Трудноизвлекаемые запасы карбонатного комплекса венда и нижнего кембрия Непско-Ботуобинской антеклизы Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК 553.982(984)

ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ КАРБОНАТНОГО КОМПЛЕКСА ВЕНДА И НИЖНЕГО КЕМБРИЯ НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ

Сергей Александрович Моисеев

Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, заведующий лабораторией геологии нефти и газа Сибирской платформы, тел. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]

Елена Николаевна Кузнецова

Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, научный сотрудник, тел. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]

Валентина Алексеевна Топешко

Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник, тел. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]

В Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области в отложениях венда и нижнего кембрия открыты 33 залежи нефти в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. Рассмотрены условия формирования залежей нефти. Описаны закономерности распространения карбонатных коллекторов, литологический состав, фильтрационно-емкостные свойства. Приведены карты распределения начальных геологических ресурсов нефти в тирском и даниловском нефтегазоносных комплексах.

Ключевые слова: Непско-Ботуобинская нефтегазоносная область, венд, кембрий, трудноизвлекаемые запасы, нефть.

HARD-TO- RECOVER RESERVES OF THE VENDIAN AND LOWER CAMBRIAN CARBONATE COMPLEX OF THE NEPA-BOTUOBIYA ANTECLISE

Sergey A. Moiseev

Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3, Koptyug Prospect, Ph. D., Head of the Laboratory of Geology oil and gas of the Siberian platform, tel. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]

Elena N. Kuznetsova

Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptyug Prospect, Research Scientist, tel. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]

Valentina A. Topeshko

Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptyug Prospect, Ph. D., Senior Research Scientist, tel. (383)306-63-70, e-mail: [email protected]

In the Nepa-Botuobiya oil-and-gas bearing area, in Vendian and Lower Cambrian sediments, 33 oil pools were discovered in carbonate reservoirs with hard-to-recover reserves. The conditions of formation of oil pools were considered. The distribution patterns of carbonate reservoirs, litholo-gy, and reservoir properties were described. The maps of the distribution of the initial geological oil resources in the Tira and Danilovo oil and gas complexes are presented.

Key words: Nepa-Botuobiya oil-and-gas bearing area, Vendian, Cambrian, hard-to-recover reserves, oil.

В Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (НГО) в отложениях венда и нижнего кембрия открыто 49 месторождений нефти и газа. Из них 22, помимо залежей в терригенном комплексе, содержат 33 залежи в карбонатных коллекторах (рис. 1). Основные запасы нефти относятся к трудноизвлекаемым запасам. Ухудшенные геолого-промысловые характеристики снижают их коэффициент извлечения.

Нефтегазоносные горизонты Санарское Ербогачёнское Им. Лисовского Им.В.Б. Мазура Савостьянове кое Им. Б. Синявского Верхнечонское Северо-Даниловское | Северо-Вакунайское | Даниловское Игнялинское Северо-Марковское | Вакунайское Марковское Тымпучиканское Пилюдипское Северо-Талаканское | Талаканское Южно-Талаканское | Иктехское Верхневилючанское Вилюйско-Джербинское Количество крупных залежей средних мелких всего

Bi (осинский ) Г+Н Н Н Г Н Н Н Г+Н Н 2 4 3 9

Бз-4-5 (усть-кутский) Н Н Н Н Н Н Н Н Н Н Г+Н Г+Н Г 3 2 8 13

Б12 (преображенский) г+н Г+Н Н н Н Г Г+Н Г+Н 2 3 3 8

Бо (ербогачёнский) Н Н Н 0 1 2 3

Сумма 7 10 16 33

Залежи: | Н нефтяные Г | газовые Г+Н газонефтяные и нефтегазовые

Рис. 1. Распределение залежей УВ в карбонатном комплексе венда и нижнего кембрия

Вследствие истощения запасов нефти и газа наметилось повсеместное устойчивое падение нефтедобычи. Один из основных путей стабилизации объемов добычи УВ - активное вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородов. В разрезе вендско-нижнекембрийского карбонатного комплекса Непско-Ботуобинской НГО выделены осинский (Б1-2), усть-кутский (Б3-4-5), преображенский (Б12), ербогачёнский (Б13) нефтегазоносные горизонты.

Осинский горизонт (Б1-2) (среднеусольская подсвита нижнего кембрия) сложен доломитами и известняками трещиноватыми и кавернозными толщиной от 40 до 70 м. Формирование осинского горизонта проходило в условиях активного гидродинамического режима. Типы коллекторов: поровые, каверново-поровые, трещинно-каверново-поровые. Пористость 7-15 %, проницаемость -(3-15)х10-1 м2. Промышленная продуктивность осинского горизонта доказана на Марковском, Верхнечонском, Талаканском, Вакунайском, Игнялинском, Пилюдинском и др. месторождениях (см. рис. 1).

Усть-кутский горизонт (Б3-5) (тэтэрская свита вендско-кембрийского возраста) сложен микрофитолитовыми, органогенно-обломочными и хемогенными доломитами с прослоями ангидрито-доломитов толщиной 55- 60 м. Неблагоприятные условия седиментации и значительная галитизация пород усть-кутского горизонта негативно сказались на качестве коллекторов. Тип коллекторов в основном поровый, реже каверново-трещинно-поровый и порово-трещин-

1С л

ный. Пористость 5-10 %, проницаемость - (1-10)х10- м . Залежи УВ в усть-кутском горизонте открыты на месторождении им. Лисовского, Санарском и др.

Преображенский горизонт (Б12) (катангская свита венда) сложен преимущественно доломитами с прослоями и линзочками ангидритов, ангидрито-доломитов, глинистых доломитов и мергелей толщиной от 15 до 18 м. Типы коллекторов: поровый, порово-трещинный, редко каверново-поровый, трещин-но-каверново-поровый и стилолито-трещинный типы. Пористость 6-12 %, про-

1С 'У

ницаемость - от 0,1 до 50*10- м .

В центральной части Непско-Ботуобинской НГО горизонт формировался, предположительно, в условиях мелководного шельфа. Низкое качество и небольшие толщины подстилающего флюидоупора (тирской свиты) или его локальное отсутствие обусловили благоприятные условия для перетока углеводородов и элизионных вод из подстилающих терригенных резервуаров в преображенский горизонт через гидродинамическое «окно» [1]. К зоне его распространения в центральной и северо-западной частях Непско-Ботуобинской НГО приурочены залежи УВ в преображенском горизонте: Верхнечонское, Даниловское и др. Наряду с этой теорией существует мнение о преобладающей роли в формировании коллектора седиментационного фактора [2]. Для получения притоков УВ, как правило, требуется применение методов интенсификации притоков. Обычно проводится соляно-кислотная обработка ствола скважины 15 % соляной кислотой (рис. 2).

25

20

о

ф

I IX

ю ш

15

10

I

I Дебит нефти (т) до СКО

Дебит нефти (т) после СКО

и

-Р—г-

номера скважин

5

0

Рис. 2. Сопоставление результатов испытания преображенского горизонта в скважинах Верхнечонского месторождения до и после соляно-кислотной

обработки ствола

Ербогачёнский горизонт залегает в нижней части тирской свиты. Представлен преимущественно доломитами микро-тонкозернистыми до разнозерни-стых, реже мелкозернистыми толщиной от 13 до 22 м. Тип коллекторов: мелко-поровый, трещинно-поровый и редко каверно-поровый. Проницаемость изме-

1С Л 1С Л

няется от 0,5*10- м до 40,0*10- м . Несмотря на то, что ербогачёнский горизонт распространён локально и слабо изучен, на северо-западе НБА открыты три нефтяные залежи: средняя по запасам на месторождении им. Савостьянова и две мелкие - на месторождениях им. Синявского и Ербогачёнском.

Вновь открытые залежи расположены, главным образом, в центральной части Непско-Ботуобинской НГО, в непосредственной близости от Верхнечон-ского (Игнялинское, им. Лисовского, им. Мазура) или же к северу и к западу от него (им. Савостьянова, им. Синявского, Санарское, Ербогачёнское). Анализ геологической ситуации и характеристики карбонатных коллекторов позволяют предположить «непрерывно-прерывистое» развитие коллекторов и высокие перспективы нефтегазоносности в этом районе.

На рис. 3, 4 приведены фрагменты карт распределения начальных геологических ресурсов нефти в Лено-Тунгусской НГП, из которых видно, что в тир-ском и нижне-среднеданиловском комплексах максимальная плотность ресурсов (от 10 до 250 тыс. т/км ) приходится на центральные районы Непско-Ботуобинской НГО, а в верхнеданиловском комплексе плотность от 10 до 100 тыс. т/км прогнозируется в центральных и северо-восточных районах НГО.

1 - лицензионные участки недр; 2 - границы субъектов РФ; 3 - гидросеть, 4 - населенные пункты; 5 - зона отсутствия отложений

Рис. 3. Карта распределения начальных геологических ресурсов нефти в тирском и нижне-среднеданиловском нефтегазоносном комплексе

1 - лицензионные участки недр; 2 - границы субъектов РФ; 3 - гидросеть, 4 - населенные пункты; 5 - зона отсутствия отложений

Рис. 4. Карта распределения начальных геологических ресурсов нефти в верхнеданиловском нефтегазоносном комплексе

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Воробьёв В. Н., Рыбьяков Б. Л. О генезисе подсолевых карбонатных коллекторов в центральных районах Лено-Тунгусской провинции // Советская геология. - 1986. - № 3. -С. 10-17.

2. Литология и условия формирования резервуаров нефти и газа Сибирской платформы / Т. И. Гурова, Л. С. Чернова, М. М. Потлова и др. - М.: Недра, 1988. - 254 с.

© С. А. Моисеев, Е. Н. Кузнецова, В. А. Топешко, 2015