CC BY
66
УДК 553.98.061.12/17
КОЛЛЕКТОРЫ И ФЛЮИДОУПОРЫ В ОТЛОЖЕНИЯХ ВЕНДА И КЕМБРИЯ ПРЕДЪЕНИСЕЙСКОЙ СУБПРОВИНЦИИ
Тумашов Игорь Викторович1,
TumashovIV@ipgg.nsc.ru
Вараксина Ирина Валерьевна1,
VaraksinaIV@ipgg.nsc.ru
1 Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук, Россия, 630090, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3.
Актуальность исследования. На территории Предъенисейской нефтегазоносной субпровинции на основании обобщения актуальной геолого-геофизической информации и проведенных детальных литологических исследований кернового материала скважин Аверинская-150, Вездеходная-3,4, Восток-1,3,4 и Лемок-1, пробуренных в южной части осадочного бассейна, впервые выделены и охарактеризованы пять наиболее перспективных на обнаружение нефти и газа комплексов пород-коллекторов и флюидоупоров в венд-кембрийской части разреза.
Целью работы является научное обоснование направлений поиска залежей углеводородов в отложениях венда и кембрия на территории Предъенисейской нефтегазоносной субпровинции.
Методы исследований: детальное описание кернового материала скважин, петрографическое изучение пород, генетический анализ различных типов отложений и выяснение условий их седиментации, анализ результатов ГИС, палеонтологических исследований, временных сейсмических разрезов, изучение пустотного пространства пород в керне и шлифах, анализ результатов опробования скважин и фильтрационно-емкостных свойств, установление взаимосвязи между литологическими особенностями пород и их коллекторскими свойствами.
Результаты исследований. На основании проведенного исследования выяснено, что среди отложений, участвующих в строении венд-кембрийской части разреза, наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами обладают биоморфные и зернистые типы карбонатных пород. Выявленные особенности постседиментационных преобразований пород и проведенная оценка их влияния на формирование коллекторских свойств позволили установить развитие каверново-порового и каверново-порово-трещинного типов коллекторов в вендских отложениях, и коллекторов порового, порово-каверново-трещинного и трещинно-порового типов в кембрийских отложениях. В изученном разрезе выделены пять комплексов пород-коллекторов и флюидоупоров наиболее перспективных на обнаружение нефти и газа. Литологическая и фациальная выдержанность разреза позволяет считать, что установленные потенциально нефтегазоносные венд-кембрийские отложения имеют широкое распространение на всей территории исследования.
Ключевые слова:
Предъенисейская нефтегазоносная субпровинция, резервуары, коллекторы, флюидоупоры, венд-кембрийские отложения.
Введение
История геологического изучения левобережья Енисея берет начало с 30-х годов ХХ века [1]. Планомерное исследование палеозоя этой территории приходится на 1960-1970-е гг. В этот период большой вклад в изучение нефтегазоносности доюрско-го комплекса восточной окраины Западно-Сибирской плиты (ЗСП) внесли работы К.В. Боголепова, О.И. Богуш, В.С. Бочкарева, А.А. Булынниковой, В.С. Вышемирского, В.И. Драгунова, О.Г. Жеро, Н.П. Запивалова, А.Э. Конторовича, Л.В. Мирош-никова, Н.Н. Ростовцева, А.Л. Смирнова, В.С. Суркова, А.А. Трофимука и др. [2-5]. В последующие годы (1980-1990 гг.) в юго-восточной части ЗСП были пробурены глубокие скважины: Аверинская-150, Вездеходная-4, Лемок-1, Тый-ская-1, и выполнен большой объем сейсмических работ МОГТ. Полученные данные позволили исследователям подтвердить вывод о распространении мощных слабодислоцированных верхнепроте-розойско-палеозойских отложений платформенного типа под мезозойским осадочным чехлом и выделить новый, Предъенисейский, осадочный бассейн [6-9]. Уникальная геологическая информа-
ция о рассматриваемом регионе была получена в период 2005-2008 гг. благодаря выполненным, согласно региональной программе геолого-разведочных работ (ГРР), сейсмическим работам и пробуренным параметрическим скважинам Восток-1, 3, 4 на востоке Томской области и юго-западе Красноярского края (рис. 1). В результате этих работ исследователям удалось уточнить геологическую модель региона, выделить ряд перспективных нефтегазоносных комплексов, провести начальную оценку углеводородного потенциала новой Предъенисейской субпровинции [10-14].
Однако, ввиду сложного геологического строения и неравномерной изученности рассматриваемой территории, многие вопросы, связанные с детальным исследованием вскрытых отложений, условиями их осадконакопления, а также характером влияния седиментационных и постседимен-тационных процессов на формирование коллек-торских свойств пород, остаются недостаточно разработанными. В статье на основании обобщения актуальной геолого-геофизической информации и детальных литологических исследований керново-го материала, пробуренных скважин Аверин-
ская-150, Вездеходная-3, 4, Восток-1, 3, 4 и Ле-мок-1 приводится характеристика наиболее перспективных в плане обнаружения нефти и газа комплексов пород в разрезе венда и кембрия южной части Предъенисейского осадочного бассейна.
Рис. 1. Схема расположения скважин на территории Предъенисейской нефтегазоносной субпровинции
Fig. 1. Location of wells in the territory of the Predyenisey oil-and-gas area
Геологическая характеристика района исследования
Геология рассматриваемого района, начиная с момента изучения и по сегодняшний день, вызывает у ученых огромный интерес. Положение Предъенисейского осадочного бассейна в переходной зоне между Восточно-Сибирской платформой и Западно-Сибирской плитой и обнаружение под относительно молодыми отложениями последней мощных верхнепротерозойско-палеозойских карбонатных комплексов дает основание предполагать, что эта территория является составной частью осадочного чехла Сибирской платформы [6, 7, 10 и др.].
Анализ материалов региональных сейсмора-зведочных работ, проведенный специалистами ИНГГ СО РАН на территории Предъенисейской области, позволил проследить 6 регионально выдержанных отражающих сейсмических горизонтов и выделить два структурных этажа. Нижний этаж представлен верхнедокембрийско-палеозой-скими толщами [10-12, 15 и др.]. Согласно тектоническим схемам, построенным по кровле вендских отложений и по подошве платформенных позднедокембрийско-палеозойских образований, скважины Вездеходная-3, 4 и Восток-3 пробурены в пределах Кеть-Тымской синеклизы на территории Владимировского и Северо-Владимировского куполовидных поднятий. Скважина Восток-1 расположена северо-западнее, на склоне Корбыльско-
го куполовидного мезоподнятия. Скважина Вос-ток-4 пробурена в восточной части территории исследования, в пределах Северо-Кетского свода. Северо-восточнее этой скважины, в пределах Иштык-ского выступа, расположена скважина Лемок-1. Скважины Аверинская-150 и Тыйская-1 находятся в южной части территории, в пределах Пиров-ского свода и Северо-Тыйской впадины соответственно (рис. 2).
Неоднозначность определений палеонтологических остатков до сих пор не позволяет сделать специалистам достоверное обоснование возраста отложений для отдельных частей разреза. Переинтерпретация и уточнение данных изменили первоначальные представления относительно возрастных разбивок, схем корреляций и обстановок осадко-накопления отложений не только Предъенисей-ского осадочного бассейна, но и западной части Енисейского кряжа в целом, о чем свидетельствуют последние публикации [15, 17-20]. На рис. 3 в ранге свит и толщ показана уточненная на сегодняшний день последовательность стратиграфических подразделений венда и кембрия в предъени-сейской части Западной Сибири.
Методика
Определение перспективных уровней пород-коллекторов и флюидоупоров в разрезе южной части Предъенисейского осадочного бассейна выполнялось на основании литологического изучения кернового материала параметрических скважин и комплексного обобщения геологической информации, данных ГИС, временных сейсмических разрезов, результатов опробования скважин и аналитических лабораторных исследований.
Процесс литологического изучения включал несколько основных этапов. На первом этапе изучался керновый материал скважин (более 700 м по скв. Восток-1, 3, 4, Лемок-1, Аверинская-150, Вез-деходная-3, 4, Тыйская-1), предварительно определялись типы пород, описывались их текстурно-структурные особенности, различные включения, устанавливались взаимоотношения между слоями.
Далее изучались породы в шлифах (более 1000 шт.) под поляризационным и бинокулярным микроскопом. В результате была получена подробная информация о структуре, минеральном составе, пористости, а также истории формирования и преобразования пород [23].
На втором этапе, на основании литологиче-ских, геофизических и палеонтологических данных, проводилось расчленение, восстановление и корреляция геологических разрезов. Стратиграфическая основа, принятая в работе, была разработана специалистами ИНГГ СО РАН при участии специалистов СНИИГГиМСа и ВНИГНИ.
На следующем этапе исследования устанавливалось влияние условий осадконакопления на формирование коллекторских свойств пород и последующее воздействие на них постседиментацион-
ных изменений. При анализе влияния седимента-ционных и постседиментационных процессов на формирование пустотного пространства карбонатных пород использовались результаты современных теоретических разработок в области изучения карбонатного осадконакопления, седиментологи-ческого моделирования и постседиментационных изменений [24-34 и др.].
В заключение, на основании анализа структурно-текстурных особенностей пород, обстановок седиментации и постседиментационных преобразо-
ваний отложений, а также результатов интерпретации данных ГИС и лабораторных исследований кернового материала (определение пористости и проницаемости в поверхностных и пластовых условиях) были выявлены уровни пород с потенциально перспективными коллекторами и флюи-доупорами в разрезах скважин.
Коллекторские свойства отложений
Венд-кембрийский разрез исследуемой территории крайне разнообразен как в структурном, так
Рис. 3. Корреляционная схема вендских и кембрийских стратиграфических подразделений левобережья р. Енисей и юго-западных районов Сибирской платформы [по материалам 15, 17-22]
Fig. 3. Correlation scheme of the Vendian and Cambrian stratigraphie units of the left bank of the river Yenisei and south-west areas of the Siberian platform [by 15, 17-22]
Конторович и др., 2008, с изменениями
Восток-1
карбонатно-| терригенные
Конторович и др., 2008, с изменениями
Восток-3
терригенно-карбонатные
Исаев, Макаренко, Раабен и др., 2003, с изменениями
Вездеходная площадь
сульфатно-карбонатные
Конторович и др., 2012, с изменениями
Восток-4
карбонатные
Елкин и др., 2001, с изменениями
Лемок-1
Оценка ..., 2004 (Ф), Сараев, Каштанов В.А. и др., 2004, с изменениями 1995, с изменениями
Аверинская-150
Тыйская-1
углеродистые карбонатно-глинистые
терригенно-вулканогенные и гранодиориты
Рис. 4. Строение и состав отложений венда и кембрия предъенисейской части Западно-Сибирской геосинеклизы [16] Fig. 4. Structure and composition of sediments of the Vendian~Cambrian section of the Predyenisey oii-and-gas area [16]
5
s i
f S
о s
г гв
Го ш
à -о
X S
« ^ ф "О
S Я СП О "О ш
о СО I
СП IX)
и в вещественном плане. В его составе преимущественно развиты карбонатные (доломитовые и до-ломитово-известковые) породы. Терригенные, тер-ригенно-карбонатные и терригенно-эвапоритовые отложения распространены в меньшей степени (рис. 4).
Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород-коллекторов во многом обусловлены структурно-генетическими особенностями отложений, их вещественным составом и постседиментационны-ми изменениями. Однако определенные в лабораторных условиях значения по суммарной пористости, проницаемости и отчасти по трещинной емкости характеризуют только плотную часть породы -матрицу. Более достоверные выводы о развитии коллекторских свойств в отложениях осуществляются на основании комплексных исследований (макроописание керна, результаты интерпретации комплекса ГИС (ГК+АК+КВ), а также косвенной информации (низкий выход керна, интенсивное поглощение промывочной жидкости, показания упругих волн в таких участках разреза, расхождение коэффициентов пористости, рассчитанных разными методами по ГИС и керну, и т. д.).
С учетом этих данных в разрезах рассматриваемых скважин были выявлены проницаемые и непроницаемые комплексы (потенциальные коллекторы и флюидоупоры), а также, на основании опубликованных рекомендаций К.И. Багринцевой [35], проведена типизация выявленных коллекторов.
В вендских отложениях наилучшими коллек-торскими свойствами обладают зернистые и стро-матолитовые доломиты, первичные ФЕС которых были достаточно высокими [16]. Основное влияние на формирование пустотного пространства пород котоджинской и пойгинской свит скв. Восток-3 оказало развитие вторичных пор и каверн выщелачивания по наиболее перекристаллизованным участкам пород, а также трещинам и стилолитам. Согласно литологическому изучению, на качественном уровне установлено, что содержание пор и каверн в пойгинской свите (10-20 %) более высокое, чем в котоджинской (10-15 %), хотя по пе-трофизическим данным проницаемость и пористость матрицы пород пойгинской свиты несколько ниже, чем в котоджинской. Этот факт объясняется тем обстоятельством, что в отложениях последней преобладают поры (рис. 5, а), а в пойгин-ской свите больший объем пустотного пространства приходится на каверны (рис. 5, б), в свою очередь, крупные каверны, как правило, при обработке керна не сохраняются.
В целом же открытая пористость матрицы пород обеих свит незначительна. Значения пористости в отложениях пойгинской свиты находятся в пределах от 0,6 до 2,6 %, а проницаемости - от <0,001 до 0,210-15м2, в котоджинской свите диапазон изменения пористости - от 0,1 до 2,8 %, проницаемости - от тысячных долей до 0,710-15м2 [13]. Отмечаются редкие маломощные прослои с пористостью до 1б,2 % и проницаемостью до
63,410-15м2 [16]. Относительно низкие ФЕС обусловлены интенсивной перекристаллизацией и выполнением пустот доломитом, что значительно усложнило строение порового пространства пород. Трещиноватость развита очень широко в обеих свитах, но, судя по более полным выходам керна и меньшей его фрагментации, ее интенсивность в ко-тоджинской свите снижается.
Рис. 5. Пустотное пространство в отложениях венда скв. Восток-3: а - поры в породах котоджинской свиты; б - каверны в породах пойгинской свиты
Fig. 5. Void space in the Vendian sediments of well Vostok-3: a are the pores in the rocks of kotodzinskaya suite; b are the cavities in the rocks of poyginskaya suite
Всего на этом уровне в скв. Восток-3, в интервалах глубин от 4962,0 и до 4190,4 м, было испытано семь объектов, в пяти случаях был получен приток пластовых вод дебитом от 8,9 до 33,9 м3/сут.
Райгинская свита в разрезе скв. Восток-3 характеризуется очень низкими фильтрационно-ем-костными свойствами со значениями пористости в целом не более 0,1 % и проницаемости <0,0011015м2 [13].
В венд-кембрийском разрезе скважины Везде-ходная-4 выделяются карбонатная (вездеходная) и эффузивная (лисицынская) толщи, которые заметно различаются по своим литологическим и петро-физическим характеристикам (рис. 4) [15, 36].
Толща эффузивных и вулканогенных пород в интервале 4427,0-3541,5 м сложена сильно измененными разностями, значения пористости и проницаемости матрицы пород составили 0,2-1,0 % и 0,01-1015 м2 соответственно.
Породы нижней части карбонатного разреза (3541,5-3535,6 м) представлены кристаллическими, крепкими, плотными доломитовыми известняками, переходящими в известковистые доломиты. Значения пористости матрицы составили 0,2-2,0%, проницаемости - 0,01-0,031015м2. В отложениях широко развиты трещины до 1,2-5,0 мм толщиной, а также сеть тонких трещинок и стилолитов, выполненных глинистым веществом и расположенных субпараллельно слоистости. Значение проницаемости в направлении, параллельном напластованию, достигает 0,41015м2.
Такое увеличение, более чем в 10 раз, характерно для коллекторов трещинного типа. В данной пачке, вероятно, развиты крупные открытые трещины, о наличии которых можно косвенно судить по небольшому выходу керна (около 30 %) и по геофизическим данным.
В интервале 3535,6-3500,0 м отложения представлены аргиллитами и алевро-аргиллитами с прослоями песчаников. Значения пористости матрицы небольшие - 0,2-2,9 %, проницаемости -до 0,01-10-15м2.
В интервале 3500,0-3317,0 м отмечаются раз-нокристаллические пористо-кавернозные доломиты, в них просматривается первичная водорослевая структура. К перекристаллизованным участкам часто приурочены поры и каверны, занимающие от 20 до 40 % площади шлифов. Вследствие частичного заполнения пор новообразованным доломитом величина пустотного пространства значительно сокращена, вплоть до полного исчезновения. Небольшой диаметр соединительных каналов негативно повлиял на сообщаемость пор. В связи с этим породы характеризуются достаточно низкими коллекторскими свойствами: пористость матрицы составила 1,2-3,1 %, проницаемость -0,01-2,7-1015м2.
Отложения в интервале 3265,0-3252,0 м представлены пористыми перекристаллизованными доломитами. Присутствуют разности с высокими значениями - до 15-20 %, проницаемость матрицы здесь изменяется от 3,3 до 6,6-10-15м2.
Верхняя часть карбонатного разреза (инт. 3252,0-3106,4 м) сложена пористыми и кавернозными доломитами. В целом в отложениях имел место многостадийный процесс выщелачивания и заполнения пор, в результате которого сообщаемость пор и каверн стала осуществляться по тонким (0,01-0,02 мм толщиной) микротрещинам. В свою очередь, такая изолированность пустот определила относительно низкие ФЕС. Значения пористости матрицы в отложениях колеблются от 0,9 до 3,7 %, в среднем 1,5-2,5 %, а проницаемости - от 0,02 до 0,3-10-15м2и крайне редко - 0,6 и 0,9-10-15м2. Лишь в доломитах в интервале 3239,0-3235,0 м пористость достигает 3,6-7,2 %.
Таким образом, согласно литологическим и пе-трофизическим исследованиям, данным о низком выходе керна и интенсивном поглощении промывочной жидкости при прохождении рассматриваемых интервалов, можно сделать вывод о развитии в пойгинской свите и нижней части вездеходной толщи коллекторов преимущественно трещинного и каверново-трещинного типов, а в котоджинской свите и верхней части вездеходной толщи - кавер-ново-порово-трещинного и каверново-порового типов.
Нижнекембрийские отложения, вскрытые скважинами Восток-3 и Восток-1, согласно данным петрофизических исследований, характеризуются преимущественно низкими ФЕС. Средние значения пористости матрицы составляют доли %,
а проницаемости - <0,001-10-15м2. Практически непроницаемые чурбигинская и пайдугинская свиты, наряду с райгинской, могут быть перспективны в качестве флюидоупора для нижележащих доломитов пойгинской и котоджинской свит, вскрытых скв. Восток-3 (рис. 6). Низкие коллекторские свойства рассматриваемых толщ обусловлены в первую очередь их неоднородным строением, в котором принимают участие различные типы карбонатных, терригенных, глинистых и смешанных пород, находящихся в разномасштабном переслаивании.
В чурбигинской свите, представленной переслаиванием пелитоморфных известняков, известко-во-глинистых и глинистых пород, фиксируются минимально низкие значения пористости и проницаемости (от 0 до 0,3 %; <0,001-10-15м2).
Вышележащая пайдугинская свита сложена углеродсодержащими тонкослоистыми алеврито-карбонатно-глинистыми породами с крайне низкой емкостью матрицы - 0,1-0,2 %, и проницаемостью - <0,001-10-15м2, за исключением единичного микрит-микробиального образца с чуть более высокими значениями - 1 % и 0,2-10-15м2.
Переслаивающиеся, в разной степени седимен-тационно нарушенные карбонатные и алеврито-карбонатно-глинистые породы пуджелгинской свиты характеризуются чуть более высокими значениями пористости по сравнению с подстилающими отложениями - от 0,1 до 0,9 %, и проницаемости - <0,001-10-15м2, несмотря на появление прослоев, обогащенных силикокластикой. Несколько более высокие значения проницаемости (0,1-0,7-10-15м2) фиксируются в интракластовых известковых брекчиях.
В разрезе среднекембрийской поделгинской свиты отмечаются интервалы с относительно повышенными показаниями пористости матрицы (0,5-3,4 %), приуроченные к прослоям, обогащенным силикокластикой. Однако значения проницаемости минимальные. Очевидно, что сульфатиза-ция рассматриваемых отложений отрицательно повлияла на их коллекторские свойства.
Кондесская свита в целом имеет обломочно-из-вестняковый состав с менее распространенными прослоями, обогащенными глинистым веществом, доломитом и ангидритом, что отразилось на чуть более высоких в среднем, по сравнению с нижележащими толщами, значениях пористости. Показания пористости изменяются в разрезе от 0,1 до 3,1 %, а проницаемости - от 0 до 2,4-10-15м2. Более высокие значения отмечаются в прослоях зернистых оолитовых известняков.
В составе шеделгинской свиты принимают участие разнообразные типы пород. Свита подразделяется на две подсвиты. В обеих подсвитах преобладают породы со средней емкостью около 0,2-0,5 % и проницаемостью <0,001-10-15м2. Однако отмечаются уровни, распространенные главным образом в верхней подсвите, с более высокими значениями пористости - 0,5-1,8 %, и проница-
емости - 0,2-7,0-10-15м2. Данные участки приурочены к зернистым известнякам с примесью сили-кокластического материала или интракластиче-ским брекчиям. В нижней подсвите их практически нет, что связано, по-видимому, с ее сульфати-зацией [16].
Пыжинская свита отличается от подстилающих отложений значительно большей примесью глинистого и алевритоглинистого вещества, что нашло отражение в невысоких значениях пористости и проницаемости матрицы - 0-1 % и <0,001-10-15м2соответственно. Только в прикро-
Рис. 6. Коллекторы и флюидоупоры в разрезе скважины Восток-3 Fig. 6. Collectors and confining beds in the section of the well Vostok-3
вельной части свиты в единичных образцах фиксируется некоторое повышение пористости до 1,7-5,0 % и проницаемости до 1,2-10-15м2, что связано, вероятно, с некоторой дезинтегрированно-стью пород на границе с мезозойским комплексом.
В скважине Восток-1 всего было испытано девять объектов. Значительный приток пластовой воды был получен в интервалах 2762,0-2758,0 м и 2799,8-2776,8 м и приурочен к зоне контакта с ме-зокайнозойским осадочным чехлом. Остальные объекты оказались «сухими».
Таким образом, в венд-кембрийской части разреза по петрофизическим и литологическим данным в качестве коллекторов можно рассматривать доломиты пойгинской, котоджинской свит и вездеходной толщи. Карбонатно-глинистые отложения райгинской, чурбигинской и пайдугинской свит могут выступать в качестве флюидоупоров (рис. 6).
В кембрийской части разреза скважины Вос-ток-1 выделяются несколько проницаемых уровней разделенных многочисленными непроницаемыми пластами карбонатно-терригенных и карбонатно-эвапоритовых пород. В качестве коллекторов выступают прослои зернистых карбонатных типов в составе поделгинской, кондесской и шеделгинской свит. Общим региональным флюидоупором служат отложения пыжинской свиты, в этой части бассейна ее мощность достигает 600 м (рис. 7).
В скважине Восток-4 наилучшими коллектор-скими свойствами обладают породы нижней под-свиты оксымской свиты в инт. 5100,0-4953,0 м (рис. 8). Породы в основном представлены пористыми, кавернозными и трещиноватыми доломитами. На некоторых уровнях трещиноватость проявлена настолько сильно, что керн фрагментиро-ван на обломки 0,5-2,0 см параллельно наслоению, в результате породы приобретают тонкоплитчатый облик. Для биоморфных (строматолитовых) типов доломитов оксымской свиты характерны неравномерно развитые пористость и кавернозность. Кавернозность может достигать 10-20 %, в исключительных случаях - 30-50 % от объема породы (инт. 5015,5-5009,6 м).
В пределах нижней подсвиты оксымской свиты пористость матрицы кавернозных доломитов варьирует от 5,8 до 11,4 %, проницаемость изменяется от 1,5-10-15м2до 124,5-10-15 м2. Наилучшими коллекторскими свойствами обладают кавернозные доломиты интервалом 5024,0-5009,6 м с максимальными значениями пористости 8,2-11,4 % и проницаемости 165,5-240,5-10-15м2.
Таким образом, сочетание порово-кавернового коллектора, фильтрационно-емкостные свойства которого подтверждены количественными лабораторными методами, с трещинным позволяет рассматривать нижнюю подсвиту оксымской свиты как потенциальный коллектор углеводородов - самый перспективный в домезозойской части разреза скв. Восток-4. Фильтрационно-емкостные свойства образцов верхней подсвиты оксымской свиты
характеризуются малой пористостью и проницаемостью.
< s ш t- о S о с; ш О ЯРУС 1-X О го S CL О 1_ i со о ПОДСВИТА ГЛУБИНА,м ЛИТОЛОГИЯ Пористость,% 0 2 4 6 et 10 12 14 Проницаемость (+10" м") 0.001 10 20 30 40 50
-1 — 1-
-..-I —
—1 — 1 —
----1 —
S —1 — 1 —
u 2900 — 1----
—1 — 1 — _
и о ----1 —
£ X —1 — 1 —
-1——
—1 — 1 —
1Т. о ----1 — —
S — 1 — 1 —
л 3100 —1_.._ -
о. —1 — 1 —
s ш _.4_| -
3200 — 1 - 1 —
- 1——
| 1-
X
"1"
< S ¡с к к 3300 —
S Q-
X X Ш
о 3400 ко|..
Q. tc ||..!.|л ;
?х
о ь: Ч К к 3500 — -
X >S 03
Ц —
со nj 5 X L A
ЗЫ)(1 •■■1-е
>s ш 1—1 ■
itf 37О0 м .
-о
S m -
о Г 3800 К0
X ...
та >s гТ - 1-0
ь; I---I
О X
и —
Li) У * -
SU
X 400С
|1-|'л
5 к ПЗ — О
4100 1 и!'Л Г
X z
С — -
HI •"•п.".
,т а 4?0С II—II- -
>3£ •■■II л|
11—11
S «ъ | — =—
S 430(J 1 — 1—
U -
(О 1 7
X X 440П
п — 1-1 —
■Нт
ГГ 1 -
4bOU — 1-1 —
1-1-
<=>1-
4R00 — 1-1 —
ф С> I —
п 1—1- -
4700
>v
4800 -
- 1-1-
Ei Is
■О 4900 -1 —II—1-
-I-II-I-
CJ~ 1
го -С 5000 1 -1
1
2 4 6 S 101214% 0.001 1020 30 40*П!|3м
Рис. 7. Коллекторы и флюидоупоры в разрезе скважины Восток-1 (условные обозначения см. на рис. 6)
Fig. 7. Collectors and confining beds in the section of the well Vostok-1 (see legend in Fig. 6)
В параметрической скважине Восток-4 в оксымской свите было испытано 3 объекта в интервалах глубин 5036,0-5028,0 и 4996,0-4993,0 м. В результате был получен приток пластовой воды, максимальный дебит которого составил 15,2 м3/сут.
Рис. 8. Коллекторы и флюидоупоры в разрезе скважины Восток-4 (условные обозначения см. на рис. 6)
Fig. 8. Collectors and confining beds in section of the well Vos-tok-4 (see legend in Fig. 6)
Залегающая выше тыйская свита характеризуется неоднородностью состава и разнообразием структурных признаков, что находит отражение в фильтрационно-емкостных свойствах пород. В нижней части свиты преобладают седиментационные
ангидритовые и карбонатно-ангидритовые брекчии, а в верхней - градационно-слоистые глинисто-доломит-ангидритовые породы. Доминирующие значения пористости матрицы пород не превышают 1 %. В малой доле образцов значения составляют от 1 до 6,6 %. Проницаемость испытанных образцов мала, преобладают значения <0,001-10-15м2. Иногда они находятся в пределах 1-10-15м2, единично достигают значения 2,5-10-15м2 и 4,6-10-15м2. Наличие многочисленных прослоев с порами и кавернами выщелачивания в зернистых доломитах свиты, отмечаемых в керновом материале в скв. Лемок-1 и Восток-4, указывает на высокую потенциальную возможность формирования здесь коллекторов порового типа. А прослои глинисто-доломит-ангидритовых пород в составе свиты можно рассматривать как неоднородный по качеству и мощности флюидоупор сульфатно-карбонатного, глинисто-карбонатно-сульфатного состава [16].
Аверинская свита в литологическом отношении состоит из двух существенно различающихся частей, что отчетливо выражено в облике и физических свойствах пород. В нижней части преобладают брекчии ангидрит-известково-доломитового состава. Выше по разрезу отмечаются пакеты переслаивания тонкослоистых глинисто-известковых, микритовых, микритово-зернистых и строматоли-товых доломитов.
Породы нижней части аверинской свиты обладают низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Минимальное значение пористости матрицы составляет 0,24 %, максимальное достигает 3,4 и 4,5 %. Проницаемость не превышает 1-10-15м2. Однако присутствие брекчий и наличие тектонизи-рованных зон указывает на высокую потенциальную возможность формирования трещинно-кавер-нозного коллектора углеводородов в нижней части разреза свиты.
Верхнеаверинская подсвита неоднородна по фильтрационно-емкостным свойствам. Для зернистых карбонатных пород преобладающие значения пористости не превышают 1-3 %, иногда они составляют 5,8 %. Проницаемость образцов по пе-трофизическим данным мала, подавляющее большинство значений составляют 0,06-0,38-10-15м2. Максимально высокое значение пористости матрицы зафиксировано в комковато-обломочных доломитах - 9,4-15,9 %, что связано с выщелачиванием пород по межзерновому пространству. Здесь значения проницаемости матрицы достигают 1,3-10-15м2. Значения пористости, согласно результатам интерпретации ГИС, в этих участках составляют в среднем около 15 %, редко достигая 25 %. В верхней части толщи, в перекристаллизованных биотурбированных доломитах, проницаемость пород достигает значений до 3,2-10-15 м2.
В кольчумской свите значения пористости матрицы изменяются в диапазоне 0,3-6,2 %, проницаемости - 0,1-3,2-10-15м2. В составе свиты, по данным ГИС, в интервале 3545,0-3450,0 м выде-
ляется три пласта со средними значениями пористости 15 %, 18 %, 35-38 %, эти же данные свидетельствуют о развитии преимущественно поро-вого типа коллектора. При испытании пластов в интервале 3532,0-3520,0 м и совместном испытании пластов в интервалах 3532,0-3520,0 м и 3503,0-3487,0 м был получен приток минерализованной воды. Максимальный дебит составил 98 м3/сут.
В эвенкийской свите коллектор сложен оолито-во-комковатыми, сгустковыми известняками, претерпевшими доломитизацию. Значения пористости изменяются от 0,8 до 5,4 %, составляя в среднем около 3 %. Пустотное пространство имеет межзерновую и межкристаллическую природу. В известняках неравномерно встречаются округлые фенестры размером до 3 мм прозрачного кристаллического кальцита, в центральных частях которых наблюдается межкристаллическое пустотное пространство. Для пород характерна неравномерная пропитка тонкодисперсным битуминозным веществом. Породы монолитные, трещи-новатость для них не характерна, изредка происходит фрагментация керна по поверхностям крупных стилолитов. Значения пористости, согласно результатам интерпретации ГИС, составляют в среднем около 5-8 %. Эти же данные говорят о преимущественно трещинно-каверновом и кавер-новом типах коллектора пластов резервуара. Испытанию была подвергнута только верхняя половина свиты (3048,0-3026,0 м), где получен приток минерализованной воды с максимальным дебитом 4,5 м3/сут.
В результате проведенных исследований в скважине Восток-4 выделяются 5 уровней коллекторов, разделенных флюидоупорами: нижнео-ксымский, выделенный в призабойной части скважины, наиболее перспективный в домезозойской части разреза скв. Восток-4, флюидоупором служат отложения верхнеоксымской и нижней части тыйской свит, общей мощность около 800 м; тый-ский, ограниченный прослоями глинисто-доломит-ангидритовых пород в составе свиты; нижнеа-веринский, выделенный в нижней части аверин-ской свиты, флюидоупором служат отложения верхней части аверинской свиты; и последний, состоящий из проницаемых интервалов в составе верхнекольчумской и нижне-среднеэвенкийских подсвит. Общим флюидоупором для всех выделенных пород-коллекторов могут служить перекрывающие отложения пыжинской свиты, в этой части бассейна ее мощность достигает 800 м (рис. 8).
Выявленные уровни в кембрийской части разреза имеют литологическую и фациальную выдержанность, что подтверждается по результатам интерпретации геофизических данных, и прослеживаются в разрезах скважин Лемок-1, Аверин-ская- 150 и Тыйская-1.
В скважине Лемок-1 значения пористости пород находятся в пределах 1-20 % (основная масса -1-10 %), а проницаемости - от 0,01 до 1-10-15м2,
хотя в отдельных прослоях установлены и значения 10-1000-10-15м2. В основном породы в этих интервалах представлены зернистыми пористыми и кавернозными доломитами. Кроме того, по данным исследователей [11, 13, 22 и др.] в разрезе скважины Лемок-1 на глубинах 2120,0 м и 2190,0 м (низы эвенкийской свиты или ее аналогов) в керне была зафиксирована «живая» нефть. В интервалах 2900,0 м (аверинская свита) и 3180,0-3130,0 м (приграничный уровень аверин-ской и тыйской свит) был зафиксирован запах нефти, а хлороформенная экстракция показала достаточно высокие содержания хлороформенных битумоидов. Пористость матрицы пород в этих участках достигает 12 %. Исследование образцов, нафтидов, выделенных из нефтенасыщенных горизонтов, показало, что это нефти, которые не подверглись биодеградации. Флюидоупорами для рассмотренных выше коллекторских горизонтов служат плохо проницаемые сульфатсодержащие породы - аналоги эвенкийской свиты, и сульфатно-карбонатные породы - аналоги аверинской свиты.
Все перечисленные отложения сформировались в мелководном морском бассейне, имевшем весьма широкое распространение. Литологиче-ская и фациальная выдержанность разреза на значительных территориях подтверждается и по результатам сейсмических исследований. Поэтому есть все основания считать, что рассмотренные выше резервуары в кембрийском разрезе и охарактеризованные в скв. Восток-4 имеют широкое распространение. Таким образом, можно говорить о наличии во вскрытом разрезе скв. Лемок-1 двух достаточно мощных (до 50 м) горизонтов пород-коллекторов, перекрытых надежными флюидо-упорами [16].
Исследование коллекторских свойств пород скв. Аверинская-150 показало, что значения пористости матрицы изменяются от 0,3 до 2,7 %, проницаемости - от 0,06 до 0,1-10-15м2. Максимальные значения ФЕС приурочены к горизонтам бельской свиты (инт. 2824,0-1930,0 м), здесь они достигают значений 18,0-19,6 %, а проницаемости - 7,1-7,9-10-15м2. Отмечаемые породные ассоциации аналогичны таковым в верхнеоксымской подсвите скважины Восток-4. Прослои представлены зернистыми микрит-микробиальными, комковатыми, водорослевыми известняками с колониальными структурами сине-зеленных водорослей (типа Renalcis) и темно-коричневыми строма-толитовыми известняками [16].
Исследование коллекторских свойств пород скв. Тыйская-1 показало, что вскрытая 500-метровая кембрийская толща (аналоги тыйской и аве-ринской свит) имеет горизонты с удовлетворительными ФЕС. При среднем значении пористости 1-6 % в разрезе выделяются интервалы со значениями этого параметра до 10-20 % и выше [7].
Судя по литологическим, петрофизическим исследованиям и данным ГИС скважин Восток-1, 4 и Лемок-1, флюидоупорные свойства пород пыжин-
3 0„
Восток-З
80 A120
440 км .
В
hpi. '-.j ft Сибирская платформа
Гтышпл ицгт Pi - Л .. fi \ , S;
Предъвнисейслий ОБ рйг— ■■■■ . ЕнпМЙАНЙ фЯН
Osci........ftxiwci
AIMHIV \ НфШМШЯ ! Я, * \ iJfarmr Мрямгш S1/4 \ \
1.1ТЧИХСШ Mf BS 1№H
Восток-1
40 а ВО
160
Восток-З Вездеходная
200 240А „л? 280
J_J£_IMiL
320
40.0
440 км.
О. конгломераты, грав&литы
песчаники
Е
доломиты песчаные и алевритовые
сульфаты
I-алевролиты
■доломиты глинистые
ШЛ
(породы с хорошими коллекторскими свойствами (10-15%)
непроницаемые породы
породы со средними коллекторскими свойствами (5-10%)
I ■ нефте материнские породы
породы фундамента
J а) согласные, 6) размывные
Рис. 9. Разрез потенциально нефтегазоносных венд-кембрийских отложений Предъенисейского бассейна [по материалам 10-16] Fig. 9. Section of potential oil and gas reservoirs in the Vendian-Cambrian deposits of the Predyenisey basin [by 10-16]
5
I=i s
о £
ч< Ф
Z CD CD Q]
§ ^ I
i -о
X S го ^
го
}? О £
rD "O
S Я
СП О "О го
; ё ? а
% в
о СО I
СП IX)
ской свиты довольно стабильны по всей мощности. Учитывая эти факторы, свиту можно рассматривать в качестве регионального флюидоупора.
Выводы
Основные результаты исследования венд-кембрийских отложений, вскрытых параметрическими скважинами в южной части Предъенисейской нефтегазоносной субпровинции, сводятся к следующему:
1. Наилучшие ФЕС наблюдаются в биоморфных и зернистых карбонатных породах (пойгинской, котоджинской, вездеходной, нижнеоксымской, шеделгинской, кольчумской и эвенкийской свит), сформированных в обстановках отмелей и слабо выраженных межбаровых депрессий в рамках карбонатного шельфа.
2. Пустотное пространство потенциальных коллекторов отличается сложностью и неравномерностью распространения пор, каверн и тре-
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Шатский Н.С. Проблемы нефтеносности Сибири // Нефтяное хозяйство. - 1932. - Т. 24. - № 9. - С. 131-140.
2. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской низменности / под ред. Н.Н. Ростовцева. -М.: Государственное научно-техническое издательство литературы по геологии и охране недр, 1958. - 391 с.
3. Палеозой юга Западно-Сибирской равнины / О.И. Богуш, В.С. Бочкарев, О.В. Юферев. - Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1975. - 44 с.
4. Геология нефти и газа Сибирской платформы / А.Э. Конторо-вич, В.С. Сурков, А.А. Трофимук. - М.: Недра, 1981. - 552 с.
5. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты / В.С. Сурков, О.Г. Жеро. - М.: Недра, 1981. -143 с.
6. Дашкевич Н.Н., Каштанов В.А. Платформенные отложения палеозоя и подсолевые комплексы докембрия левобережья р. Енисей - новый объект нефтегазопоисковых работ // Доклады АН СССР. - 1990. - Т. 315. - № 5. - С. 1187-1191.
7. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений левобережья р. Енисей (Тыйская параметрическая скважина) / В.А. Каштанов, А.И. Варламов, В.П. Данилова, Н.Н. Дашкевич, А.С. Ефимов, В.И. Ильина, Е.А. Костырева, В.Н. Меленевский, К.Л. Пак, Ю.Ф. Филиппов, Л.Д. Чунихина. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 1995. -52 с.
8. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Палеозой Западной Сибири / Е.А. Елкин, В.И. Краснов, Н.К. Бахарев, Е.В. Белова, В.Н. Дубатолов, Н.Г. Изох, А.Г. Клец, А.Э. Кон-торович, Л.Г. Перегоедов, Н.В. Сенников, И.Г. Тимохина, В.Г. Хромых. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2001. - 163 с.
9. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности кембрия и верхнего протерозоя юго-востока Западной Сибири /
A.Э. Конторович, А.С. Ефимов, В.А. Кринин, А.В. Хоменко, Л.Г. Гилинская, В.П. Данилова, В.Н. Меленевский, Е.А. Ко-стырева, Е.Н. Махнева, Н.Т. Юдина // Геология и геофизика. -2000. - Т. 41. - № 12. - С. 1615-1636.
10. Предъенисейская нефтегазоносная область - новый перспективный объект поисков нефти и газа в Сибири / А.Э. Конторо-вич, В.А. Конторович, Ю.Ф. Филиппов, С.Ю. Беляев,
B.А. Каштанов, А.В. Хоменко, Л.М. Бурштейн, В.И. Вальчак, А.С. Ефимов, А.А. Конторович, В.Н. Петров // Геология, гео-
щин. Интенсивно проявившиеся вторичные процессы запечатывания первичных пустот доломитом, галитом и ангидритом привели к тому, что первично высокопористые породы частично утратили свою емкость. Процессы перекристаллизации, выщелачивания и стилолити-зации обеспечили развитие дополнительных видов пустот. Характер проявления постседи-ментационных процессов в вендских отложениях предопределил преимущественное развитие каверново-порового и каверново-порово-трещинных типов коллекторов; в кембрийских отложениях - коллекторов порового, порово-каверново-трещинного и трещинно-порового типов.
3. Литологическая и фациальная выдержанность рассматриваемого разреза позволяет считать, что выделенные коллекторы и флюидоупоры имеют широкое распространение на всей территории исследования (рис. 9).
физика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2006. - № 5-6. - С. 9-23.
11. Новый тип разреза кембрия в восточной части Западно-Сибирской плиты (по результатам бурения параметрической скважины Восток-1) / А.Э. Конторович, А.И. Варламов, В.Г. Еме-шев, А.С. Ефимов, А.Г. Клец, А.В. Комаров, В.А. Конторович, И.В. Коровников, С.В. Сараев, Ю.Ф. Филиппов, И.В. Варакси-на, В.Н. Глинских, В.А. Лучинина, Н.В. Новожилова, Т.В. Петель, Н.В. Сенников, А.В. Тимохин // Геология и геофизика. -2008. - Т. 49. - № 11. - С. 1119-1128.
12. Разрез венда восточной части Западно-Сибирской плиты (по результатам бурения параметрической скважины Восток-3) /
A.Э. Конторович, А.И. Варламов, Д.В. Гражданкин, Г.А. Карлова, А.Г. Клец, В.А. Конторович, С.В. Сараев, А.А. Терлеев, С.Ю. Беляев, И.В. Вараксина, А.С. Ефимов, Б.Б. Кочнев, К.Е. Наговицин, А.А. Постников, Ю.Ф. Филиппов // Геология и геофизика. - 2008. - Т. 49. - № 12. - С. 1238-1247.
13. Геохимия органического вещества кембрия Предъенисейской субпровинции (по результатам бурения скважин Восток-1 и Восток-3) / А.Э. Конторович, Е.А. Костырева, С.В. Сараев,
B.Н. Меленевский, А.Н. Фомин // Геология и геофизика. -2011. - Т. 52. - № 6. - С. 737-750.
14. Разрез кембрия в восточной части Западно-Сибирской геосине-клизы (по результатам бурения параметрической скважины Восток-4) / А.Э. Конторович, В.А. Конторович, И.В. Коровников, С.В. Сараев, Н.В. Сенников, Ю.Ф. Филиппов, А.И. Варламов, А.С. Ефимов, Ю.А. Филипцов, А.А. Постников, А.А. Терлеев, Г.А. Карлова, К.Е. Наговицин, Д.А. Токарев, Т.П. Батурина, И.А. Губин, Б.Б. Кочнев, Н.В. Новожилова, В.А. Лучи-нина // Геология и геофизика. - 2012. - Т. 53. - № 10. -
C. 1273-1284.
15. Филиппов Ю.Ф., Конторович В.А., Сенников Н.В. Новый взгляд на схему стратиграфии палеозоя юго-востока Западной Сибири // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. -2014. - № 2. - С. 7-21.
16. Тумашов И.В. Строение, состав, обстановки формирования резервуаров нефти и газа в венде и кембрии южной части Предъенисейской нефтегазоносной субпровинции: дис. ... канд. геол.-минер. наук. - Новосибирск, 2014. - 206 с.
17. Венд Предъенисейского осадочного бассейна (юго-восток Западной Сибири) / Д.В. Гражданкин, А.Э. Конторович, В.А. Конторович, С.В. Сараев, Ю.Ф. Филиппов, А.С. Ефимов, Г.А. Карлова, Б.Б. Кочнев, К.Е. Наговицин, А.А. Терлеев,
Г.О. Федянин // Геология и геофизика. - 2015. - Т. 56. -№ 4. - С. 718-734.
18. Biogeochemistry of the neoproterozoic organic matter in the south-east of the Siberian Platform / A.E. Kontorovich, I. Ti-moshina, P. Sobolev, K. Nagovitsin // Organic Geochemistry: Trends for the 21st Century: Book of Abstracts of the Communications presented to the 26th International Meeting on Organic Geochemistry. - Costa Adeje, Tenerife, Spain, September 15-20, 2013 - V.2. - P. 255-256.
19. Revised Neoproterozoic and Terreneuvian stratigraphy of the LenaAnabar Basin and north-western slope of the Olenek Uplift, Siberian Platform / K.E. Nagovitsin, V.I. Rogov, V.V. Marusin, G.A. Karlova, A.V. Kolesnikov, N.V. Bykova, D.V. Grazhdankin // Precambrian Research. - 2015. - V. 270. - P. 226-245.
20. Grazhdankin D., Maslov A. The room for the Vendian in the Standard Global Chronostratigraphic Chart // 2nd International Congress on Stratigraphy (STRATI 2015). - Graz, Austria, 19-23 July 2015. - P. 141.
21. Мельников Н.В. Венд-кембрийский соленосный бассейн Сибирской платформы (Стратиграфия, история развития). - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2009. - 148 с.
22. Решения четвёртого Межведомственного регионального стратиграфического совещания по уточнению и дополнению стратиграфических схем венда и кембрия внутренних районов Сибирской платформы. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1989. -64 с.
23. Тумашов И.В. Литология венд-нижнекембрийских отложений Предъенисейской нефтегазоносной субпровинции (по результатам бурения параметрических скважин Восток-1, 3, 4) // Известия Томского политехнического университета. - 2013. -Т. 323. - № 1. - С. 99-104.
24. Folk R.L. Practical petrographic classification of limestone // Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geol. - 1959. - V. 43. - № 1. -P. 1-38.
25. Dunham R. Classification of carbonate rocks according to deposi-tional texture // Bull. Amer. Petrol. - 1962. - Mem. 1. -P. 108-121.
26. Monty C.L.V. Distribution and structure of recent siromalolitic algal mats. Eastern Andros Island, Bahamas // Ann. Soc. Geol. Belg. Bull. - 1967. - V. 90. - № 1/3. - Р. 55-100.
27. Wilson J.L. Carbonate Facies in Geologic History. - New York: Springer-Verlag Berlin Heidelberg, 1975. - 471 p.
28. Burne R.V., Moore L.S. Microbialites: organosedimentary deposits of bentic microbial communities // Palaios. - 1987. - V. 2. -P. 241-254.
29. Flugel E. Microfacies of Carbonate Rocks: Analysis, Interpretation and Application. Second Edition. - Berlin: Springer-Verlag Berlin Heidelberg, 2010. - 1006 р.
30. Bjorlykke K. Relationships between depositional environments, burial history and rock properties. Some principal aspects of dia-genetic process in sedimentary basins // Sedimentary Geology. -2014. - V. 301. - P. 1-14.
31. Characterization and origin of permeability-porosity heterogeneity in shallow-marine carbonates: from core scale to 3D reservoir dimension (Middle Jurassic, Paris Basin, France) / B. Brigaud, B. Vincent, C. Durlet, J. Deconinck, E. Jobard, N. Pickard, B. Yven, P. Landrein // Marine and Petroleum Geology. -2014.- V. 57. - P. 631-651.
32. Thomson D., Rainbird R.H., Dix G. Architecture of a Neoprotero-zoic intracratonic carbonate ramp succession: Wynniatt Formation, Amundsen Basin, Arctic Canada // Sedimentary Geology. -
2014. - V. 299. - P. 119-138.
33. Sedimentology of an early Cambrian tide-dominated embayment: Quyuk formation, Victoria Island, Arctic Canada / A.M. Durba-no, B.R. Pratt, T. Hadlari, K. Dewing // Sedimentary Geology. -
2015. - V. 320.- P. 1-18.
34. Gao Z., Fan T. Carbonate platform-margin architecture and its influence on Cambrian-Ordovician reef-shoal development, Tarim Basin, NW China // Marine and Petroleum Geology. - 2015. -V. 68. - P. 291-306.
35. Багринцева К.И. Карбонатные породы - коллекторы нефти и газа. - М.: Недра, 1977. - 231 с.
36. Геологическое строение доюрского основания Западно-Сибирской плиты в пределах Кеть-Тымского междуречья / Г.Д. Исаев, С.Н. Макаренко, М.Е. Раабен, В.И. Биджаков, И.И. Коптев. - Новосибирск: Новосибирский гос. ун-т, 2003. - 34 с.
Поступила 06.09.2016 г.
Информация об авторах
Тумашов И.В., кандидат геолого-минералогических наук, младший научный сотрудник лаборатории седи-ментологии Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук.
Вараксина И.В., кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник лаборатории седи-ментологии Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук.
UDC 553.98.061.12/17
COLLECTORS AND CONFINING BEDS IN DEPOSITS OF THE VEND AND CAMBRIAN AT THE PREDYENISEY OIL-AND-GAS AREA (THE SOUTHEAST OF WEST SIBERIA)
Igor V. Tumashov1,
TumashovIV@ipgg.nsc.ru
Irina V. Varaksina1,
VaraksinaIV@ipgg.nsc.ru
1 Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, 3, Koptug avenue, Novosibirsk, 630090, Russia.
The relevance of research. For the first time five potential levels of oil-and-gas collectors and confining beds have been identified in the Vendian-Cambrian section of the Predyenisey oil-and-gas area. These results were obtained by the detailed lithological studies of borehole cores (the Averinskaya-150; Vezdehodnaya-3,4; Vostok-1,3,4; Lemok-1) and generalization of the actual geological and geophysical information about the region. These wells were drilled in the southern part of the Predyenisey sedimentary basin. The main aim of the study is to determine scientific directions of searching for oil and gas fields in the territory of the Predyenisey oil-and-gas area.
The methods used in the study: detailed description of core boreholes, petrographic study of the rocks, genetic analysis of various types of sediments and clarification of the conditions of their sedimentation, analysis of GIS results, paleontological studies, temporary seismic sections, study of the void space of rocks in cores and thin sections, analysis of the results of testing wells and reservoir properties, establishment of relationship between lithological features of the rocks and their reservoir properties.
The results. The authors identified that formations of stromatolite laminites and grapestones have the best primary reservoir properties. Postsedimentary changes appeared most intensively in these rocks that promoted formation of the cavity-fracture reservoir rocks. Five potential oil and gas reservoirs in the Vendian-Cambrian section were determined.
Key words:
Predyenisey oil-and-gas area, reservoirs, collectors, confining beds, Vend-Cambrian deposits.
REFERENCES
1. Shatskiy N.S. Problemy neftenosnosti Sibiri [Problems of oil potential of Siberia]. Neftyanoe hozyaystvo, 1932, vol. 24, no. 9, pp. 131-140.
2. Geologicheskoe stroenie i perspektivy neftegazonosnosti Zapadno-Sibirskoy nizmennosti [Geology and petroleum potential of the West Siberian Plain]. Ed. by N.N. Rostovtsev. Moscow, State scientific and technical publishing house of literature on the ecology and conservation of resources, 1958. 391 p.
3. Bogush O.I., Bochkarev V.S., YuferevO.V. Paleozoy yuga Zapad-no-Sibirskoy ravniny [Paleozoic of the south of West Siberian plain]. Novosibirsk, Nauka Publ., 1975. 44 p.
4. Kontorovich A.E., Surkov V.S., Trofimuk A.A. Geologiya nefti i gaza Sibirskoy Platformy [Geology of oil and gas of the Siberian Platform]. Moscow, Nedra Publ., 1981. 552 p.
5. Surkov V.S., Zhero O.G. Fundament i razvitie platformennogo chekhla Zapadno-Sibirskoy plity [The base and development of the platform cover of the West Siberian Plate]. Moscow, Nedra Publ., 1981. 143 p.
6. Dashkevich N.N., Kashtanov V.A. Platformennye otlozheniya paleozoya i podsolevye kompleksy dokembriya levoberezhya r. Enisey - novy obekt neftegazopoiskovykh rabot [Platform deposits of Paleozoic and sub-salt complexes of the Precambrian on the left bank of the Yenisei river - new object of oil and gas exploration]. Reports of the AN SSSR, 1990, vol. 315, no. 5, pp. 1187-1191.
7. Kashtanov V.A., Varlamov A.I., Danilova V.P., Dashke-vich N.N., Efimov A.S., Ilina V.I., Kostyreva E.A., Melenev-skiy V.N., Pak K.L., Filippov Yu.F., Chunikhina L.D. Geolo-gicheskoe stroenie i perspektivy neftegazonosnosti paleozoyskikh otlozheniy levoberezhya r. Enisey (Tyiskaya parametricheskaya skvazhina) [Geological structure and petroleum potential of Paleozoic deposits of the left bank of the Yenisei river (Tyska parametric well)]. Novosibirsk, SO RAN Publ., 1995. 52 p.
8. Elkin E.A., Krasnov V.I., Bakharev N.K., Belova E.V., Dubato-lov V.N., Izokh N.G., Klets A.G., Kontorovich A.E., Peregoedov L.G., Sennikov N.V., Timokhina I.G., Khromykh V.G. Stratigra-fiya neftegazonosnykh basseynov Sibiri. Paleozoy Zapadnoy Sibi-ri [Stratigraphy of petroleum basins of Siberia. The Paleozoic of Western Siberia]. Novosibirsk, GEO SO RAN Publ., 2001. 163 p.
9. Kontorovich A.E., Efimov A.S., Krinin V.A., Khomenko A.V., Gilinskaya L.G., Danilova V.P., Melenevskiy V.N., Kostyre-va E.A., Makhneva E.N., Yudina N.T. Geological and geochemi-cal preconditions of oil and gas potential of the Upper Proterozoic and Cambrian southeast of Western Siberia. Geologiya i geofizika, 2000, vol. 41, no. 12, pp. 1615-1636. In Rus.
10. Kontorovich A.E., Kontorovich V.A., Filippov Yu.F., Belya-ev S.Yu., Kashtanov V.A., Khomenko A.V., Burshteyn L.M., Valchak V.I., Efimov A.S., Kontorovich A.A., Petrov V.N. The Predyenisey oil-and-gas area is a promising new object of oil and gas exploration in Siberia] Geologiya, geofizika i razrabotka nefty-anykh i gazovykh mestorozhdeniy, 2006, no. 5-6, pp. 9-23. In Rus.
11. Kontorovich A.E., Varlamov A.I., Emeshev V.G., Efimov A.S., Klets A.G., Komarov A.V., Kontorovich V.A., Korovnikov I.V., Saraev S.V., Filippov Yu.F., Varaksina I.V., Glinskikh V.N., Luchinina V.A., Novozhilova N.V., Petel T.V., Sennikov N.V., Timokhin A.V. A new type section of the Cambrian in the Eastern part of West Siberian plate (based on the results of drilling the parametric well Vostok-1). Geologiya i geofizika, 2008, vol. 49, no. 11, pp. 1119-1128. In Rus.
12. Kontorovich A.E., Varlamov A.I., Grazhdankin D.V., Karlo-va G.A., Klets A.G., Kontorovich V.A., Saraev S.V., Terle-evA.A., Belyaev S.Yu., Varaksina I.V., Efimov A.S., Kochnev B.B., Nagovitsyn K.E., Postnikov A.A., Filippov Yu.F. A section of the Vendian of the Eastern part of West Siberian plate (based on the results of drilling the parametric well Vostok-3). Geologiya i geofizika, 2008, vol. 49, no. 12, pp. 1238-1247. In Rus.
13. Kontorovich A.E., Kostyreva E.A., Saraev S.V., Melenev-skiy V.N., Fomin A.N. Geochemistry of organic matter of the Cambrian of the Predyenisey oil-and-gas subprovince (based on the results of drilling wells Vostok-1 and Vostok-3). Geologiya i geofizika, 2011, vol. 52, no. 6. pp. 737-750. In Rus.
14. Kontorovich A.E., Kontorovich V.A., Korovnikov I.V., Saraev S.V., Sennikov N.V., Filippov Yu.F., Varlamov A.I., Efi-mov A.S., Filiptsov Yu.A., Postnikov A.A., Terleev A.A., Karlo-va G.A., Nagovitsyn K.E., Tokarev D.A., Baturina T.P., Gu-bin I.A., Kochnev B.B., Novozhilova N.V., Luchinina V.A. The section of the Cambrian in the eastern part of the West Siberian geosyneclise (based on parametric drilling well Vostok-4). Geologiya i geofizika, 2012, vol. 53, no. 10, pp. 1273-1284. In Rus.
15. Filippov Yu.F., Kontorovich V.A., Sennikov N.V. A new look at the scheme of stratigraphy of the Paleozoic of the South-East of Western Siberia. Geologiya i mineralno-syirevye resursy Sibiri,
2014, no. 2. pp. 7-21. In Rus.
16. Tumashov I.V. Stroenie, sostav, obstanovki formirovaniya rezer-vuarov nefti i gaza v vende i kembrii yuzhnoy chasti Predenisey-skoy neftegazonosnoy subprovintsii. Dis. Kand. nauk [Structure, composition, conditions of formation of oil and gas reservoirs in the Vendian and Cambrian of the southern Predyenisey oil-and-gas subprovince. Cand. Diss.]. Novosibirsk, 2014. 206 p.
17. Grazhdankin D.V., Kontorovich A.E., Kontorovich V.A., Saraev S.V., Filippov Yu.F., Efimov A.S., Karlova G.A., Kochnev B.B., Nagovitsyn K.E., Terleev A.A., Fedyanin G.O. Vend of Predyenisey sedimentary basin (South-East of Western Siberia). Geologiya i geo-fizika, 2015, vol. 56, no. 4, pp. 718-734. In Rus.
18. Kontorovich A.E., Timoshina I., Sobolev P., Nagovitsin K. Bio-geochemistry of the neoproterozoic organic matter in the southeast of the Siberian Platform. Organic Geochemistry: Trends for the 21" Century: Book of Abstracts of the Communications presented to the 26th International Meeting on Organic Geochemistry. Costa Adeje, Tenerife, Spain, September 15-20, 2013. Vol. 2, pp. 255-256.
19. Nagovitsin K.E., Rogov V.I., Marusin V.V., Karlova G.A., Koles-nikov A.V., Bykova N.V., Grazhdankin D.V. Revised Neoprotero-zoic and Terreneuvian stratigraphy of the Lena-Anabar Basin and north-western slope of the Olenek Uplift, Siberian Platform. Pre-cambrian Research, 2015, vol. 270, pp. 226-245.
20. Grazhdankin D., Maslov A. The room for the Vendian in the Standard Global Chronostratigraphic Chart. 2nd International Congress on Stratigraphy (STRATI 2015). Graz, Austria, 19-23 July
2015. pp. 141.
21. Melnikov N.V. Vend-kembriyskiy solenosny basseyn Sibirskoy platformy (Stratigrafiya, istoriya razvitiya) [Vendian-Cambrian of the salt basin of the Siberian platform (Stratigraphy, history of development)]. Novosibirsk, SO RAN Publ., 2009. 148 p.
22. Resheniya chetvertogo Mezhvedomstvennogo regionalnogo strati-graficheskogo soveshchaniya po utochneniyu i dopolneniyu strati-graficheskikh skhem venda i kembriya vnutrennikh rayonov Sibirskoy platformy [The decisions of the fourth Interdepartmental regional stratigraphic meeting to clarify and supplement the strati-graphic scheme of the Vendian and Cambrian of the inner areas of
the Siberian platform]. Novosibirsk, SNIIGGiMS Publ., 1989. 64 p.
23. Tumashov I.V. Lithology of the Vendian-Cambrian deposits of the Predyenisey oil-and-gas subprovince based on the results of drilling the parametric wells Vostok-1,3,4). Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, 2013, vol. 323, no. 1, pp. 99-104. In Rus.
24. Folk R.L. Practical petrographic classification of limestone. Bull. Amer. Assoc. Petrol. Geol., 1959, vol. 43, no. 1, pp. 1-38.
25. Dunham R. Classification of carbonate rocks according to deposi-tional texture. Bull. Amer. Petrol, 1962, Mem. 1, pp. 108-121.
26. Monty C.L.V. Distribution and structure of recent siromalolitic algal mats. Eastern Andros Island, Bahamas. Ann. Soc. Geol. Belg. Bull, 1967, vol. 90, no. 1/3, pp. 55-100.
27. Wilson J.L. Carbonate Facies in Geologic History. New York, Springer-Verlag Berlin Heidelberg, 1975. 471 p.
28. Burne R.V., Moore L.S. Microbialites: organosedimentary deposits of bentic microbial communities. Palaios, 1987, vol. 2. pp. 241-254.
29. Flügel E. Microfacies of Carbonate Rocks: Analysis, Interpretation and Application. Second Edition. Berlin, Springer-Verlag Berlin Heidelberg, 2010, 1006 p.
30. Bjorlykke K. Relationships between depositional environments, burial history and rock properties. Some principal aspects of dia-genetic process in sedimentary basins. Sedimentary Geology, 2014, vol. 301, pp. 1-14.
31. Brigaud B., Vincent B., Durlet C., Deconinck J., Jobard E., Pickard N., Yven B., Landrein P. Characterization and origin of permeability-porosity heterogeneity in shallow-marine carbonates: From core scale to 3D reservoir dimension (Middle Jurassic, Paris Basin, France). Marine and Petroleum Geology, 2014, vol. 57, pp. 631-651.
32. Thomson D., Rainbird R.H., Dix G. Architecture of a Neoprotero-zoic intracratonic carbonate ramp succession: Wynniatt Formation, Amundsen Basin, Arctic Canada. Sedimentary Geology, 2014, vol. 299, pp. 119-138.
33. Durbano A.M., Pratt B.R., Hadlari T., Dewing K. Sedimentology of an early Cambrian tide-dominated embayment: Quyuk formation, Victoria Island, Arctic Canada. Sedimentary Geology, 2015, vol. 320, pp. 1-18.
34. Gao Z., Fan T. Carbonate platform-margin architecture and its influence on Cambrian-Ordovician reef-shoal development, Tarim Basin, NW China. Marine and Petroleum Geology, 2015, vol. 68, pp. 291-306.
35. Bagrintseva K.I. Karbonatnye porody - kollektory nefti i gaza [Carbonate rocks are the reservoirs of oil and gas]. Moscow, Nedra Publ., 1977. 231 p.
36. Isaev G.D., Makarenko S.N., Raaben M.E., Bidzhakov V.I., Ko-ptev I.I. Geologicheskoe stroenie doyurskogo osnovaniya Zapadno-Sibirskoy plity v predelakh Ket-Tymskogo mezhdurechya [Geological structure of the pre-Jurassic base of Western Siberian plate within Ket-Tymsk rivers]. Novosibirsk, NSU Publ., 2003. 34 p.
Received: 6 September 2016.
Information about the authors
Igor V. Tumashov, Cand. Sc., junior researcher, Trofimuk Institute of Petroleum Geology and geophysics of Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences.
Irina V. Varaksina, Cand. Sc., senior researcher, Trofimuk Institute of Petroleum Geology and geophysics of Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences.
