CC BY
105
34
Научно-технический сборник ■ ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
УДК 553.046
В.Е. Крючков, А.А. Пензин
Перспективы увеличения разведанных запасов углеводородов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения
Ключевые слова: Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) - базовое месторожде-Чаяндинское ние Якутского центра газодобычи - расположено на северо-восточном склоне Непского
месторождение, свода Непско-Ботуобинской антеклизы. Месторождение разбито дизъюнктивными на-
породы- рушениями на несколько тектонических блоков [1], отделено от Талаканского место-
коллекторы, рождения грабенообразным прогибом. В осадочном чехле Чаяндинского НГКМ выде-
породы- ляются 3 крупных литологических комплекса (рис. 1): 1) терригенные отложения ниж-
флюидоупоры, него венда; 2) карбонатные отложения верхнего венда; 3) соленосно-карбонатная тол-
углеводороды, ща нижнего кембрия. Геологический разрез нижнего венда Чаяндинского НГКМ сло-
запасы, жен толщей переслаивания песчаников, алевролитов, глинистых алевролитов, аргил-
доразведка. литов. Промышленные залежи углеводородов (УВ) выявлены1 в трех горизонтах ниж-
него венда: талахском, хамакинском, ботуобинском (см. рис. 1). Keywords: Талахский газоносный горизонт (толщина 30-75 м) залегает в основании
Chayanda field, вендского комплекса. Породы-коллекторы представлены преимущественно мелко-
reservoir rocks, среднезернистыми кварц-полевошпатовыми песчаниками и крупнозернистыми алев-
fluid-trap rocks, ролитами с прослоями и линзами плотных глинистых алевролитов. Покрышкой га-
hydrocarbons, зовой залежи служит толща переслаивания аргиллитов и глинистых алевролитов
reserves, (70-95 м).
supplementary Хамакинский газоносный горизонт (толщина 4-46 м) представлен переслаива-
exploration. нием серых и темно-серых песчаников, алевролитов, аргиллитов. Коллекторами, вме-
щающими УВ, служат кварцевые и полевошпат-кварцевые песчаники с глинистым и ангидритовым цементом, разделенные пропластками и линзами плотных глинистых алевролитов и аргиллитов. Флюидоупором хамакинской залежи служат аргиллиты паршинской свиты.
Ботуобинский продуктивный горизонт залегает в кровле вендского терригенно-го комплекса, развит на территории месторождения не повсеместно. Максимальные толщины (около 30 м) отмечаются в северной части месторождения, в южном блоке горизонт выклинивается. Коллекторами, вмещающими газовую залежь с нефтяной оторочкой, служат преимущественно кварцевые, реже кварц-полевошпатовые мелко- и среднезернистые песчаники, крупнозернистые алевролиты c карбонатным, глинистым и сульфатным цементом. Покрышкой ботуобинской залежи УВ в настоящее время принято считать вышележащий доломитовый пласт верхнебюкской под-свиты верхнего венда, толщина которого на территории Чаяндинского НГКМ изменяется от 13 до 110 м.
В продуктивных пластах нижнего венда Чаяндинского НГКМ отмечается значительная изменчивость фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород как по лате-рали, так и по разрезу, обусловленная частым переслаиванием пористых песчаников и алевролитов с глинистыми разностями этих пород [2]. Пористость изменяется от долей процента до 21 %.
1 См. рис. 2 в ст. Литолого-фациальные и геодинамические условия формирования вендских отложений Чаяндинского месторождения / В.Е. Крючков, А.Г. Медведев, И.Б. Извеков // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. - С. 202.
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России
35
Терригенные отложения нижнего венда вверх по разрезу сменяются трехсотметровым карбонатным комплексом верхнего венда, сложенного доломитизированными известняками различных структурно-генетических типов. Преобладают плотные и слабопористые глинистые доломиты с тонкими прослоями аргиллитов. Пористые доломиты (пористость до 12-14 %) распространены в виде небольших по мощности пластов толщиной до 7-10 м. В кровле карбонатного комплекса выделяется пористо-кавернозный доломитовый пласт осинского горизонта (толщина 30-40 м), на отдельных блоках характеризующийся высокими значениями ФЕС. Осинский горизонт перекрыт соленосным пластом усольской свиты нижнего кембрия.
Геологический разрез нижнего кембрия на Чаяндинском НГКМ представлен толщей переслаивания доломитов, солей и ангидритов. В составе карбонатных пластов, по данным каротажа, выделяются пористые пропласт-ки. Соленосные пласты нижнего кембрия служат надежными флюидоупорами, за пределами их распространения на территории Сибирской платформы скоплений УВ не выявлено.
Анализ результатов геологоразведочных работ (ГРР), выполненных на Чаяндинском НГКМ, показал низкую степень изученности экранирующих свойств пород-флюидоупоров, перекрывающих продуктивные пласты, а также карбонатных отложений верхнего венда и нижнего кембрия. Флюидоупоры, перекрывающие та-лахский и хамакинский продуктивные горизонты, представлены неоднородными толщами переслаивания пластов аргиллитов (мощность от долей метра до 3-5 м) и глинистых алевролитов (мощность от долей метра до 20 м). Степень глинизации алевролитов различна, содержание глинистых частиц в составе пород-флюидоупоров превышает 70 %. С увеличением в составе пород обломочного материала экранирующие свойства флюидоупоров ухудшаются. Пласты аргиллитов и глинистых алевролитов, экранирующих талахскую и хамакинскую залежи на Чаяндинском НГКМ, можно рассматривать как внутрирезервуарные покрышки, имеющие локальное распространение.
В качестве пласта-флюидоупора, экранирующего залежь УВ ботуобинского горизонта, рядом исследователей рассматривается нижний пласт доломитов бюкской подсвиты верхнего венда. Эти представления, по мнению
авторов, с большой степенью вероятности можно считать ошибочными. Доломиты, перекрывающие ботуобинский горизонт, не могут обладать экранирующими свойствами в силу следующих особенностей:
1) строение пласта-флюидоупора неоднородно. Он сложен переслаивающимися пористыми и плотными, в различной степени глинистыми доломитами с линзовидными прослоями аргиллитов. Пористость доломитов изменяется от долей процента до 10-12 %;
2) все карбонатные породы, в том числе наиболее плотные разности, характеризуются наличием небольшого объема пор (доли процента) и обладают свойством флюидопровод-ности;
3) для осадочного чехла древней Сибирской платформы характерна интенсивная дизъюнктивная нарушенность, что обусловило высокую степень трещиноватости осадочных пород, в том числе карбонатных. Плотные доломиты, обладая низкими ФЕС, не являются хорошими покрышками. Специалисты-литологи, изучающие карбонатные породы, не рассматривают их в качестве пород-флюидоупоров. Карбонатные пласты могут экранировать залежи УВ лишь на отдельных участках месторождения при наличии в их составе глинистых прослоев, запечатывающих трещины и поры;
4) анализ результатов испытаний на приток Чаяндинского НГКМ, проведенных в открытом стволе скважин, показал, что интервал испытанных отложений ботуобинского горизонта во многих продуктивных скважинах довольно широк. Испытания охватывают не только продуктивный ботуобинский горизонт, но и значительную часть вышележащих карбонатных пород верхнего венда (рис. 2). Возможно, притоки углеводородов в процессе испытания помимо ботуобинского горизонта получены также из перекрывающих его доломитов, в составе которых присутствуют пористые разности. Раздельное испытание доломитового пласта, перекрывающего залежь бо-туобинского горизонта, проводилось в открытом стволе в скв. 32103 и 32106 северного блока. Получены промышленные притоки газа в объеме 198,9 и 227 тыс. м3/сут соответственно (см. рис. 2). В эксплуатационной колонне испытаний на приток пористых (по данным каротажа и описаний керна) карбонатных пластов на Чаяндинском месторождении, к сожалению, не проводилось;
Кавернометрия
Дс Дн
Краткое описание пород
Нефтегазо-носность
С С-
ю о/ч- со
Переслаивание серо-цветных доломитов, ангидритов и мергелей. Толщина 100-130м
Известняки, доломиты серые, темно-серые водорослевые, битуминозные. Толщина 48-63 м
Глинистые доломиты серые, коричне-вато-серые с тонкими прослоями аргиллитов и ангидритов. Толщина 55-60 м
Пласты каменной соли (20-65 м) серо-вато-белой крупнокристаллической с прослоями коричневато-серых доломитов, черных аргиллитов, ангидритов и доломитовых мергелей. Толщина 245-270 м
Известняки, доломиты серые, светлосерые, водорослевые, кавернозные, трещиноватые. Толщина 40-55 м
Доломиты серые с прослоями известняков и зеленовато-серых аргиллитов. Толщина 23-26 м
Приток газа в скв. 751; дебит 2,4 тыс. м3/сут. Приток нефти в скв. 213-04; дебит 0,5 м3/сут
Доломиты, известняки серые мелко-среднезернистые с прослоями зеленовато-серых аргиллитов. Толщина 33—50 м
Известняки, доломиты темно-серые, тонкозернистые, участками глинистые. Толщина 13-25 м
£
в
И
Рй
»Г
о ч
3
в
03
«
я и о а я н
к
&
¡8
д
Рч
>
!5> §ё
>
&
Глинистые доломиты, мергели, аргиллиты серые, темно-серые с прослоями ангидритизированных доломитов. Толщина 84-100 м
„/Доломиты, ангидрито-доломиты серые с про-\_ слоями мергелей и аргиллитов. Толщина 13-110 м
/Песчаники светло-серые разнозернистые с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина 0-24 м
Доломиты, известняки серые, крепкие, ангидритизированные с прослоями зеленовато-серых аргиллитов и мергелей. Толщина 85-105 м
Пестроокрашенные аргиллиты с прослоями алевролитов, доломитов и песчаников. В нижней части песчаники средне-крупнозернистые. Толщина 21-175 м
Переслаивание аргиллитов, алевролитов, песчаников серых, темно-серых, реже красно-бурых, кварцев о-полевошпатовых. Алевролиты и аргиллиты обогащены доломитами до перехода в доломит. Толщина 41-125 м
Песчаники коорничневые, буровато-зеленовато-серые от мелко- до крупнозернистых полево-шпатово-кварцевые, участками глинистые. Толщина 32—100 м
Песчаники кварцевые светло-серые до белых, средне-крупнозернистые до гравийных с тонкими прослоями аргиллитов и алевролитов бурых и зеленовато-серых. Толщина 0-65 м
Аргиллиты с редкими прослоями доломитов, алевролитов и песчаников. Толщина 0-166 м
алевролитов и аргиллитов.
ТптпиичаО-89 м
Глинистые гравелиты и конгломераты. Толщина 0-230 м
Граниты, диориты, амфиболиты, плагиогнейсы розовато-зеленовато-серые. Вскрытая толщина 91 м_
I Притоки газа и нефти I Дебиты газа 30-574 тыс. м3/сут, средний - 350 тыс. м7сут. Дебиты нефти 4,1-55 тыс. м3/сут, сред-тлта - 20 ТЫС. мУсуТ
Притоки газа. Дебиты 40-437 тыс. м /сут, средний -
150 тыс. м3/сут_
Притоки газа. Дебиты 37,4-208,9 тыс. м3/сут, средний - 80 тыс. м3/сут
Единичные притоки газа в скв. 842 и 848. Дебиты 8,1-43,7 тыс. м3/сут
[: к X1.' »1 песчаники проницаемые
|—*—| песчаники
алевролиты
| аргиллиты
галечники
| $ | границы фациальных замещений
Г I " I известняки ' доломитизированные |'в~ц 11 доломиты известковистые | ^ 1[ | глинистые доломиты
| водорослевые доломиты каменная соль переслаивание доломитов | л л л] ангидриты
у гипсы, загипсованность породы кристаллического фундамента траппы диабазов | продуктивные горизонты
глинистые песчаники
] конгломераты и гравелиты
известняки доломиты
3 мергель
Рис. 1. Сводный геологический разрез Чаяндинского НГКМ (по материалам ООО «Газпром геологоразведка»): БК - боковой каротаж; ГК - гамма-каротаж; НГК - нейтронный гамма-каротаж; Дс - диаметр скважины; Дн - наружный диаметр
со
04163036
38
Научно-технический сборник ■ ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
скв.32109, АП-364,0
Результаты испытаний
-I а
— 2 ж
-1478.5 1845 _
-1480.8 5 Р="Ъ
CKB.32116.Alt-347,5
Резул ьтаты испытаний
£
1810
1820
1823 1458.6
1820
1822.8
1479.5 -1474
1840-
1850-
Рис. 2. Северный блок Чаяндинского НГКМ: схема испытания ботуобинского продуктивного горизонта (по материалам ООО «Газпром геологоразведка»)
5) при проведении работ по интенсификации притоков (соляно-кислотная обработка) из плотных карбонатных пород также получают промышленные притоки углеводородов.
Возможно, продуктивный пласт песчаников ботуобинского горизонта и перекрывающий его доломитовый пласт на отдельных блоках Чаяндинского НГКМ представляют собой единый природный газонефтеносный резервуар. Этот вопрос требует специального изучения. Если представленная в настоящей работе концепция подтвердится, то при пересчете запасов УВ значительно возрастет объем продуктивных пород и существенно увеличатся потенциальные запасы ботуобинского горизонта.
Доломитовый пласт, залегающий в подошве верхневендского карбонатного комплекса, возможно, продуктивен и на южных блоках Чаяндинского НГКМ, в разрезе которых отсутствуют песчаники ботуобинского горизонта.
Слабо изучена мощная (более 300 м) карбонатная толща верхнего венда, сложенная в различной степени глинистыми доломитизирован-ными водорослевыми известняками. По данным каротажа, в разрезе карбонатного комплекса выделяются пористые пласты. Наибольший интерес вызывает подсолевой пористо-кавернозный доломитовый пласт осинского горизонта (см. рис. 1). Этот пласт должен стать объектом тщательного изучения. В карбонатных
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России
39
отложениях верхнего венда крупные залежи УВ установлены на Талаканском, Верхнечонском и других месторождениях Сибирской платформы.
Перспективными объектами для поисков залежей УВ можно также считать межсолевые доломитовые отложения нижнего кембрия. По данным каротажа, в них также устанавливаются пористые пласты. На Берямбинском газоконденсатном месторождении в трех межсолевых доломитовых пластах выявлены промышленные залежи газа. В водорослевых карбонатных постройках нижнего кембрия выявлены залежи УВ на Моктаконском НГКМ.
Анализ геолого-геофизических материалов по Чаяндинскому НГКМ показал, что в настоящее время месторождение существенно недо-разведано, здесь имеются значительные резервы прироста запасов УВ. Наиболее перспективными направлениями прироста запасов УВ месторождения являются:
1) испытание на приток пористых карбонатных пластов верхнего венда в открытом стволе и эксплуатационной колонне с предварительным проведением работ по интенсификации притоков (соляно-кислотной обработки). Объем карбонатных пластов-коллекторов достаточно велик (по данным каротажа и керна) и сопоставим с объемом продуктивных терригенных пластов-коллекторов нижнего венда, в связи с этим можно прогнозировать значительное увеличение суммарных запасов УВ отложений венда;
2) испытание на приток пористых межсолевых карбонатных пластов нижнего кембрия;
3) работы по интенсификации притоков методом гидроразрыва пласта, на основании которых из плотных пород также можно получить промышленные притоки УВ. Это связано с тем, что около 90 % разреза осадочного чехла Чаяндинского НГКМ составляют плотные и слабопористые разности алевролитов и доломитов. Они распространены в виде как достаточно мощных пластов, так и маломощных пропластков и линз. Обладая свойством флюи-допроводности (при наличии низких значений ФЕС), плотные породы не способны экранировать скопления УВ и в то же время не способны служить коллекторами, так как извлекать из них газ и нефть традиционными методами невозможно. Подобные породы в трехчленных природных резервуарах называют ложными покрышками или промежуточными толщами рассеивания УВ.
Таким образом, анализ результатов ГРР, проведенных на Чаяндинском НГКМ, а также данные литолого-фациального анализа продуктивных отложений [2] показали, что в разрезе этого месторождения имеются существенные резервы прироста запасов УВ. Неиспытанные на приток карбонатные пласты-коллекторы верхнего венда и нижнего кембрия, а также промежуточные толщи рассеивания УВ должны стать объектами детального изучения как возможный потенциал увеличения запасов УВ на Чаяндинском НГКМ и других месторождениях Сибирской платформы.
Список литературы
1. Сафронов А.Ф. Продуктивные горизонты Чаяндинского месторождения (Саха-Якутия): строение, генезис / А.Ф. Сафронов, А.В. Бубнов, И.А. Герасимов и др. // Геология и геофизика. - 2001. - № 11-12. - С. 1954-1966.
2. Крючков В.Е. Литолого-фациальные
и геодинамические условия формирования вендских отложений Чаяндинского месторождения / В.Е. Крючков, А.Г. Медведев, И.Б. Извеков // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. - № 1 (9). - С. 194-201.
