CC BY
47
УДК 553.98:551.72:551.732.4(571.5)
Г.Г. Шемин
ИНГГ СО РАН, Новосибирск
МОДЕЛИ СТРОЕНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ РЕЗЕРВУАРОВ НЕФТИ И ГАЗА ВЕНДСКОГО ТЕРРИГЕННОГО КОМПЛЕКСА ЦЕНТРАЛЬНЫХ РАЙОНОВ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
G.G. Shemin
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS Acad. Koptyug av., 3, Novosibirsk, 630090, Russian Federation
STRUCTURAL MODELS AND PETROLEUM POTENTIAL OF OIL AND GAS RESERVOIRS OF THE VENDIAN TERRIGENOUS COMPLEX IN THE CENTRAL REGIONS OF THE SIBERIAN PLATFORM
In the central regions of the Siberian Platform, high prospects of oil and gas content are related to the Vendian terrigenous complex, in which four reservoirs have been identified: Vilyuchanskiy, Nizhnenepskiy, Verkhnenepskiy and Tirskiy. Their structural models and the results of petroleum potential evaluation have been considered. Areas with different prospects and zones of oil and gas accumulation have been distinguished in each of the reservoirs.
На Сибирской платформе наиболее изученными и весьма перспективными на подготовку запасов нефти и газа являются центральные районы, включающие Непско-Ботуобинскую, Байкитскую антеклизы и Катангскую седловину. Они намечены в качестве основного объекта подготовки и добычи углеводородного сырья на Востоке страны. Высокие перспективы нефтегазоносности этих районов связаны с вендским комплексом, в котором выделены вилючанский, нижненепский, верхненепский и тирский региональные резервуары (рис. 1-4).
Методика исследований При изучении резервуаров нефти и газа терригенных отложений Сибирской платформы проведен следующий комплекс исследований: детальная корреляция отложений; разработка тектонической, литолого-фациальной, ёмкостной, экранирующей моделей их строения и оценка перспектив нефтегазоносности с выделением зон нефтегазонакопления. Детальная корреляция отложений осуществлена на уровне пачек циклического строения. Построение моделей строения резервуаров произведено стандартными методическими приемами с широким использованием новейших компьютерных технологий.
Оценка перспектив нефтегазоносности резервуаров осуществлена по усовершенствованной автором методике, базирующейся на комплексе детальных тектонических, литолого-фациальных, геохимических и гидрогеологических критериев [1].
Модели строения и перспективы нефегазоносности резервуаров
Вилючанский газоносный резервуар залегает в основании осадочного чехла, представлен отложениями бетинчинской и хоронохской свит и распространен лишь в северо-восточной части Предпатомского регионального прогиба, а также на смежных участках Вилючанской седловины и Непско-Ботуобинской антеклизы (см. рис. 1). Проницаемый горизонт, соответствующий пласту В14 (вилючанскому), обычно обладает низким качеством. Только в зоне выклинивания отложений, протягивающейся узкой полосой от Нижнехамакинского до Вилюйско-Джербинского месторождений, отмечается его среднее и высокое качество. Флюидоупор объединяет кровельные карбонатно-глинистые отложения вилючанского горизонта и характеризуется пониженным и низким качеством. В целом, вилючанскому резервуару свойственно пониженное и низкое качество и лишь в выше отмеченной зоне повышенного качества проницаемого горизонта -среднее.
I 2 4 5 6 3- И* ч\\ 9 У/ 10
12 13 14 г\ 15 <_ 16 шу.ш 17 Д 18 | Д | 19 о 20 0 21 &
1-4 - контуры пликативных структур: 1 - надпорядковых , 2 - седловин, 3 - первого порядка, 4 - второго порядка; 5-6 - границы: 5- зон шарьяжных перекрытий, 6-территорий распространения проницаемых горизонтов резервуаров; 7-12- перспективные территории: 7 -1 категории, 8 - II категории (перспективные земли), 9 - III категории, 10 - IV категории (среднеперспективные земли), 11 - V категории, 12 - VI категории (земли пониженных перспектив); 13- границы земель различных перспектив; 14 - границы зон нефтегазонакоплений; 15-17-типы зон нефтегазонакопления по генезису: 15 - структурные, 16 - связанные с выклиниванием отложений, 17 - связанные с отложениями водотоков; 18-19 - типы зон нефтегазонакопления по преобладающему типу флюида: 18 - нефтегазоносные, 19 - газоносные; 20 - границы первоочередных объектов нефтепоисковых работ; 21-22 -месторождения: 21 - газовые, 22 - нефтегазовые
Вилючанский резервуар в целом характеризуется пониженными и средними перспективами. Наиболее перспективные земли (II и III категорий) простираются в виде узкой полосы шириной 30-50 км от Нижнехамакинского до Вилюйско-Джербинского месторождений. В контурах этой территории выделена Пеледуйско-Вилючанская среднеперспективная зона газонакопления, в которой прогнозируются средние и мелкие газовые залежи.
Нижненепский нефтегазоносной резервуар распространен в виде полосы в пределах Предпатомского регионального прогиба и на пограничных с ним склонах, отчасти в сводовых участках Непско-Ботуобинской антеклизы, на юго-западном склоне и юго-восточной периклинали Байкитской антеклизы и почти на всей территории Катангской седловины (см. рис. 2). Представлен отложениями одноименного стратиграфического подгоризонта. Проницаемый горизонт объединяет базальные отложения осадочного чехла - пласты В12 и В13 (безымянный, талахский). Качество его коллекторов различное. Зоны улучшенных коллекторов предполагаются на юго-западном склоне Байкитской антеклизы, в центральной и южной частях Катангской седловины, а также на Непско -Ботуобинской антеклизе, вблизи границы выклинивания отложений. Экранирующий горизонт сложен глинистыми и глинисто-карбонатными отложениями нижненепского подгоризонта. Качество его обычно высокое. В целом, нижненепский резервуар обладает низким, пониженным и средним качеством и лишь в северо-восточной части Непского свода - высоким.
Нижненепский резервуар характеризуется распространением земель перспективных, средних и пониженных перспектив. Наиболее перспективные земли приурочены к территориям выклинивания отложений. В них выделено шесть зон нефтегазонакопления, наибольшими перспективами из которых обладает Чаядинско-Борулахская, меньшими - Центальноталаканская и Вехнетеринско-Ангарская и еще меньшими - Чадобецко-Верхнекаменская и Аянско-Чонская. По генезису они подразделяются на структурные и литологические. В большинстве зон нефтегазонакопления прогнозируются газонефтяные средние и мелкие по запасам углеводородов залежи. Лишь в Чаядинско-Борулахской зоне предполагаются крупные и средние залежи.
Верхненепский газонефтеносный резервуар характеризуется более обширным распространением. Его отложения отсутствуют лишь в северо-западной и северо-восточной частях соответственно Непско-Ботуобинской и Байкитской антеклиз (см. рис.3). Представлен отложениями одноименного подгоризонта. Проницаемый горизонт объединяет песчаники хамакинского, ярактинского пластов (пласты В9-В11). Качество его различное. Зоны улучшенного качества прогнозируются в юго-западных и южных участках Байкитской антеклизы, центральной части Катангской седловины, а также в линейно вытянутой полосе, простирающейся от Ярактинского до Чаяндинского месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы. Флюидоупор, включающий глинистые образования верхненепского подгоризонта, характеризуется низким, средним и высоким качеством. Наиболее высокие его экранирующие свойства прогнозируются в
Предпатомском региональном прогибе и смежной территории Непско-Ботуобинской антеклизы, а также в юго-восточной части Катангской седловины. Резервуар в целом обладает низким, пониженным и средним качеством. Зоны среднего качества резервуара прогнозируются в южной части Байкитской антеклизы, в центральных, юго-западных и восточных участках Катангской седловины, а также в юго-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы.
Верхненепский резервуар обладает высокими, средними и пониженными перспективами нефтегазоносности. Наиболее перспективные земли прогнозируются в семи выделенных зонах нефтегазонакопления, которые обычно расположены в 20-70км от площадей полного выклинивания отложений резервуара. Наибольшими перспективами обладают Ярактинско-Чонская, Чаяндинская и Катангско-Чуньская зоны. В первой намечен Игнялинско-Иликанский первоочередной объект проведения нефтепоисковых работ, который рекомендуется в качестве основного по наращиванию запасов нефти в терригенном комплексе Иркутской области. В Чаяндинской, Ярактинско-Чонской и Катангско-Чуньской зонах прогнозируется широкое распространение крупных и средних по запасам газонефтяных залежей.
Тирский газонефтеносный резервуар распространен только в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы, где простирается в виде клинообразной полосы шириной 50-250км от Верхнетирской и Марковской площадей до северо-восточного окончания структуры (см. рис. 4). Сложен породами одноименного горизонта. Проницаемая его часть включает отложения ботуобинского, парфеновского, харыстанского и верхнетирского пластов (пласты В4, В5, В6). Качество его различное, причем территории с наиболее высоким качеством прогнозируются в северно-восточной части антеклизы. Экранирующий горизонт распространен почти повсеместно. Качество его обычно высокое; только в зонах выклинивания отложений экранирующие свойства флюидоупора средние и низкие. В целом, резервуар обладает качеством от низкого до высокого. Наиболее высокое его качество закартировано в северо-восточной части антеклизы, линейно вытянутой зоне северо-восточной ориентировки, простирающейся от Чаяндинского до Иреляхского месторождений.
Тирский резервуар характеризуется распространением перспективных, среднеперспективных и пониженных перспектив земель. Наиболее перспективные земли прогнозируются в Пеледуйско-Сюльдюкарской и Верхнекиренгской зонах нефтегазонакопления. Первая зона, расположенная в северо-восточной части антеклизы, связана с баровыми отложениями. Она является наиболее перспективной и изученной в пределах исследуемых районов. Здесь уже выявлено 16 месторождений. Однако северо-восточная часть зоны недостаточно изучена. Верхнекиренгская зона прогнозируется в юго-восточной окраинной части Непско-Ботуобинской антеклизы и относится к литологическому типу.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Шемин Г.Г. Методика прогноза зон нефтегазонакопления в центральных районах Ленно-Тунгусской провинции // Критерии и методы прогноза нефтегазоносности. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1987. - С. 14-24.
© Г.Г. Шемин, 2009
