16 %, проницаемостью до 83 мД [12].

Разрез верхнебельской подсвиты представлен солями, микрозернистыми доломитами, мергелями, сульфатно-доломитовыми породами, реже с прослоями терригенных пород.

Породы верхнебельской подсвиты в отдельных ее частях также обладают достаточно высокими коллекторскими свойствами. На Камовском своде пористость карбонатов верхнебельской подсвиты равна 0,3^9,5 % (в среднем 4,6^5,5 %). Это стилолитизирован-ные кавернозные с форменными элементами доломиты с примесью терригенного материала. В терригенных разностях пористость находится в пределах 2^15 % (в среднем 5^10 %), в карбонатах - 2^22 % (в среднем 4^18 %), по шлифам - (вторичная) до 25 %. Проницаемость пород изменяется от 0,5 до 25 мД.

На территории Байкитской и Непско-Ботуобинской антеклиз бельский резервуар характеризуется как резервуар среднего качества (III класс) [13]. На остальной территории предполагается среднее и низкое качество резервуара - III и IV классы [13].

Булайский региональный резервуар распространен в южной и центральной частях Лено-Тунгусской НГП, площадь его ограничена областью распространения соленосного флюидоупора ангарской свиты (см. рис. 2). Результаты бурения Лиственничной, Поли-гусской и Тутончанской скважин, вскрывших бессолевые разрезы на уровне ангарской свиты, позволили достаточно точно ограничить зону распространения солей [9]. Резервуар включает карбонатные породы булайской свиты, нижнюю часть ангарской свиты в качестве проницаемого комплекса и соленосную ее

№ 5 (16) / 2013

256

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

а

б

Классы коллекторов:

II-III

III

III-IV

IV

V

граница распространения резервуаров

зона отсутствия коллекторов

Рис. 2. Ареалы распространения и схемы прогноза качества коллекторов бельского (а)

и булайского (б) резервуаров [4, 15]

часть в качестве флюидоупора. Мощность коллекторской части резервуара - 100^180 м, флюидоупора - до 250 м. Площадь, занятая резервуаром, равна 790 тыс. км2. В верхней части булайской свиты установлен биркинский горизонт - доломиты, глинистые и алевритисто-песчанистые доломиты, ангидритизированные доломиты, известняки. Дебиты газа из горизонта - 50^80 тыс. м3/сут. Открытая пористость пород невелика - 0,8^2,5 %, отмечены каверны до 2 мм. Проницаемость пород по трещинам - до 70^80 мД. Отложения булайской свиты в Присаяно-Енисейской синеклизе представлены микрозернистыми доломитовыми известняками, часто комковатыми, органогеннообломочными, с включениями водорослевых и известковистых доломитов замещения. Значения открытой пористости пород булайской свиты невысокие - 1,5^6,5 % (в среднем 2^3 %), и только на Среднинском профиле встречены прослои с пористостью 10^25 % и проницаемостью отдельных образцов кавернозных доломитов от 10 до 430 мД. Удельная поверхность трещин в карбонатах - 5^60 м2/м3. Открытая пористость пород булайской свиты на Камовском своде - 0,5^15 % (в среднем 2,5^3,0 %). На Куюмбинской площади в нижней части свиты распространены глинистые, анги-

дритизированные и микрофитолитовые доломиты, доломито-ангидриты, мергели и аргиллиты. Выше залегают битуминозные, сгустко-вые, микрофитолитовые разнозернистые доломиты, иногда окремненные, засолоненные, редко с ангидритом. Открытая пористость пород -R3 %, до 5^10 % каверн заполнены солью, а на Тайгинской площади такие каверны составляют 10^30 %. На Шамановской площади дебит газа из карбонатов биркинского горизонта составляет 57,6 м3/сут. На Непско-Ботуобинской антеклизе керн из этих интервалов не поднимался. Однако в скважинах отмечались зоны поглощения бурового раствора, выброс газа на Верхневилючанском месторождении, что позволяет положительно оценивать коллекторские свойства пород булайской свиты. В отложениях ангарской свиты Присаяно-Енисейской синеклизы существенную роль играют песчано-алевритовые породы. Среди песчаников встречаются средне-мелкозернистые, мелкозернистые, крупно-среднезернистые и неравномернозернистые полевошпат-кварцевые, слюдистые и полевошпат-кварцевые разности. Количество цемента в них изменяется от 15 до 45 % (чаще более 20 %). Пористость в песчаниках и алевролитах изменяется от 2 до 18 % при средних значениях 9^11 %. В карбонатных по-

№ 5 (16) / 2013

Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.

257

родах Присаяно-Енисейской синеклизы пористость - 1,5^20 % (в среднем 5^6 %), проницаемость - менее 1 мД. Породы трещиноватые. По данным [3, 14], удельная поверхность трещин на Троицкой площади составляет 62 м2/м3, трещинная проницаемость - до 190 мД; на Мурминской площади удельная поверхность трещин - 30^80 м2/м3. В пределах Ангаро-Ленской ступени и Непско-Ботуобинской анте-клизы в описываемом резервуаре в верхней и средней частях ангарской свиты выделен биль-чирский горизонт мощностью 110^120 м, представленный доломитами с включением песчаного и алевритового материала с прослоями солей и сульфатов [4]. Притоки нефти из горизонта получены на Непской, газа и конденсата - на Южно-Усть-Кутской, Марковской (скв. 5),

Христофоровской, Биркинской и Бильчирской (дебит газа составил 75^100 тыс. м3/сут) площадях. Как уже упоминалось, экранируются карбонатные коллекторы солями ангарской свиты. Наиболее насыщена ими верхняя ее часть. Например, на Ванаварской площади соли в ангарской свите составляют 48 % от ее мощности, на южном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы - до 70 %, на севере - до 40 %. В пределах Непско-Ботуобинской антеклизы этот резервуар по качеству отнесен ко II и III, на Ангаро-Ленской ступени к III, в Присаяно-Енисейской синеклизе к III-IV классам [7].

Осинский резервуар регионально выдержан на территории юга и центральной части Сибирской платформы в отложениях усольской свиты нижнего кембрия. В проницаемой части он состоит из пород осинского продуктивного горизонта мощностью 50^100 м [2, 4]. Его максимальная мощность отмечена в Присаяно-Енисейской синеклизе, минимальная - на юге Ангаро-Ленской ступени. Флюидоупором в резервуаре служат карбонатно-галогенные породы надосинской пачки усольской свиты мощностью 100^200 м.

В разрезе осинского горизонта преобладают известняки и доломиты, в подчиненном количестве присутствуют прослои ангидритодоломитов, ангидритов, редко мергелей, аргиллитов и солей. Однако осинский горизонт неоднороден по своему составу и строению. Доломиты доминируют в Присаяно-Енисейской синеклизе и Ангаро-Ленской ступени, известняки - в Непско-Ботуобинской антеклизе, более или менее равномерно эти породы распределены между собой в Камовском своде. На северо-

востоке Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (НГО) в горизонте преимущественно доломитового состава до 15 % составляют прослои аргиллитов. Существенная особенность пород осинского горизонта - значительное содержание водорослевых и микрофитоли-товых образований, присутствие скелетной органики, составляющей иногда 60^90 % породы. Наблюдается двух- и трехчленное строение разрезов, причем обогащение пород водорослевыми компонентами большей частью свойственно средним участкам разрезов. Преимущественно в горизонте распространены коллекторы смешанного типа: порово-каверновые, каверново-поровые, трещинно-поровые, кавернозные и трещинно-поровые, стилолито-поровые и по-ровые [8, 15, 16]. Среди пустот встречаются поры остаточные, седиментогенные, перекристаллизации, каверны, выщелачивания и послойные макро- и микротрещины. Размеры пор - 0,016^0,8 мм (в среднем 0,08^0,17 мм), каверн - до 15 мм. Удельная поверхность тектонических трещин - до 25 м2/м3. Благоприятные факторы для формирования коллекторов - образование биогенных построек и постседимента-ционные процессы перекристаллизации и выщелачивания. Осинский горизонт перекрыт карбонатно-галогенными породами. На рис. 3 представлены схематические карты осинско-го и нижнебельского резервуаров. Коллекторы распространенены на значительной территории Непско-Ботуобинской антеклизы и перекрыты карбонатно-галогенными породами. Некоторые исследователи [4] отнесли эти зоны к резервуарам высокого и среднего качества. Открытая пористость пород - 0,5^24 %, межзерновая проницаемость - в основном (0,1^269) • 10-15 м2, трещинная проницаемость - от 0 до 48 • 10-15 м2.

На значительных территориях Непско-Ботуобинской антеклизы и Ангаро-Ленской ступени распространены резервуары с коллекторами низкого качества (IV класс), что обусловлено отсутствием коллекторов с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами. Открытая пористость пород в этих районах -0,2^10 %, межзерновая проницаемость -(0^15) • 10-5 м2, трещинная - (0^3) • 10-15 м2, редко до 25 • 10-15 м2. На Байкитской антеклизе в проницаемой части резервуар представлен породами с открытой пористостью 0,1^10 %, межзерновой проницаемостью (0^7) • 10-15 м2, трещинной проницаемостью (0^167) • 10-15 м2 (иногда более). Учитывая высокие экранирующие

№ 5 (16) / 2013

258

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Рис. 3. Ареалы распространения и схемы прогноза качества коллекторов осинского (а) и нижнебельского (б) резервуаров нижнего кембрия центральной и южной частей Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции [4, 15]

свойства пород флюидоупора, качество резервуара в целом оценивается этими исследователями как среднее, а его отдельных участков -как низкое.

В Присаяно-Енисейской зоне и приборто-вых участках платформы на юге и юго-востоке фактически отмечается отсутствие промышленного резервуара нефти и газа, пористость пород - менее 5 % (практически непроницаемы), единичны прослои коллекторов VI класса (проницаемость - менее 0,01 • 10-15 м2).

Нижнебельский межрегиональный резервуар занимает южную и центральную части Лено-Тунгусской НГП, мощность его проницаемой части - до 300 м, флюидоупора -70-525 м.

Проницаемая часть резервуара представлена породами нижнебельской подсвиты (преимущественно известняками и доломитами, в подчиненном количестве встречаются аргиллиты, мергели, ангидрито-доломиты, ангидриты). Вблизи обрамления Присаяно-Енисей-ской синеклизы и Ангаро-Ленской ступени до 45 % разреза нижнебельской подсвиты составляют песчаники и алевролиты, разнообразные по гранулометрическому составу и количеству полиминерального цемента. В центральных частях Присаяно-Енисейской синеклизы и Ангаро-Ленской ступени 50-100 % раз-

реза сложены доломитами, прослои известняков составляют до 25 % от мощности разреза. Встречаются также прослои мергелей, аргиллитов, соли сульфатов. Породы стилолитизиро-ванные и трещиноватые. Известняки преобладают в разрезах подсвиты на Камовском своде и Катангской седловине, на юго-западе Непско-Ботуобинской антеклизы (50-75 %), а доломиты и глинистые породы имеют подчиненное значение, редко отмечаются маломощные прослои каменной соли [2, 4, 15].

На остальной части Непско-Ботуобинской антеклизы доминируют доломиты, второстепенная роль принадлежит известнякам и аргиллитам.

В нижнебельском резервуаре два продуктивных горизонта: христофоровский (нижняя часть нижнебельской подсвиты) и атовский (кровельная часть нижнебельской подсвиты).

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Флюидоупором в нижнебельском резервуаре служат соленосные отложения нижне-бельской подсвиты, на большей части территории представленные мощными пластами каменной соли, переслаивающимися глинистыми доломитами, мергелями, сульфатнодоломитовыми породами. Вблизи обрамления в одних разрезах доминируют алевролиты, подчиненное значение имеют песчаники, доломиты, редко встречаются аргиллиты, в дру-

№ 5 (16) / 2013

Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.

259

гих главная роль принадлежит доломитам, остальные типы пород имеют подчиненное значение. В южных районах в разрезах флюидоупора пласты каменной соли (мощностью 10У25 м) составляют 25^50 %, по направлению к центру (Непско-Ботуобинская антекли-за, Катангская седловина, значительная часть Ангаро-Ленской ступени) ее содержание увеличивается до 50^75 %. Пласты каменной соли служат надежным экраном потенциально продуктивных горизонтов.

Лучшими качествами для формирования и сохранения УВ обладает резервуар в пределах Байкитской, Непско-Ботуобинской анте-клиз и Катангской седловины. Здесь распространены коллекторы с межзерновой проницаемостью (0^403) • 10-15 м2, трещинной проницаемостью (0^5) • 10-15 м2, открытой пористостью 0,2У21 % (в основном 5^10 %), иногда прослоями до 15У21 %. Породы экранированы пластами каменной соли и глинистых доломитов. Из отложений атовского горизонта в кровле нижнебельской подсвиты (Атовская площадь) получены притоки газа. Горизонт сложен известняками и доломитами с проницаемостью до 83 • 10-15 м2 и открытой пористостью 0,5^16 %. Разрез верхнебельской подсвиты представлен солями, доломитами, мергелями, ангидрито-доломитами, иногда с прослоями терригенных пород. Внутри разреза верхне-бельской подсвиты выявлены пласты возможных коллекторов УВ [4]. Это кавернозные карбонатные породы пористостью 2^22 % (в среднем 4^18 %) и песчаники пористостью 2^15 % (в среднем 5^10 %). Однако пласты каменной соли и ангидритов надежно экранируют проницаемую часть нижнебельского резервуара.

Бельско-булайский галогенно-карбонатный комплекс в пределах Ковыктинского лицензионного участка

Ковыктинское газоконденсатное месторождение (ГКМ) в соответствии с принятым нефтегазогеологическим районированием находится в пределах Ангаро-Ленской НГО. Глубоким бурением выявлен ряд перспективных объектов, которые могут содержать залежи УВ (рис. 4). Перспективные горизонты сверху вниз по разрезу можно объединить в три группы, соответствующие комплексам осадочных образований определенного генезиса:

• келорский, бильчирский, биркинский, атовский, христофоровский, балыхтинский и

осинский горизонты, входящие в состав галогенно-карбонатного комплекса;

• усть-кутский, относящийся к сульфатнокарбонатному;

• парфеновский (с доказанными промышленными запасами УВ), боханский и базальный, приуроченные к терригенному комплексу.

Следует отметить, что, по данным ОАО «РУСИА Петролеум» 2004 г., в процессе поисково-разведочного бурения на Ковыктинском ГКМ в исследуемом интервале разреза были отмечены не только косвенные признаки нефтегазоносности, но и участки интенсивного рапопроявления (рис. 5), что создавало значительные осложнения при бурении скважин: некоторые из них даже не подлежали капремонту из-за так называемого соляного столба - перелив рапы через устье. Капремонт остальных скважин накладывал на недропользователя значительное финансовое бремя, так как фактически это означает бурение скважины усложненной конструкции и по специальной технологии, а именно:

• проходка галогенно-карбонатной толщи на утяжеленном растворе с удельным весом

2,2 г/см3, для которого требуется весьма сложная технология утилизации;

• использование нестандартной обсадной колонны, выдерживающей горное давление 42^45 МПа (вместо привычных 8^9 МПа).

Нелбинско-Толбачанский нефтегазоносный карбонатный комплекс (НГКК) как литолого-стратиграфический аналог бельско-булайского галогенно-карбонатного комплекса. Чаяндинское НГКМ

На территории юго-западной Якутии стратиграфическому уровню бельско-булайского галогенно-карбонатного комплекса геохронологически и литолого-фациально соответствуют отложения нелбинской, толбачанской и эль-гянской свит, которые здесь повсеместно характеризуются повышенной глинистостью и незначительной трещиноватостью; пористость их уменьшается до долей процента, а проницаемость практически равна пулю (рис. 6).

Некоторыми исследователями [11] эти отложения отнесены к нелбинско-толбачанскому НГКК, отложения которого, на их взгляд, бесперспективны для поисков сколько-нибудь значительных скоплений УВ. Нефтегазопроявления в карбонатах этого комплекса установлены лишь в пределах Непско-Ботуобинского

№ 5 (16) / 2013

260

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

я

О

й о Я X о.w

я

Характеристика

пород

Горизонты,

пласты-

коллекторы

Примечания

я

I 5

g 3 w

я ^ О

О- я я

« ё с

И я ч о я

X

ЁЗ

« а

я 5 <и 9“

СО 5 Я- ¥

2 о

Я щ

2 я &2 « я о. о.

Песчаники,

алевролиты,

мергели

вишнево-красные, коричневые с прослоями аргиллитов, доломитов, реже -известняков

Поглощение

промывочной

жидкости

Я

о.

ю

я а я S

СО о н СО Я 0J

Ч я

ч II

ПЕ

Кепорский

и

<

Ч Г II

НЕ

Бильчирский

&

W

Переслаивание доломитов, каменных солей с прослоями доломитоангидритов, известняков

Биркинский

Атовский

m

н "и

Ш

Христофоровский

"Л” ТГ

П=

Балыхтинский

Поглощение промывочной жидкости

Поглощение промывочной жидкости, газопроявления до 100 тыс. м3/сут (скв. 27)

Поглощение промывочной жидкости, газопроявления (скв. 59, 61; в скв. 18 -до 20 тыс. м3/сут

Поглощение промывочной жидкости, водопроявление (скв. 3)

Поглощение промывочной жидкости.

Приток высокоминерализованной пластовой воды -до 4,8 тыс. м3/сут (скв. 18, 52)

II II

НЕ

Осинский

II II

Я

Ян

« я я X ч а w 5J1

Он СО

я ^ р я

сЗ О

я я. е л

НЕ

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

ПС

II г II

тле

не

ш

тт~^

Доломиты с прослоями ангидритизи-рованные глинистые

Усть-кутский

Парфеновский

Переслаивание

песчаников,

алевролитов,

аргиллитов

Боханский

Базальный

Газ, конденсат

Газ, вода

Слабое газопроявление

Архей

Кристаллический фундамент

| | аргиллиты

\~=-:т -~=-\ алевролиты

песчаники

PF---------=F1

I + I

доломиты известняки каменная соль

ангидриты мергели

шт кристаллические породы

глинистые

доломиты

Рис. 4. Ковыктинское ГКМ. Расположение перспективных горизонтов бельской и булайской свит в литолого-стратиграфическом разрезе (по данным ОАО «РУСИА Петролеум»)

№ 5 (16) / 2013

Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.

261

56-к скважина пробуренная разведочная

УПГ-4

куст проектных эксплуатационных скважин

установка подготовки газа (УПГ)

граница лицензионного участка граница зоны УПГ

граница структурных блоков

дорога с покрытием

дорога проектная

граница участка опытнопромышленной эксплуатации

выявленная зона рапопроявлений

предполагаемая граница распространения рапопроявлений

Рис. 5. Ковыктинское ГКМ. Выкопировка из схемы прогноза зон рапопроявлений (поля запасов УВ категорий С1 и С2 показаны соответственно зеленым и желтым цветом)

нефтегазоносного района. Здесь же в процессе бурения на ряде площадей отмечались многочисленные поглощения бурового раствора. В Нелбинской, Мурбайской и Сюльдюкарской параметрических скважинах при вскрытии отложений толбачанской и эльгянской свит отмечались непромышленные притоки нефти. Установленные высокопористые интервалы не имеют определенной приуроченности к какой-либо части комплекса. Их суммарная толщина увеличивается в сводовых частях локальных поднятий. Возможно, что она будет выше в более высокоамплитудных структурах, в связи с чем отложения толбачанской и эльгянской свит при поисках нефти и газа могут представлять определенный

интерес (на среднесрочную и дальнюю перспективу). При этом необходимо учитывать, что наличие большого числа непроницаемых прослоев в пределах северо-восточного окончания Непско-Ботуобинской антеклизы значительно снижает перспективы их нефтегазоносности. В пределах самого Чаяндинского участка недр, расположенного в пределах Непско-Ботуобинского нефтегазоносного района, нефтегазопроявлений и рапопроявлений из вышеназванных отложений не отмечалось.

Суммируя вышеизложенное, можно сделать следующие выводы:

• несмотря на тот факт, что основные доказанные и перспективные запасы УВ в пределах

№ 5 (16) / 2013

262

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

известняки

|| II || | доломиты

\ 1 \\ мергели

|| л и ^ || | доломиты ангидритизированные

известняки доломитизированные

доломиты известковистые

j глинистые доломиты

] водорослевые доломиты ] и известняки

*++1 каменная соль + + I

А А А

ангидриты, ангидритизация

гипсы, загипсованность

rniniii породы кристаллического Yffffffn фундамента

траппы диабазов

пгл +

переслаивание доломитов, известняков и каменных солей

Рис. 6. Чаяндинское НГКМ. Сводный геолого-геофизический разрез (фрагмент) стратиграфического интервала Нелбинско-толбачанского НГКК - литолого-фациального аналога отложений бельско-булайского галогенно-карбонатного комплекса

№ 5 (16) / 2013

Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.

263

Лено-Тунгусской НГП приурочены стратиграфически к терригенным коллекторам базальных горизонтов венда, бельско-булайский галогенно-карбонатный комплекс (и его хроностратиграфические и литолого-фациальные аналоги) также следует признать потенциально нефтегазоносным;

• в названных карбонатных коллекторах нижнего и среднего кембрия, перекрытых галогенными покрышками, залежи УВ выявлены на Марковском, Среднеботуобинском, Верхневилючанском, Вилюйско-Джербинском, Подкаменном, Даниловском и Преображенском месторождениях;

• в осадочном чехле рассматриваемой провинции может быть выделен ряд резервуаров нефти и газа и входящих в их состав продуктивных и возможно продуктивных горизонтов.

В отложениях кембрийской галогенно-карбонатной толщи промышленно продуктивны костинский, осинский, юряхский, усть-кутский и преображенский горизонты. Следует отметить, что полупромышленные или единичные непромышленные притоки нефти и газа в этой толще получены еще из ряда горизонтов на многих площадях Иркутского амфитеатра и Туруханского района (балыхтинский, христо-форовский, атовский, биркинский, бильчир-ский, келорский) [2]. Однако отсутствие здесь промышленных залежей не позволяет пока относить эти горизонты к регионально- и зональнопродуктивным.

Костинский продуктивный горизонт

приурочен к прикровельной части костинской свиты. Продуктивность его доказана на Подкаменном месторождении. Кроме того, из этой части разреза получены промышленные притоки газа в ряде скважин Сухотунгусской площади, притоки воды - в Анакитской (до 650 м3/сут), Тутончанской и Тунгусской (до 310 м3/сут) скважинах. Сложен горизонт доломитами пористыми, кавернозными. Его внутреннее строение и характер экранирования изучены недостаточно. Горизонт распространен на значительной части Северо- и Южно-Тунгусской фациальных областей [3, 4, 14, 15].

Осинский продуктивный горизонт приурочен к низам усольской свиты. Он уверенно прослеживается в разрезах всех скважин Иркутско-Тунгусской галогенно-карбонатной фациальной области [2, 15]. Состав пород доломитовый с подчиненными прослоями известняков. Мощность горизонта - 30^50 м.

Большую роль в обеспечении его фильтрационно-емкостных параметров играют процессы вторичных изменений пород и проявления трещиноватости. Открытая пористость колеблется от 0,1 до 10^12 %, проницаемость (в том числе трещинная) - 0^2000 мД. Горизонт промышленно нефтегазоносен на Марковском и Среднеботуобинском месторождениях. Кроме того, притоки нефти и газа в единичных скважинах получены на Атовской, Южно-Радуй-ской, Осинской, Илимской и других площадях.

Характерная особенность продуктивного горизонта - массивный характер резервуара, контролируемый участками повышенной трещиноватости пород в зонах развития дизъюнктивных дислокаций и локальными участками вторичных изменений пород, способствующих улучшению их фильтрационно-емкостных свойств. Роль региональной покрышки выполняют надосинские пачки каменных солей усольской свиты, в некоторых случаях экранами служат верхние непроницаемые прослои самого осинского горизонта [3, 4, 14, 15].

Юряхский продуктивный горизонт приурочен к верхней части иктехской свиты. Развит на северо-востоке Непско-Ботуобинской антеклизы в зоне замещения подосинских каменных солей карбонатными разностями. Промышленная продуктивность отложений доказана на Верхневилючанском и Вилюйско-Джербинском месторождениях. Сложен горизонт в основном доломитами пористыми, слабокавернозными [3, 4, 14, 15]. Открытая пористость пород изменяется от единиц до 18У20 %, абсолютная газопроницаемость достигает 25У28 мД, остаточная водонасыщенность - 10^60 %. Общая мощность горизонта составляет 40^42 м, мощность его верхней продуктивной части - 14^16 м. В южных районах Непско-Ботуобинской анте-клизы возрастным аналогом юряхского горизонта является усть-кутский. Последний залегает в кровле мотской свиты, сложен кавернозными доломитами. Промышленная нефтеносность горизонта доказана на Даниловской площади.

Преображенский продуктивный горизонт относится к нижней части средне-мотской подсвиты. Состав пород карбонатный. Газоносность отложений доказана на Преображенской и Даниловской площадях [3, 4, 14, 15].

Как было отмечено выше, обзор нефтегазоносных горизонтов в разрезе кембрия и докембрия Сибирской платформы показывает, что основные залежи нефти и газа

№ 5 (16) / 2013

264

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

приурочены к терригенной, вендской части осадочного чехла. В то же время в гораздо более мощном нижне-среднекембрийском галогенно-карбонатном комплексе обнаружено сравнительно мало промышленных скоплений УВ. Не исключено, что причина этого несоответствия кроется в недостаточном количестве рациональных методик поисковых работ.

Список литературы

1. Сметанин А.В. Предбайкало-Патомский надвиговый пояс / А.В. Сметанин // Геология нефти и газа. - 2000. - № 1.

2. Анциферов А.А. // Геология нефти и газа Сибирской платформы / А.А. Анциферов,

В.Е. Бакин, И.П. Варламов; под ред.

А.Э. Конторовича, В. С. Суркова,

A. А. Трофимука. - М.: Недра, 1981.

3. Воробьёв В.Н. Межрегиональная корреляция /

B. Н. Воробьёв, А.О. Ефимов, Н.В. Мельников // Геология и нефтегазоносность Лено-Тунгусской провинции. -

М.: Недра, 1977.

4. Гурова Т.И. Литология и условия формирования нефти и газа Сибирской платформы / Т.И. Гурова, Л.С. Чернова,

Н.Е. Богданова. - М.: Недра, 1988.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

5. Карасёв И.П. Геология и нефтегазоносность юга Восточной Сибири / И.П. Карасёв. -М.: Недра, 1969.

6. Казаринов В.В. Геохимическая характеристика нефтей и газов Хапчагайского поднятия Вилюйской синеклизы / В.В. Казаринов,

А.Э. Конторович, Р.Е. Мачинская // Материалы по геологии и нефтегазоносности Восточной Сибири: сб. науч. тр. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1967.

7. Краснов И. И. Геология Сибирской платформы / И. И. Краснов, М. Л. Лурье, В. Л. Масайтис. -М.: Недра, 1966.

8. Марьенко Ю.И. Нефтегазоносность карбонатных пород / Ю.И. Марьенко. -М.: Недра, 1978.

9. Мельников Н.В. Геология и нефтегазоносность Лено-Тунгусской провинции /

Н.В. Мельников. - М.: Недра, 1977.

Большее внимание, по-видимому, следует уде -лять вопросам поисков зон замещений каменных солей карбонатными породами (на всех без исключения иерархических уровнях - локальном, зональном и региональном), в которых возможно обнаружение промышленно продуктивных горизонтов типа юряхского.

10. Шемин Г. Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина) / Г.Г. Шемин. -Новосибирск: СО РАН, 2007.

11. Юхмина В.М. Нефтегазоносность карбонатных отложений юго-западной Якутии /

В.М. Юхмина, В.М. Дьяченко // Геологические и экономические аспекты освоения нефтегазовых ресурсов Якутии. - Якутск: Якутский филиал СО АН СССР, 1988.

12. Шашин С .Г. Рекомендации к исследованию пород-коллекторов нефтегазоносных горизонтов / С.Г. Шашин, Л.А. Будда,

Н. И. Комарова и др. - Иркутск:

Изд-во Иркутского университета, 1977.

13. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение / А. А. Ханин. - М.: недра,

1969. - С. 53-57.

14. Воробьёв В. Н. Корреляция кембрийских галогенно-карбонатных отложений Иркутского амфитеатра, Ботуобинского района и Берёзовской впадины / В. Н. Воробьёв,

А.О. Ефимов, М.А. Жарков и др. // Геология и геофизика. - 1978. - № 7.

15. Гурова Т.И. Методические рекомендации по изучению и научному прогнозированию резервуаров нефти и газа / Т.И. Гурова,

Л.С. Чернова, Р.С. Рояк // Труды СНИИГГиМС. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1986.

16. Кузнецов В.Г. Органогенные постройки кембрия Непско-Ботуобинской антеклизы (Сибирская платформа) / В.Г. Кузнецов,

О.В. Дон // Бюлл. МОИП. - 1984. - № 5.

№ 5 (16) / 2013

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.