CC BY
246
УДК 553.981/982(571.5)
ТИПИЗАЦИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ ЮЖНО-ТУНГУССКОЙ НГО
Лариса Николаевна Константинова
ФГБУН Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр-т Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник лаборатории геологии нефти и газа Сибирской платформы, тел. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]
Алевтина Олеговна Гордеева
ФГБУН Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр-т Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, научный сотрудник лаборатории геологии нефти и газа Сибирской платформы, тел. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]
Игорь Алексеевич Губин
ФГБУН Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр-т Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник лаборатории сейсмогеологического моделирования природных нефтегазовых систем, тел. (383)330-13-62,
e-mail: [email protected]
Елена Николаевна Кузнецова
ФГБУН Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр-т Академика Коптюга, 3, научный сотрудник лаборатории геологии нефти и газа Сибирской платформы, тел. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]
На основе комплексного анализа результатов интерпретации сейсморазведочных работ и данных глубокого бурения построены структурные карты по основным нефтегазоносным горизонтам и отдельным продуктивным пластам на территории Южно-Тунгусской НГО. На базе усовершенствованной в ИНГГ СО РАН методики интерпретации данных ГИС для оценки коллекторских свойств пород с использованием результатов испытаний скважин и описания керна проницаемые интервалы выделены в разрезах скважин и прослежены на корреляционных схемах. С учетом влияния траппового магматизма на структурный план и нефтегазоносность района исследований проведена типизация залежей углеводородов.
Ключевые слова: Таначи-Моктаконский нефтегазоносный район, продуктивный горизонт, модель месторождения, нижний кембрий.
TYPIZATION OF HYDROCARBONS ACCUMULATIONS THE SOUTH-TUNGUSKA О^-AND-GAS BEARING REGION
Larisa N. Konstantinova
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics Siberian Branch of Russian Academy of Sciences, 630090, Russia, Novosibirsk, Aсad. Koptyug av., 3, Ph. D. in Geology, senior research scientist of Laboratory of Petroleum Geology of the Siberian Platform, tel. (383)306-63-70, e-mail: KonstantinovaLN@ipgg .sbras .ru
Alevtina O. Gordeeva
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics Siberian Branch of Russian Academy of Sciences, 630090, Russia, Novosibirsk, Aсad. Koptyug av., 3, Ph. D. in Geology, research scientist of Laboratory of petroleum geology of the Siberian Platform, tel. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]
Igor A. Gubin
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics Siberian Branch of Russian Academy of Sciences, 630090, Russia, Novosibirsk, Acad. Koptyug av., 3, Ph. D. in Geology, senior research scientist of Laboratory of seismogeological modelling of natural petroleum systems, tel. (383)330-13-62, e-mail: GubinIA@ipgg .sbras.ru
Elena N. Kuznetsova
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics Siberian Branch of Russian Academy of Sciences, 630090, Russia, Novosibirsk, Acad. Koptyug av., 3, research scientist of Laboratory of petroleum geology of the Siberian Platform, tel. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]
Based on a comprehensive analysis of the results of the interpretation of seismic data and drilling data structural maps on the main oil-and-gas horizons and on the individual productive beds for fields in the South-Tunguska oil-and-gas region were built. On the basis of improved in IPGG SB RAS methods of interpretation of the production logging data for the evaluation of reservoir properties of rocks with the use of the results of the tests wells and the description of the core sample permeable intervals in drill cores were identified and traced on the correlation diagrams. Taking into account influence of the trap magmatism on the structural plan and petroleum potential of the exploration area 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.
К настоящему времени на территории Южно-Тунгусской НГО в пределах Таначи-Моктаконского нефтегазоносного района открыто четыре месторождения углеводородов (УВ) в нижнем кембрии: Моктаконское, Таначинское нефтегазовые, Нижнетунгусское и Усть-Дельтулинское газовые.
В тектоническом отношении месторождения приурочены к центральной части Бахтинско-Кондроминского выступа [2]. Влияние магматизма на строение залежей в первую очередь связано с резким изменением структурных планов различных стратиграфических уровней [6, 7]. 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 рифогенные породы могут замещаться на плотные доломиты с примесью глин и сульфатов [4]. В условиях недостаточной кондиции для однозначного толкования получаемых результатов на первый план выступает тщательный анализ и обобщение всех имеющихся материалов. Подобные исследования осуществлялись научными коллективами различных организаций [1, 3, 5]. В настоящей работе авторами предпринята попытка построить и обосновать модели строения открытых, но в значительной степени недоизученных, месторождений УВ на территории Таначи-Моктакон-
ского НГР. В работе в полном объеме использованы данные нефтегазопоискового бурения: ГИС, результаты испытания скважин, описание керна; проведена интерпретация временных сейсмических разрезов, отработанных на Бахтинском участке, общей протяженностью 3 710 км. По имеющимся сейсмическим материалам были составлены и
проинтерпретированы несколько композитных профилей. Все сеточные модели структурных карт по основным отражающим горизонтам были увязаны в соответствии с каталогом разбивок по скважинам, уточненных специалистами ИНГГ СО РАН. Таким образом, удалось существенно уточнить структурный план по кровлям нефтегазоносных горизонтов и провести типизацию залежей углеводородов.
Моктаконское нефтегазовое месторождение открыто в 1987 г. поисковой скв. Мк-1, которая дала притоки газа из таначинской свиты (амгинский ярус среднего кембрия), газа с конденсатом из абакунской свиты и нефти из моктаконской свиты (нижнего кембрия). На месторождении пробурено 7 скважин
и выявлены залежи на трех стратиграфических уровнях: таначинской, абакунской и моктаконской свитах.
Газовую залежь таначинского горизонта (продуктивный горизонт А4) можно классифицировать как массивную, сводовую, экранированную тектонически с северо-запада и, возможно, литологически с юго-востока. Высота залежи составляет около 60 м, площадь 30 км . ГВК не установлен, принят условно на отметке -1732 м по нижней отметке интервала опробования. Флюидоупором для залежи служит глинисто-карбонатная толща летнинской свиты.
Нижезалегающий абакунский горизонт А-У подразделяется на два проницаемых пласта - А^-1 и А^-2. Продуктивным газонасыщенным
-5
^г = 1 619,7 тыс. м /сут) на месторождении является пласт А^-2, толщина которого на Моктаконском месторождении изменяется от 4 м (скв. 6) до 13 м (скв. 5). Из верхнего пласта А^-1 получена пластовая вода. Газовая залежь нижнего абакунского пласта антиклинальная, пластовая, ГНК проведен по абсолютной отметке -2940 м. В скв. 1 также получена нефть и водонефтяной контакт проведен на абсолютной отметке -2945 м. Региональным флюидоупором для коллекторов абакунской свиты служит бурусская свита, нижняя часть которой представлена хемогенными карбонатными и сульфатно-карбонатными отложениями. Необходимо отметить, что в абакунской свите также встречаются локальные флюидоупоры. Рассмотренная выше пластовая газовая залежь, приуроченная к кавернозно-пористым доломитам (пласт А^-2), экранируется засолоненными доломитами мощностью около 26 м. При этом выше расположен водонасыщенный коллектор (пласт А^-1), покрышкой для которого служат карбонаты нижней части бурусской свиты.
Нефтяная залежь моктаконского горизонта открыта скв. 1, в результате
-5
опробования которой получен приток нефти 93 м /сут. В составе моктаконского горизонта выделяются биогенные доломиты и известняки, глинистые и сульфатоносные биохемогенные доломиты. В пределах Моктаконской площади
в структурном плане по кровле моктаконского горизонта выделяется куполовидное поднятие с амплитудой около 45 м. По результатам структурных
построений и анализа строения горизонта залежь является пластовой, антиклинальной, литологически экранированной. Ее площадь составляет 50
Л
км , эффективная толщина коллектора 6-8 м. Точное положение ВНК не установлено, контакт принят условно по нижнему уровню перфорации на абсолютной отметке -3037 м.
Таначинское нефтегазовое месторождение расположено в 250 км юго-восточнее г. Туруханска и в тектоническом отношении приурочено к северозападной части Бахтинско-Кондроминского выступа. Месторождение открыто в 1984 г. поисковой скважиной № 2, которая дала притоки газа с
-5
конденсатом из таначинской свиты, дебитом 60 тыс. м /сут. Всего на месторождении пробурены одна параметрическая и 8 поисковых скважин. Строение месторождения изучено очень слабо. Нижнекембрийские продуктивные горизонты вскрыты только тремя скважинами.
Газовая залежь в таначинском горизонте. Из продуктивного горизонта А-I в результате испытаний были получены притоки углеводородных флюидов
3 3
в скважинах Таначинская-2 (газ - 60 тыс. м /сут), 3 (газ - до 85,5 тыс. м /сут)
-5
и 5 (газ - 1449 м /сут). В разрезах скважин таначинской и дельтулинской свит присутствуют один или два пласта траппов. На Таначинской площади внедрение траппов в нижнюю часть горизонта обусловило подъем структурного плана по кровле продуктивного горизонта А-I, где сформировалась массивная газовая залежь в районе скв. 2 и 3. Эффективная толщина коллектора составляет 20 м. Залежь массивная, сводовая, ограниченная с юга и запада двумя тектоническими нарушениями, ГВК проведен на абсолютной отметке -1550 м.
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 Таначинских скважин 1, 7, 8, 9, где получена пластовая вода, контуры ГНК и ВНК проведены на тех же отметках, что и на Моктаконском месторождении, -2490 и -2495 м соответственно. Прогнозная залежь пласта А-V-l классифицируется как пластовая, антиклинальная.
Прогнозная нефтяная залежь в моктаконском горизонте. 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, что положительно сказывается на перспективах его нефтегазоносности.
По результатам структурных построений и анализа строения горизонта предполагаемая залежь является пластовой, антиклинальной, литологически экранированной. Эффективная толщина коллектора предположительно составляет 6-8 м.
Усть-Дельтулинское газовое месторождение расположено в 270 км юго-восточнее г. Туруханск и в тектоническом отношении приурочено к восточному крылу Джангдинского локального поднятия с амплитудой более 300 м, выявленного методами МОВ и МОГТ (юго-западный склон северной части Бахтинско-Кондроминского выступа). Месторождение открыто в 1992 г. и практически не изучено. На месторождении пробурена одна скважина Усть-Дельтулинская 214, которая дала приток газа из абакунского и моктаконского горизонтов.
Газовая залежь абакунского горизонта открыта Усть-Дельтулинской скв.
-5
214 (дебит газа - 161 тыс м /сут). Интервал испытания соответствует верхнему продуктивному пласту А-У-1. Толщина пласта составляет 16 м. Залежь антиклинальная, пластовая, тектонически экранированная. ГВК проведен на абсолютной отметке -2925 м.
Газовая залежь моктаконского горизонта. В единственной из пробуренных глубоких скважин Таначи-Моктаконского НГР из отложений моктаконского горизонта при опробовании пласта в процессе бурения был
-5
получен приток газа дебитом 500 тыс. м /сут.
Оконтуривающая изолиния структуры проведена по абсолютной отметке -3050 м, структурный план осложнен разрывными нарушениями, наиболее крупное из которых протягивается вдоль южной границы поднятия и имеет амплитуду смещения около 150 м. В результате комплексного анализа материалов сейсморазведки и глубокого бурения было установлено выклинивание пласта А-УГ моктаконского горизонта к центральной части Джангдинского локального поднятия. По результатам структурных построений и анализа строения горизонта газовая залежь является пластовой антиклинальной, литологически экранированной. ГВК принят условно по нижнему уровню интервала опробования на абсолютной отметке -3069 м.
Нижнетунгусское газовое месторождение расположено в 210 км юго-восточнее г. Туруханска. В тектоническом отношении месторождение приурочено к южному крылу Анакитского локального поднятия, расположенного на северном склоне Бахтинско-Кондроминского выступа. На площади пробурено
5 скважин. Скв. 3 при опробовании пласта в процессе бурения в 1981 г. дала
-5
приток газа дебитом 210 тыс. м /сут из таначинской свиты.
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 составляет порядка 130 км2. ГВК не установлен, принят условно на отметке -1840 м. Продуктивный горизонт А-Г перекрыт глинисто-карбонатной толщей летнинской свиты.
Таким образом, можно отметить общую закономерность приуроченности однотипных залежей к определенному стратиграфическому интервалу осадочного чехла. Так в таначинском горизонте залежи как правило приурочены к его кровле и являются массивными, сводовыми, часто могут иметь тектонический экран, реже - литологический. Залежи
абакунского горизонта пластовые, антиклинальные, также часто имеющие тектоническое ограничение. Залежи моктаконского горизонта в основном литологические, связанные с неоднородным строением горизонта, и продуктивные линзовидные пласты могут быть приурочены как к сводам антиклинальных поднятий - залежи антиклинальные, литологически экранированные, так и к склоновым их участкам - залежи моноклинальные, литологически экранированные.
Открытые в Таначи-Моктаконской зоне нефтегазонакопления залежи на месторождениях 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 нефтегазоносности.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Битнер А.К. Особенности геологии и геохимии триады «нефть - конденсат - газ» залежей Южно-Тунгусской нефтегазоносной области и перспективы их комплексного использования. -Новосибирск: СНИИГиМС. - 2010. - 113 с.
2. Конторович А.Э., Беляев С.Ю., Конторович А.А., Старосельцев В.С., Мандельбаум М.М., Мигурский А.В., Моисеев С.А., Сафронов А.Ф., Ситников В.С., Филипцов Ю.А., Хоменко А.В., Еремин Ю.Г., Быкова О.В. Тектоническая карта венд-нижнепалеозойского структурного яруса Лено-Тунгусской провинции Сибирской платформы // Геология и геофизика. - 2009. - № 8. - Т. 50. - С. 851-862.
3. Мельников Н.В. Венд-кембрийский соленосный бассейн Сибирской платформы (Стратиграфия, история развития). - Новосибирск: СО РАН, 2009. - 148 с.
4. Мельников Н.В., Килина Л.И., Кринин В.А, Хоменко А.В. Нефтегазоносность кембрийских рифов Сурингдаконского свода // Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. - Новосибирск: Наука, 1991. - С. 180-189.
5. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 5. Тунгусский бассейн / Конторович А.Э., Старосельцев В.С., Сурков В.С. и др. - Новосибирск, 1994. - 91 с.
6. Хоменко А.В. Основные черты размещения долеритов в чехле западной части Сибирской платформы //Тр. СНИИГиМС - Новосибирск, 1978. - Вып. 264. - С. 93-103.
7. Хоменко А.В., Кудрина Т.Р., Соколова М.Ф. Трапповый магматизм - один из критериев нефтегазоносности Бахтинского мегавыступа // Критерии и методы прогноза нефтегазоносности. -Новосибирск, 1987. - С. 82-89.
© Л. Н. Константинова, А. О. Гордеева, И. А. Губин, Е. Н. Кузнецова, 2014
