CC BY
1116
УДК 553.982(571)
Г.П. Косачук, С.В. Буракова, С.И. Буточкина, Е.В. Мельникова, Н.В. Будревич
К вопросу о формировании нефтяных залежей (оторочек) месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы
Ключевые слова:
Непско-
Ботуобинская
антеклиза,
месторождения,
терригенная толща
венда,
карбонатный
нижнекембрийский
комплекс,
нефтегазо-
генерационный
потенциал,
миграция
углеводородов,
формирование
залежей.
Keywords:
Nepsko-
Botuobinskaya
anteclise,
fields,
terrigene strata Vendian,
Lower Cambrian
carbonate complex,
oil-and-gas
generation potential,
hydrocarbon
migration,
accumulation.
Наиболее крупными месторождениями на территории Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (НБ НГО) являются: Чаяндинское, Среднеботуобинское, Тас-Юряхское (нефтегазоконденсатные - НГКМ), Верхневилючанское (нефтегазовое -НГМ) и Талаканское (газонефтяное - ГНМ).
Промышленные скопления нефти и газа известны в широком диапазоне разреза от подсолевого карбонатного комплекса венда - нижнего кембрия (осинский горизонт, пласты О-I, О-II, юряхский - пласты Ю-I, Ю-II, Ю-III) до терригенной базальной толщи венда (ботуобинский, улаханский, харыстанский, хамакинский, талах-ский, вилючанский горизонты).
При рассмотрении площадного распространения залежей углеводородов (УВ) на территории НБ НГО по различным горизонтам разреза наблюдается единое поле продуктивности. В северо-восточной части НГО залежи ботуобинского, хамакинско-го и талахского горизонтов на Чаяндинском месторождении, а также ботуобинского, улаханского и осинского на Среднеботуобинском месторождении полностью или частично перекрывают друг друга. Подобное перекрытие залежей наблюдается также в юго-западной (хамакинский и осинский горизонты на Чаяндинском и Талаканском месторождениях) и в восточной (юряхский, харыстанский и вилючанский горизонты на Верхневилючанском месторождении) частях НГО. Схема строения залежей Верхневилючанского месторождения приведена на рис. 1.
В строении и нефтегазоносности этих месторождений важную роль играют структурные, тектонические и литологические особенности.
Структурные особенности месторождений НБ НГО заключаются в том, что они занимают самое высокое положение в пределах Непско-Ботуобинской анте-клизы (центральные части Непского свода и Мирнинского выступа: Чаяндинское, Среднеботуобинское и Тас-Юряхское НГКМ) и северного борта Предпатомского прогиба (юго-восточный склон Непского свода и центральная часть Вилючанской седловины: Талаканское ГНМ и Верхневилючанское НГМ).
Тектонической особенностью рассматриваемых месторождений является их осложненность многочисленными разрывными нарушениями. Сквозные разрывы, затрагивающие весь осадочный разрез, встречаются относительно редко - одни дизъ-юнктивы развиты в кристаллическом фундаменте и низах осадочного чехла, затухая вверх по разрезу, другие, наоборот, затрагивают лишь верхнюю часть разреза. Наряду с субвертикальными разрывами отмечается наличие пологих надвигов, которые в пределах рассматриваемой зоны приурочены, как правило, к верхам донижнеюрского разреза.
Многие нарушения контролируют залежи в отдельных блоках, в то же время более мелкие нарушения контролирующим эффектом не обладают. Выделяются протяженные нарушения в основном северо-восточного простирания, менее протяженные (короткие) дизъюнктивы имеют северо-западное и западное простирание.
Литологической особенностью этих месторождений является то, что в строении всех выявленных здесь залежей решающую роль имеет выклинивание или замещение пластов; терригенные и карбонатные коллекторы продуктивных горизонтов также часто выклиниваются и замещаются.
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
115
-1300 -
-1380 -
-1460
Юряхский горизонт Ю-I х~,/\ ,
Скв. Скв. Скв. Скв.
617/630 602 627 631
. А А., Л_ _Л-
-1300
- -1380
- -1460
-1820
-1900
-1980
1- -2180
- -2260
-2340
-2420
|-х -< -,
L? 2 У _Л алевролиты глинистые доломиты глинистые
t « +4 | соли
перерывы в осадконакоплении залежи УВ
Рис. 1. Схема строения залежей Верхневилючанского месторождения
В монографии Г.Г. Шемина [1] изложены мнения многих исследователей и научных коллективов о геологическом строении и перспективах нефтегазоносности Непско-Ботуобин-ской антеклизы, приведены результаты оценки углеводородного потенциала подсолевого карбонатного комплекса венда - нижнего кембрия и терригенной базальной толщи венда по совокупности тектонических, литологофациальных, геохимических и гидрогеологических критериев, согласно которым:
• нефтегазогенерационный потенциал терригенной базальной толщи венда обладает как значительным собственным (в зонах нефтегазонакопления), так и интенсивным подтоком УВ из подстилающих рифейских толщ;
• нефтегазоносность карбонатного комплекса венда - нижнего кембрия в значительной степени определяется только интенсивностью подтока УВ из подстилающих терриген-ных отложений и рифейских толщ;
• формирование нефтяных залежей и нефтяных оторочек происходит путем латеральной миграции УВ в ловушки из зон их генерации в Предпатомском региональном прогибе;
• движение УВ по породам-коллекторам в процессе вторичной миграции, а также последующее формирование залежей контролируются тремя силовыми факторами: капиллярным давлением, гидродинамическим напором флюидов и гравитационной сегрегацией углеводородов;
• миграция УВ как по латерали, так и по вертикали возможна, если приложенное к нефти и газу избыточное давление, определяющее их перенос, превзойдет капиллярное давление в породах, препятствующее миграции. Чаще всего это избыточное давление определяется региональным гидродинамическим напором и гравитационной сегрегацией углеводородов.
Попытаемся проанализировать приведенные выше сведения для объяснения формиро-
№ 5 (16) / 2013
Глубина, м
116
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
вания нефтяных залежей (оторочек) месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы.
Имеющаяся геологическая информация не позволяет подтвердить формирование залежей за счет латеральной миграции УВ из погруженных зон прилегающего с востока Предпатом-ского прогиба. В пределах его северного борта и в крыльевых зонах положительных структур (юго-восточный склон Непского свода и центральная часть Вилючанской седловины) отсутствуют надежный коллектор, исполняющий роль аккумулятора углеводородов, и проводник, способный обеспечить вторичную миграцию углеводородов к ловушкам. Поэтому возможность миграции УВ из прогиба в структурные ловушки Непского свода и Мирнинского выступа и формирование здесь нефтяных залежей маловероятны.
Такая точка зрения основывается на локальном характере распространения пород-коллекторов карбонатного и терригенного комплексов и аргументируется следующим.
Комплекс отложений венда - нижнего кембрия содержит породы-коллекторы осинского и юряхского продуктивных горизонтов.
Осинский нефтегазоносный горизонт приурочен к подошвенной части нижнекембрийских отложений и прослеживается на всей территории НБ НГО. Региональная нефтегазоносность осинского горизонта подтверждена открытием залежей нефти и газа на Сред-неботуобинском, Талаканском, Марковском, Пилюдинском, Вакунайском и Верхнечонском месторождениях и нефтегазопроявлениями на многих площадях, в том числе на Чаяндинском НГКМ и Верхневилючанском НГМ. По существу он является верхним продуктивным горизонтом в разрезе осадочного чехла, содержащим скопления УВ.
Залежи осинского горизонта связаны с локально распространенными карбонатными массивами субширотного простирания, сложенными органогенными известняками и вторичными доломитами. Как правило, породы-коллекторы характеризуются эффективными толщинами 2^9 м, только на Талаканском ГНМ эффективные толщины достигают 20^40 м. С зонами распространения карбонатных массивов связаны коллекторы с лучшими фильтрационноемкостными свойствами (ФЕС) (максимальные значения пористости - 10^15 %, проницаемости - 0,01^0,1 Д).
Юряхский нефтегазоносный горизонт
прослежен на Непском своде (Иктехское месторождение) и Вилючанской седловине (Верхневилючанское и Вилюйско-Джербин-ское месторождения), а также в сопредельном регионе - Березовской впадине (Бысахтахское месторождение).
Верхняя часть горизонта сложена доломитами, часто известковистыми, иногда глинистыми, и известняками с прослоями доломитовых мергелей и аргиллитов. Местами породы пропитаны нефтью. Нижняя часть горизонта представлена известняками и доломитами с тонкозернистыми прослоями, иногда микрофи-толитовыми, неравномерноглинистыми с мелкими стяжениями пирита и включениями в виде тонких прослоев и линз ангидрита, иногда с мелкозубчатыми стилолитами и трещинами, заполненными нефтью.
Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород-коллекторов резервуара невысокие: пористость изменяется от Н2 до 10^15 % (иногда до 20 %), проницаемость - 0^0,01 Д.
Толщина пород-коллекторов, как правило, составляет менее 3 м. Лишь на северо-западе Непско-Ботуобинской антеклизы и в Вилю-чанской седловине отмечается увеличение их мощности до 20 м.
Комплекс отложений терригенной базальной толщи венда содержит породы-коллекторы ботуобинского, улаханского, харыстанского, хамакинского, талахского и вилючанского продуктивных горизонтов.
Ботуобинский нефтегазоносный горизонт прослежен на Чаяндинском, Среднебо-туобинском, Тас-Юряхском, Хотобо-Мурбай-ском, Иктехском, Иреляхском, Маччобинском и Северо-Нелбинском месторождениях. Распространен горизонт в виде песчаного бароподобного тела, вытянутого вдоль юго-восточного склона Непско-Ботуобинской антеклизы. Максимальная толщина горизонта 30^35 м отмечается в средней части выделенного барообразного тела, имеющего высокие коллекторские свойства пород: проницаемость -0,2^0,7 Д, пористость - 9^16 %. Высокие ФЕС связаны с условиями формирования песчаников, имеют кварцевый состав и хорошую отсортированность. За пределами этой полосы толщина горизонта сокращается (или выклинивается), и коллекторские свойства песчаников резко ухудшаются.
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
117
Улаханский нефтегазоносный горизонт
залегает в непосредственной близости от бо-туобинского и отделен от него лишь тонкой аргиллитовой перемычкой толщиной в несколько метров. Геолого-промысловые данные показывают, что в ряде случаев ботуобин-ский и улаханский горизонты могут рассматриваться как единая гидродинамическая система. Толщина улаханского горизонта изменяется от 0 до 11 м. Коллекторские свойства хорошие: проницаемость достигает 0,4 Д, пористость - 5^15 %. Площадь распространения горизонта ограничивается территорией, включающей Маччобинское, Иреляхское и Северо-Нелбинское месторождения, а также северную часть Среднеботуобинского месторождения. К югу, востоку и западу песчаники горизонта выклиниваются.
Харыстанский нефтегазоносный горизонт распространен на территории Вилючан-ской седловины. На Верхневилючанском месторождении он представлен двумя прерывающимися по простиранию пластами песчаников и алевролитов толщиной 30 и 15 м с прослоями аргиллитов. В средней части месторождения нефтегазоносный горизонт прослеживается в виде линзовидной полосы, уходя за его пределы к северу и востоку. Северо-западная граница его распространения связана с выклиниванием пород, к юго-востоку песчаники горизонта уплотняются. Коллекторские свойства горизонта изменяются по площади: наряду с плохопроницаемыми песчаниками отмечены линзы коллекторов с высокими ФЕС (пористость - 9^17 %, проницаемость ~ 0,1 Д).
Хамакинский нефтегазоносный горизонт распространен в НБ НГО не повсеместно. Он установлен на площадях юго-западной части Непско-Ботуобинской антеклизы на Хото-бо-Мурбайском, Чаяндинском и Талаканском месторождениях и представлен слабопроницаемыми заглинизированными песчаниками. Продуктивны линзовидные непротяженные пласты слабоглинистых песчаников толщиной 5^10 м, которые обладают удовлетворительными ФЕС: проницаемость - 0,01^0,1 Д, пористость - 5^10 %.
Талахский нефтегазоносный горизонт
распространен на значительной части рассматриваемой территории. В региональном плане он ограничен линией выклинивания в северо-западном направлении и уплотнением слагающих его песчаников в юго-восточном
направлении в сторону Предпатомского прогиба. Литологически горизонт представлен плохо отсортированными, грубозернистыми, часто слабосцементированными песчаниками с большим количеством глинистого материала. Коллекторские свойства горизонта невысокие. Хорошо проницаемые песчаники прослеживаются в виде линзовидных прослоев толщиной 5^10 м, проницаемость которых обычно не превышает 0,05 Д, пористость - 5^9 %.
Вилючанский нефтегазоносный горизонт на большей части рассматриваемой территории отсутствует. Он распространен лишь в пределах юго-восточной части Вилючанской седловины и на юго-восточном склоне Непского свода (вскрыт на Верхневилючанском, Ви-люйско-Джербинском, Чаяндинском и Талаканском месторождениях). Линия его выклинивания в северо-западном направлении в региональном плане проходит южнее Хотобо-Мурбайского месторождения. Горизонт представлен окварцованными песчаниками, общая толщина его меняется в широких пределах -от 0 до 150 м. ФЕС коллекторов также очень неоднородны. Высокопроницаемые прослои -до 0,1 Д и более - имеют линзовидный характер и толщину, не превышающую 10У20 м.
Таким образом, перечисленные особенности - невыдержанность по площади пород-коллекторов, плохие ФЕС, наличие многочисленных разрывных нарушений - дают основание для иной точки зрения на формирование нефтяных залежей.
Имеющаяся информация не позволяет высоко оценивать и собственный генерационный потенциал терригенной толщи рифей-венда на территории Непско-Ботуобинской антеклизы. При выделении нефтепроизводящих толщ в подсолевых отложениях Непско-Ботуобинской антеклизы были приняты за основу следующие положения [2, 3]:
• потенциально нефтематеринским может считаться комплекс пород любого литологического состава;
• толща, отдавшая микронефть, должна быть обогащена остаточным автохтонным би-тумоидом, характеризующимся высоким содержанием асфальтенов и гетероатомов и низким содержанием масел;
• породы, из которых происходила эмиграция УВ, должны нести следы миграции микронефти в виде высоких коэффициентов концентрации аллохтонного битумоида;
№ 5 (16) / 2013
ккк
118
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
• наибольшими нефтепроизводящими свойствами должна обладать толща, характеризующаяся наличием сапропелевого исходного органического вещества (ОВ);
• масштабы генерации и эмиграции УВ находятся в прямой зависимости от концентрации ОВ, его фациально-генетического типа, катагенетической зрелости ОВ материнских пород, коэффициента эмиграции УВ, мощности нефтегазоматеринских пород.
Согласно данным [4], геохимическая характеристика рифейских нефтепроизводящих отложений по интенсивности эмиграции жидких и генерации газообразных УВ на два порядка ниже, чем в отложениях юряхского резервуара (рис. 2, 3). Таким образом, юряхская свита способна и генерировать, и отдавать УВ, а следовательно, может быть принята за потенциально нефтематеринскую породу.
Имеющаяся информация не позволяет утверждать и то, что нефтегазоносность карбонатного комплекса венда - нижнего кембрия в значительной степени определяется только интенсивностью подтока УВ из подстилающих терригенных отложений и рифейских толщ.
Для выявления генетической природы нефтей венда - нижнего кембрия в работе [5] проведено сопоставление их состава с составом хлороформенных битумоидов рассеянного ОВ (ХБ РОВ) одноименных отложений на стадии катагенеза ПК-MKj. В результате сопоставления нефтей с сапропелевым ОВ установлена близость их углеводородного состава, сходство реликтовых (н-алканов и изопреноидов) и нафтеново-ароматических УВ (рис. 4). По данным инфракрасной спектрометрии установлено, что в составе ХБ РОВ, так же, как и в масляной части нефтей, преобладают алифатические
Границы:
надпорядковых структур
структур первого порядка
современного распространения нефтепроизводящих толщ - установленные
^ современного распространения \у_____нефтепроизводящих толщ - предполагаемые
I I I I I I 11 выходов верхнепротерозойских магматических иши: комплексов на поверхность в пределах 111111111 Байкальской горной области Изолинии интенсивности эмиграции, млн т/км2, и генерации УВ, млрд м3/км2:
установленные
предполагаемые
Рис. 2. Интенсивность эмиграции жидких (а) и генерации газообразных (б) УВ в нефтепроизводящих рифейских породах, обогащенных ОВ (по данным [4])
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
119
Рис. 3. Интенсивность эмиграции жидких (а) и генерации газообразных (б) углеводородов в нефтепроизводящих отложениях юряхского резервуара (по данным [4])
(условные обозначения см. на рис. 2)
структуры, а содержание ароматического углерода не превышает 10 % для нефтей и 16 % для ХБ РОВ. То есть установленное сходство состава изученных нефтей и битумоидов венда -нижнего кембрия позволяет отнести эти отложения к нефтепроизводящим.
Нефти карбонатных резервуаров венда -нижнего кембрия практически идентичны по составу и тождественны нефтям нижележащих терригенных резервуаров. Независимо от соотношения УВ, смол и асфальтенов индивидуальный состав УВ и их отдельных гомологических рядов исключительно однообразен [6].
Рис. 4. Среднеботуобинское месторождение, скв. Р-37, 1464^1612 м (нижний кембрий).
Хроматограммы метаново-нафтеновых фракций: а - среднеботуобинской нефти, б - хлороформенного битумоида сапропелевого РОВ куонамской свиты (по данным [5])
№ 5 (16) / 2013
120
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Таким образом, если генетическое единство нефтей по разрезу и единый источник их генерации признаются большинством исследователей, то до сих пор нет единого мнения о конкретных очагах генерации древних нефтей, а также о характере и направлении миграции УВ из зон их генерации при формировании нефтяных залежей (оторочек).
Мнения исследователей в отношении формирования нефтяных залежей рассматриваемых месторождений приведены ниже.
Среднеботуобинское НГКМ. Нефти боту-обинского и осинского горизонтов генетически сходны между собой и имеют единую природу исходного материала. Залежи нефтей, согласно их физико-химическим свойствам, представляют собой расформированные залежи первично генерированных нефтей за счет воздействия на них больших объемов газа. Надежная изолированность залежей нефти от зон поверхностного гипергенеза соленосными толщами, низкие пластовые температуры и повышенная минерализация вод обеспечили в целом их сохранность. Отдельные признаки окисления, по-видимому, связаны с проявлением локальных гипергенных процессов [7].
Талаканское ГНМ. Нефти и конденсаты залежей осинского горизонта Талаканского месторождения близки с углеводородными флюидами месторождений северо-восточной части НБ НГО и, в частности, с нефтями и конденсатами Среднеботуобинского месторождения. Это обстоятельство дает основание считать, что они относятся к единому генетическому типу и имеют единый источник генерации. Кроме того, они имеют единую закономерную направленность изменения индивидуального углеводородного состава от нефтей к конденсатам, связанную с их фазовым перераспределением за счет растворения природным газом бензиново-керосиновых фракций нефтей. В целом же нефти осинского горизонта характеризуются меньшей плотностью, более алифатическим составом и пониженным содержанием асфальтово-смолистых компонентов. Отмеченное своеобразие, видимо, связано с небольшой степенью дегазации ранее сформированных залежей нефтей и более высокими пластовыми температурами [7].
Верхневилючанское НГМ. Стабильность значений изотопного состава углерода метана и коэффициента жирности газов в широком стратиграфическом диапазоне разреза Верхне-
вилючанского месторождения свидетельствует о формировании залежей в результате процессов вертикальной миграции (?), чему способствуют тектонические нарушения [5].
Тас-Юряхское ГНМ. В целом все нефти и конденсаты Тас-Юряхского месторождения по целому ряду параметров схожи друг с другом и с нефтями венд-кембрийских отложений других месторождений НБ НГО. Это может свидетельствовать о генетическом единстве нефтей по разрезу и едином источнике их генерации. Повышенная плотность нефти, незначительный выход бензиновых фракций, относительно повышенное содержание асфальтеново-смолистых компонентов обусловлены, по-видимому, их накоплением при переформировании залежей [7].
Залежи приведенных месторождений имеют мозаичное распределение нефтяных полей, каждое из которых является самостоятельной залежью.
Согласно тектонически-экранированной модели месторождений В. С. Славкина (1995, 1999 гг.) и А.Ф. Гималтдиной [8], мозаичное распределение нефтяных полей объясняется наличием целой системы малоамплитудных разломов северо-восточного простирания, являющихся гидродинамическими барьерами для всех выявленных нефтяных залежей.
В литологической модели месторождений НБ НГО, разработанной группой исследователей во главе с В.Б. Белозеровым [8], роль барьеров, разделяющих нефтяное поле месторождения на ряд самостоятельных залежей, выполняют латеральные зоны коллектора с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками. Значительную роль в перераспределении нефти внутри резервуара играют также маломощные прослои аргиллитов и карбонатизиро-ванных песчаников, являющихся своеобразными внутренними литологическими барьерами. Эти прослои разделяют коллектор на ряд обособленных в разрезе и плане залежей.
В капиллярно-экранированной модели
И.А. Иванова и др. [8], разработанной в результате литолого-фациальных исследований 1988-1991 гг., диагностируется физико-литологическая природа гидродинамического экранирования залежей в пределах НБ НГО. Притоки воды в скважинах на высоких гипсометрических отметках объясняются влиянием капиллярных сил в коллекторе.
Учитывая, что формирование залежей контролируется тремя силовыми факторами
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
121
(капиллярным давлением, гидродинамическим напором флюидов и гравитационной сегрегацией УВ), а движение УВ по породам-коллекторам обеспечивается избыточным давлением, которое определяется региональным гидродинамическим напором и гравитационной сегрегацией УВ, приведем собственную точку зрения на формирование залежей в условиях НБ НГО.
В процессе миграции углеводородные молекулы находятся в виде гомогенной смеси с молекулами поровой воды без разделения на фазы. Вследствие этого из нефтегазоматеринской (юряхской) толщи они беспрепятственно перемещаются вместе с отжимаемыми поровыми водами за счет повышенного в процессе генерации внутрипорового давления и литостатического давления поровых флюидов. Направлением движения потока является зона разгрузки давления по пористо-трещиноватой среде и глубинным разломам. В условиях НБ НГО эта разгрузка осуществляется сверху вниз [9]. Проявление нисходящей миграции к настоящему времени зафиксировано во многих нефтегазоносных бассейнах разного возраста, с разной мощностью осадочного чехла и литологическим составом пород на различных глубинах [10]. Поэтому важно обнаружить на рассматриваемых месторождениях признаки нисходящей миграции.
Заполнение порового пространства коллектора нефтью происходит селективно, и в первую очередь ее аккумуляция идет в зонах пород с повышенной трещиноватостью или высокой пористостью. Силами, препятствующими миграционному процессу УВ в направлении сверху вниз, являются капиллярное давление в породах и гравитационная сегрегация УВ.
Региональный гидродинамический напор пластовых вод при формировании нефтегазовых залежей играет неоднозначную (созидающую и разрушающую) роль. При преобладании горизонтальной составляющей гидродинамического напора над вертикальной гомогенная смесь углеводородных флюидов и пластовых вод рассеивается в объеме пласта-коллектора в латеральном направлении.
Гидродинамический напор пластовых вод в подсолевом водоносном комплексе на изучаемой территории НБ НГО имеет в основном направление с запада на северо-восток и юговосток. Схема гидроизобар по ботуобинскому и харыстанскому резервуарам, построенная Ю.И. Яковлевым и Р.Г. Семашевым [11], и график
изменения пластовых давлений в водоносных горизонтах (по данным авторов настоящей статьи) приведены на рис. 5. Стрелками показано результирующее направление миграции УВ к участкам аккумуляции. Таким образом, местоположение залежей УВ в пласте-коллекторе определяется соотношением вертикального и горизонтального напоров.
Помимо основного фактора, которым является региональный гидродинамический напор пластовых вод, важную роль в формировании локальных скоплений залежей нефти играют ФЕС коллекторов, подстилающих нефтематеринские отложения юряхской свиты.
Неоднородная по площади и разрезу фильтрационно-емкостная характеристика коллекторов является причиной избирательного заполнения отдельных участков пласта-коллектора УВ, мигрировавшими из вышезалегающих отложений юряхской свиты.
Так, в юго-восточной части месторождений НБ НГО, вопреки общей закономерности понижения водонефтяных контактов (ВНК) за счет регионального гидродинамического напора, наблюдается гипсометрически высокое их положение в пределах Южного блока Чаяндинского месторождения. Причина этого явления кроется в характеристике коллекторов ботуобинского и хамакинского горизонтов, в которых осуществляется миграция УВ. Если на большей части Чаяндинского месторождения песчаники имеют суммарную эффективную толщину 8^12 м, то в юго-восточном направлении наблюдается уменьшение эффективной толщины коллекторов до 2^3 м и ухудшение их ФЕС за счет глинистости. Именно повышенное капиллярное давление в глинистых коллекторах с плохой проницаемостью явилось дополнительным сопротивлением, вызвавшим ослабление скорости миграции УВ на этой территории из вышележащей юряхской свиты, несмотря на благоприятные условия гидродинамического напора пластовых вод.
Как геологические, так и геохимические факторы указывают на многоэтапное переформирование залежей описываемого региона. Первичные (преимущественно нефтяные) залежи, образовавшиеся на юго-восточном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы, а также в ее центральной части, при повышении степени катагенеза нефтепроизводящих отложений подверглись переформированию под воздействием дополнительного подтока газообразных УВ.
№ 5 (16) / 2013
122
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
скважины, в которых проводились промысловые исследования
изобары, МПа
(плоскость приведения - 2100 м)
направление движения вод
предполагаемая зона отсутствия терригенных отложений
дизъюнктивные нарушения в фундаменте или осадочном чехле
Ме сторождения:
1 - Талаканское; 2 - Чаяндинское;
3 - Среднеботуобинское;
4 - Тас-Юряхское; 5 - Бесюряхское; ____________ 6 - Иктехское; 7 - Верхневилючанское;
8 - Вилюйско-Джербинское;
9 - Хотого-Мурбайское; 10 - Отраднинское
Рис. 5. Схема изменения величин пластовых давлений ботуобинского и харыстанского резервуаров и график распределения давлений в водоносных горизонтах НБ НГО (по данным [11] с дополнениями авторов)
Подток газа, приведший к переформированию залежей, изменил геохимические параметры нефтей и соотношение между отдельными группами УВ. Ранее подобная точка зрения была высказана исследователями ВНИГРИ, ВостСибНИИГГ и ЯНЦ СО АН СССР [7].
В связи с тектонической активизацией в эоцен-неогеновое время произошло разрушение залежи, а далее залечивание зон дезинтеграции в эпоху относительной тектонической стабилизации. После того, как нарушения приобрели экранирующие свойства, начался
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
123
этап формирования современных залежей. Вследствие этого в нефтяных залежах, где процесс формирования продолжается до настоящего времени, границы заполнения порового пространства коллектора УВ в различных частях залежи находятся на различных гипсометрических уровнях. Прямым признаком этого являются наклонные поверхности ВНК на Среднеботуобинском, Тас-Юряхском и других месторождениях НБ НГО.
Выявленные особенности строения и формирования нефтегазовых залежей НБ НГО поз-
Список литературы
1. 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: Изд-во СО РАН, 2007. - 530 с.
2. Скоробогатов В.А. Газонефтеносность континентальных толщ: дисс. ... докт. геол.-мин. наук / Скоробогатов Виктор Александрович. - М.: ВНИИГАЗ, 1992. - 436 с.
3. Косачук Г.П. Нефтегазоносность Астраханского свода: обз. инф. / Г.П. Косачук. - М.: ИРЦ Газпром, 2004. - 99 с. - (Серия «Геология
и разведка газовых и газоконденсатных месторождений»).
4. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири / под ред. А.Э. Конторовича. - Вып. 7: Непско-Ботуобинский регион. - Новосибирск: ОИГГиМ СО РАН, 1994. - 76 с.
5. Бодунов Е.И. Геохимическая характеристика газов и нефтей Ботуобинского района Якутии / Е.И. Бодунов, А.Н. Изосимова, И.Н. Зуева
и др. // Геология нефти и газа. - 1981. - № 8. -С. 20-29.
6. Анциферов А.С. Непско-Ботуобинская антеклиза - новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР /
А.С. Анциферов, В.Е. Бакин, В.Н. Воробьев и др. - Новосибирск: Наука, 1986. - 245 с.
воляют более обоснованно планировать направления и объемы геологоразведочных работ.
Несмотря на то, что вопросы формирования нефтяных залежей (оторочек) Непско-Ботуобинской антеклизы, изложенные в настоящей статье, неоднократно ставились авторами перед научно-технической общественностью на различных уровнях, они остаются мало изученными. Поэтому необходимость постановки специальных исследований процессов нефтегазообразования и формирования залежей нефти и газа в НБ НГО очевидна.
7. Геология и геохимия нефтей северо-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы. -Якутск: ЯНЦ, 1989. - 168 с.
8. Гималтдина А.Ф. Комплексные геофизические исследования разноуровневых водонефтяных контактов малоамплитудных залежей Западной Сибири: дисс. ... канд. геол.-мин. наук. -
М.: МГУ, РФФИ. - 2012.
9. Изюмченко Д.В. Возможность подземного захоронения промышленных стоков
на Чаяндинском месторождении /
Д.В. Изюмченко, Г.П. Косачук, С.В. Буракова и др. // Газовая промышленность. - 2009. -№ 9. - С. 34-36.
10. Абукова Л.А. Модели и механизмы нисходящей миграции УВ из осадочного чехла в приподнятые блоки фундамента /
Л. А. Абукова // Нефтегазовая гидрогеология на современном этапе (теоретические проблемы, региональные модели, практические вопросы). - М.:ГЕОС, 2007. - С. 191-209.
11. Яковлев Ю.И. Гидродинамическое обоснование выделения водонапорных систем депрессионного типа / Ю.И. Яковлев, Р.Г. Семашев // Геология нефти и газа. - 1982. -№ 9.
№ 5 (16) / 2013
