Об открытии первого нефтяного месторождения в Восточной Сибири
В марте 1962 г. при бурении Марковской опорной скважины, расположенной в Усть-Кутском районе Иркутской области на левом берегу р. Лены, у дер. Верхне-Марково, с глубины 2164 м, ударил мощный газонефтяной фонтан с дебитом более 1000 т/сутки, в том числе около 500 м3 газа. В результате анализа установлено: удельный вес нефти 0,83, начало кипения 63° С, температура застывания -28° С, содержание серы 0,8%, парафина 0,04%; выход светлых нефтепродуктов до 60 %.
Скважина была заложена с целью изучения стратиграфии, литолого-фациальной характеристики разреза и выявления нефтегазоносное™ нижнего кембрия. В структурном отношении она приурочена к центральной части крупного Марковского антиклинального поднятия, сложенного ордовикскими и верхнекембрийскими отложениями с амплитудой до 475 м.
Основа стратиграфического деления осадков, слагающих этот район, была заложена маршрутными работами В.А. Обручева (1891 г.) вдоль р. Лены, от с. Качуга до Витима. Схема стратиграфии, предложенная В.А. Обручевым, была впоследствии уточнена В.Ю. Черкесовым, проводившим исследования в долине р. Лены, от Качуга до Киренска.
Впервые наличие в этом районе антиклинальной складки с углами падения от 2 до 5° было зафиксировано в 1938 г. работами НИГРИ.
В 1952 г. Верхне-Марковской геологосъемочной партией треста Востсибнефтегеология была закартирована крупная Марковская антиклиналь, в сводовой части которой фиксируется пять брахиантиклинальных складок с амплитудой до 400 м.
В 1956 г. с учетом геофизических данных и глубокого разведочного бурения группа геологов треста «Востсибнефтегеология» и треста «Востсибнефтегеофизика» под руководством В.Г. Васильева составила тектоническую схему, которая послужила основой для дальнейшего планирования нефтепоисковых работ в Иркутском амфитеатре. По этой тектонической схеме Марковская площадь расположена в центральной части Прибайкало-Ленской синеклизы. Собственно Марковская антиклиналь прослеживается на площади более 25 км, от д. Назарово на юго-западе до пересечения структуры р. Малой, Тирой на северо-востоке. Сводовая часть антиклинали шириной от 3 до 5 км проходит по изогипсе 500 м и сложена породами усть-кутской свиты, сменяющимися к северо-западу отложениями ордовика. Породы верхнего кембрия в основном выходят на дневную поверхность на западном крыле структуры. Свод структуры пересекается р. Леной. В районе скважины, помимо ордовикских и верхнее кембрийских пород, залегают четвертичные отложения мощностью 26 м. Верхний кембрий представлен нижней частью верхоленской свиты мощностью 98 м, которая вскрыта скважиной в интервале 26-118 м и представлена преимущественно мергелями с включениями гипсов. В интервале 118-338 м пройден комплекс пород (гипсы, ангидриты, доломиты, битуминозные сланцы и гипс-ангидритовые брекчии), условно относимый к литвин- цевской свите среднего кембрия. Мощность ее составляет 220 м. Нижний кембрий вскрыт на глубине 338 м. Отложения, пройденные скважиной в интервале 338-1484 м, условно отнесены к ангарской свите нижнего кембрия и представлены доломитами, местами битуминозными, ангидритами, гипсами, аргиллитами, известняками и каменной солью. Вскрытый разрез ангарской свиты несколько отличается от аналогичных отложений Иркутского амфитеатра. Отложения интервала 1484-1651 м отнесены к булайской свите нижнего кембрия и представлены преимущественно доломитами. В интервале 1651-2100 м вскрыта бельская свита нижнего кембрия, представленная известняками, битуминозными доломитами и каменной солью.
Предположительно с интервала 2100 м скважина вскрыла отложения усольской свиты нижнего кембрия. Усольская свита представлена доломитами, каменной солью и у забоя скважины - песчаниками.
Бурением установлено, что среди горизонтально залегающих пород наблюдаются крутые углы падения от 15-45° (интервал 1484-1535 м) до вертикально залегающих, поставленных «на голову» (интервал 1119-1353 м).
В интервалах 261-338 и 513-540 м наблюдаются брекчированные и интенсивно перемятые породы. Мощность ангарской свиты оказалась значительно большей, чем предполагалось в проекте. В разрезе ангарской и бельской свит встречены мощные (до 40 м) пласты каменной соли, по-видимому, влиявшей на структурные особенности залегания отложений, особенно надсоленосного карбонатного комплекса пород.
Усольская свита нижнего кембрия в Иркутском амфитеатре вскрыта почти всеми разведочными скважинами. Ее мощность колеблется от270 до 1505 м. В центральной части Иркутского амфитеатра усольская свита представлена чередованием пластов каменной соли и сульфатно-карбонатных пород. Близ складчатого обрамления платформы соленосные фации целиком замещаются сульфатно-карбонатными породами. Сульфатно-карбонатный комплекс пород в низах усольской свиты был выделен в осинский горизонт мощностью от 30 до 60 м. Осинский горизонт залегает в 120-150 м выше подошвы усольской свиты и хорошо_ прослежен по всем разведочным площадям Иркутского амфитеатра. Пористость пород этого горизонта по соседним разведочным площадям составляет 0,5- 2,3%, проницаемость до 4400 миллидарси. Нефтегазопроявления в осинском горизонте носят региональный характер. Небольшие притоки нефти (до 3-5 т/сутки) и газа (до 17 000 м3/сутки} из осинского горизонта были получены ранее на ряде разведочных площадей Иркутского амфитеатра (Балыхтинская, Осинская, Атовская и др.). Мощный газонефтяной фонтан на Марковской площади получен из отложений верхней части усольской свиты нижнего кембрия; коллекторские свойства этих отложений к северу резко улучшаются, что способствовало скоплению здесь нефти в промышленных количествах.
Получение мощного газонефтяного фонтана в Марковской опорной скважине, региональная газонефтеносность усольской свиты и других отложений (до синия включительно), наличие в этом районе большого количества антиклинальных структур, выявленных геолого-структурной съемкой и легко обнаруживаемых аэрогеологическими методами - все это свидетельствует о больших перспективах новой нефтегазоносной провинции. На данной площади проектируется ряд разведочных скважин и уже начато бурение дублера опорной скважины для вскрытия проектного и установления новых нефтегазоносных горизонтов.
Б. Корнев, А. Кузнецов