CC BY
54
ЕРЁМИНСКО-ЧОНСКАЯ НЕФТЯНАЯ ЗАЛЕЖЬ НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКАИЗЫ -ВОЗМОЖНЫЙ ОБЪЕКТ ПО ПОДГОТОВКЕ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
ГТ.Шемин (ИГНГ СО РАН)
Формирование и развитие нефтегазового комплекса Восточной Сибири, реализация перспективных экспертных проектов выхода России на азиатско-тихоокеанский энергетический рынок являются одной из важнейших составных частей Энергетической стратегии России на период до 2020 г. Правительство Российской Федерации обратило особое внимание на важность обеспечения необходимого прироста запасов нефти и газа в этом регионе. К наиболее изученному геолого-геофизическими работами и перспективному на подготовку запасов УВ-сырья району в Восточной Сибири относится Непско-Бо-туобинская антеклиза, где уже в настоящее время открыто 25 месторождений нефти и газа, в том числе одно (Чаяндинское) уникальное по запасам УВ и ряд крупных [3]. Нет сомнения, что на территории антеклизы будут выявлены еще многие месторождения нефти и газа, в том числе уникальные и крупные по запасам УВ. Об этом свидетельствует выполненная на 01.01.2000 г. количественная оценка перспектив нефтегазоносности Сибирской платформы, согласно которой суммарные начальные извлекаемые ресурсы УВ в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы прогнозируются в объеме 10 млрд т условных УВ, из них нефти — 3,1 млрд т. В качестве подтвержде-
ния этого вывода приведем обоснование по комплексу геологических, тектонических, литолого-фа-циальных, геохимических и гидрогеологических критериев Ерёмин-ско-Чонской гигантской нефтяной залежи (ГНЗ) в Преображенском карбонатном горизонте венда отмеченной структуры.
Ерёминско-Чонская ГНЗ расположена в центральной части Непско-Ботуобинской антеклизы. Ее площадь составляет 21,6 тыс. км2, а извлекаемые ресурсы нефти оцениваются автором статьи в 1,5 млрд т (рис. 1). Территория распространения залежи в целом — достаточно изученный район, в пределах которого пробурены 144 глубокие скважины и проведен значительный объем сейсморазведочных работ. Однако они выполнены в основном в южной части, в пределах Верхне-чонского и Вакунайского месторождений, а также Могдинской и Преображенской площадей. Остальная, существенно большая, часть нефтяной залежи изучена крайне слабо. Следует также отметить, что основной объем проведенных в ее пределах нефтепоисковых работ был направлен на поиск и разведку залежей нефти и газа в терригенных образованиях венда. Вышеза-легающие карбонатные отложения венда и кембрия, в том числе и Преображенского горизонта, исследовались попутно, что обусловило низкую степень их изученности.
Пластом-коллектором прогнозируемой нефтяной залежи служит повсеместно распространенный Преображенский горизонт, залегающий в основании венд-нижнекем-брийского подсолевого карбонатного комплекса, в подошве катанг-ской свиты. Толщина горизонта варьирует от 15 до 24 м. Его подстилают терригенно-сульфатно-карбо-натные отложения тирской свиты, а перекрывают глинистые и ангидри-тистые доломиты, мергели средней и верхней частей катангской свиты. Эти стратиграфические подразделения по своим экранирующим характеристикам являются флюидо-упорами.
Тектонические условия формирования нефтяной залежи
Тектонические условия формирования Ерёминско-Чонской ГНЗ представляются следующими (Ше-мин Г.Г., 1982). Она охватывает центральную приподнятую часть Непско-Ботуобинской антеклизы, западную часть Непского свода и прилегающую к нему территорию северо-западного склона антеклизы, выраженную в виде полукруглой моноклинали с наклоном пород к северу, северо-западу и юго-вос-току от наиболее приподнятого Верхнечонского структурного мыса (см. рис. 1).
Рис. 1. ФРАГМЕНТ ТЕКТОНИЧЕСКОЙ КАРТЫ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПРОВИНЦИЙ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ (ред. В.С.Старосельцев, 1995)
Рассматриваемая нефтяная залежь осложнена рядом региональных разломов: Нижнетунгусским, Ангаро-Вилюйским, Ербогачено-Чуй-ским и разрывными нарушениями более низкого порядка [3]. Региональные дизъюнктивы проявляются в строении фундамента и базаль-ной части осадочного чехла. Еще одна группа дислокаций включает разрывные нарушения, которые характеризуются значительно меньшими размерами и широким распространением в отложениях осадочного чехла.
Выполненные автором данной статьи детальные палеотектониче-ские реконструкции свидетельствуют о том, что на протяжении позднего докембрия и фанерозоя территория Непско-Ботуобинской ан-теклизы испытала четыре этапа тектонического развития: венд-силурийский, девонский, позднепалео-зой-триасовый и юра-кайнозойский (Шемин Г.Г., 1982; [3]). На протяжении этих периодов территория Ерёминско-Чонской ГНЗ была наиболее приподнятой частью Непско-Ботуобинской антеклизы, да и всей территории южной половины Лено-Тунгусской НГП, куда в течение всего фанерозоя практически непрерывно могли поступать УВ, т.е. этот участок характеризуется весьма благоприятными тектоническими условиями для формирования выделенной залежи УВ (рис. 2).
Аишологическое строение и седиментаиионная модель Преображенского горизонта
Литологическое строение Преображенского горизонта, условия формирования и характер проявления вторичных процессов полно и всесторонне освещены в работах Т.И.Гуровой, Л.С.Черновой и др. [4]. Приведенная литологическая характеристика Преображенского горизонта базируется в основном на результатах этих исследователей.
Для Преображенского горизонта типичны различные литологи-ческие, структурно-тектонические и генетические особенности строения и постседи-ментационные изменения. Каждая из отмеченных характеристик в той или иной степени повлияла на фи-льтрационно-ем-костные свойства пород. Доминирующим типом пород в горизонте являются доломиты.
Литолого-па-леонтологические исследования доломитов Преображенского горизонта позволили выделить среди них 3 основных генетических типа: хемогенный, органогенный (микро-фитолитовый) и ор-ганогенно-обло-мочный.
Хемогенный тип повсеместно распространен и представлен зернистыми хемогенными доломитами, на долю которых приходится в среднем 10-40 % толщины горизонта. В этом типе отмечается постоянная примесь глинистого материала и ангидрита. Микрофитоли-товый тип доломитов также распространен повсеместно и по процентному соотношению в разрезе (50-70, редко 70-90 %) преобладает над хемогенными. Для этого типа доломитов характерно незначительное содержание глинистого мате-
7
У"^ 4 о 5 |\/|
Границы: 1 - Непско-Ботуобинской антеклизы, 2 - Вилю-чанской седловины, 3- положительных структур I порядка,
4 - положительных структур II порядка (/- Верхневилючан-ское куполовидное поднятие, II- Пеледуйское куполовидное поднятие, III - Верхнечонский структурный мыс, IV -Алтыбское куполовидное поднятие, V- Усть-Кутский вал),
5 - Ерёминско-Чонской ГНЗ; 6 - разрывные нарушения, осложняющие отложения осадочного чехла
риала и ангидрита (до 2 %). Орга-ногенно-обломочный генетический тип представлен продуктами разрушения хемогенных и органогенных доломитов.
Данные генетические типы доломитов Преображенского горизонта достаточно четко выделяются по материалам геофизических исследований скважин (ГИС) (рис. 3). Органогенные (микрофитолитовые) доломиты, в которых в основном развиты коллекторы, характеризуются
Рис. 2. ПАЛЕОСТРУКТУРНАЯ КАРТА ПОДОШВЫ ВЕНД-НИЖНЕКЕМБРИЙСКОГО ТЕРРИГЕННОГО КОМПЛЕКСА НА КОНЕЦ ФОРМИРОВАНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ АНГАРСКОЙ СВИТЫ ТЕРРИТОРИИ НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ
генный тип разреза Преображенского горизонта сформировался в условиях приливно-отливной равнины, господствовавшей в юго-за-падной части. Первый и второй типы разрезов в совокупности представляют собой единый органогенный массив, охватывающий обширный участок центральной части Неп-ско-Ботуобинекой антеклизы.
Приведенное распространение типов разрезов по площади очень важно, поскольку каждый из них по-своему определил емкостную модель Преображенского горизонта. Породы-коллекторы этого объекта в основном связаны с первым и вторым типами разрезов, т.е. с выделенным органогенным массивом, в контурах которого прогнозируется Ерёминско-Чонская ГНЗ.
Доломиты: / - микрофитолитовые, II -органогенно-обломочные, III - хемо-генные
значения их естественной радиоактивности ближе к показателям микрофитолито-вых доломитов. Полученные зависимости позволи-
1 - изопахиты, м; контуры грабенообразной структуры; остальные усл. обозначения см. на рис. 1
аномально пониженными и пониженными значениями естественной радиоактивности (от 3,6 • Ю-14 до 24,5 • Ю-14 А/кг при среднем значении 18,4 • Ю-14 А/кг). Хемогенные же доломиты, обычно не содержащие промышленных коллекторов, имеют повышенные и высокие показатели естественной радиоактивности (от 21,6 • 10"14 до 43,2 • 10"14 А/кг при среднем значении 31,6 • Ю-14 А/кг). Эти показатели гамма-каротажа позволяют практически однозначно выделять в разрезах основные генетические типы пород горизонта. Что касается органогенно-обломоч-ных доломитов, составляющих незначительную часть разреза, то
пов доломитов, степени их глинистости и сульфат-ности они подразделяются на 4 типа. Первый (биогенный) сформировался в наиболее насыщенном органическими остатками участке (банке) внутришельфовой отмели и распространен весьма ограниченно. Второй (в основном биогенные породы) также сложен преимущественно микрофитолитовыми доломитами и имеет генезис внутришельфовой отмели. Он распространен существенно шире, чем первый, в пределах почти всей Ерёмин-ско-Чонской ГНЗ. Третий тип (хемо-генно-биогенный) образовался в мелководных условиях, которые в преображенское время существовали в центральной и северо-вос-точной частях Непско-Ботуобин-ской антеклизы. Четвертый хемо-
Рис. 3. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЗНАЧЕНИЙ ЕСТЕСТВЕННОЙ РАДИОАКТИВНОСТИ В РАЗЛИЧНЫХ ГЕНЕТИЧЕСКИХ ТИПАХ ДОЛОМИТОВ ПРЕОБРАЖЕНСКОГО ГОРИЗОНТА
ли выделить генетические типы пород Преображенского горизонта в разрезах всех пробуренных скважин на территории Непско-Боту-обинской антеклизы и тем самым существенно уточнить выполненные ранее палеогеографические реконструкции (рис. 4).
По соотношению в разрезах отмеченных генетических ти-
Рис. 4. СЕДИМЕНТАЦИОННАЯ МОДЕЛЬ
ПРЕОБРАЖЕНСКОГО ГОРИЗОНТА НЕПСКО-БОГУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ
Породы Преображенского горизонта неравномерно изменены постседиментационными процессами. Среди них развиты как положительно влияющие на фильтрацион-но-емкостные свойства пород (перекристаллизация, выщелачивание и доломитизация), так и отрицательно (сульфатизация, засолонение и окремнение) [4].
Площадь с наиболее высокой степенью проявления положительных постседиментационных процессов охватывает центральную, северо-западную и юго-восточную части Ерёминско-Нонской ГНЗ. Для коллекторов здесь характерны высокая степень перекристаллизации и повышенный объем свободных пустот выщелачивания. Участок средней степени проявления положительных постседиментационных процессов кольцеобразно оконту-ривает отмеченную территорию. Район минимальной степени их проявления прогнозируется за пределами залежи.
На территории Ерёминско-Чон-ской ГНЗ выделено 4 участка с различной степенью проявления постседиментационных процессов, отрицательно влияющих на качество пород-коллекторов. Первый из них с минимальной степенью их проявления прогнозируется в центральной и северной частях. Здесь породы горизонта слабо подверглись сульфатизации и окремнению. Участок средней степени проявления в породах постседиментационных процессов зафиксирован в южной части залежи, где в породах-коллекторах горизонта больше сульфатов. Участки повышенной и высокой степени проявления постседиментационных процессов, отрицательно влияющих на качество коллекторов, закартированы в ее юго-восточной части.
Условия седиментогенеза и специфичность постседиментационных изменений пород Преображенского горизонта способствовали
формированию в них коллекторов мелкопорового, реже мелкопорово-трещинного и ка-вернозно-мелко-порового типов.
Приведенные материалы свидетельствуют о том, что на территории Ерёминско-Чонской ГНЗ имеются наиболее благоприятные условия для формирования органогенных доломитов Преображенского горизонта с наилучшими фи~ льтрационно-ем-костными свойствами. Здесь наиболее интенсивно развиты вторичные процессы, положительно влияющие на качество пород-коллекто-ров, и слабо проявились процессы, оказывающие негативное влияние на коллек-торские свойства пород.
Фашальные зоны: 1 - банки (биогенные зоны), 2 - внутри-шельфовые отмели (преимущественно биогенные зоны), 3 мелководный шельф (хемогенно-биогенные зоны), 4 - при ливно-огливные равнины (преимущественно хемогенные зоны); 5 - граница между фациальными зонами; остальные усл. обозначения см. на рис. 1
Емкостная и экранирующая модели резервуара
Емкостная модель Преображенского горизонта Ерёмин-ско-Чонской ГНЗ базируется на приведенной седиментационной модели, характере проявления вторичных процессов, материалах ГИС, аналитических данных и результатах испытания скважин. В качестве показателей оценки качества пород-коллекторов ис-
пользовались их эффективные толщины, пористость и проницаемость.
В пределах Ерёминско-Чон-ской ГНЗ нефтенасыщенные породы-коллекторы Преображенского горизонта толщиной от 5 до 18 м распространены почти повсеместно. Повышенные значения толщины (10-18 м) предполагаются на большей части прогнозируемой залежи, в центральной, северной и юго-за-падной частях (рис. 5).
Рис. 5. ЕМКОСТНАЯ МОДЕЛЬ ПРЕОБРАЖЕНСКОГО ГОРИЗОНТА ЕРЁМИНСКО-ЧОНСКОЙ ГНЗ
0 10 20 км
1_I_
Скважины: 1 - параметрические, 2-поисковые, 3 - разведочные; 4 - границы Ерёминско-Чонской ГНЗ; 5- условный внешний контур ВНК; 6- границы участков отсутствия пород-коллекторов; 7- изопахихы нефтенасышенных пород-коллекторов, м; 8-изолинии открытой пористости нефтенасышенных пород-коллекторов; поля с прогнозом нефтенасышенных толщин по-род-коллекюров и открытой пористости: 9-от 10 до 20 м и 7,5-15,0 %, 10-от 7,5 до 10,0 м и 7,5-10,0 %, 11 - от 5 до 7,5 м и 7,5-10,0%
срильтрационно-емкостные свойства коллекторов горизонта изменяются в следующих пределах: пористость — от 7 до 18 %, проницаемость —
от 0,25 КИ до 97,6 Ю-3 мкм2, в среднем от 9 до 11 % и от 0,25 • 10"3 до 1,5 • 10"3 мкм2 соответственно. Наиболее высокие значения филь-
трационно-емкостных свойств коллекторов прогнозируются в центральной, северной и юго-западной частях залежи. Следует отметить
Рис. 6. КАРТА ПРОГНОЗА КАЧЕСТВА ТИРСКОГО ФЛЮИДОУПОРА НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ
выдержанность по площади толщин коллекторов и их фильтрацион-но-емкостных свойств.
Оценка качества тирского и катангского флюидоупоров, ограничивающих сверху и снизу Преображенский горизонт, осуществлялась на базе анализа их вещественного и минерального составов, а также характера распределения толщин. Тирский региональный экран, подстилающий Преображенский горизонт, в пределах рассматриваемой залежи практически отсутствует, тем самым создавая благоприятные условия для подтока УВ в Преображенский горизонт из подстилающих терригенных резервуаров (рис. 6). Катангский экран повсеместно развит в пределах нефтяной залежи и обладает достаточно надежными экранирующими свойствами для сохранения жидких УВ в залежи.
Условия формирования и сохранения нефтяной залежи
Условия формирования и сохранения залежей У В в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы были достаточно благоприятными [2, 3]. Основными очагами нефте-образования являлись смежные с Непско-Ботуобинской антеклизой территории преимущественно отрицательных структур. Наибольшим генерационным потенциалом обладали рифейские отложения, значительно меньшим — вендские терри-генные и карбонатные образования [2, 3].
Миграция УВ из зон нефтега-зообразования в пределы Непско-Ботуобинской антеклизы в основном контролировалась степенью катагенетической преобразо-ванности ОВ нефтематеринских пород, палеоструктурными планами и качеством флюидоупоров. Анализ этих показателей позволяет выделить 4 основных этапа формирова-
ния залежей У В на Непско-Ботуобинской анте-клизе и в пределах Ерёминско-Чонской ГНЗ: венд-раннепалеозой-ский, девонский, позднепалеозой-триасовый и новейший [2, 3].
Преображенский резервуар был сформирован в венде. В это время в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы генерация УВ в нефтематеринских толщах в сколько-нибудь значительных масштабах еще не началась. Однако осадочные толщи ри-фея и венда, выполнявшие смежный Байкало-Па-томский прогиб, выступали в качестве мощного, внешнего по отношению к анте-клизе, очага неф-теобразования. В кембрии и ордовике в палеозойский цикл текто-
генеза погружение рифейских толщ и генерация УВ продолжались. В середине периода в главную зону нефтеобразования попадали вендские терригенные отложения При-саяно-Енисейской синеклизы, Анга-ро-Ленской ступени, Предпатом-ского регионального прогиба и смежного с ним склона Непско-Бо-туобинской антеклизы. Они генерировали огромные массы УВ, часть из которых мигрировала в наиболее приподнятые участки антеклизы, в пределы Ерёминско-Чонс-
Шз □ б
1 - граница территории с отсутствием отложений тирского флюидоупора; оценка качества флюидоупора: 2-е весьма высоким качеством, 3-е высоким качеством, 4 - со средним качеством, 5-е низким качеством; 6 - граница между территориями с разным качеством флюидоупора; остальные усл. обозначения см. на рис. 1
кой ГНЗ. Вполне вероятно, что на этом этапе могли сформироваться нефтяные залежи в Преображенском горизонте.
В девонский период началось погружение северо-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы, обусловленное формированием к северо-востоку от структуры Ыгы-аттинской и Кемпендяйской впадин, которые в то время выступали в качестве основного очага нефтегазо-образования. В течение этого этапа продолжалось заполнение ловушек
а-
- геология нефти и газа, 542004 -
FORMATION AND LOCATION OF OIL AND GAS POOLS
УВ, в том числе и в Ерёминско-Чон-ской ловушке.
Третий этап скопления УВ на территории Непско-Ботуобинской антеклизы отмечался в позднем палеозое — триасе и был связан с формированием Тунгусской сине-клизы. На этом этапе поток УВ шел в основном на северо-западный склон антеклизы.
Последний этап формирования залежей — новейший — характеризуется общим подъемом территории Непско-Ботуобинской антеклизы (Шемин Г.Г., 1982). Различные градиенты подъема территории антеклизы привели к переформированию существовавших залежей УВ, а активизация разрывной тектоники — к их межрезервуарной миграции. Воздымание региона вызвало уменьшение термодинамических показателей и выделение в свободную фазу водорастворенных и растворенных в нефти газов. За счет потери газов и низкокипящих фракций увеличилась плотность нефтей в залежах. В этот этап были сформированы современные контуры Ерё-минско-Чонской ГНЗ.
Условия сохранения залежей УВ в подсолевом венд-нижнекембрийском карбонатном комплексе, в том числе в Преображенском горизонте, были также благоприятными [1]. Для него характерны нормальные температуры. Пластовые воды представлены весьма крепкими, предельно насыщенными рассолами. В их солевом составе преобладают хлориды кальция и магния. Водообмен весьма затруднен и близок к застойному. Газонасыщенность пластовых вод изменяется в широких пределах; в целом они недонасыщены газовыми компонентами, по составу являющимися УВ-газами.
Таким образом, сочетание весьма благоприятных тектонических, литолого-фациальных, геохимических и гидрогеологических критериев предопределило формирова-
ние в Преображенском горизонте Непско-Ботуобинской антеклизы Ерёминско-Чонской ГНЗ. Этот вывод подтверждают результаты неф-тепоисковых работ, выполненных на ее территории.
Результаты
нефтепоисковых работ
В Преображенском горизонте Ерёминско-Чонской ГНЗ нефтепо-исковыми работами доказана крупная по запасам Верхнечонская га-зоконденсатно-нефтяная залежь. Залежи УВ выявлены на Вакунай-ской, Преображенской и Могдин-ской площадях. Нефтегазоносность установлена на двух площадях (За-падно-Игнялинская, Давачинская),
водоносность — на одной (Ербога-ченская). На остальных малоизученных площадях, где пробурено по одной скважине (Ждановская, Буриндинская, Большечайкинская), вскрыты нефтенасыщенные породы-коллекторы. Результаты работ могли быть более значимы, если бы опробование Преображенского горизонта проводилось с применением соляно-кислотной обработки, поскольку только этим способом можно выявить истинные перспективы нефтегазоносности Преображенского горизонта (рис. 7). Приведем краткую характеристику изученных участков прогнозируемой залежи.
Верхнечонский участок расположен на юго-востоке залежи.
Рис. 7. ГРАФИКИ ЗАВИСИМОСТИ РЕЗУЛЬТАТОВ ОПРОБОВАНИЯ СКВАЖИН ОТ ТОЛЩИНЫ (А), СРЕДНЕЙ ПОРИСТОСТИ (Б) И СРЕДНЕЙ ПОРОВОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ (В) ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ПРЕОБРАЖЕНСКОГО ГОРИЗОНТА ВЕРХНЕЧОНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
о
о.
р
ц
О О
к *
Et
о о. о
) о
■ Q.
Et CE
<D О Q- CL
U О
16-12-
4-
13-1 11-9-
5-
£ M
I о. S °
о * Q. Q) С C;cn
£ о i
о
О Q_V
С о с тс с
I-
El и
а) о
5s
5-3-
1-
0,5
to
' 111Г
мм
:мм -++++
Mi
111:11111:11 мимики
■Mm МММ : м м i : м м I •MU4-
M M I. ммм i i. 111111:1:111 и и и : I : и I
в
lllllIM1411... mmmmi'mmm
Ш, Ш2 Ш ŒL HL
Ше
Скважины
Скважины: 1 - неопробованные, 2 - опробованные испытателем пластов, 3 -опробованные в колонне, 4 - опробованные в колонне с соляно-кислотной обработкой ствола; скважины с притоком из Преображенского горизонта: 5- нефти, 6-газа, 7 - нефти и газа
По кровле Преображенского горизонта здесь фиксируется обширный структурный мыс, осложненный рядом разрывных нарушений, разделяющих структуру на несколько блоков (рис. 8). В этой части залежи коллекторы Преображенского горизонта распространены почти повсеместно, изменяясь в толщине от нескольких метров до 18 м, обычно от 8 до 12 м. Их открытая пористость варьирует от 7 до 18 %, проницаемость — от 0,25-10"3 до 97,0-10 3 мкм2. Зона наиболее высоких показателей толщин коллекторов и их фильтрационно-емкост-ных свойств охватывает северную и центральную части залежи. Следует отметить выдержанность толщин коллекторов, а также их пористости и проницаемости по площади. Средние значения этих параметров соответственно равны 10,4 м, 9,2 %, 1,2 -10"3 мкм2.
Результаты испытания горизонта следующие. В 17 скважинах объект не опробован, хотя в 15 из них обнаружены нефтенасыщенные породы-коллекторы. В 72 скважинах горизонт опробован испытателем пластов, из них только в 7 (10 %) выявлены нефтегазопрояв-ления. Под прикрытием колонны горизонт опробован в 40 скважинах, из них в 3 он испытан без соля-но-кислотной обработки, в 5 — с использованием соляно-кислотных ванн и в 34 — с применением соля-но-кислотной обработки объемом от 4 до 80 м3 15%-й HCl. В первом случае получены небольшие притоки У В в 2 скважинах, во втором — малодебитные притоки нефти оказались в 3 скважинах, и в третьем случае во всех скважинах (за исключением одной) дебит нефти составлял от 3-5 до 27 м3/сут (см. рис. 6).
Следовательно, из Преображенского горизонта притоки нефти и газа могут быть получены только при испытании под прикрытием колонны с применением со-
ляно-кислотной обработки объемом не менее 4 м3 15%-й HCl. Установлено, что этот способ опробования обеспечивает получение притоков нефти и газа при следующих граничных значениях эффективных толщин коллекторов, их открытой пористости и проницаемости: 5,6 м, 7,4 % и 0,46 • 10~3 мкм2 соответственно.
Модель залежи участка представляется газоконденсатно-нефтя-ной, литологической с тектоническим экранированием, пластовой, блоковой.
Вакунайский участок находится в восточной части залежи, в 12 км северо-восточнее Верхнечон-ского месторождения. По кровле Преображенского горизонта в его пределах закартирована пологая, наклоненная в северном направлении моноклиналь. На юго-западе залежь ограничена грабенообраз-ной структурой, на юге — выклиниванием пород-коллекторов. Северный и северо-западный контуры залежи не изучены.
В изученной части залежи толщины пород-коллекторов изменяются от 3 до 15 м, их открытая пористость колеблется от 7 до 14 %, а межзерновая проницаемость — от 0,25 • 10"3 до 18,23 • 10"3 мкм2. Средние показатели толщин коллекторов, их открытой пористости и проницаемости не уступают по значениям подобным же параметрам Верхнечонского участка залежи. Они равны соответственно 10,9 м, 8,8 % и 1,53 -10"3 мкм2.
Результаты испытания горизонта следующие. Одна скважина не опробована, остальные 15 скважин опробованы испытателем пластов и 2 из них испытаны под прикрытием колонны с применением соляно-кислотной обработки. Лишь в этих двух скважинах получены притоки нефти дебитом 4,2 и 1,5 м3/сут, в трех других скважинах — притоки газа.
В остальных скважинах притоков флюидов из горизонтов не получено, хотя зафиксированы нефте-газонасыщенные породы-коллекторы.
Модель залежи участка представляется газоконденсатно-нефтя-ной, литологически ограниченной, пластовой.
Преображенский участок расположен на юге залежи. По кровле Преображенского горизонта на площади закартирована по-логонаклонная в западном направлении моноклиналь, осложненная малоамплитудным разрывным нарушением, которое разделяет ее на 2 блока — западный и восточный.
Толщины коллекторов горизонта в пределах залежи изменяются от нескольких метров до 13 м, их открытая пористость варьирует от 7,0 до 15,8 %, а проницаемость — от 0,25-Ю"3 до 58,53 Ю"3 мкм2. Средние показатели толщин коллекторов, их открытой пористости и проницаемости рассматриваемого участка и Верхнечонского месторождения примерно одинаковые: 9,8 м; 9,6 %; 1,29 • 10"3 мкм2 и 10,4 м; 9,2 %; 1,20-10"3 мкм2.
Результаты испытания горизонта следующие. Три скважины опробованы испытателем пластов, 2 — под прикрытием колонны и 4 — под прикрытием колонны с применением соляно-кислотной обработки. Следует отметить, что на этой площади впервые была применена соляно-кислотная обработка объекта, однако ожидаемого эффекта не получено, поскольку использовались недостаточные объемы реактива. Тем не менее в результате выполненных работ в 2 скважинах получены притоки газа, в 3 — слабые притоки нефти и газа и в 4 — притоков не получено, хотя вскрыты нефтенасыщенные породы-коллекторы.
FORMATION AND LOCATION OF OIL AND GAS POOLS
Рис. 8. МОДЕЛЬ ПРЕОБРАЖЕНСКОЙ ГАЗОКОНДЕНСАГНО-НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ВЕРХНЕЧОНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
6 7
а б 21 tf а б
•1 о • 1 ° I
10 • 1° II • !о 1? I
1 - скважины; 2- изогипсы по кровле Преображенского горизонта, м; 3- разрывные нарушения; 4 - контуры грабенообраз-ной структуры; 5- контуры участков отсутствия пород-коллекторов; 6-изопахиты пород-коллекторов, м; контуры газоносности: 7- внешний, 8-внутренний; контуры нефтеносности: 9-внешний, 10-внутренний; поля с доказанным (а) и прогнозируемым (б) насыщением коллекторов: 11- газовые, 12 - газонефтяные, 13 - нефтяные, 14 - нефтеводяные, 15 - прогнозируемые водяные; опробование горизонта: 16 - не опробован, 17-испытателем пласта, 18-под прикрытием колонны, 19-под прикрытием колонны с применением соляно-кислогаой обработки
Могдинский участок приурочен к северо-восточному выклиниванию залежи. По кровле Преображенского горизонта на территории
участка эакартирована пологона-клонная в северо-западном направлении моноклиналь, осложненная малоамплитудным разрывным на-
рушением, которое разделяет ее на 2 блока: более обширный западный и значительно меньший по размеру восточный.
Толщины коллекторов горизонта в пределах участка залежи изменяются от 6 до 13 м. Максимальные их значения (11-13 м) выявлены на западном блоке, минимальные — на восточном. Открытая пористость коллекторов изменяется от 7,0 до 14,0 %, а проницаемость — от 0,25 Ю"3 до 16,1 Ю"3 мкм2.
Результаты опробования горизонта на площади следующие. Одна скважина не опробована, 4 опробованы испытателем пластов, а 2 из них испытаны под прикрытием колонны с применением соля-но-кислотной обработки. Притоки нефти из горизонта получены, как и на других объектах, только в колонне с применением соляно-кис-лотной обработки. При этом способе опробования в скв. 2 получен приток нефти дебитом 21,5 м3/сут (западный блок площади с улучшенными фильтрационно-емкост-ными свойствами Преображенского горизонта), в скв. 248 — водонефтя-ная жидкость дебитом 11,3 м3/сут (восточный блок площади). В других скважинах, вскрывших также нефтенасыщенные породы-коллекторы Преображенского горизонта, притоки флюидов не получены.
Результаты нефтепоисковых работ на остальных 8 малоизученных площадях (Западно-Игнялин-ская, Верхнечонская, Ждановская, Буриндинская, Большечайкинская, Давачинская, Ербогаченская и Тым-пучиканская) Ерёминско-Чонской ГНЗ примерно такие же, как и на описанных участках. В их пределах также вскрыты нефтегазонасыщен-ные породы-коллекторы Преображенского горизонта и при качественном испытании получены притоки УВ.
Заключение
Приведенные материалы позволили выделить в центральной части Непско-Ботуобинской анте-
клизы Ерёминско-Чонскую ГНЗ в Преображенском карбонатном горизонте венда. С востока, юга и запада она ограничена выклиниванием коллекторов, а в наиболее погруженной северной части — подошвенными водами. Эта залежь, имеющая блоковое строение, приурочена к весьма крупной литологи-ческой ловушке, генетически связанной с органогенным массивом, образованным в единых фациаль-ных условиях (внутришельфовой отмели) и испытавшим сходные пост-седиментационные процессы (перекристаллизацию, выщелачивание и доломитизацию), сформировавшие преимущественно мелкопористый тип коллекторов. Эти условия предопределили распространение внутри залежи высокоемких коллекторов, выдержанность их толщин и фильтрационно-емкостных свойств по площади. Нефтенасыщенность пород-коллекторов залежи обусловлена двумя важными причинами. На протяжении всего позднего докембрия и фанерозоя ее территория соответствовала наиболее приподнятому участку Непско-Ботуобинской антекли-зы, куда в разные периоды поступали УВ из смежных зон нефтега-зообразования. В пределах залежи установлено отсутствие пород тир-ского регионального флюидоупо-ра, что обусловило подток УВ в Преображенский горизонт из подстилающих терри-генных резервуаров.
Невысокие фильтрационно-емкостные свой-
ства коллекторов Преображенского горизонта обусловили в целом пониженные и средние дебиты нефти в скважинах, от нескольких кубических метров до 28 м3/сут. Однако, как свидетельствуют выполненные исследования, их величина в значительной степени зависит от эффективной толщины коллекторов (рис. 9), поэтому при вскрытии пласта горизонтальным стволом скважины они могут вырасти на порядок.
Выделенная гигантская нефтяная залежь представляет собой новый тип объектов нефтепоисковых работ в древних карбонатных формациях Сибирской платформы. Ресурсы УВ этой залежи, а также имеющиеся на этой территории и смежных участках залежи нефти и газа, в том числе крупные по запасам в отложениях терри-генного венда и осинском карбонатном горизонте нижнего кембрия, являются надежной базой подготовки запасов УВ-сырья в Восточной Сибири.
Рис. 9. ЗАВИСИМОСТЬ ДЕБИТА НЕФТИ ОТ ЭФФЕКТИВНЫХ
ТОЛЩИН КОЛЛЕКТОРОВ ПРЕОБРАЖЕНСКОГО ГОРИЗОНТА
ВЕРХНЕЧОНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
25 ■ ■ / V/
20 ■ //
ь и \ / /
/ / /
/ 2 Т /
X / /
-8-0) I £ 10 \о 0) / / /
/ /
/ ш 1 У
5 Г
. 1 . . . . .....1
0 4 8 12 16 20
Толщина пород коллекторов, м
Уравнение регрессии у = 2 х-13, коэффициент корреляции 0,82
Литература
1. Анциферов A.C. Гидрогеология древних нефтегазоносных толщин Сибирской платформы. — М.: Недра, 1989.
2. Конторович А.Э. История залежей нефти и газа в верхнекембрийских и нижне-среднепапеозойских отложе-
ниях Сибирской платформы / А.Э.Конторович, Н.М.Бабина, Л.И.Богородская и др. // Геология и нефтегазоносность Восточной Сибири: Тр. СНИИГГиМСа. — Новосибирск: СНИИГГиМС, 1978.
3. Непско-Ботуобинская анте-клиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на востоке СССР /
Под ред. А.Э.Конторовича, В.С.Сурко-ва, А.А.Трофимука. — Новосибирск, Наука, 1986.
4. Строение и нефтегазоносность карбонатных резервуаров Сибирской платформы: Тр. СНИИГГиМСа. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1991.
О Г.Г.Шемин, 2004
By a complex of geologic-field researches in the central part of Nepsko-Botuob anteclise, Eremin-Chon giaht oil accumulation was for the first time distinguished, the reservoirs of which is the Preobrazhen carbonate horizon of Vendian. Accumulation is confined to the large lithological trap genetically associated with organogene massif for-medd under common facial conditions and undergone the similar postsedimentation processes. These conditions predetermined the intrapool distribution of high capacity reservoirs.
Г Роману Аваковичу Сумбашову - 75 лет
Роман Авакович Сумбатов родился 21 декабря 1929 г. в Кизляре Дагестанской АССР. Трудовую деятельность начал в 1946 г. рабочим кизлярского "Горэлектровода". В 1948 г. он поступил в Грозненский нефтяной институт, который закончил в 1953 г. по специальности разработка нефтяных и газовых месторождений с присвоением квалификации горный инженер.
С 1953 по 1965 г. Р.А.Сумбатов работал в Татарской АССР на крупнейшем Ромашкинском нефтяном месторождении и нефтяных месторождениях Прикамья, где от "а" до "я" прошел свои "трудовые университеты". Прекрасные профессиональные знания и высокая инженерная квалификация, рано проявившиеся задатки организатора и руководителя позволили ему быстро пройти все должностные ступени от инженера участка, начальника участка, начальника производственно-технического отдела и главного инженера конторы бурения до главного инженера треста "Альметьевбурнефть" в объединении "Татнефть".
В январе 1965 г. он был выдвинут на работу в Гволком СССР и назначен членом Комитета. После преобразования Геолкома в октябре 1965 г. в Министерство геологии СССР он стал начальником Управления глубокого разведочного бурения, членом коллегии министерства. С 1978 г. Р.А.Сумбатов — заместитель министра геологии РСФСР, с 1981 г. — заместитель министра геологии СССР. С 1986 по 1988 г. — член бюро ТЭК Совета Министров СССР.
Трудовые заслуги Р.А.Сумбатова отмечены орденами и медалями СССР, Российской Федерации, Республики Казахстан и Польской Народной Республики, ему присвоены звания "Заслуженный геолог РСФСР" и "Почетный разведчик недр".
Р.А. Сумбатов как специалист высокой квалификации внес большой вклад в организацию и развитие поисковых и разведочных работ на нефть и газ в Западной Сибири, Прикаспийской, Днепровско-Донецкой и Припятской впадинах, Тимано-Печорской провинции, Восточной Сибири и т.д. При его участии был решен комплекс технологических вопросов по бурению глубоких и сверхглубоких скважин, разбуриванию месторождений с аномально высокими пластовыми давлениями и содержащими до 20 % сероводорода в составе пластового газа (Урта-Булак, Оренбургское, Астраханское, Карачаганак и др.), а также по организации бурения первых морских скважин на Черном и Азовском морях.
По его инициативе при разведке месторождений была разработана и использована новая система организации разведочных работ на крупных месторождениях, а также впервые созданы военизированные части для ликвидации нефтяных и газовых фонтанов.
Р.А.Сумбатов возглавлял работу при выполнении многих уникальных экспериментов, начиная от использования ядерных взрывов в мирных целях до ликвидации крупных нефтяных и газовых фонтанов на территории СССР и в ряде зарубежных стран.
В 1992-2000 гг. он работал первым вице-президентом ЗАО "Роспан Интернешнл", с 2000 г. и по настоящее время — советник генерального директора ООО Корпорация строительных инвестиций".
Порядочность, скромность, справедливость, высокая компетентность, чувство ответственности, требовательность к себе и подчиненным Р.А.Сумбатова стали прекрасным образцом для профессионального становления многих работавших вместе с ним специалистов. Он посвятил много сил делу подготовки высококвалифицированных буровых кадров. Под его требовательным оком выросли многие известные на всю страну мастера скоростного бурения, инженерно-технические кадры и руководители геолого-разведочных экспедиций и объединений.
Перечисленные вехи славной трудовой биографии Романа Аваковича далеко не полностью характеризуют его многогранную личность. Он разносторонне образованный интеллигент, знаток и ценитель литературы, истории, искусства и спорта, к тому же мудрый советчик и доброжелательный, остроумный собеседник.
И сегодня Роман Авакович полон энергии и оптимизма, сохранив подлинно юношеский энтузиазм в сочетании с высоким профессионализмом, завидной работоспособностью и уникальными аналитическими способностями.
С чувством искреннего уважения поздравляем Романа Аваковича Сумбатова с замечательным юбилеем, желаем крепкого здоровья и долгих лет жизни, счастья и благополучия ему и его близким!
Руководство и коллектив ООО "Корпорация строительных инвестиций" Редколлегия и редакция журнала Геология нефти и газа"
Л
