CC BY
32
ФОРМИРОВАНИЕ И РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
УДК 553.981/982(571.3)
DOI 10.31087/0016-7894-2022-1-61-84
Комплексное обоснование Ереминско-Чонского нефтегазоконденсатного месторождения — крупнейшего объекта по подготовке запасов и добыче нефти и газа в Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (Восточная Сибирь)
© 2021 г.1Г.Г. Шемин
ФГБУН «Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН», Новосибирск, Россия; SheminGG@ipgg.sbras.ru
Поступила 02.06.2021 г.
Доработана 14.07.2021 г. Принята к печати 15.11.2021 г.
Ключевые слова: продуктивный пласт; проницаемый комплекс; флюидоупор; резервуар нефти и газа; Ереминско-Чонское месторождение; условия формирования месторождения; нефть; газ; конденсат; углеводороды; методы оценки запасов; результаты оценки запасов.
Аннотация: В статье впервые, на базе обширного геолого-геофизического материала, приведены результаты комплексных литолого-стратиграфических, литолого-геохимических, литолого-фациальных, тектонических, палеотекто-нических, фильтрационно-емкостных и петрофизических исследований, согласно которым все раннее выделенные 11 месторождений нефти и газа в центральной наиболее приподнятой части Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области являются составными частями гигантского по запасам нефти и газа Ереминско-Чонского месторождения. Для этого месторождения обосновываются единые тектонические, литолого-фациальные и геохимические условия формирования залежей нефти и газа. Охарактеризованы современные структурные планы месторождения и история их образования. Рассмотрены состав, строение, условия формирования, постседиментационные преобразования и фильтрационно-емкостные свойства всех продуктивных пластов месторождения. Оценены качества проницаемых комплексов, перекрывающих их флюидоупоров месторождения. Изложены методы подсчета запасов углеводородов и охарактеризована их полная структура. Приведены карты прогноза плотностей начальных суммарных ресурсов углеводородов всех продуктивных пластов месторождения.
1Для цитирования: ШеминГ.Г. Комплексное обоснование Ереминско-Чонского нефтегазоконденсатного месторождения — крупнейшего объекта по подготовке запасов и добыче нефти и газа в Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (Восточная Сибирь) // Геология нефти и газа. - 2022. -№ 1. - С. 61-84. DOI: 10.31087/0016-7894-2022-1-61-84.
Integrated substantiation of Ereminsky-Chonsky oil and gas condensate field — largest object for oil and gas reserves preparation and production in Nepsky-Botuobinsky Petroleum Region (Eastern Siberia)
© 2021 IG.G. Shemin
The Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, Novosibirsk, Russia; SheminGG@ipgg.sbras.ru
Received 02.06.2021
Revised 14.07.2021 Accepted for publication 15.11.2021
Key words: pay zone; permeable series; impermeable bed; oil and gas reservoir; Ereminsky-Chonsky field; settings of field formation; oil; gas; condensate; hydrocarbons; reserve assessment techniques; reserve assessment results.
Abstract: On the basis of rich geological and geophysical materials, the authors for the first time present the results of integrated lithological and stratigraphic, lithological and geochemical, lithofacies, tectonic, paleotectonic, reservoir properties, and petrophysical investigations. According to these results, all 11 oil and gas fields previously identified in the central, most upstanding part of the Nepsky-Botuobinsky Petroleum Region, are the parts of the giant (in terms of oil and gas reserves) Ereminsky-Chonsky field. The uniform tectonic, lithofacies, and geochemical settings of formation of oil and gas accumulations are substantiated within this field. The present-day structural geometry of the field and history of its formation are described. Composition, structure, settings of formation, post-sedimentary transformations and reservoir properties of all reservoirs in the field are discussed. Properties of permeable series and overlying impermeable beds are evaluated in the field. The techniques for hydrocarbon reserves assessment are presented, and their structure is described in full. The maps of predicted density of total initial hydrocarbon resources are demonstrated for all the reservoirs in the field.
I For citation: Shemin G.G. Integrated substantiation of Ereminsky-Chonsky oil and gas condensate field — largest object for oil and gas reserves preparation and production in Nepsky-Botuobinsky Petroleum Region (Eastern Siberia). Geologiya nefti i gaza. 2022;(1):61-84. DOI: 10.31087/0016-7894-2022-1-61-84. In Russ.
FORMATION AND LOCATION OF OIL AND GAS POOLS Введение
Ереминско-Чонское месторождение расположено в Катангском районе Иркутской области и на сопредельной территории Республики Саха (Якутия). В тектоническом отношении оно приурочено к центральной наиболее приподнятой части Непско-Ботуобинской антеклизы. Согласно нефтегазогеологическому районированию, Ере-минско-Чонское месторождение находится в центре одноименной нефтегазоносной области. Его площадь составляет 26,5 тыс. км2.
На Ереминско-Чонском месторождении проведены значительные объемы геолого-разведочных работ. Вся его территория покрыта гравиметрической съемкой, большая часть работами методом ЗСБ. Почти вся территория Ереминско-Чонско-го месторождения исследована сейсморазведкой МОВ, сначала в варианте однократного, а начиная с середины 1970-х гг. — многократного МОГТ-профи-лирования. Глубокое бурение началось в 1970-е гг. В настоящее время на на территории месторождения пробурено около 250 глубоких скважин в пределах 17 площадей бурения (рис. 1).
В результате проведения геолого-разведочных работ на территории Ереминско-Чонского месторождения открыто 11 месторождений нефти и газа, содержащих 33 залежи. Извлекаемые запасы УВ на 01.01.2018 г. по категориям А + B + Q + С2 составляют 1285,6 млн т усл. УВ, из них нефти — 851,7 млн т, газа — 428,1 млрд м3 и конденсата — 5,8 млн т.
Основной объем выполненных геолого-разведочных работ на территории Ереминско-Чонского месторождения был направлен на поиски и разведку залежей нефти и газа в вендском терригенном комплексе. Вышезалегающие венд-нижнекембрийские карбонатные отложения, характеризующиеся более высокими перспективами нефтегазоносно-сти, но более сложным строением, обычно исследовались попутно. При бурении и испытании скважин использовались традиционные методы. Бурение горизонтальных стволов скважин и их испытание с применением гидроразрыва пласта практически не проводилось.
В настоящее время вся территория Еремин-ско-Чонского месторождения залицензирована. В его пределах выделено 17 лицензионных участков, принадлежащих 8 недропользователям. Основными из них являются: ПАО «НК Роснефть», ПАО «Газпромнефть-Ангара» и ПАО «Сургутнефтегаз».
Впервые Ереминско-Чонский объект был выделен и охарактеризован в 1991 г. в рамках только преображенского горизонта в качестве Тетейско-Чон-ской зоны нефтегазонакопления. В дальнейшем продолжалось уточнение строения и выяснение условий формирования всех продуктивных пластов венда и нижнего кембрия этого нефтегазового объекта. Результаты исследований изложены в многочисленных публикациях ([1-3] и др.).
В последние годы компаниями ПАО «НК «Роснефть» и ПАО «Газпромнефть-Ангара» выполнены значительные объемы сейсморазведочных и буровых работ на своих лицензионных участках. В результате приращены значительные запасы УВ-сы-рья, причем не только в преображенском горизонте, но и во всех вышезалегающих: усть-кутском и осин-ском. То есть как в терригенных пластах В10, В13, так и в карбонатных пластах Б!, Б3-4, Б5, Б12-13 выявлена промышленная нефтегазоносность.
В настоящей статье впервые приведено комплексное обоснование Ереминско-Чонского нефте-газоконденсатного месторождения - крупнейшего объекта по подготовке запасов и добыче нефти и газа в Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области Восточной Сибири.
Как известно, существует множество определений термина «месторождения нефти и газа», которые изложены в работах А.А. Бакирова, И.О. Брода, Н.В. Вассоевича, И.М. Губкина, Н.А. Еременко, А.И. Леворсена, В.Б. Аленина и других исследователей. Большинство из них включает следующие важнейшие элементы: совокупность (группа) залежей нефти и газа или одна залежь [4]; образования залежей нефти и газа контролируются общим элементом недр структурного, литологического и стратиграфического характера ([5] и др.). В некоторых определениях этого понятия имеются следующие дополнения: общность условий формирования залежей нефти и газа, общность в системе их поиска, разведки и эксплуатации и т. д. Ниже приведены результаты выполненных исследований, свидетельствующие о том, что выделенное Ереминско-Чон-ское месторождение полностью соответствует вышеупомянутым определениям месторождения нефти и газа.
Тектоническое строение и условия образования современного структурного плана Ереминско-Чонского месторождения
Тектоническое строение и условия образования современного структурного плана Ереминско-Чон-ского месторождения достаточно полно рассмотрены в работах А.В. Мигурского ([6] и др.), Г.Г. Ше-мина ([2] и др.) и других исследователей. Кратко они сводятся к следующему: Ереминско-Чонское месторождение расположено в центральной наиболее приподнятой части Непско-Ботуобинской антеклизы, приуроченной к выступу фундамента, которая включает северо-западную часть Непского свода, осложненную Верхнечонским структурным мысом. В пределах этого объекта существенно сокращена толщина терригенных отложений венда. По кровле всех отмеченных продуктивных пластов месторождение выражено однообразно в виде полукруглой моноклинали с наклоном пород к северу, северо-западу и юго-западу от наиболее приподнятого Верхнечонского структурного мыса (рис. 2).
Дизъюнктивная тектоника на территории Ере-минско-Чонского месторождения проявилась до-
Рис. 1. Схема изученности сейсморазведкой и глубоким бурением Ереминско-Чонского нефтегазоконденсатного месторождения Fig. 1. Coverage diagram of seismic exploration and deep drilling in the Ereminsky-Chonsky oil, gas, and condensate field
□□ 1 Щ 2 Ш 3 \Z\* 7 Ш
10
11
Скважины (1-3): 1 — параметрические, 2 — поисковые, 3 — разведочные; 4 — сейсморазведочные профили; 5 — Ереминско-Чонское месторождение; границы (6, 7): 6 — ВНК, 7 — административная; 8 — ранее выделенные месторождения нефти и газа, в которых выявлено 33 залежи УВ (1 — Ербогаченское, 2 — им. Б. Синявского, 3 — им. Савостьянова, 4 — Северо-Вакунайское, 5 — Вакунайское, 6 — Тымпучиканское, 7 — Верхнечонское, 8 — им. Н. Лисовского, 9 — Игнялинское, 10 — Северо-Даниловское, 11 — им. В.Б. Мазура); залежи УВ (9-11): 9 — нефтяные, 10 — газонефтяные, 11 — нефтегазоконденсатные
Wells (1-3): 1 — stratigraphic, 2 — prospecting, 3 — exploratory; 4 — seismic survey lines; 5 — Ereminsky-Chonsky field; boundaries (6, 7): 6 — WOC, 7 — administrative; 8 — previously identified oil and gas fields, where 33 HC accumulations are found (1 — Erbogachensky, 2 — B. Sinyavsky, 3 — Savostyanov, 4 — North Vakunaisky, 5 — Vakunaisky, 6 — Tympuchikansky, 7 — Verkhnechonsky, 8 — N. Lisovsky, 9 — Ignyalinsky, 10 — North Danilovsky, 11 — Mazur); HC reservoirs (9-11): 9 — oil, 10 — oil and gas, 11 — oil-and-gas condensate
статочно интенсивно. Она контрастно выражена семью микрограбенами и четырьмя основными разломами, которые четко выделены на структурных основах всех продуктивных пластов (см. рис. 2).
Трапповый магматизм на Ереминско-Чонском месторождении проявился в существенно меньших масштабах, чем в северо-западной части Сибирской платформы. Его образования здесь составляют около 3 % объема осадочного чехла.
История формирования современных структурных планов Непско-Ботуобинской антеклизы, в центральной наиболее приподнятой части которой расположено Ереминско-Чонское месторождение, рассмотрена во многих работах автора статьи ([2] и др.). История реконструировалась на базе результатов детальной корреляции венд-нижнекембрийских отложений с учетом факторов, ограничивающих применение метода мощностей.
Рис. 2. Структурная карта по кровле пласта В10 Ереминско-Чонского месторождения Fig. 2. Depth map over В10 layer Top, Ereminsky-Chonsky field
лс
1
2
3
1 — изогипсы по кровле пласта В10 верхнечонского горизонта, м; 2 — микрограбены: В-1 — Вакунайский-1, В-2 — Вакунайский-2, Вп — Верхнепеледуйский, ВТ — Верхнечонско-Талаканский, Д — Делиндинский, М — Мукокинский, У — Усольский; 3 — основные разломы (а — достоверные, б — менее достоверные): ЕЧ — Ербогачено-Чуйский, МЛ — Могинско-Ленский, ПГ — Преображенско-Гадалинский, АВ — Ангаро-Вилюйский. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1
1 — structural contours of В10 layer of Verkhnechonsky Horizon, m; 2 — micrograbens: В-1 — Vakunaisky-1, В-2 — Vakunaisky-2, Вп — Verkhnepeleduisky, ВТ — Verkhnechonsko-Talakansky, Д — Delindinsky, М — Mukokinsky, У — Usolsky; 3 — major faults (а — reliable, б — less reliable): ЕЧ — Erbogacheno-Chuisky, МЛ — Moginsko-Lensky, ПГ — Preobrazhensko-Gadalinsky, АВ — Angaro-Vilyuisky For other Legend items see Fig. 1
Структурные планы Непско-Ботуобинской ан-теклизы и Ереминско-Чонского месторождения в венд-раннепалеозойский период отличались от современных. Северо-западная половина антекли-зы в указанный интервал времени была наиболее приподнятым участком. Она составляла юго-восточную сводовую часть крупнейшей положительной структуры — Катангской палеоантеклизы [7].
В отмеченный период почти вся территория рассматриваемого месторождения располагалась в сводовой части Катангской палеоантеклизы. Лишь наиболее приподнятая юго-восточная его часть находилась в присводовой части антеклизы.
Структурный план рассматриваемой территории в среднем палеозое в целом продолжил унаследованное развитие.
Позднепалеозой-мезозойский период на Сибирской платформе характеризуется высокой тектонической активностью. На границе перми и триаса проявилась плюм-тектоника, выраженная рифто-генезом и формированием крупных прогибов, си-неклиз, антеклиз и излиянием огромных объемов сибирских траппов [8]. Происходит формирование Енисей-Хатангского прогиба [9], закладывается и развивается Тунгусская синеклиза. Ее южная часть наложилась на Катангскую палеоантеклизу. В результате активно формируется северо-западный склон Непско-Ботуобинской антеклизы, т. е. начали появляться современные структурные планы Ере-минско-Чонского месторождения.
В послетриасовое время завершилось становление современного структурного плана Непско-Бо-туобинской антеклизы и расположенного на ее территории рассматриваемого месторождения.
Следовательно, на протяжении всей истории формирования Непско-Ботуобинской антеклизы Ереминско-Чонское месторождение существовало как единый тектонический объект, приуроченный к выступу фундамента, на территории которого существенно сокращены толщины терригенных отложений венда. Этот объект имел весьма благоприятные условия для накопления залежей нефти и газа.
Комплексная литолого-фациальная характеристика продуктивных пластов и оценка качества флюидоупоров Ереминско-Чонского месторождения
В венд-нижнекембрийских отложениях Ере-минско-Чонского месторождения выделено восемь продуктивных пластов, шесть из них (Б1, Б3-4 Б5, Б12-13) в карбонатном и два (В10, В13) в терригенных комплексах (рис. 3). Все они имели благоприятные литолого-фациальные условия для формирования залежей нефти и газа, обеспечив их промышленную нефтегазоносность только в пределах Еремин-ско-Чонского месторождения южной части Сибирской платформы. Полная характеристика этих пластов приведена в монографиях [2, 3]. Кратко изложим результаты их многоплановых исследований: литологического состава, строения, условий образования, постседиментационных преобразований, оценки качества коллекторов и перекрывающих пластов-флюидоупоров.
Продуктивные пласты Б12-13
Пласты Б12-13 разделены доломитовой перемычкой толщиной до 5 м и имеют общий перекрывающий флюидоупор, т. е. они являются единым резервуаром. Поэтому сначала приведена их автономная литолого-фациальная характеристика, а затем выполнена единая оценка качества их коллекторов, а также подстилающего тирского и перекрывающего катангского флюидоупоров.
Пласт Б12 (преображенский горизонт) залегает в основании катангской свиты и распространен повсеместно. Толщина его обычно изменяется от 18 до
22 м. Сложен преимущественно доломитами. Среди них выделяется три основных генетических типа: хемогенный, органогенный (микрофитолитовый) и органогенно-обломочный [10].
Хемогенный тип повсеместно распространен и представлен зернистыми доломитами, на долю которых приходится в среднем 10-40 % толщины пласта. В отложениях этого типа отмечается постоянная примесь глинистого материала и ангидрита. Микрофитолитовый тип доломитов также повсеместно распространен на рассматриваемом месторождении и по соотношению в разрезе (50-70 %, редко 70-90 %) преобладает над хемогенным. Для него характерно низкое содержание глинистого материала и ангидрита (до 2 %). Органогенно-обло-мочный тип представлен продуктами разрушения хемогенных и органогенных доломитов.
По соотношению в разрезах отмеченных генетических типов доломитов, степени их глинизации и сульфатности доломиты в пределах Еремин-ско-Чонского месторождения подразделяются на 2 типа. Первый тип в основном представлен микро-фитолитовыми (> 70 %) и органогенно-обломочны-ми (15-25 %) доломитами, содержащими небольшую примесь глинистого и сульфатного материала. Второй сложен преимущественно микрофитолито-выми (40-70 %) и органогенно-обломочными (1020 %) доломитами. Хемогенная составляющая в нем несколько увеличена (10-20 %).
Выяснение условий формирования отложений пласта Б12 выполнено по методике В.Д. Ильина и Н.К. Фортунатовой [11]. С учетом специфических условий образования древних карбонатных формаций, можно следующим образом представить условия его формирования на территории Еремин-ско-Чонского месторождения. Повсеместное распространение первого и второго типов разрезов на месторождении и низкое содержание в них глинистого и сульфатного материала позволяют сделать вывод, что отложения пласта Б12 на его территории образовались в основном в условиях внутришель-фовой отмели, а на отдельных локальных участках в виде органогенных банок (рис. 4).
На территории месторождения породы пласта Б12 преобразованы вторичными процессами. Среди процессов, положительно влияющих на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, наиболее проявлены перекристаллизация, тре-щинообразование и частично выщелачивание. По скважинным данным они интенсивно отмечались в центральной части месторождения в виде полосы шириной 40-50 км, простирающейся в субширотном направлении от Санарской до Верхнечонской площади. Вторичные процессы, отрицательно влияющие на качество коллекторов пласта Б12, также протекали, но с меньшей интенсивностью.
Пласт Б13 (ербогаченский горизонт) выделен в сокращенном стратиграфическом объеме тирской свиты, непосредственно залегающей под преобра-
Рис. 3. Стратиграфическое положение продуктивных пластов в венд-нижнекембрийских отложениях Ереминско-Чонского месторождения
Fig. 3. Stratigraphic context of reservoirs in the Vendian-Lower Cambrian deposits, Ereminsky-Chonsky field
| 11 \ ■■_" 12 \ ■ ; ■ ; • ; ■ \ з \ ■ ■ : -:■ : • \4 \ ■ __■ \ 5 \ ; ~ _ 16 \ _-_- 17 8 \ „ 11 ■ 19 \ 7! . \10 \ . 11 \11
I ||Xj| 12 \ _ _ C \ 13 | \ 14 \ | 15 \ \ 16 _ ■ ■ \ 17 18 ии 19 \ \ 20 _ _ | 21
Породы (1-13): 1 — фундамента, 2 — коры выветривания, 3 — песчаники, 4 — песчаники алевритистые, 5 — песчаники глинистые, 6 — песчаники глинистые и алевритистые, 7 — алевролиты глинистые, 8 — глины алевритистые, 9 — карбонаты, 10 — карбонаты глинистые, 11 — карбонаты ангидритистые, 12 — карбонаты глинистые и ангидритистые, 13 — каменная соль; границы (14-20): 14 — свит, 15 — подсвит, 16 — пачек, 17 — продуктивных пластов, 18 — Непско-Ботуобинской антеклизы, 19 — Непского свода и Мирнинского выступа, 20 — Ереминско-Чонского месторождения; 21 — положение корреляционного профиля
Rocks (1-13): 1 — Basement, 2 — weathering crust, 3 — sandstone, 4 — silty sandstone, 5 — argillaceous sandstone, 6 — argillaceous and silty sandstone, 7 — argillaceous siltstone, 8 — silty clay, 9 — carbonate, 10 — argillaceous carbonate, 11 — anhydritic carbonate, 12 — argillaceous and anhydritic carbonate, 13 — rock salt; boundaries (14-20): 14 — formation, 15 — subformation, 16 — bedset, 17 — reservoir, 18 — Nepsky-Botuobinsky Anteclise, 19 — Nepsky Arch and Mirninsky Uplift, 20 — Ereminsky-Chonsky field; 21 — position of correlation line
женским горизонтом (см. рис. 3). Он распространен лишь в северной половине Ереминско-Чонского месторождения и слабо изучен бурением. Его толщина изменяется от 7-10 до 25 м.
Пласт представлен преимущественно доломитами микро- и тонкозернистыми послойно анги-дритистыми с незначительной примесью глинистого материала. В нижней части пласта доминируют хемогенные и биохемогенные доломиты, обога-
щенные органогенными остатками (до 25 % объема пород). Вверх по разрезу они замещаются доломитами со строматолитовой структурой, послойно обогащенными магнезитом. Верхняя половина пласта сложена доломитами послойно микрофито-литовыми, обломочными, иногда глинистыми. По предварительным данным, отложения пласта, как и вышерассмотренного, на большей части его распространения сформировались в условиях внутри-шельфовой отмели.
ФОРМИРОВАНИЕ И РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
Рис. 4. Карта фациальной зональности и эффективных толщин пласта Б12 (преображенский горизонт) Непско-Ботуобинской антеклизы
Fig. 4. Map of facies zonation and net thickness of Б12 reservoir (Preobrazhensky Horizon), Nepsky-Botuobinsky Anteclise
zz.
г
о
Области осадконакопления (1-4): 1 — приливно-отливные равнины (преимущественно хемогенные зоны), 2 — мелководный шельф (хемогенно-биогенные зоны), З — внутришельфовые отмели (преимущественно биогенные зоны), 4 — банки (биогенные зоны); границы (5-7): 5 — фациальных зон, 6 — административные, 7 — Непско-Ботуобинской антеклизы; 8 — изопахиты коллекторов пласта Б12 (преображенский горизонт), м; 9 — Ереминско-Чонское месторождение Areas of sedimentation (1-4): 1 — tidal plains (mainly chemogenic zones), 2 — shallow-water shelf (chemogenic-biogenic zones), З — intra-shelf mudflats (mainly biogenic zones), 4 — banks (biogenic zones); boundaries (5-7): 5 — facies zones, 6 — administrative, 7 — Nepsky-Botuobinsky Anteclise; 8 — isopach of Б12 reservoirs (Preobrazhensky Horizon), m; 9 — Ereminsky-Chonsky field
9
6
7
8
1
2
4
5
3
Органогенный состав пород пластов Б12-13 в пределах Ереминско-Чонского месторождения и высокая степень их преобразованности постседи-ментационными процессами обеспечили почти повсеместное распространение вторичных коллекторов на его территории. Толщина их изменяется от
нескольких до 25 м, на большей части территории — от 10 до 20 м (рис. 5, табл. 1).
Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов пластов характеризуются следующими показателями: открытая пористость изменяется от 7 до
Рис. 5. Емкостная модель пласта Б12 (преображенский горизонт) Ереминско-Чонского месторождения Fig. 5. Б12 reservoir (Preobrazhensky Horizon) capacity model, Ereminsky-Chonsky field
1 2 3 4 5
1 — условный внешний ВНК; 2 — изопахиты нефтенасыщенных коллекторов, м; поля с прогнозом нефтенасыщенных толщин коллекторов и открытой пористости соответственно (3-6): 3 — 10-20 м и 7,5-15 %, 4 — 7,5-10 м и 7,5-10 %, 5 — 5-7,5 м и 7,5-10 %, 6 — 1-2 до 5 м и 7,5-10 %. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1
1 — conditional external water-oil contact; 2 — isopach of oil saturated reservoir, m; fields with predicted oil saturated thickness and open porosity, respectively (3-6): 3 — 10-20 m and 7.5-15 %, 4 — 7.5-10 m and 7.5-10 %, 5 — 5-7.5 m and 7.5-10 %, 6 — 1-2 to 5 m and 7.5-10 %.
For other Legend items see Fig. 1
6
20 %, межзерновая проницаемость — от 0,25 • 10-3 до 300 • 10-3 мкм2. Распределение открытой пористости и проницаемости по площади месторождения в целом сходное с таковым для коллекторов пластов Б12_13. Характерной особенностью строения коллекторов этих пластов является региональная выдержанность их толщин и фильтрационно-емкостных свойств по площади месторождения.
Тирский флюидоупор, залегающий стратиграфически ниже рассматриваемых пластов, в пределах Ереминско-Чонского месторождения распространен ограниченно. Он развит лишь в северо-восточной его части, где обладает низкими экранирующими свойствами. На большей части территории Ереминско-Чонского месторождения он отсутствует [2] (рис. 6).
ФОРМИРОВАНИЕ И РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
Табл. 1. Характеристика коллекторов и результаты испытания осинского (пласт Б1), усть-кутского (пласты Б3-4, Б5), преображенского, ербогаченского (пласты Б12-13) и верхнечонского (пласты В10, В13) горизонтов Ереминско-Чонского месторождения Tab. 1. Properties of reservoirs and results of testing of Osinsky (Б1 Unit), Ust-Kutsky (Б3-4, Б5 units), Preobrazhensky, Erbogachensky (Б12-13 units), and Verkhnechonsky (В10, В13 units) horizons of the Ereminsky-Chonsky field
Пласт Глубина, м Толщина коллектора, м Пористость коллектора, % Проницаемость коллектора, п • 10-3 мкм2 Тип коллектора Результаты испытания: нефть, м3/сут, конденсат, м3/сут, газ, тыс. м3/сут
Б! От 1300 до 1850, среднее 1550 От 1-2 до 35, преимущественно от 3-5 до 15 От 7 до 25, преимущественно от 8 до 13 От 0,5 до 160, преимущественно от 3 до 20 Каверно-поровый, поровый, трещинно-каверно-поровый Нефть от 0,4 до 565, преимущественно от 2 до 10. Газ от 1 до 119, преимущественно от 10 до 50. Конденсат от 2 до 5
Б3-4 От 1350 до 1900, среднее 1600 От 1-2 до 20, преимущественно от 2-3 до 10 От 7 до 20, преимущественно от 8 до 14 От 0,5 до 50, преимущественно от 0,5 до 10 Поровый, трещинно-поровый и трещинно-каверно-поровый Нефть от 0,3 до 32,7, преимущественно от 2 до 15. Газ от 1 до 68,2, преимущественно от 3 до 30. Конденсат от 0,2 до 4,7
Б5 От 1400 до 1950, среднее 1650 От 1-2 до 15, преимущественно от 2-3 до 7 От 7 до 20, преимущественно от 7 до 14 От 0,5 до 30, преимущественно от 0,5 до 5 Каверно-поровый, порово-трещинно-каверновый Нефть от 0,8 до 165, преимущественно от 2 до 5. Газ от 3 до 173, преимущественно от 5 до 20. Конденсат от 0,5 до 2,1
Б12-13 От 1550 до 2100, среднее 1850 От 2 до 25, преимущественно от 10 до 20 От 7 до 20, преимущественно от 8 до 12 От 0,25 до 300, преимущественно от 0,25 до 5 Поровый, порово-трещинный Нефть от 0,2 до 29.8, преимущественно от 1 до 10. Газ от 1 до 150, преимущественно от 2 до 30,4. Конденсат от 0,2 до 46,5
В10 От 1570 до 1750, среднее 1650 От 2 до 20, преимущественно от 2 до 6 От 8 до 25, преимущественно от 10 до 18 От 5 до 200, преимущественно от 10 до 100 Гранулярный Нефть от 1,3 до 200, преимущественно от 5 до 40. Газ от 1,5 до 450, преимущественно от 20 до 100. Конденсат от 1,8 до 9,2
В13 От 1570 до 1770, среднее 1670 От 2 до 20, преимущественно от 3 до 10 От 8 до 20, преимущественно от 8 до 15 От 5 до 400, преимущественно от 5 до 50 Гранулярный Нефть от 0,2 до 150, преимущественно от 10 до 60. Газ от 1 до 150, преимущественно от 2 до 30. Конденсат от 2 до 7,3
Примечание. Испытание пластов осуществлялось без бурения горизонтальных скважин и без гидроразрыва пласта. На выступах фундамента фильтрационно-емкостные свойства карбонатных пластов резко улучшаются. В этих участках дебиты нефти в них возрастают до нескольких сотен метров кубических в сутки. Подобная ситуация отмечена на Даниловском выступе фундамента.
Note. Formation testing was carried out without horizontal hole drilling and fracturing. Reservoir properties of carbonate layers considerably improve on the basement benches. In these areas, oil flowrates increase up to hundreds of cubic metres per day. Similar situation is reported for the Danilovsky basement bench.
Катангский флюидоупор, перекрывающий пласты, повсеместно распространен в пределах месторождения. Толщина его изменяется от 60 до 75 м. Состав флюидоупора глинисто-сульфатно-карбонатный. Его качество обычно среднее.
Продуктивный пласт Б5
Пласт Б5 включает нижнюю половину тэтэрской свиты и распространен на всей территории Еремин-ско-Чонского месторождения. Его толщина изменяется от 18 до 25 м. Пласт перекрыт глинисто-сульфатно-карбонатными породами толщиной 5-15 м, которые отделяют его от вышезалегающих пластов Б3-4. Представлен преимущественно доломита-
ми (на 80-90 % толщины пласта). Среди них доминируют органогенные, реже встречаются зернистые и спорадично — обломочные разновидности.
По генетическим признакам и структурным особенностям ведущее место в разрезах пласта занимают водорослевые доломиты, в виде прослоев — микрофитолитовые. Органогенные породы составляют 40-50 % толщины пласта.
В раннетэтэрское время, в период формирования отложений пласта Б5, на территории месторождения осадконакопление происходило в морских условиях, в обстановках внутришельфовой отмели и мелководного шельфа [2, 3]. В условиях
Рис. 6. Карта прогноза качества тирского флюидоупора, подстилающего пласт Б12
(преображенский горизонт) Непско-Ботуобинской антеклизы (A), и колонки типовых разрезов (B)
Fig. 6. Map of predicted quality of Tirsky impermeable bed underlying Б12 reservoir (Preobrazhensky Horizon) in the Nepsky-Botuobinsky Anteclise (A), and type section columns (B)
11 L
С-3 Д-54 Гл-14 LL 33 С-30 Д-62 Гл- 8
79 43
||—У 24
10
Д2С3Гл5 4
Г3Д3С4
б
L 17
II II 23
— II — 19 С 5
Д-37 Гл-20
1S
4Û Ал-38
Г2Д3С4 АлзД3Гл4С5
И 2 ЕЗ 3
7 IS I II С II I 12 I б
S S Ш 9
11 ' " 1 14 17 20
LL I L
12 1S _I 1S
I I 21
33
б/
Литологические компоненты разреза: Ал — алевролитовая, Гл — глинистая, И — известковая, Д — доломитовая, С — сульфатная, Г — галитовая; содержание компонентов, %: 1 — 100-76; 2 — 75-51; 3 — 50-26; 4 — 25-11; 5 — 10-1.
Контуры пликативных структур (1, 2): 1 — надпорядковых (антеклиз), 2 — положительных I порядка (сводов, выступов); границы (3, 4): 3 — территории распространения флюидоупоров, 4 — изопахиты флюидоупоров (а — достоверные, б — менее достоверные, в — предполагаемые), м; колонки типовых разрезов экранирующих горизонтов (5-7): 5 — номер типового разреза, 6 — породы и процент их содержания в разрезе, 7 — содержание литологических компонентов разреза; породы в колонках типовых разрезов (8-15): 8 — алевролит песчанистый, 9 — аргиллит, 10 — мергель доломитовый, 11 — соль (галит), 12 — доломит, 13 — доломит ангидритовый, 14 — доломит соленосный, 15 — ангидрит; качества флюидоупоров (16-19): 16 — весьма высокое, 17 — высокое, 18 — среднее, 19 — низкое; 20 — границы зон распространения различного качества экранирующих горизонтов; 21 — положительные структуры I порядка (I — Мирнинский выступ, II — Непский свод); 22 — типовые разрезы (1 — скв. Сюльдюкарская-1, 2 - скв. Тас-Юряхская-555, 3 — скв. Ербогаченская-200, 4 — скв. Талаканская-808, 5 — скв. Ичерская-189, 6 — скв. Северо-Марковская-3). Остальные усл. обозначения см. на рис. 4
Lithological components of the section: Ал — siltstone, Гл — argillaceous, И — calcareous, Д — dolomitic, С — sulphate, Г — halite; component content, %: 1 — 100-76; 2 — 75-51; 3 — 50-26; 4 — 25-11; 5 — 10-1.
Outlines of fold structures (1, 2): 1 — super-order (anteclises), 2 — I-st order positive (arches, uplifts); boundaries (3, 4): 3 — territory of impermeable bed occurrence, 4 — isopach of impermeable bed (а — reliable, б — less reliable, в — supposed), m; type section columns of sealing horizons (5-7): 5 — type section number, 6 — rocks and their percentage in the section, 7 — content of lithological components in the section; rocks in type section columns (8-15): 8 — sandy siltstone, 9 — claystone, 10 — dolomitic marl, 11 — salt (halite), 12 — dolomite, 13 — anhydritic dolomite, 14 — salt-bearing dolomite, 15 — anhydrite; quality of impermeable bed (16-19): 16 — rather high, 17 — high, 18 — medium, 19 — low; 20 — boundaries of zones having different quality of sealing horizons; 21 — I-st order positive structures (I — Mirninsky uplift, II — Nepsky arch); 22 — type sections (1 — Soldyukarsky-1 well, 2 - Tas-Yuryuakhsky-555 well, 3 — Erbogachensky-200 well, 4 — Talakansky-808 well, 5 — Ichersky-189 well, 6 — North Markovsky-3 well). For other Legend items see Fig. 4
внутришельфовой отмели осадки накапливались в его юго-западной и центральной частях. В обстановке мелководного шельфа осадконакопление происходило на северном и северо-восточном окраинных участках Ереминско-Чонского месторождения. В их пределах накапливались хемогенные, органогенные и органогенно-обломочные осадки.
Породы пласта Б5 подверглись перекристаллизации, доломитизации, выщелачиванию и га-литизации [2]. Перекристаллизация достаточно интенсивно проявилась на всей территории месторождения. Повсеместно и интенсивно породы пласта испытали доломитизацию. Этот процесс привел к частичной, а прослоями и к полной ликвидации водорослевых структур, образовав доломиты замещения. Породы пласта интенсивно затронуты процессом выщелачивания.
Коллекторы пласта Б5 на территории Еремин-ско-Чонского месторождения имеют очаговое распространение и толщину от 1-2 до 15 м. Наибольшие их значения (7,5-15 м) закартированы в южной части месторождения, средние значения (5-7 м) — в центральной его части и минимальные (менее 5 м) — по его краям. Открытая пористость коллекторов изменяется от 7 до 20 %, проницаемость — от 0,5 • 10-3 до 30 • 10-3 мкм2 (см. табл. 1).
Флюидоупором пласта является карбонат-но-глинисто-ангидритовая перемычка толщиной 7-15 м, отделяющая его от вышезалегающих пластов Б3-4. Его качество оценивается как среднее и пониженное.
Продуктивные пласты Б3-4
Пласты Б3-4 охватывают верхнюю половину тэтэрской свиты. Толщина их изменяется от 20 до 25 м. Представлены микрофитолитами, органоген-но-обломочными и хемогенными доломитами с прослоями небольшой толщины онколито-оолито-вых и водорослевых отложений.
В позднетэтэрское время, в период образования пластов Б3-4, на рассматриваемой территории осадконакопление происходило в морских условиях, в обстановке внутришельфовой отмели. Здесь, в условиях периодического колебания уровня моря, накапливались как хемогенные доломитовые илы, так и органогенные, а также органогенно-обломоч-ные осадки [2].
Породы пластов Б3-4 подверглись перекристаллизации, выщелачиванию, галитизации и ан-гидритизации. Перекристаллизация проявилась участками в виде пятнообразных скоплений зерен доломита. Весьма неравномерно и в целом незначительно породы пластов затронуты выщелачиванием. Процесс галитизации в породах проявился также незначительно и обычно равномерно по разрезу.
Коллекторы пластов Ереминско-Чонского месторождения имеют очаговое распространение. Их толщина изменяется от 1-2 до 20 м, преимуще-
ственно от 2-3 до 10 м. Наибольшие значения толщин (7,5-20 м) прогнозируются на трех участках, территориально совпадающих в пределах месторождения с повышенными толщинами коллекторов вышеописанного пласта Б5. Открытая пористость коллекторов изменяется от 7 до 20 %, проницаемость — от 0,5 • 10-3 до 50 • 10-3 мкм2 (см. табл. 1).
Продуктивный пласт Б1
Пласт Б! выделяется в объеме среднеусольской подсвиты карбонатного состава, он повсеместно распространен в пределах Ереминско-Чонского месторождения. Толщина его изменяется от 40 до 70 м. Перекрывают пласт карбонатно-галогенные породы верхнеусольской подсвиты.
Литологический состав и строение пласта Б1 весьма разнообразны. В большинстве разрезов в его составе велика роль известняков водорослевых с прослоями органогенно-обломочных, оолито-он-колитовых и хемогенных разностей.
По структурным особенностям и вещественному составу пород пласт неоднороден и обычно представлен одно- и двухчленным строением. При одночленном строении он сложен в одних случаях преимущественно известняками (Санарская площадь), в других — доломитами (Преображенская, Могдинская площади). При двухчленном строении пласт подразделяется на две пачки. В одних разрезах нижняя пачка представлена водорослевыми известняками с прослоями доломитов, а верхняя пачка — доломитами, нередко в сочетании с глинистыми известняками, в других, наоборот, — нижняя часть доломитовая, верхняя — известняковая.
В среднеусольское время на рассматриваемой территории осадконакопление происходило в морских условиях, в обстановке внутришельфовой отмели [2]. Здесь накапливались как органогенные и орга-ногенно-обломочные осадки, так и хемогенные илы.
Породы пласта Б1 испытали интенсивную перекристаллизацию, неоднородную доломитизацию, выщелачивание, засолонение, локальную сульфа-тизацию и окремнение. Наиболее существенное положительное влияние на формирование пласта оказали процессы выщелачивания, доломитизации и перекристаллизации. Ухудшение качества коллекторов обусловлено в основном засолонением, в меньшей мере — сульфатизацией.
Коллекторы пласта имеют очаговое распространение. Их толщина изменяется от нескольких до 35 м. На большей части месторождения ее значения составляют 10-15 м. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов варьируют в широких пределах. Их открытая пористость колеблется от 7 до 25 %, проницаемость — от 0,5 • 10-3 до 160 • 10-3 мкм2.
FORMATION AND LOCATION OF OIL AND GAS POOLS
Флюидоупором пласта Б1 является верхне-усольская подсвита, сложенная галогенно-карбо-натными породами толщиной 300-600 м. Качество флюидоупора весьма высокое.
Продуктивный пласт В13
Пласт В13 включает нижнюю, преимущественно песчаную часть нижненепской подсвиты, залегающую в основании осадочного чехла на породах фундамента. Он распространен весьма ограниченно в пределах Ереминско-Чонского месторождения, охватывая только юго-восточную его часть. Толщина пласта изменяется от нескольких до 25 м. Наибольшие ее значения отмечаются на крайнем юго-востоке месторождения. В северо-западном направлении они постепенно уменьшаются вплоть до полного выклинивания пласта.
Отложения пласта образовались в ранневенд-скую эпоху формирования осадочного чехла Сибирской платформы в условиях прибрежной равнины, временами заливаемой морем [2].
Коллекторы пласта В13 развиты только в юго-восточной части месторождения. Их толщина изменяется от 2 до 20 м. Пористость коллекторов варьирует от 8 до 20 %, межзерновая проницаемость — от 5 • 10-3 до 400 • 10-3 мкм2 (см. табл. 1).
Флюидоупором пласта В13 являются глинистые образования средней и верхней частей нижне-непской подсвиты, толщина которой изменяется от 5 до 15 м. Его качество пониженное и низкое.
Продуктивный пласт В10
Пласт В10 соответствует нижней, в основном песчаной части верхненепской подсвиты, распространенной на территории месторождения. Сложен преимущественно песчаными отложениями. Его толщина в юго-восточной части месторождения обычно изменяется от 10 до 25 м, а на остальной большей его части — не превышает 1-3 м. Отложения пласта В10 образовались в условиях прибрежной равнины, временами заливавшейся морем [2].
Коллекторы пласта В10 повсеместно распространены лишь в юго-восточной части Еремин-ско-Чонского месторождения. Их толщина варьирует от 2 до 20 м. На остальной существенно большей части месторождения коллекторы распространены очагово и их толщина, по-видимому, не превышает 1-2 м. Пористость коллекторов изменяется от 8 до 25 %, проницаемость — от 5 • 10-3 до 200 • 10-3 мкм2 (см. табл. 1).
Флюидоупором пласта В10 являются преимущественно глинистые отложения верхненепской под-свиты, которые распространены на всей территории месторождения. Его толщина изменяется от 10 до 30 м. Качество флюидоупора высокое и среднее, а в северо-западной окраинной части месторождения — пониженное.
Следовательно, карбонатные продуктивные пласты Ереминско-Чонского месторождения сложе-
ны преимущественно доломитами, среди которых выделяется три генетических типа: хемогенный, органогенный (микрофитолитовый) и органоген-но-обломочный, причем наиболее широко в них распространены два последних типа. В этих типах активно проявились процессы перекристаллизации, выщелачивания и доломитизации, сформировавшие вторичные коллекторы порового, поро-во-каверного и порово-каверно-трещинного типов. Качество коллекторов ухудшилось за счет процессов засолонения, сульфатизация и окремнения.
Терригенные продуктивные пласты представлены преимущественно песчаниками, имеющими гранулярный тип коллекторов.
Продуктивные пласты Ереминско-Чонского месторождения образованы в благоприятных ли-толого-фациальных условиях. Карбонатные пласты накапливались в условиях мелководного шельфа и внутришельфовой отмели, а терригенные — прибрежных равнин, временами заливавшихся морем.
Флюидоупоры, перекрывающие продуктивные пласты Ереминско-Чонского месторождения, участками отсутствуют или имеют низкое качество. Лишь верхнеусольский галогенно-карбонатный флюидоупор, перекрывающий в целом венд-нижнекембрийский продуктивный комплекс, характеризуется высоким качеством. Низкое качество флюидоупоров и значительное проявление ди-зьюнктивной тектоники обусловили перетоки УВ внутри этого комплекса. Таким образом, этот комплекс месторождения представляет единую гидродинамическую систему, характерную только для этого месторождения в южной части Сибирской платформы.
Геохимические условия образования Ереминско-Чонского месторождения
В пределах Непско-Ботуобинской антекли-зы, на которой расположено Ереминско-Чонское месторождение, и смежной территории Предпа-томского прогиба, являющегося крупной зоной нефтегазообразования, выполнены значительные объемы геохимических исследований рифейских, вендских терригенных и верхневенд-нижнекем-брийских карбонатных отложений, результаты которых отражены во многих публикациях ([12] и др.). В них рассмотрены закономерности распределения ОВ, его катагенетические преобразования и нефте-газогенерационный потенциал. Сделаны выводы, что наибольшим нефтегазогенерационным потенциалом обладают рифейские отложения, существенно меньшим — породы терригенного венда и подсолевого карбонатного комплекса, причем интенсивность эмиграции жидких битумоидов и генерации газообразных УВ по площади региона проявилась достаточно закономерно. Максимальные показатели отмечались в Предпатомском прогибе, значительно меньшие — на юго-восточном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы и наименьшие — в центральной наиболее приподнятой ее части.
Миграция УВ из отмеченных зон в центральную, наиболее приподнятую часть антеклизы, где расположено Ереминско-Чонское месторождение, в основном контролировалась палеоструктурным планом и качеством флюидоупоров. Выделяется три основных этапа миграции УВ: венд-раннепалео-зойский, среднепалеозойский и позднепалео-зой-мезозойский.
На венд-раннепалеозойском этапе, в период наиболее интенсивной миграции УВ из зон неф-тегазообразования в зоны нефтегазонакопления, структурные планы значительно отличались от современных. Крупной зоной нефтегазонакопления в то время были центральная и северо-западная части Непско-Ботуобинской антеклизы, в которых расположено Ереминско-Чонское месторождение. На отмеченных территориях происходила аккумуляция УВ как из местных источников, так и из расположенных в пределах Предпатомского прогиба. Залежи УВ формировались в основном в литологи-ческих ловушках, поскольку антиклинальные поднятия появились позже, причем на ограниченной территории. При этом литологические ловушки имели иное пространственное положение, чем в современную геологическую эпоху [2].
Кроме описанной латеральной миграции УВ в венде и раннем палеозое, а также в последующие периоды в больших масштабах происходил их вертикальный переток из рифейских отложений в вендские терригенные резервуары, а из последних — в вышезалегающие подсолевые карбонатные, поскольку между этими образованиями участками флюидоупоры отсутствовали или имели низкое качество.
Переток УВ из терригенных отложений в карбонатные в больших масштабах прогнозируется только в центральной и северо-западной частях Непско-Ботуобинской антеклизы. В отмеченных частях структуры предполагается активная вертикальная миграция УВ, причем нефти [2].
Структурный план рассматриваемой территории в среднепалеозойский этап миграции УВ в целом продолжил унаследованное развитие.
Заключительный позднепалеозой-мезозой-ский этап нефтегазообразования в пределах Ере-минско-Чонского месторождения связан со становлением Тунгусской синеклизы. Южная часть этой структуры наложилась на Катангскую палеоси-неклизу. В результате начал активно формироваться северо-западный склон Непско-Ботуобинской антеклизы.
В соответствии с отмеченными тектоническими преобразованиями началась дополнительная миграция УВ из южного борта Тунгусской синекли-зы в центральную наиболее приподнятую часть Непско-Ботуобинской антеклизы, где расположено Ереминско-Чонское месторождение.
Следовательно, на протяжении всего фанеро-зойского периода осуществлялась латеральная и
вертикальная миграция УВ из Предпатомского прогиба и смежной территории Непско-Ботуобинской антеклизы в пределы Ереминско-Чонского месторождения, а с позднепалеозой-мезозойского — и из южной части Тунгусской синеклизы. Учитывая, что флюидоупоры между продуктивными пластами имели низкое качество, создались благоприятные условия для формирования в них залежей УВ. Их сохранность обеспечил верхнеусольский флюи-доупор высокого качества, повсеместно перекрывающий весь венд-нижнекембрийский подсолевой комплекс.
Методика и результаты оценки запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата Ереминско-Чонского месторождения
Методика оценки запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата
При выполнении оценки запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата продуктивных пластов Ереминско-Чонского месторождения, учитывая их разную степень интенсивности продуктивности, использовались два метода: объемный и геологический способ по удельным плотностям запасов УВ на единицу площади. Поскольку для пластов Б12-13 в пределах Ереминско-Чонского месторождения характерно практически повсеместное развитие нефтенасыщенных коллекторов, оценка их запасов и ресурсов УВ осуществлена первым методом. В остальных продуктивных пластах Ереминско-Чонского месторождения отмечается очаговое распределение нефтегазонасыщенных коллекторов. В них прогнозируются ограниченные по площади ловушки. Ресурсы УВ этих продуктивных пластов оценены вторым методом.
Объемный метод обычно используется для оценки запасов нефти и газа изученных залежей УВ. При оценке ресурсов УВ-пластов Б12-13 Еремин-ско-Чонского месторождения он применен достаточно условно, поскольку оно включает совокупность еще не оконтуренных бурением залежей. Тем не менее автор статьи оценивал ресурсы УВ этих пластов отмеченным методом, поскольку других для оценки ресурсов УВ подобных крупных объектов не существует.
Для реализации этого метода вся территория рассматриваемого месторождения, исключая площади выявленных залежей УВ, на основании распределения толщин нефтенасыщенных коллекторов и территориального положения региональных разломов, была разделена на 17 расчетных участков (условных залежей) (рис. 7). Подсчетные параметры этих «залежей» и результаты оценки их запасов нефти приведены в табл. 2.
Геологический способ по удельным плотностям запасов УВ на единицу площади изложен в [13]. Суть выбранного приема заключается в следующем: 1) выделение хорошо изученных нефтегазоносных объектов, принимаемых за эталонные участки;
Рис. 7. Схема расположения расчетных участков для подсчета запасов нефти Ереминско-Чонского месторождения Fig. 7. Position of calculation areas for oil reserves assessment in the Ereminsky-Chonsky field
7
со
1 — зоны разрывных нарушений; 2 — контуры и номера расчетных участков; подсчетные участки (3-5): 3 — Савостьянов-ского (1) и Верхнечонского (2) месторождений, 4 — в которых выявленные залежи нефти оценены автором, 5 — в которых выполнена авторская оценка запасов нефти; 6 — газовое насыщение коллекторов. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1, 5
1 — fault zones; 2 — outlines and numbers of calculation areas; calculation areas (3-5): 3 — Savostyanov (1) and Verkhnechonsky (2) fields, 4 — where the accumulations identified are evaluated by the author, 5 — where the author's oil reserves assessment is carried out; 6 — gas saturation of reservoirs. For other Legend items see Fig. 1, 5
3
4
5
6
2) перенос установленных плотностей ресурсов УВ на прогнозируемые (расчетные) участки за счет использования контролирующих перспективы нефтегазо-носности геологических параметров.
Для количественной оценки перспектив нефте-газоносности продуктивных пластов Б!, Б3-4, Б5, В10 и В13 использовалось шесть эталонных участков: Сред-неботуобинский, Талаканский (пласт Б1), Даниловские (пласты Б3-4, Б5) и Верхнечонские (пласты В10, В13).
В качестве основных геологических параметров для переноса плотностей ресурсов УВ из
эталонных в расчетные участки использовались: гипсометрия современного структурного плана, начальный нефтегазогенерационный потенциал нефтематеринских пород, качество флюидоупоров и толщина коллекторов.
Результаты количественной оценки
Начальные суммарные ресурсы (НСР) УВ венд-нижнекембрийского подсолевого комплекса Ереминско-Чонского месторождения оцениваются в 12 890,1 млн т усл. УВ, что соответствует 49,5 %
Табл. 2. Результаты оценки запасов нефти по категориям С2 + С,1 Ереминско-Чонского месторождения (авторская оценка) Tab. 2. The results of oil reserves assessment in С2+ С,1 categories, the Ereminsky-Chonsky field (the authors' estimate)
Значения подсчетных параметров Запасы нефти, млн т
Номер расчетных участков 2 и ы т 0 с иС jf д а 1 0 ч п я а н н е 1 ы с а н е т е Н Толщина эффективной нефтенасыщенности горизонта , h, м Коэффициент пористости, т0, м3 Плотность нефти, рн, т/м3 Пересчетный коэффициент, в Коэффициент нефтенасыщенности, Вн, % Понижающий коэффициент за счет возможного выклинивания коллектора Коэффициент извлечения нефти, п, % Содержание нефти на расчетных участках, % Геологические Извлекаемые
1 1364 7 0,07 0,86 0,85 0,86 0,7 0,11 100 294 32
2 1729 9 0,09 0,86 0,85 0,86 0,8 0,11 100 704 77
3 1004 6 0,07 0,86 0,85 0,86 0,6 0,11 100 159 17
4 6851 9 0,09 0,86 0,85 0,86 0,8 0,11 100 2790 307
5 3092 7 0,07 0,86 0,85 0,86 0,6 0,11 100 571 62
6 1576 5 0,06 0,86 0,85 0,86 0,3 0,11 100 89 9
7 1381 7 0,07 0,86 0,85 0,86 0,6 0,11 80 204 22
8 2501 9 0,09 0,86 0,85 0,86 0,7 0,11 80 713 78
9 520 8 0,08 0,86 0,85 0,86 0,6 0,11 25 31 4
10 2405 8 0,08 0,86 0,85 0,86 0,7 0,11 60 406 44
I 5961 662
Примечание. Положение расчетных участков см. на рис. 7. Note. For position of evaluated areas see Fig. 7.
последней (2009) официальной оценки ресурсов условных УВ всей территории Непско-Ботуобин-ской нефтегазоносной области. Из них ресурсы нефти оцениваются в 11 406 млн т (88,5 %), газа — 1462,9 млрд м3 (11,3 %) и конденсата — 20,7 млн т (0,2 %). Извлекаемые ресурсы нефти, газа и конденсата равны 1806,5 млн т (55 %), 1462,9 млрд м3 (44,5 %) и 15,7 млн т (0,5 %) соответственно (табл. 3).
Среди продуктивных пластов наибольшими НСР УВ обладают пласты Б12-13 — 8023,8 млн т (62,3 %), существенно меньшими — пласты Б3-4, Б5 и Б! — 1615,5 (12,6 %), 1094,1 (8,5 %) и 996,5 млн т (7,7 %) соответственно и минимальные ресурсы УВ прогнозируются в пластах В13 и В10 — 677,1 (5,2 %) и 482,6 (3,7 %) млн т соответственно.
Накопленная добыча и ресурсы УВ по категориям А + В + Cj, С2, С^ 1 и Dj месторождения равны 45,8 (0,1 %), 798,3 (6,3 %), 3632,7 (28,3 %), 5961 (46,3 %) и 2452,3 (19 %) млн т усл. УВ соответственно. То есть степень разведанности его ресурсов УВ составляет 34,7 %.
1
Оценка ресурсов нефти, газа и конденсата продуктивных пластов Б12-13 выполнена авторами по категории С2\ поскольку бурением закартировано почти повсеместное их насыщение УВ. С21 — это промышленные запасы, соответствующие, по мнению автора статьи, категории С2, но пока не принятые ГКЗ.
Продуктивные пласты Б12-13 обладают наибольшими перспективами нефтегазоносности в пределах Ереминско-Чонского месторождения. Начальные суммарные ресурсы УВ этих пластов составляют 8023,8 млн т усл. УВ, из них нефти — 7412,1 млн т (92,4 %), газа — 609,3 млрд м3 (7,6 %) и конденсата — 2,4 млн т (0,1 %). Извлекаемые ресурсы нефти, газа и конденсата равны 888,3 млн т (59,3 %), 609,3 млрд м3 (40,6 %) и 1,8 млн т (0,1 %) соответственно.
Запасы и ресурсы УВ пластов Б12-13 категорий А + В + С!, С2 и С/ равны 183,1 (2,3 %), 1286,2 (16 %) и 6554,4 (81,7 %) млн т усл. УВ соответственно.
Распределение начальных суммарных извле-каемых2 ресурсов УВ рассматриваемых пластов по площади месторождения показано на рис. 8. По степени перспективности выделяется 4 категории земель с плотностями извлекаемых ресурсов УВ соответственно: от 30 до 50; от 20 до 30; от 10 до 20 и от 5 до 10 тыс. т усл. УВ/км2.
2 Плотности ресурсов УВ продуктивных пластов Б12-13 выше остальных пластов месторождения почти на порядок, поэтому их значения приведены в качестве извлекаемых, а остальных пластов — в качестве геологических.
Табл. 3. Ресурсы нефти, газа и конденсата Ереминско-Чонского месторождения Tab. 3. Oil, gas, and condensate resources of the Ereminsky-Chonsky field
Продуктивный пласт Ресурсы нефти, млн т Ресурсы газа, млрд м3 Ресурсы конденсата, млн т Всего усл. УВ, млн т
Накопленная добыча и + m + < и с( и 13 (Û и m Накопленная добыча и + m + < и с( и 13 (Û и m Накопленная добыча и + m + < и cf и 13 (Û и m Накопленная добыча и + m + < и с( и Всего усл. УВ
Б! 0 3,9 06 154,3 30,6 252 504 410,2 81,6 0,1 60 135,6 376,9 572,6 0 0,8 06 2,7 19 10,2 7,5 3,7 Ю 0,1 64,7 612 292,6 168,1 639,1 434,8 996,5 664,2
Б3—4 0 21,5 7,3 902 16672 620,5 124,1 1544 297,6 0 12 31,2 26,9 70,1 0 0,5 04 0,5 04 0,4 03 1,4 14 0 34 197 933.7 197.8 647,8 151,3 1615,5 368,8
Бз 0,1 75,2 25,1 508,6 99,4 458,3 91,6 1042,2 216,2 0 4,8 16,9 29,7 51,4 0 0,1 04 0,2 02 0,2 01 0,5 04 0,1 80,1 ~3СГ 525,7 116,5 488,2 121,4 1094,1 268
Б12—13 0,1 176,1 25,4 1274,9 200,8 5961 662 7412,1 888,3 0 7 11,3 591 609,3 0 0 0 2,4 18 2,4 18 0,1 183,1 32,4 1286,2 212,1 6554,4 1254,8 8023,8 1499,4
1 Б1-13 0,2 276,7 2839,8 7291,8 10408,5 0,1 83,8 195 1024,5 1303,4 0 1,4 1,1 3,4 25 13,2 18 133 0,3 361,9 3038,2 8329,5 11729,9
58,4 497 928,1 1483,7 9,7 143,3 694,5 1962,3 2800,4
В10 20 260,9 86 104,2 32,7 47,8 16,7 432,9 155,4 2,5 22 18,9 5,4 48,8 0 0,5 04 0,3 03 0,1 04 0,9 0,8 22,5 283,4 108,4 123,4 51,9 53,3 222 482,6 205
В13 20 134,5 50,5 385,1 86,9 25 10 564,6 167,4 3 18,2 84,6 4,9 110,7 0 0,3 02 1,4 13 0,1 04 1,8 16 23 153 689 471,1 172,8 30 15 677,1 279,7
1 В10, В13 40 395.4 136.5 489,3 119,6 72,8 26,7 997,5 322,8 5,5 40,2 103,5 10,3 159,5 0 0,8 06 1,7 16 0,2 02 2,7 24 45,5 436,4 177,3 594,5 224,7 83,8 37,2 1160,2 484,7
I Б + В 40,2 672,1 3329,1 7364,6 11406 5,6 124 298,5 1034,8 1462,9 0 2,2 17 5,1 41 13,4 20,7 45,8 798,3 3632,7 8413,3 12890,1
194,9 616,6 954,8 1806,5 9,9 15,7 320,6 919,2 1999,5 3285,1
Примечание. 1. Приведена суммарная оценка запасов нефти, газа и конденсата по категориям А + В + Q и С2 следующих месторождений: им. Б. Синявского, им. Савостьянова, им. В.Б. Мазура, им. Н. Лисовского, Верхнечонского, Вакунайского, Северо-Вакунайского, Тымпучикан-ского, Игнялинского, Северо-Даниловского и Ербогаченского по состоянию на 01.01.2016 г. 2. Авторская оценка ресурсов нефти, газа и конденсата продуктивных пластов Б12-13 выполнена по категории С/, а всех других продуктивных пластов — по категории Dr 3. В числителе — ресурсы нефти и конденсата, в знаменателе — извлекаемые ресурсы УВ.
Note.1. The results of total oil, gas, and condensate reserves assessment in А + В + С! и С2 categories as on 01.01.2016 is presented for the following fields: B. Sinyavsky, Savostyanov, V.B. Mazur, N. Lisovsky, Verkhnechonsky, Vakunaisky, North Vakunaisky, Tympuchikansky, Ignyaninsky, North Danilovsky, and Erbogachensky fields. 2. The authors' assessment of oil, gas, and condensate resources for Б12-13 reservoirs is carried out in С/ categories; for the other reservoirs — in Д! Category. 3. Numerator shows oil and condensate resources; denominator — recoverable HC resources.
Наибольшие плотности НСР УВ пластов прогнозируются в центральной и северо-восточной частях месторождения. Несколько меньшие перспективы нефтегазоносности этих пластов отмечаются на существенно меньшей территории. Они в виде полосы огибают с северо-запада и запада более перспективные земли.
Еще менее перспективные земли развиты на крайнем западе и юго-востоке месторождения, а также на ограниченном по площади участке, расположенном севернее Тымпучиканской площади. Минимальные плотности начальных извлекаемых ресурсов УВ рассматриваемых пластов прогнозируются на четырех участках разной величины (см. рис. 8).
Продуктивный пласт Б5 обладает существенно меньшими перспективами нефтегазоносности, чем вышеописанные. Его НСР УВ оцениваются в 1094,1 млн т усл. УВ, из них нефти — 1042,2 млн т (95,2 %), газа — 51,4 млрд м3 (4,7 %) и конденсата — 0,4 млн т (0,1 %). Извлекаемые ресурсы нефти, газа и конденсата равны 216,2 млн т (80,7 %); 51,4 млрд м3 (19,2 %) и 0,4 млн т (0,1 %) соответственно.
Запасы и ресурсы УВ пласта категорий А + В + С1, С2 и D1 составляют 80,1 (7,3 %); 525,7 (48 %) и 488,2 (44,7 %) млн т усл. УВ соответственно.
Распределение НСР УВ пласта Б5 по площади Ереминско-Чонского месторождения приведено на рис. 9. По степени их перспектив выделяется
ФОРМИРОВАНИЕ И РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
Рис. 8. Карта прогноза плотностей извлекаемых ресурсов УВ пластов Б12_13 преображенского резервуара
Ереминско-Чонского месторождения Fig. 8. Map of predicted density of recoverable HC reserves in Preobrazhensky Б12_13 reservoirs, Ereminsky-Chonsky field
3 El4 Ы5 [©> [©>
8
9
10
11 © 12
1 — контур Ереминско-Чонского месторождения, соответствующий изопахите нефтенасыщенных коллекторов 5 м; 2 — изогипсы по кровле преображенского продуктивного пласта (пласт Б12), м; 3 — изопахи-ты коллекторов, м; 4 — контуры расчетных участков; залежи УВ (5-7): 5 — нефтяные, 6 — газонефтяные,
7 — нефтегазоконденсатные; плотности извлекаемых ресурсов УВ, тыс. т/км2 (8-11): 8 — 30-50, 9 — 20-30, 10 — 10-20, 11 — 5-10; 12 — залежи УВ ранее выделяемых месторождений (1 — Ербогаченского, 2 — им. Б. Синявского,
3 — им. Савостьянова, 4 — Северо-Вакунайского, 5 — Вакунайского, 6 — Тымпучиканского, 7 — Верхнечонского,
8 — им. Н. Лисовского, 9 — Игнялинского, 10 — Северо-Даниловского, 11 — им. В.Б. Мазура). Остальные усл. обозначения см. на рис. 1, 2
1 — outline of the predicted Ereminsky-Chonsky field, which corresponds to the respective 5 m isopach of oil-saturated reservoirs; 2 — structural contours of the Preobrazhensky reservoir (Б12 layer), m; 3 — isopachs of reservoirs, m;
4 — outlines of calculation areas; HC accumulations (5-7): 5 — oil, 6 — gas-oil, 7 — oil and gas condensate; density of recoverable HC resources, thousand tons per square km (8-11): 8 — 30-50, 9 — 20-30, 10 — 10-20, 11 — 5-10; 12 — HC accumulations of previously identified fields (1 — Erbogachensky, 2 — B. Sinyavsky, 3 — Savostyanov, 4 — North Vakunaisky, 5 — Vakunaisky, 6 — Tympuchikansky, 7 — Verkhnechonsky, 8 — N. Lisovsky, 9 — Ignyalinsky, 10 — North Danilovsky, 11 — Mazur).
For other Legend items see Fig. 1, 2
FORMATION AND LOCATION OF OIL AND GAS POOLS
Рис. 9. Карта прогноза плотностей НСР УВ пласта Б5 усть-кутского горизонта Ереминско-Чонского месторождения Fig. 9. Map of predicted density of initial total in-place HC resources of Ust-Kutsky Б5 reservoir, Ereminsky-Chonsky field
4 © 5 6
Плотности НСР УВ, тыс. т/км2 (1-4): 1 — 30-50; 2 — 20-30; 3 — 10-20; 4 — 5-10; 5 — залежи УВ ранее выделенных месторождений (1 — им. Савостьянова, 2 — Вакунайского, 3 — Тымпучиканского, 4 — им. В.Б. Мазура, 5 — Игнялинского, 6 — Се-веро-Даниловского); 6 — изогипсы по кровле пласта Б5 усть-кутского горизонта, м. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1, 8
Density of initial total in-place HC resources, thousand tons per square km (1-4): 1 — 30-50; 2 — 20-30; 3 — 10-20; 4 — 5-10; 5 — HC accumulations of previously identified fields (1 — Savostyanov, 2 — Vakunaisky, 3 — Tympuchikansky, 4 — V.B. Mazur, 5 — Ignyalinsky, 6 — North Danilovsky); 6 — structural contours of the Ust-Kutsky Б5 reservoir, m. For other Legend items see Fig. 1, 8
1
2
3
4 категории земель с плотностями НСР УВ соответ- Наиболее перспективные земли прогнозируют-
ственно: от 30 до 50; от 20 до 30; от 10 до 20 и от 5 до ся на трех участках различной величины. Наиболее 10 тыс. т усл. УВ/км2. крупный из них расположен в южной части место-
рождения. Второй, меньший по размеру, находится в северо-восточной его части, наименьший по площади участок включает раннее выделенное Вакунайское месторождение. Несколько менее перспективные земли этого пласта имеют более широкое распространение. Они в основном занимают центральную часть Ереминско-Чонского месторождения. Еще менее перспективные земли ограничивают в виде полос шириной 5-15 км более перспективные земли.
Продуктивные пласты Б3-4 характеризуются несколько большими перспективами нефтегазо-носности, чем вышеописанный. Их НСР УВ оцениваются в 1615,5 млн т усл. УВ, из них нефти — 1544 млн т (95,6 %), газа — 70,1 млрд м3 (4,3 %) и конденсата — 1,4 млн т (0,1 %). Извлекаемые ресурсы нефти, газа и конденсата соответственно равны: 297,6 млн т (80,7 %); 70,1 млрд м3 (19 %) и 1,1 (0,3 %).
Запасы и ресурсы пластов категорий А + В + С1, С2 и D1 соответственно составляют: 34 (2,1 %); 933,7 (57,8 %) и 647,8 (40,1 %) млн т усл. УВ.
Распределение НСР УВ пластов Б3-4 по территории Ереминско-Чонского месторождения показано на рис. 10. По степени их перспективности, как и у вышеописанного пласта, выделяется четыре категории земель с теми же плотностями НСР УВ.
Наиболее перспективные земли почти повсеместно расположены в западной половине Ере-минско-Чонского месторождения и на небольшом по площади участке в его северо-восточной части. Менее перспективные земли прогнозируются в северо-восточной части месторождения, где они простираются в виде полосы северо-западной ориентировки от Ербогаченского до Вакунайско-го месторождений, выделенных ранее. Еще менее перспективные земли предполагаются на пяти участках различной величины (см. рис. 10). Минимальные плотности НСР УВ пластов прогнозируются в юго-восточной и юго-западной частях месторождения.
Продуктивный пласт Б1 характеризуется наименьшими перспективами нефтегазоносности среди карбонатных пластов подсолевого комплекса. Его НСР УВ составляют 996,5 млн т усл. УВ, из них нефти — 410,2 млн т (41,2 %), газа — 572,6 млрд м3 (57,4 %) и конденсата — 13,7 млн т (1,4 %). Извлекаемые ресурсы нефти, газа и конденсата равны 81,6 млн т (12,3 %); 572,6 млрд м3 (86,2 %) и 10 млн т (1,5 %) соответственно.
Запасы и ресурсы УВ пласта категорий А + В + С1, С2 и D1 равны 64,7 (5,5 %); 292,6 (29,4 %) и 639,1 (64,1 %) млн т усл. УВ соответственно.
Распределение НСР УВ пласта по территории Ереминско-Чонского месторождения представлено на рис. 11. По степени их перспективности, как и у ранее отмеченных пластов, выделяется четыре категории земель.
Наиболее перспективные земли распространены на большей части территории Ереминско-Чон-
ского месторождения, повсеместно охватывая его центральную и северо-западную части. Остальные категории земель прогнозируются в северо-восточной, юго-восточной и юго-западной частях месторождения.
Продуктивный пласт В13 развит лишь в окраинной юго-восточной части Ереминско-Чонского месторождения. Его НСР УВ составляют 677,1 млн т усл. УВ, из них нефти — 564,6 млн т (83,5 %), газа — 110,7 млрд м3 (16,4 %) и конденсата — 1,8 млн т (0,1 %). Извлекаемые ресурсы нефти, газа и конденсата равны 167,4 млн т (60,3 %); 110,7 млрд м3 (39,6 %) и 1,6 млн т (0,1 %) соответственно.
Накопленная добыча, запасы и ресурсы УВ категорий А + В + С!, С2 и D1 пласта В13 соответственно равны: 23 (3,4 %); 153 (22,6 %); 471,1 (69,6 %) и 30 (4,4 %) млн т усл. УВ.
Перспективы нефтегазоносности пласта на открытие новых залежей нефти и газа достаточно низкие (рис. 12 А). Лишь в южных частях территории распространения пласта, где проведены небольшие объемы бурения, выделяется 2 категории земель на поиски залежей УВ с плотностью НСР УВ от 20 до 30 и от 10 до 20 тыс. т усл. УВ/км2.
Продуктивный пласт В10 повсеместно развит в пределах Ереминско-Чонского месторождения, на большей его территории (за исключением юго-восточной части) он имеет толщину менее 2 м. Его НСР УВ составляют 482,6 млн т усл. УВ, из них нефти — 432,9 млн т (89,8 %), газа — 48,8 млрд м3 (10,1 %) и конденсата — 0,9 млн т (0,1 %). Извлекаемые ресурсы нефти, газа и конденсата равны 155,4 млн т (75,8 %); 48,8 млрд м3 (23,8 %) и 0,8 млн т (0,4 %) соответственно.
Накопленная добыча, запасы и ресурсы УВ категорий А + В + С1, С2 и D1 пласта В10 равны 22,5 (4,6 %), 283,4 (58,7 %); 123,4 (25,6 %) и 53,3 (11,1 %) млн т усл. УВ соответственно.
Перспективы нефтегазоносности пласта В10, как и В13, достаточно низкие, поскольку его коллекторы тоже распространены только в юго-восточной части месторождения. В этой части его территории выделяется 3 категории земель с плотностью суммарных ресурсов УВ от 20 до 30; от 10 до 20 и от 5 до 10 тыс. т усл. УВ/км2 (см. рис. 12 В).
Наиболее перспективные земли этого пласта, как и В13, прогнозируются на ограниченном по площади участке, расположенном у южной границы Ереминско-Чонского месторождения.
Заключение
Большинство исследователей включает в термин «месторождения нефти и газа» следующие важнейшие элементы: совокупность (группа) залежей нефти и газа или одна залежь; их образование контролируется общим элементом недр: структурного, литологического и стратиграфического характера. В некоторых определениях этого понятия имеются следующие дополнения: общность условий форми-
FORMATION AND LOCATION OF OIL AND GAS POOLS
Рис. 10. Карта прогноза плотностей НСР УВ пластов Б3_4 усть-кутского горизонта Ереминско-Чонского месторождения Fig. 10. Map of predicted density of initial total in-place HC resources of Ust-Kutsky Б3-4 reservoirs, Ereminsky-Chonsky field
[0]l \Ш 2 □ 3
1 — газоконденсатные залежи; 2 — залежи УВ ранее выделенных месторождений (1 — Ербогаченского, 2 — им. Б. Синявского, 3 — им. Савостьянова, 4 — им. В.Б. Мазура, 5 — им. Н. Лисовского, 6 — Северо-Даниловского); 3 — изогипсы по кровле пласта Б3 усть-кутского горизонта, м. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1, 8, 9
1 — gas condensate accumulations; 2 — HC accumulations of previously identified fields (1 — Erbogachensky, 2 — B. Sinyavsky, 3 — Savostyanov, 4 — V.B. Mazur, 5 — N. Lisovsky, 6 — North Danilovsky); 3 — structural contours of the Ust-Kutsky Б3 reservoir, m.
For other Legend items see Fig. 1, 8, 9
рования залежей нефти и газа; общность в системе их поиска, разведки и эксплуатации и т. д.
Приведенные итоговые результаты выполненных исследования доказывают, что выделенный Ереминско-Чонский объект полностью соответствует термину «месторождения нефти и газа», а раннее выделенные месторождения УВ на его тер-
ритории являются составными частями этого месторождения.
В тектоническом отношении Ереминско-Чон-ское месторождение приурочено к центральной приподнятой части Непско-Ботуобинской антекли-зы, где отмечается сокращение толщин терриген-ных отложений венда и присутствие небольших по
ФОРМИРОВАНИЕ И РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
Рис. 11. Карта прогноза плотностей НСР УВ осинского горизонта (пласт Б1) Ереминско-Чонского месторождения Fig. 11. Map of predicted density of initial total in-place HC resources of Osinsky Horizon (Б1 reservoir), Ereminsky-Chonsky field
Ш1 US2 О 3
1 — газовые залежи; 2 — залежи УВ ранее выделенных месторождений (1 — им. Савостьянова, 2 — Вакунайского, 3 — Верхнечонского, 4 — Игнялинского, 5 — Северо-Даниловского); 3 — изогипсы по кровле осинского продуктивного пласта (пласт Б1), м.
Остальные усл. обозначения см. на рис. 1, 8-10
1 — gas accumulations; 2 — HC accumulations of previously identified fields (1 — Savostyanovа, 2 — Vakunaisky, 3 — Verkhnechonsky, 4 — Ignyalinsky, 5 — North Danilovsky); 3 — structural contours of the Osinsky Б1 reservoir, m; For other Legend items see Fig. 1, 8-10
размеру выступов архей-протерозойского фундамента. В венд-палеозойский период структурные планы Непско-Ботуобинской антеклизы и Еремин-ско-Чонского месторождения отличались от современных. Северо-западная половина антеклизы в указанный интервал времени была наиболее приподнятым участком. Она составляла юго-восточную сводовую часть Катангской палеоантеклизы.
В упомянутый период почти вся территория Ере-минско-Чонского месторождения располагалась в сводовой части этой палеоантеклизы. В позднепа-леозой-мезозойский период на границе перми и триаса Ереминско-Чонский объект приобрел современное тектоническое строение. На его территории интенсивно проявилась дизъюнктивная тектоника.
Рис. 12. Карты прогноза плотностей НСР УВ верхнечонского горизонта Ереминско-Чонского месторождения (А — пласт В13, B — пласт В10)
Fig. 12. Map of predicted density of initial total in-place HC resources of Verkhnechonsky Horizon in the Ereminsky-Chonsky field (А — В13 reservoir, B — В10 reservoir)
207 ,
Скв. Южно-Тетейская
Скв. Северо-Санарская 21Ш '
01 Ш2 [®]3 О ^
1 — границы выклинивания коллекторов; 2 — плотность НСР УВ — 5 тыс. т/км2; 3 — залежи УВ ранее выделенных месторождений (1 — Тымпучиканского, 2 — Верхнечонского, 3 — Игнялинского); 4 — изогипсы по кровле пластов, м. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1, 8
1 — boundaries of reservoir thinning out; 2 — density of initial total in-place HC resources — 5 thousand tons per square km; 3 — HC accumulations of previously identified fields (1 — Tympuchikansky, 2 — Verkhnechonsky, 3 — Ignyalinsky); 4 — structural contours of reservoir tops, m. For other Legend items see Fig. 1, 8
Литолого-фациальные факторы в полной мере контролирует контур Ереминско-Чонского месторождения. Его границы соответствуют области распространения преимущественно органогенных карбонатных отложений всех продуктивных пластов: Б12-13, Б5, Б3-4 и Б! венд-нижнекембрийского карбонатного комплекса. Они сформировались в единых фациальных условиях (в условиях внутри-шельфовых отмелей и банок) и испытали сходные вторичные процессы: перекристаллизацию, выщелачивание и доломитизацию, за счет проявления которых сформированы вторичные коллекторы в основном порового и каверно-порового типов. Из всех отмеченных карбонатных пластов наибольшей органогенной составляющей, а также наибольшим распространением органогенных доломитов и практически повсеместным распространением коллекторов в пределах Ереминско-Чонского месторождения пользуется пласт Б12 (преображенский горизонт). Он является базовым объектом рассматриваемого месторождения, контур которого соответствует изопахите нефтенасыщенных коллекторов 5 м.
На территории распространения Еремин-ско-Чонского месторождения качество почти всех флюидоупоров, перекрывающих карбонатные и терригенные пласты, пониженное, низкое, участками флюидоупоры полностью отсутствуют. Исключение составляет лишь верхнеусольский флюидо-упор галогенно-карбонатного состава, залегающий в кровле венд-нижнекембрийского продуктивного комплекса, который повсеместно характеризуется весьма высоким качеством. Негативное влияние на качество флюидоупоров также оказала интенсивно проявленная дизъюнктивная тектоника. То есть весь венд-нижнекембрийский продуктивный комплекс, кроме залегающего в его кровле верхне-усольского флюидоупора, на территории Еремин-ско-Чонского месторождения представляет собой единую сообщающуюся гидродинамическую систе-
му, перекрытую верхнеусольским флюидоупором высокого качества.
Тектонический и литолого-фациальные факторы обеспечили практически единые геохимические условия формирования залежей УВ в пределах Ереминско-Чонского месторождения. В юго-восточной части Сибирской платформы, где расположено Ереминско-Чонское месторождение, наиболее крупной зоной нефтегазообразования являлся Предпатомский прогиб, из которого на протяжении венд-раннепалеозойского, среднепалеозойского и позднепалеозой-мезозойского этапов громадные массы УВ мигрировали на территорию Непско-Бо-туобинской антеклизы, в том числе в пределы Ере-минско-Чонского месторождения. Учитывая, что флюидоупоры между продуктивными пластами имели низкое качество, создавались благоприятные условия для формирования залежей УВ во всех пластах. Их сохранность обеспечил верхнеусольский галогенно-карбонатный флюидоупор высокого качества.
Приведенные выше результаты тектонических, литолого-фациальных и геохимических исследований позволяют автору статьи сделать главный вывод, что раннее выделенный им Ереминско-Чонский объект проведения нефтепоисковых работ соответствует понятию «месторождения нефти и газа».
Слабым звеном Ереминско-Чонского месторождения являются пониженные дебиты нефти в карбонатных пластах. Автором статьи показано, что их интенсивность в значительной мере зависит от толщины вскрытых скважинами коллекторов. С увеличением их значений повышаются и дебиты нефти [3]. Поэтому при освоении этого месторождения рекомендуется использовать современные технологии вскрытия и испытания карбонатных пластов, бурение горизонтальных стволов большой протяженности и проведение комплекса геолого-технических мероприятий — гидроразрыва пласта.
Литература
1. Шемин Г.Г. Ереминско-Чонская нефтяная залежь Непско-Ботуобинской антеклизы — возможный объект по подготовки запасов углеводородного сырья // Геология нефти и газа. - 2004. - № 5. - С. 19-29.
2. Шемин Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина). - Новосибирск : СО РАН, 2007. - 467 с.
3. Шемин Г.Г. Ереминско-Чонское скопление нефти в преображенском резервуаре — крупнейший объект по подготовке запасов и добыче углеводородного сырья в Восточной Сибири. - Новосибирск : СО РАН, 2011. - 122 с.
4. Губайдуллин М.Г. Краткий курс геологии нефти и газа. - Архангельск, 2009. - 139 с.
5. ЛеворсенА.И. Геология нефти и газа. - М. : Мир, 1970. - 639 с.
6. Мигурский А.В. Динамическое воздействие траппового магматизма на нефтегазоносность Непско-Ботуобинской антеклизы // Тектонические критерии прогноза нефтегазоносности Сибирской платформы. - Новосибирск : СНИИГГиМС, 1986. - С. 26-34.
7. ТуголесовД.А. К тектонике юго-восточной части Сибирской платформы // Изв. АН СССР. Сер. геол. - 1952. - № 2. - С. 12-16.
8. Dobretsov N.L., Vernikovsky V.A. Mantle plumes and their geologic manifestations // International Geology Review. - 2001. - Т. 43. -№ 9. - С. 771-787. DOI: 10.1080/00206810109465047.
9. Vernikovsky V., Shemin G., Deev E., Metelkin D., Matushkin N., Pervukhina N. Geodynamics and Oil and Gas Potential of the Yenisei-Khatanga Basin (Polar Siberia) // Minerals. - 2018. - Т. 11. - № 8. DOI: 10.3390/min8110510.
10. Шемин Г.Г., Чернова Л.С., Потлова М.М., Ващенко В.А., Дорогиницкая Л.М., Ларичев А.И. Опорный разрез преображенского продуктивного горизонта венд-нижнекембрийского карбонатного комплекса // Геология и геофизика. - 2012. - Т. 53. - № 2. -С. 226-236.
11. Ильин В.Д., Фортунатова Н.К. Методы прогнозирования и поисков нефтегазоносных рифовых комплексов. - М. : Недра, -1988. - 201 с.
12. Соколов Б.А., Егоров В.А., Накаряков В.Д. Геолого-геохимические условия формирования нефтегазоносных месторождений в древних толщах Восточной Сибири. - М. : Издательство Московского университета, 1989. - 192 с.
13. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России / Сост. В.В. Аленин, Ю.Н. Батурин, М.Д. Белонин и др. - М. : ВНИГНИ; 2000. - 189 с.
References
1. Shemin G.G. Eremin-Chon oil accumulation of Nepsko-Botuob anteclise — a possible object for preparing HC reserves. Geologiya nefti i gaza. 2004;(5):19-29. In Russ.
2. Shemin G.G. Geologiya i perspektivy neftegazonosnosti venda i nizhnego kembriya tsentral'nykh raionov Sibirskoi platformy (Nepsko-Botuobinskaya, Baikitskaya anteklizy i Katangskaya sedlovina) [Geology and petroleum potential of Vendian and Lower Cambrian of the central Siberian Platform regions (Nepsky-Botuobinsky, Baikitsky anteclises, and Katangsky saddle)]. Novosibirsk: SORAN; 2007. 467 p. In Russ.
3. Shemin G.G. Ereminsko-Chonskoe skoplenie nefti v preobrazhenskom rezervuare — krupneishii ob"ekt po podgotovke zapasov i dobyche uglevodorodnogo syr'ya v Vostochnoi Sibiri [Ereminsky-Chonsky oil accumulation in the Preobrazhensky reservoir: the largest East Siberian object for hydrocarbon reserves preparation and production]. Novosibirsk: SO RAN; 2011. 122 p. In Russ.
4. Gubaidullin M.G. Kratkii kurs geologii nefti i gaza [Short course in oil and gas geology]. Arkhangel'sk; 2009. 139 p. In Russ
5. Levorsen A.I. Geologiya nefti i gaza [Oil and gas geology]. Moscow: Mir; 1970. 639 p. In Russ.
6. MigurskiiA.V. Dinamicheskoe vozdeistvie trappovogo magmatizma na neftegazonosnost' Nepsko-Botuobinskoi anteklizy [Dynamic effect of trap magmatism on oil and gas occurrence in Nepsky-Botuobinsky Anteclise]. In: Tektonicheskie kriterii prognoza neftegazonosnosti Sibirskoi platformy. Novosibirsk: SNIIGGiMS; 1986. S. 26-34. In Russ.
7. Tugolesov D.A. K tektonike yugo-vostochnoi chasti Sibirskoi platformy [On the tectonics of the southeastern part of the Siberian platform]. Izv. ANSSSR. Ser. geol. 1952;(2):12-16. In Russ.
8. Dobretsov N.L., Vernikovsky V.A. Mantle plumes and their geologic manifestations. International Geology Review. 2001;43(9):771-787. DOI: 10.1080/00206810109465047. In Russ.
9. Vernikovsky V., Shemin G., Deev E., Metelkin D., Matushkin N., Pervukhina N. Geodynamics and Oil and Gas Potential of the Yenisei-Khatanga Basin (Polar Siberia). Minerals. 2018;11(8). DOI: 10.3390/min8110510. In Russ.
10. Shemin G.G., Chernova L.S., Potlova M.M., Vashchenko V.A., Doroginitskaya L.M., Larichev A.I. Key section of the preobrazhenka productive horizon in the Vendian-Lower Cambrian carbonate complex. Russian Geology and Geophysics. 2012;53(2):226-236. In Russ.
11. Il'in V.D., FortunatovaN.K. Metody prognozirovaniya i poiskov neftegazonosnykh rifovykh kompleksov [Oil and gas bearing reef sequences: methods of prediction and prospecting]. Moscow: Nedra; 1988. 201 p. In Russ.
12. Sokolov B.A., Egorov V.A., Nakaryakov V.D. Geologo-geokhimicheskie usloviya formirovaniya neftegazonosnykh mestorozhdenii v drevnikh tolshchakh Vostochnoi Sibiri [Geological and geochemical settings of oil and gas fields formation in ancient series of Eastern Siberia]. Moscow: Izdatel'stvo Moskovskogo universiteta; 1989. 192 p. In Russ.
13. Metodicheskoe rukovodstvo po kolichestvennoi i ekonomicheskoi otsenki resursov nefti, gaza i kondensata Rossii [Procedure manual for quantitative and economic assessment of oil, gas, and condensate resources in Russia]. In: V.V. Alenin, Yu.N. Baturin, M.D. Belonin et al., eds. Moscow: VNIGNI; 2000. 189 p. In Russ.
Информация об авторах Шемин Георгий Георгиевич
Доктор геолого-минералогических наук, главный научный сотрудник
ФГБУН «Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН», 630090 Новосибирск, пр. Академика Коптюга, д. 3 e-mail: SheminGG@ipgg.sbras.ru ORCID ID: 0000-0001-6579-3425
Information about authors Georgii G. Shemin
Doctor of Geological and Mineralogical Sciences, Chief Researcher
The Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences 3, pr. Akademika Koptyuga, Novosibirsk, 630090, Russia e-mail: SheminGG@ipgg.sbras.ru ORCID ID: 0000-0001-6579-3425
