CC BY
58
УДК 553.981/982(571.5)
МОДЕЛИ СТРОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА ЮЖНО-ТУНГУССКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ
Е.Н.Кузнецова, А.О.Гордеева, Л.Н.Константинова, В.Н.Глинских, И.А.Губин (Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А.Трофимука СО РАН)
На основе комплексного анализа результатов интерпретации сейсморазведочных работ и данных глубокого бурения построены структурные карты по основным нефтегазоносным горизонтам и отдельным продуктивным пластам для месторождений, открытых на территории Южно-Тунгусской нефтегазоносной области. На базе усовершенствованной в ИНГГ СО РАН методики интерпретации данных ГИС для оценки коллекторских свойств пород, с использованием результатов испытаний скважин и описания керна, в разрезах скважин выделены и прослежены на корреляционных схемах проницаемые интервалы. С учетом влияния траппового магматизма на структурный план и нефтегазоносность района исследований построены геологические модели месторождений.
Ключевые слова: Таначи-Моктаконский нефтегазоносный район; продуктивный горизонт; модель месторождения; нижний кембрий.
К настоящему времени на территории Южно-Тунгусской нефтегазоносной области (НГО) в пределах Таначи-Моктаконского нефтегазоносного района (НГР) открыто четыре месторождения УВ в нижнем кембрии: Моктаконское, Тана-чинское нефтегазовые, Нижнетунгусское и Усть-Дельтулинское газовые (рис. 1).
В тектоническом отношении месторождения приурочены к центральной части Бахтинско-Кондро-минского выступа [4]. Проведенные в этом районе геолого-разведочные работы показали, что непростыми задачами являются не только прогноз и поиски скоплений нефти и газа, но и разведка уже открытых месторождений. Связано это с главной особенностью строения осадочного чехла этого региона — высокой его насыщенностью интрузиями базитовой магмы. Влияние магматизма на строение залежей в первую очередь обусловлено резким изменением структурных планов различных стратиграфических уровней [7, 8]. Помимо этого, на современном этапе дистанционные методы изучения "зараженного" траппами осадочного чехла (сей-
сморазведка) имеют пока низкую информативность, а глубокое бурение сопровождается техническими трудностями и высокой аварийностью. Магматизм также оказал воздействие на качество и выдержанность коллекторских свойств продуктивных горизонтов, активизируя процессы вторичных изменений в карбонатных породах. Высокие температуры внутри чехла изменили фазовый состав сформированных к моменту внедрения траппов залежей УВ [3].
Второй особенностью строения осадочного чехла исследуемой территории, повлиявшей на залежи УВ, является рифогенная природа формирования отложений кембрийских нефтегазоносных горизонтов с типичной для нее фациальной изменчивостью в пределах небольших территорий — проницаемые ри-фогенные породы могут замещаться на плотные доломиты с примесью глин и сульфатов [5].
В условиях недостаточной кондиции для однозначного толкования получаемых результатов на первый план выступают тщательный анализ и обобщение всех имеющихся материалов.
Подобные исследования осуществлялись научными коллективами различных организаций [1, 2, 6]. В настоящей статье авторами предпринята попытка построить и обосновать модели строения открытых, но в значительной степени недоизу-ченных месторождений УВ на территории Таначи-Моктаконского НГР. При этом в полном объеме использованы данные нефтегазопоиско-вого бурения: ГИС, результаты испытания скважин, описание керна. При выполнении структурных построений и оценке качества проницаемой части горизонтов и флюидо-упоров авторами статьи использовались методики, разработанные в ИНГГ СО РАН.
Модели строения месторождений
Моктаконское нефтегазовое месторождение открыто в 1987 г. поисковой скв. Моктаконская-1, которая дала притоки газа из тана-чинской свиты (амгинский ярус среднего кембрия), газа с конденсатом из абакунской свиты и нефти из моктаконской свиты (нижнего
Рис. 1. ФРАГМЕНТ ОБЗОРНОЙ КАРТЫ ЮЖНО-ТУНГУССКОЙ НГО
О ООО о
88 89 90 91 92
1 - скважины; насыщение пласта: 2 - газовое (а - выявленное, б -предполагаемое), 3 -нефтяное (а - выявленное, б - предполагаемое); контуры залежей в горизонтах: 4 - таначинском, 5 - абакунском, 6 - моктаконском
кембрия). На месторождении пробурено семь скважин.
Газовая залежь таначин-ского горизонта. Горизонт вскрыт всеми скважинами, одна из которых (7) попала в тынепскую фациаль-ную область, в которой рифоген-ные отложения таначинской свиты замещаются на толщу глинистых известняков, не являющихся коллекторами. В скв. Моктаконская-1 при опробовании в процессе бурения получен приток газа дебитом 330 тыс. м3/сут. В скв. Моктаконские-2, 3, 6 получена вода с газом, в остальных скважинах пласт не испытан.
Структурный план по кровле таначинского горизонта представлен моноклиналью, погружающейся в южном и юго-восточном направлениях, которая осложнена структурным выступом в районе скв. Моктаконская-1. По результатам глубокого бурения на площади выявлено тектоническое нарушение субмеридионального простирания,
расположенное между скв. Мокта-конские-1 и 3. Разлом экранирует залежь с северо-запада. Абсолютные отметки по кровле горизонта изменяются от -1640 м в северной части до -1760 м на юге (рис. 2).
Фильтрационно-емкостные свойства рифогенных карбонатных пород изучены слабо. Их пористость изменяется в пределах 5-15 %, проницаемость достигает 27• 10-3 мкм2.
Залежь таначинского горизонта можно классифицировать как массивную, сводовую, тектонически экранированную с северо-запада и, возможно, литологически — с юго-востока. Высота залежи составляет около 60 м, площадь — 30 км2, пластовое давление на глубине 1960 м - 23,9 МПа. Газоводяной контакт не установлен и принят условно на глубине -1732 м по нижней отметке интервала опробования. Флюидоупором для залежи является глинисто-карбонатной толща летнинской свиты.
Залежь абакунского горизонта. Из абакунского резервуара притоки УВ-флюидов также получены в скв. Моктаконская-1 (газ — 1,62 млн м3/сут, конденсат — 1200 м3/сут) (см. рис. 2). В остальных скважинах на месторождении, где испытывался абакунский резервуар, были получены вода (скв. Мок-таконская-3) и вода с газом (скв. Мок-таконская-5). В скв. Моктаконская-7 притока не получено. Флюидонасы-щенные коллекторы абакунской свиты представлены пористыми и кавернозными доломитами и известняками, иногда с незначительной (до 5 %) примесью сульфатов. Открытая пористость по данным лабораторных петрофизических исследований керна изменяется от 0,7 до 25,0 % (среднее 8-18 %), проницаемость достигает 370 10-3 мкм2. Аба-кунский резервуар состоит из локальных пластов-коллекторов, разобщенных пластами с низкой проницаемостью и пористостью (< 1 %).
Рис. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ СТРОЕНИЯ МОКТАКОНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Структурная карта по кровле пласта: А - A-I (таначинская свита), Б - A-V2 (абакун-ская свита), В - геологический разрез по линии I-I; 1 - изогипсы кровли нефтегазоносного горизонта, м; 2 - сейсмические профили МОГТ; 3 - крупные разрывные нарушения; 4 - линия геологического разреза; контакты: 5 - газонефтяной, 6 - газоводяной, 7- водонефтяной; 8 - промышленные притоки: а - газа, б - нефти; 9 -приток пластовой поды; 10 - газопроявление при бурении; 11 - скважина не ис-пытывалась; 12 - интервал испытания: а - в открытом стволе, б -в колонне; 13 -насыщение пласта водой: а - выявленное; б - предполагаемое; 14 - нефтегазоносный горизонт; 15 - трапповые тела; 16 - линия выклинивания коллектора; остальные усл. обозначения см. на рис. 1
Толщина абакунской свиты на изучаемой территории выдержана и составляет 70-80 м. Флюидоупором для нее служат плотные сульфатно-карбонатные породы бурусской свиты.
В абакунской свите, как и в моктаконской, траппы отсутствуют (за исключением скв. Холминская-212, расположенной на севере изучаемой территории). По данным бурения и ГИС выше по разрезу первые траппы встречаются в бурусской свите и, как правило, локализуются в верхней ее части в виде одной или двух пластовых интрузий.
По данным ГИС продуктивный горизонт A-V, соответствующий стратиграфическому объему аба-кунской свиты, подразделяется на два продуктивных пласта — A-V1 и A-V2 (см. рис. 2).
Продуктивный пласт A-V2 залегает в нижней части продуктивного горизонта A-V и распространен на всей территории Таначи-Мокта-конского района. Толщина пласта на Моктаконской площади изменяется от 4 м (скв. Моктаконская-6) до 13 м (скв. Моктаконская-5). В скв. Моктаконская-1, из которой получены промышленные притоки газа и конденсата, толщина пласта составляет 11 м (см. рис. 2).
Газовая залежь на Моктакон-ской площади, выявленная в районе скв. Моктаконская-1, на Мокта-конском месторождении антиклинальная, пластовая, газонефтяной контакт проведен по абсолютной отметке -2940 м. Здесь также получен приток нефти дебитом 2,5 м3, водонефтяной контакт проведен на абсолютной отметке -2945 м (см. рис. 2).
Для пласта A-V2, глубина залегания которого в скв. 1 составляет 3217-3228 м, по данным каверно-метрии наблюдается значительное уменьшение диаметра ствола скважины, связанное с образованием глинистой корки на стенке скважины при фильтрации бурового раствора в пласт (рис. 3). Диаграмма
ГК слабодифференцирована, значения сигналов относительно низкие и составляют около 0,8 мкР/ч. По данным НГК интервал коллектора достаточно однородный, значения меняются в узком диапазоне — от 2,0 до 2,3 усл. ед. в верхней части коллектора, увеличиваясь до 2,8 усл. ед в подошве. Перекрыва-
ющая коллектор толща плотных вы-сокоомных пород имеет значения удельного сопротивления по БК > 2000 Ом м. В интервале коллектора значения БК изменяются в диапазоне от 200 до 500 Ом м. Высокие значения удельного сопротивления однозначно свидетельствуют о газонасыщении. Для оценки
Рис. 3. ДИАГРАММЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС АБАКУНСКОЙ СВИТЫ
Скважины: А - Моктаконская-1, Б - Моктаконская-5
распределения свойств коллектора по глубине получены нормированные характеристики данных РК. Значение двойного разностного параметра гамма-активности ^гк) составляет около 5 %, относительное водородосодержание в верхней части коллектора изменяется от 32 до 36 %, в нижней части составляет около 29 %.
Петрофизические исследования проведены для образцов, отобранных в интервале нижней части коллектора. Измеренные по керну значения коэффициента пористости составляют от 11 до 25 %, единичные образцы обладают меньшими значениями — до 5 %. С
использованием установленной зависимости результатов лабораторных исследований керна и данных ГИС получено распределение коэффициента пористости (Кп) в этом интервале коллектора. Высокой пористостью обладают верхняя и нижняя части пласта, значения Кп по ГИС достигают 24,4 %, среднее его значение составляет 17,2 %.
Региональным флюидоупором для коллекторов абакунской свиты служит бурусская свита, нижняя часть которой представлена хемогенны-ми карбонатными и сульфатно-карбонатными отложениями. Необходимо отметить, что в абакунской
свите также встречаются локальные флюидоупоры. Так, рассмотренная пластовая газоконденсатная залежь (3217-3228 м), приуроченная к кавернозно-пористым доломитам, экранируется засолоненными доломитами мощностью около 26 м. При этом выше расположен водо-насыщенный коллектор, покрышкой для которого служат карбонаты нижней части бурусской свиты (см. рис. 2). Эффективная толщина коллектора в скв. Моктаконская-1 составляет 9,3 м, а Кп ср (при значениях Кп > 10 %) — 17,6 % (см. рис. 3). В других скважинах Моктаконской площади эти показатели уменьшаются, т.е. коллекторские свойства горизонта А-У2 ухудшаются. Так, в скв. Моктаконская-5 Нэф = 5,8 м, Кп ср = 11 % (при Кп > 10 %) (см. рис. 3).
Нефтяная залежь мокта-конского горизонта. Горизонт вскрыт шестью скважинами, был испытан в колонне в скв. Моктакон-ская-1. В результате опробования получен приток нефти 93 м3/сут. В скв. Моктаконские-2, 3, 7 в процессе бурения получена пластовая вода от 2,06 до 268,80 м3/сут, в скв. Моктаконские-5, 6 приток не отмечен.
Моктаконский горизонт имеет сложное литологическое строение. В его составе выделяются биогенные доломиты и известняки, глинистые и сульфатоносные биохемо-генные доломиты.
В пределах Моктаконской площади в структурном плане по кровле моктаконского горизонта выделяется куполовидное поднятие, несколько вытянутое в меридиональном направлении, с амплитудой около 45 м. Абсолютные отметки по кровле горизонта изменяются от -3035 до -2990 м. По данным глубокого бурения в отложениях горизонта отсутствуют трапповые тела, которые могли бы оказать существенное влияние на его нефтегазо-носность.
По результатам лабораторного изучения керна и данным моделирования (В.Н.Глинских) породы моктаконского горизонта характеризуются развитием различных типов коллекторов, в том числе и сложных по строению: каверново-поровых, поровых, трещинно-кавер-ново-поровых.
Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов на Моктаконской площади изменяются в широких пределах. Открытая пористость пород достигает 14,6 % (скв. Мокта-конская-2), средние значения составляют 4-9 %. Дебиты нефти и пластовой воды сильно варьируют (2-269 м3/сут). Проницаемость коллекторов < 2710-3 мкм2. Проницаемые интервалы приурочены к рифо-генным прослоям, которые отличаются невыдержанностью по простиранию и мощности.
По результатам структурных построений и анализа строения горизонта залежь является пласто-во-сводовой, возможно литологи-чески экранированной. Ее площадь составляет 50 км2, эффективная толщина коллектора — 6-8 м. Точное положение водонефтяного контакта не установлено, он принят условно по нижнему уровню перфорации на абсолютной отметке -3037 м. Таким образом, Моктакон-ское месторождение классифицируется как многопластовое, очень сложного строения (Нефтегазонос-ность древних..., 1990; [6]).
Таначинское нефтегазовое месторождение расположено в 250 км юго-восточнее Туруханска и в тектоническом отношении приурочено к северо-западной части Бахти нско-Кондром инского выступа. Месторождение открыто в 1984 г. поисковой скв. Таначинская-2, которая дала притоки газа с конденсатом из таначинской свиты дебитом 60 тыс. м3/сут. Всего на месторождении пробурено девять скважин: из них одна параметрическая и восемь поисковых. Строение месторождения изучено очень слабо.
Нижнекембрийские продуктивные горизонты вскрыты только тремя скважинами.
Газовая залежь в таначин-ском горизонте. Проницаемая часть продуктивного таначинского горизонта (A-I) представлена дель-тулинской и таначинской свитами и сложена органогенными (водорослевыми) доломитами, редко — известняками с примесью сульфатов, которые на отдельных участках достигают значительного количества. В связи с тем, что обе свиты представляют единую по генезису и условиям осадконакопления формацию, граница между ними носит условный характер. В рамках настоящей статьи эта толща пород рассматривается в качестве единого регионального резервуара. Наилучшими коллекторскими свойствами обладает верхняя часть резервуара, входящая в таначинскую свиту. Коллектор здесь порово-каверно-во-трещинный. Пористость пород в горизонте A-I изменяется от 5 до 27 %, проницаемость — от 0,01 до 2810-3 мкм2. Процесс формирования коллекторов в этой толще происходил в два этапа. На первом этапе, во время накопления мощной толщи карбонатных осадков в бассейне, на отдельных участках образовывались биогермы. Впоследствии первичная пустотность карбонатных пород была существенно увеличена за счет вторичных процессов.
Это обусловлено тем, что кровля таначинской свиты значительное время испытывала воздействие гипергенных процессов в период длительного предлетнинского перерыва в осадконакоплении. Рельеф во время этого перерыва был, по всей видимости, снивелирован, что способствовало интенсивному химическому выветриванию карбонатов, сопровождавшемуся поро- и кавер-нообразованием.
Распределение пород-коллекторов внутри продуктивного горизонта A-I неравномерно. Участки
хорошо проницаемых пород замещаются непроницаемыми разностями как по разрезу, так и площади. Чаще всего открытая пористость таначинской и дельтулинской свит колеблется от 1 до 5 % (в среднем), в проницаемой части достигает 9-15 %. Мощность коллекторов увеличивается местами до 50 м.
Флюидоупором для рассмотренного резервуара служит глинисто-карбонатная летнинская свита, открытая пористость которой изменяется от 0,8 до 5,0 %, участками достигая 10-13 %. Для локальных резервуаров внутри мощной карбонатной толщи флюидоупором служат непроницаемые сульфатно-карбонатные породы.
Из продуктивного горизонта A-I в результате испытаний были получены притоки УВ-флюидов в скв. Тана-чинские-2 (газ — 60,0 тыс. м3/сут), 3 (газ — до 85,5 тыс. м3/сут) и 5 (газ - 1449,0 м3/сут).
Внедрение траппов происходило по тектонически раздробленным зонам с локализацией на незначительных по площади разобщенных между собой участках. Траппы в та-начинской свите по данным каротажа и керну скважин развиты на тех же локальных площадях, что и в ни-жезалегающей дельтулинской свите, т.е. их распределение контролировалась единой системой разломов, по которым происходило внедрение магмы. В разрезах скважин таначинской и дельтулинской свит присутствует один или два пласта траппов. Из дельтулинской свиты в 12 скважинах отмечены притоки пластовой воды, что свидетельствует о хорошем качестве коллекторов. Следует отметить, что в большинстве случаев вода получена в тех скважинах, разрез которых насыщен трапповыми телами. Внедрение траппов оказывало и положительное влияние на скопления залежей УВ в горизонте A-I. Так, на Та-начинской площади внедрение траппов в нижнюю часть горизонта обусловило подъем структурного
Рис. 4. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ СТРОЕНИЯ ТАНАЧИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
А - структурная карта по кровле пласта A-I (таначинская свита), Б - структурная карта по кровле пласта A-V2 (абакунская свита), В -геологический разрез по линии I-I; 1 - скважины, не вскрывшие моктаконскую свиту; остальные усл. обозначения см. на рис. 1, 2
плана по кровле продуктивного горизонта А-1, где сформировалась массивная газовая залежь (рис. 4).
Газовая залежь на Таначин-ской площади выявлена в районе скв. Таначинские-2 и 3. Залежь антиклинальная, массивная, ограниченная с юга и запада двумя текто-
ническими нарушениями, газоводяной контакт проведен на абсолютной отметке -1550 м (см. рис. 4).
Газовая залежь на Таначин-ской площади прогнозируется также к западу от разлома и оконтурена по данным МОВ и МОГТ изолинией -1640 м. Газовое насыщение
залежи получено по результатам испытания пласта A-I в скв. Тана-чинская-5 (непромышленный приток газа дебитом 1,45 тыс. м3/сут).
Эффективная толщина коллектора для Таначинской залежи в скв. Та-начинские-2 и 3 составляет 20 м, а Кп ср = 12 % (при значениях КЛ >10 %)
Рис. 5. ДИАГРАММЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС в скв. ТАНАЧИНСКАЯ-8 (абакунская свита)
Система Свита Продуктивный горизонт Пласт-коллектор Глубина, м ДС PK БК J ,w *гк» норм кп
— ДС.м ■ — ГК, мкР/ч — БК, Ом-м _ДК, доли ед. 1 «■„ (керн), %
0 12 НГК угл ед ° 0,5 WHop„, доли ед 0 25 А (W"°PJ> %
0,16 0,22 1 10000
0 6 0 0,5 Э 25
Кембрийская к л ^ и I >> * го \о < 1 о о. ГС 2 A-V 3280 > £ г; i: > s > 3 - =Я
£ 15 и——
3284 V < <' л
3?88 < < > С J > >
A-V2 3292 I ) < : L
3296 < < d _ь =1 ■
i * > < Ц_
5 £
Прогнозная нефтегазовая залежь в абакунском горизонте предполагается северо-западнее Моктаконской залежи в пределах антиклинальной структуры, оконтуренной по данным МОВ (по всей ее площади) и МОГТ (только в ее северо-западной части). Слабая изученность объекта, естественно, снижает точность прогноза. По аналогии с Моктаконской залежью и с учетом результатов испытаний скв. Та-начинские-1, 7, 8, 9, где получена пластовая вода, контуры газо- и во-донефтяного контактов проведены на тех же отметках, что и на Мокта-конском месторождении, -2490 и -2495 м соответственно.
Для пласта A-V2 для прогнозной залежи на Таначинской площади за основу взяты значения наиболее близко расположенной к залежи скв. Таначинская-8, где НЭф составляет 6,1 м (при Кп > 10 %), Кп ср = = 13,6 % (рис. 5).
Прогнозная нефтяная залежь в моктаконском горизонте. Горизонт вскрыт тремя скважинами (Таначинские-7, 8 и 9), в процессе бурения при опробовании пласта была получена пластовая вода дебитом от 330 до 1590 м3/сут.
В пределах Таначинской площади в структурном плане по кровле моктаконского горизонта выделяется куполовидное поднятие с амплитудой около 80 м. Абсолютные отметки кровли горизонта изменяются от -3035 до -2850 м. По данным глубокого бурения в отложениях горизонта отсутствуют трапповые тела (см. рис. 4), что положительно сказывается на перспективах его нефте-газоносности.
Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов на Таначин-ской площади изменяются в широких пределах. Открытая пористость пород в отдельных интервалах достигает 11-18 % (скв. Таначин-ская-8), средние значения составляют 3-7 %. Проницаемые интервалы приурочены к рифогенным про-
слоям, которые отличаются невыдержанностью по простиранию.
По результатам структурных построений и анализа строения горизонта предполагаемая залежь является пластово-сводовой, возможно литологически экранированной. Ее площадь может составить 9000 м2, предполагаемая эффективная толщина коллектора — 6-8 м.
На сегодняшний день месторождение классифицируется как однозалежное, очень сложного строения (Нефтегазоносность древних..., 1990).
Усть-Дельтулинское газовое месторождение находится в 270 км юго-восточнее Туруханска и в тектоническом отношении приурочено к восточному крылу Джангдинского локального поднятия, расположенного на юго-западном склоне северной части Бахтинско-Кондромин-ского выступа. Месторождение открыто в 1992 г. и практически не изучено. На месторождении пробурена одна скв. Усть-Дельтулин-ская-214, которая дала приток газа из отложений абакунского и мокта-конского горизонтов.
Газовая залежь абакунского горизонта. Как было отмечено, из абакунского резервуара, кроме промышленных притоков газа и конденсата на Моктаконской площади, был получен промышленный приток газа на Усть-Дельтулинской площади в скв. Усть-Дельтулинская-214 (дебит газа — 161 тыс. м3/сут). Интервал испытания соответствует верхнему продуктивному пласту А-У1, выделенному в средней части горизонта А-У или абакунской свиты (рис. 6).
Продуктивный пласт А-У1 имеет неравномерное распространение на территории Таначи-Мокта-конского НГР. В результате комплексного анализа материалов сейсморазведки и глубокого бурения было установлено выклинивание пласта А-У1 к центральной части Джангдинского локального поднятия (рис. 7). Толщина пласта на Усть-Дельтулинской площади составляет 16 м (скв. Усть-Дельтулин-ская-214).
Газовая залежь на Усть-Дель-тулинской площади выявлена в районе скв. Усть-Дельтулинская-214. Залежь антиклинальная, пластовая, тектонически экранированная, га-
Рис. 6. ДИАГРАММЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС в скв. ТАНАЧИНСКАЯ-9 (абакунская свита)
А - структурная карта по кровле пласта A-VI (моктаконская свита), Б - геологический разрез по линии I-I; усл. обозначения см. на рис. 1, 2
зоводяной контакт проведен на абсолютной отметке -2925 м (см. рис. 7).
К западу от разлома, ограничивающего газовую залежь, прогнозируется антиклинальная ловушка в пределах выявленного методами МОВ и МОГТ поднятия, оконтуренного по кровле продуктивного пласта А-У1 изогипсой -2925 м (см. рис. 7).
Эффективная толщина коллектора в скв. Усть-Дельтулинская-214 составляет 13 м, а Кп ср = 12,7 % (при Кп > 10 %) (согласно имеющимся данным по скв. Таначинская-9).
Газовая залежь моктакон-ского горизонта. В единственной из пробуренных глубоких скважин Таначи-Моктаконского НГР из отложений моктаконского горизонта при опробовании пласта в процессе бурения был получен приток газа дебитом 500 тыс. м3/сут.
Структурный план по кровле моктаконской свиты представлен брахиантиклинальным поднятием, вытянутым в субширотном направлении. Оконтуривающая изолиния структуры проведена по абсолютной отметке -3050 м, амплитуда поднятия превышает 300 м. Структурный план осложнен разрывными нарушениями, наиболее крупное из которых протягивается вдоль южной границы поднятия и имеет амплитуду смещения около 150 м (см. рис. 7).
Определения фильтрационно-емкостных свойств пород отсутствуют. В расчетах использовались данные по соседним месторождениям.
По результатам структурных построений и анализа строения горизонта газовая залежь является пластовой антиклинальной, тектонически и, возможно, литологиче-ски экранированной. Ее площадь условно составляет 50 км2, эффективная толщина коллектора — 6-8 м. Точное положение газоводяного контакта не установлено. Он принят условно по нижнему уровню интервала опробования на абсолютной отметке -3069 м.
Таким образом, Усть-Дельту-линское месторождение по совре-
Рис. 8. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ СТРОЕНИЯ НИЖНЕТУНГУССКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
А - структурная карта по кровле пласта A-I (таначинская свита), Б - геологический разрез по линии I-I; усл. обозначения см. на рис. 1, 2
менному состоянию изученности классифицируется как многозалежное, очень сложного строения (Неф-тегазоносность древних..., 1990).
Нижнетунгусское газовое месторождение находится в 210 км юго-восточнее Туруханска. В тектоническом отношении месторождение приурочено к южному крылу Анакитского локального поднятия, расположенного на северном склоне Бахтинско-Кондроминского выступа. На площади пробурено пять скважин.
Газовая залежь на Нижнетунгусской площади. Горизонт вскрыт всеми скважинами. Скв. Нижнетунгусская-3 при опробовании пласта в процессе бурения в 1981 г. дала приток газа дебитом 210 тыс. м3/сут из таначинской свиты.
Структурный план по кровле таначинского горизонта представлен моноклинальным склоном с погружением на юг — юго-восток, в направлении структурного залива. По результатам глубокого бурения на площади выявлено тектоническое нарушение субширотного простирания, расположенное между скв. Нижнетунгусские-3 и 4. Разлом экранирует залежь с северо-востока. Абсолютные отметки по кровле горизонта изменяются от -1740 м в северной части до -1900 м на юге (рис. 8).
Определения фильтрационно-емкостных свойств коллектора, представленного рифогенными кар-
бонатными породами, отсутствуют. Однако судя по высоким дебитам газа и пластовой воды (104-480 м3/сут), коллекторские свойства можно считать удовлетворительными.
Залежь таначинского горизонта можно классифицировать как массивную, тектонически экранированную с северо-востока и, возможно, литологически экранированную с юга. Высота залежи составляет около 40 м, площадь залежи — около 130 км2. Газоводяной контакт не установлен, принят условно на отметке -1840 м. Продуктивный горизонт A-I перекрыт глинисто-карбонатной толщей лет-нинской свиты.
Открытые в Таначи-Моктакон-ской зоне месторождения нуждаются в дальнейшей разведке. Необходимо уточнить структурные
планы по кровлям продуктивных уровней, определить закономерности распространения проницаемой части горизонтов, понять степень влияния траппового магматизма на процессы нефтегазонос-ности.
Литература
1. Битнер А.К. Особенности геологии и геохимии триады "нефть — конденсат — газ" залежей Южно-Тунгусской нефтегазоносной области и перспективы их комплексного использования. — Новосибирск: Изд-во СНИИГиМСа, 2010.
2. Конторович А.Э. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 5. Тунгусский бассейн / А.Э.Кон-торович, В.С.Старосельцев, В.С.Сурков и др. — Новосибирск: Наука, 1994.
MODEL OF STRUCTURE OF OIL AND GAS FIELDS WITHIN SOUTH-TUNGUS OIL-AND-GAS BEARING REGION
Kuznetsova E.N., Gordeeva A.O., Konstantinova L.N., Glinskikh V.N., Gubin I.A. (Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS)
Based on a comprehensive analysis of results of seismic and drilling data interpretation the structural maps on the main oil and gas horizons and individual productive beds for fields in the South-Tungus oil-and-gas region were built. On the basis of improved in IPGG SB RAS methods of interpretation of well logging data for evaluating reservoir properties of rocks using results of well tests and description of core samples the permeable intervals in well sections were identified and traced on the correlation diagrams. Taking into account trap magmatism influence on the structural plan and petroleum potential of exploration area, the geological models of oil-and-gas fields were built.
Key words: Tanachi-Moktakon oil-and-gas district; productive bed; model of structure field; Lower Cambrian.
3. Конторович А.Э. Физико-химическое моделирование термодинамических равновесий в системе "карбонат-но-эвапоритовые породы — вода — углеводороды" при контактовом метаморфизме и катагенезе / А.Э.Конторович, А.Л.Павлов, Г.А.Третьяков, А.В.Хомен-ко // Геохимия. — 1996. — № 7.
4. Конторович А.Э. Тектоническая карта венд-нижнепалеозойского структурного яруса Лено-Тунгусской провинции Сибирской платформы / А.Э.Конторович, С.Ю.Беляев, А.Э.Конторович и др. // Геология и геофизика. - 2009. - Т. 50. - № 8.
5. Мельников Н.В. Нефтегазонос-ность кембрийских рифов Сурингда-конского свода / Н.В.Мельников, Л.И.Килина, В.А.Кринин, А.В.Хоменко // Теоретические и региональные пробле-
мы геологии нефти и газа. — Новосибирск: Наука, 1991.
6. Мельников Н.В. Венд-кембрийский соленосный бассейн Сибирской платформы (стратиграфия, история развития). — Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2009.
7. Хоменко А.В. Основные черты размещения долеритов в чехле западной части Сибирской платформы // Тр. СНИИГиМСа. - Новосибирск, 1978. -Вып. 264.
8. Хоменко А.В. Трапповый магматизм - один из критериев нефтегазо-носности Бахтинского мегавыступа / А.В.Хоменко, Т.Р.Кудрина, М.Ф.Соколова // Критерии и методы прогноза нефтегазоносности. - Новосибирск: Наука, 1987.
© Коллектив авторов, 2014
Елена Николаевна Кузнецова, научный сотрудник, KuznetsovaEN@ipgg.sbras.ru;
Алевтина Олеговна Гордеева, научный сотрудник, кандидат геолого-минералогических наук, GordeevaAO@ipgg.sbras.ru;
Лариса Николаевна Константинова, старший научный сотрудник, кандидат геолого-минералогических наук, KonstantinovaLN@ipgg.sbras.ru;
Вячеслав Николаевич Глинских, заведующий лабораторией, кандидат геолого-минералогических наук, GlinskikhVN@ipgg.sbras.ru;
Игорь Алексеевич Губин, старший научный сотрудник, кандидат геолого-минералогических наук, GubinIA@ipgg.sbras.ru.
