CC BY
87
УДК 553.98
А.Е. Рыжов, А.И. Крикунов, ЛА Филиппова (Рыжова), Н.Ю. Канунникова,
О.А. Саприна
Определение степени влияния тектонического фактора на формирование залежей углеводородов на Саманчакитском блоке Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения
В соответствии с принятой схемой нефтегазогеологического районирования Сибирской платформы Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) относится к Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции, Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, Ботуобинскому нефтегазоносному району. На месторождении основными скоплениями углеводородов являются залежи ботуобинского, хама-кинского и талахского продуктивных горизонтов нижневендского возраста, которые в большинстве случаев перекрывают друг друга, образуя единое поле продуктивности. В осадочном чехле встречаются многочисленные и разнообразные дизъюнктивные дислокации со смещением, среди которых доля сквозных нарушений относительно невелика. Уверенно выяснить направленность и положение на площади отдельных разрывов удается не всегда (рис. 1). Объясняется это сложной историей формирования Непско-Ботуобинской антеклизы, к которой в тектоническом плане приурочено Чаяндинское НГКМ, и активной геодинамикой в регионе. Так, «в непское время (нижний венд) формировались Присаяно-Енисейская синеклиза, Приенисейский и Байкало-Патомский прогибы. Длина последнего составила более 2000 км, амплитуда - более 600 м» [1].
Только с позднего венда Сибирский кратон вступил в платформенный этап развития, который ознаменовался крайне стабильным тектоническим режимом, в условиях которого во внутренних районах платформы развивались мелководные морские бассейны преимущественно с карбонатным режимом осадконакопления [2]. «Литологические комплексы, составляющие осадочный чехол нижневендского возраста, характеризуются очень сильной фациальной неоднородностью и значительными колебаниями мощностей, что предопределяет трудности выявления типов природных резервуаров и закономерностей их распространения и строения» [3].
Обозначенные факторы во взаимодействии с геодинамическим воздействием, выклиниванием и замещением пород-коллекторов продуктивных горизонтов привели к возникновению на Чаяндинском НГКМ литологически и тектонически экранированных ловушек.
Чаяндинское НГКМ по величине балансовых запасов газа относится к группе уникальных, по геологическому строению - к очень сложным. Месторождение расположено в зоне аномально низких пластовых давлений в терригенной толще венда.
В составе пластового газа в значительных количествах содержатся этан, пропан, бутан и С5+, а также неуглеводородные компоненты - азот и гелий [4].
«Наличие в газе Чаяндинского месторождения такого важного химического элемента, как гелий, требует в первую очередь решения вопроса о его хранении. Интегральная оценка потенциальных резервуаров для создания подземных хранилищ гелия в пределах Чаяндинского центра газодобычи в объектах, предложенных разными исследователями, показала, что полнее всего требованиям, предъявляемым к объектам хранения гелия в пористых средах, отвечает Саманчакитский блок, осложняющий структурное поднятие южной части Чаяндинского месторождения» [5].
Ключевые слова:
скважина,
месторождение,
сейсморазведка,
разлом,
размыв,
горизонт,
корреляция,
палеоструктурный
профиль.
Keywords:
well,
field,
seismic exploration, fault,
washaway,
horizon,
correlation,
paleostructural
profile.
Рис. 1. Схематическая карта южной части Чаяндинского месторождения
Саманчакитский блок в пределах лицензионного участка с трех сторон оконтурен разрывными нарушениями. С юго-запада его ограничивает грабенообразный прогиб, отделяющий его от Талаканского блока. Прогиб протягивается в субмеридиональном направлении на расстояние 60 км, имеет ширину до 7 км и амплитуду до 300 м. С юга и юго-востока Саман-чакитский блок ограничен региональным разломом Б-Б северо-восточного простирания, по которому проходит граница надпорядко-вых структур - Непско-Ботуобинской антекли-зы и Предпатомского прогиба. Продолжаясь к северо-востоку, разлом Б-Б входит в регио-
нальную Вилюйско-Мархинскую систему разломов. Разлом В-В (Саманчакитский) ограничивает блок с запада. Он прослеживается с юго-запада к северо-востоку на расстояние 115 км и отделяет Саманчакитский блок от остальной части Чаяндинского НГКМ.
Состояние изученности строения Саман-чакитского блока, как и всего месторождения в целом, на сегодняшний день является недостаточным. Оно «отличается минимальным объемом исходной геологической информации и различной степенью ее достоверности» [4].
По результатам последнего подсчета запасов углеводородов (2000 г.) считалось, что
ботуобинский продуктивный горизонт включает газовую залежь с нефтяной оторочкой, расположенной на крайнем северо-востоке месторождения и в небольшом тектоническом блоке в районе скв. 321-02. Хамакинский продуктивный горизонт включает лишь газоконденсатную залежь с единым газоводяным контактом. Однако данные опробования и испытания скважин опровергают этот вывод. Притоки нефти из ботуобинского продуктивного горизонта были получены в целом ряде скважин, которые пробурены много южнее предполагаемых границ нефтяной оторочки: 321-06, 321-62, 321-67, 761. Нефть была получена и из отложений хамакинского продуктивного горизонта в скв. 321-49, 321-67, 321-71, 321-74. Причем известен случай, имевший место на Саман-чакитском блоке, когда нефть была получена из интервала пород, расположенного гипсометрически ниже, чем водонасыщенные отложения в соседней скважине.
Так, в скв. 321-57 при опробовании интервала пород из хамакинского продуктивного горизонта с абсолютными отметками 1156-1202 м был получен приток газа дебитом 7-8,5 тыс. м3/сут. В скв. 321-71, расположенной в 16 км севернее от первой скважины, из интервала с абсолютными отметками 1282,8-1334,1 м (из того же горизонта) получен приток нефти дебитом 9 м3/сут. В скв. 321-53, пробуренной еще в 9 км севернее, из интервала отложений с абсолютными отметками 1321,61332,1 м (того же возраста) получен приток пластовой воды дебитом 23,2 м3/сут.
Приведенные факты не могут быть объяснены принятой на сегодня геологической моделью Чаяндинского НГКМ и, в частности, Саманчакитского блока.
Для уточнения строения отложений хама-кинского продуктивного горизонта в южной части Саманчакитского блока была составлена корреляционная схема и построены палеоструктурные и геологический профили по линии скважин 321-57 - 321-71 - 321-53.
Анализ корреляционной схемы (рис. 2) показывает, что во всех трех скважинах (321-57, 321-71, 321-53) отложения ботуобинского продуктивного горизонта отсутствуют в результате предбюкского регионального размыва. Наиболее глубокое положение занимают отложения скв. 321-71, но выделяемые синхронные реперные горизонты от Т до Ilf практически параллельны друг другу, а заключенные меж-
ду ними интервалы пород почти равны между собой. Интерпретация данных геофизических исследований скважин (ГИС) и изучение кернового материала рассматриваемых скважин (который с вероятностью ~ 100 % характеризует породы хамакинского продуктивного горизонта) выявляют наличие пород-коллекторов во всех без исключения скважинах, помещенных на корреляционной схеме. Почему же нефтенасыщенные породы из скв. 321-71 располагаются гипсометрически ниже, чем водонасыщенные породы в скв. 321-53? Чтобы ответить на данный вопрос, необходимо проследить историю образования паршинской свиты в южной части Саманчакитского блока. Для этого авторами была построена серия палеоструктурных профилей (рис. 3).
К концу формирования нижнепаршинской подсвиты в районе скв. 321-71 наметилось некоторое прогибание дна седиментационного бассейна по отношению к площади, на которой пробурена скв. 321-57. Эта тенденция сохранялась в дальнейшем на всем протяжении неп-ского стратиграфического горизонта. Что касается отложений в скв. 321-71 и 321-53, то здесь необходимо провести анализ толщин отдельных пропластков более тщательно.
Первоначально заглинизированные осадки основания нижнепаршинской подсвиты отлагались в совершенно одинаковых условиях, что подтверждается равными мощностями интервала пород, заключенного между синхронными реперными горизонтами Т и IIJ (51 и 51 м). Затем произошел незначительный подъем в районе скв. 321-53 - 17 и 16 м). К самому
концу формирования нижнепаршинской подсвиты этот подъем усилился @If-IIf - 19 и 17 м), и разница толщины одного и того же пропластка в скв. 321-71 и 321-53 достигла 2 м. Следовательно, наметилась некая закономерность, согласно которой следующий пропласток в разрезе скв. 321-53 опять должен был бы иметь толщину меньше, чем в скв. 321-71. Интервал пород между реперными горизонтами Ilf и Ilf в скв. 321-71 имеет толщину 52 м (см. рис. 2), а в скв. 321-53 его мощность (вместо того, чтобы быть равной 49-50 м, следуя наметившейся тенденции), неожиданно достигает 58,5 м.
Скорее всего в конце первого цикла седиментации (во время общего подъема территории и вывода сформировавшихся отложений на дневную поверхность) вследствие тектонической деструкции произошел разрыв
1522
| интервал отбора керна
1531
поверхность размыва
п,’, пд.. индексация синхронных реперных горизонтов
Скв
321
Скв
321
57
Рис. 2. Чаяндинское месторождение. Корреляционная схема по линии скв. 321-57 - 321-71 - 321-53
сплошности горных пород с 8-метровой амплитудой сдвига. Вероятно, именно этот разлом, полностью залеченный в результате последующих преобразований, является надежным флюидоупором для нефти и воды, что и объясняет расположение водонасыщенных пород в
скв. 321-53 - оно гипсометрически выше, чем положение нефтенасыщенных отложений в скв. 321-71.
При продолжающемся на юге Саманча-китского блока процессе седиментации к концу непского времени вновь заявляет о себе
Палеоструктурный профиль на начало формирования второго цикла осадконакопления
Палеоструктурный профиль на начало формирования четвертого цикла осадконакопления (бюкской свиты)
П1, синхронный реперный горизонт 51 толщина пропластка | плоскость разлома поверхность размыва
Рис. 3. Чаяндинское месторождение. Серия палеоструктурных профилей
выявленная ранее закономерность в соотношении толщины пропластков в скв. 321-71 и 321-53. Практически все последующие интервалы пород, заключенные между реперными горизонтами Щ и Б, в скв. 321-53 меньше по мощности тех же пропластков в скв. 321-71, в районе которой фиксируется устойчивое прогибание вплоть до начала тирского времени верхнего венда (его карбонатные отложения с размывом залегают на терригенных образованиях нижнего венда).
Происходящие в последующие эпохи седи-ментационные и структурные преобразования привели к тому, что в настоящее время район скв. 321-57 занимает наиболее возвышенное положение, а скв. 321-53 вскрывает кровлю паршинской свиты в самом погруженном месте (рис. 4). Непреодолимой преградой для пластовой воды, полученной в скв. 321-53, служит залеченный разлом между скв. 321-53 и 321-71, который является внутриформационным, не нарушает эродированную поверхность терри-
№ инт. Диапазон, м Дебит, Q*, м3/сут
1 1170,1-1202 Сухо
2 1202,2-1222,6 Сухо
3 1156-1202 Qr = 7-8,5
4 1282,8-1334,1 Р II чо
5 1336-1341 Q. = 0,82
6 1321,6-1332,1 Qs = 23,2 (с пленкой нефти)
7 1346,7-1357,4 Qs = 2,31 (немного газа)
8 1360,7-1370,7 Q. = 0,32 (сухо)
* Qr н в _ дебит по газу, нефти, воде соответственно.
Рис. 4. Чаяндинское месторождение.
Геологический профиль по линии скв. №№ 321-57 - 321-71 - 321-53
генного венда. Вероятно, по этой причине разлом не был выявлен предшествующими сейсморазведочными работами.
В заключение следует отметить, что Са-манчакитский блок представляет собой очень сложный геологический объект. Терригенные породы нижнего венда характеризуются высокой макро- и микронеоднородностью. Породы-коллекторы продуктивных горизонтов как по площади, так и по разрезу постоянно выклиниваются, замещаются и размываются. Проследить их взаимодействие в разных сква-
Список литературы
1. Мельников Н.В. Венд-кембрийский соленосный бассейн Сибирской платформы (Стратиграфия, история развития) /
Н.В. Мельников; Мин-во природ. ресурсов РФ; Сиб. науч.-исслед. ин-т геологии, геофизики и минерального сырья. - Новосибирск:
Изд-во СО РАН, 2009. - 148 с.
2. Постникова О.В. Палеогеографические и палеогеодинамические условия формирования рифей-вендского осадочного бассейна юга Сибирской платформы в связи с его нефтегазоносностью / О.В. Постникова, Л.Н. Фомичева, Л.В. Соловьева // Геология нефти и газа. - 2008. - № 1. - С. 8-15.
3. Фортунатова Н.К. Строение и перспективы нефтегазоно сно сти венд-нижнекембрийских отложений Непско-Ботуобинской антеклизы и ее обрамления / Н.К. Фортунатова,
А.Г. Щвец-Тэнэта-Гурий, В.Н. Ларкин // Геология нефти и газа. - 2010. - № 5. -С. 54-61.
4. Люгай Д.В. Особенности освоения и проектирования разработки Чаяндинского НГКМ / Д.В. Люгай // Газовая промышленность. - 2010. - № 4/654 (спецвыпуск). - С. 56-58.
5. Люгай Д.В. Геологические перспективы создания хранилища гелия в пределах Чаяндинского центра газодобычи / Д. В. Люгай, Д.В. Изюмченко, Г.П. Косачук и др. // Газовая промышленность. - 2010. - № 2. - С. 62-67.
жинах довольно трудно. На это накладывается наличие многочисленных разрывных нарушений (выявленных с помощью сейсморазведки и пробуренных скважин и тех, что еще предстоит обнаружить). В первую очередь надлежит определить: существует ли гидродинамическая связь между отдельными небольшими тектоническими объектами; какими будут границы распространения залежей нефти и газа; можно ли использовать в качестве подземного хранилища для гелия южную часть Саманчакитского блока.
References
1. Melnikov N.V Vendian-Cambrian basin of the Siberian platform (Statigraphy, development history) / N.V. Melnikov; RF Ministry of Natural Resources; Sib. research institute of geology, geophysics and mineral raw materials. -Novosibirsk: Publishing house of the SB of the RAS, 2009. -148 p.
2. Postnikova O.V. Paleogeographic and paleogeodynamic conditions of formation of Riphean-Vendian sedimentation basin of the south of the Siberian platform in connection with its oil-gas bearing capacity / O.V. Postnikova,
L.N. Fomicheva, L.V Solovyeva // Oil and gas geology. - 2008. - № 1. - P. 8-15.
3. Fortunatova N.K. Structure and prospects of oil-gas bearing capacity of Vendian-Lower Cambrian sediments of the Nepsko-Botuobinskaya anticlise and its framework / N.K. Fortunatova, A.G. Shchvets-Tanata-Guriy, V.N. Larkin //
Oil and gas geology. - 2010. - № 5. - P. 54-61.
4. Lyuguy D.V. Peculiarities of development and design of Chayandinskoye OGCF / D.V. Lyuguy // Gas industry. - 2010. - № 4/654 (special issue). -P. 56-58.
5. Lyuguy D.V. Geological prospects of helium storage development within the Chayandinskiy gas production centre / D.V. Lyuguy,
D.V. Izumchenko, G.P. Kosachuk et al. //
Gas Industry. - 2010. - № 2. - P 62-67.
