К оглавлению

Марковское нефтяное месторождение

В.Б. МАЗУР, А.С. ПОВЫШЕВ

В марте 1962 г. в пределах Иркутского амфитеатра открыто крупное Марковское нефтяное месторождение, приуроченное к отложениям нижнего кембрия.

Открытие этого месторождения имеет исключительно важное значение для оценки перспектив нефтегазоносности отложений нижнего кембрия, так как оно окончательно показало, что отложения кембрия и вообще отложения нижнего палеозоя Восточно-Сибирской платформы выводятся в разряд толщ высоко перспективных в нефтегазоносном отношении. За последнее время в нижнем палеозое открыты крупные месторождения нефти и газа в северной Африке, которые доказывают, что древние осадочные образования при благоприятной геологической обстановке не могут служить отрицательным показателем для оценки перспектив нефтегазоносности.

Нефтепоисковые работы в Восточной Сибири проводились на основании наличия здесь мощных осадочных толщ в благоприятных фациях и структурных форм. Первые обоснования для поисков нефти и газа в развернутом виде в отложениях кембрия Восточно-Сибирской платформы были сделаны Н.С. Шатским [3], что на длительное время и определило направление поисково-разведочных работ на нефть и газ в различных регионах рассматриваемой территории.

Полученные непромышленные притоки нефти из скважины, заложенной по предложению В.М. Сенюкова в бассейне р. Толбы, придало всей этой проблеме исключительную актуальность. Это послужило основанием для организации сравнительно в большом объеме поисковых работ в Якутии, а в дальнейшем в Иркутской области. Однако многолетние неудачи в разведке кембрия в Якутии привели к резкому свертыванию этих работ.

В Иркутской области впервые начали бурение в 1939 г., но отставание региональных работ в изучении структуры отложений нижнего палеозоя всей этой обширной территории привело к тому, что в течение длительного времени объем поискового бурения был недостаточен. В процессе поискового бурения выявилось несоответствие структурных планов между нижними и верхними горизонтами нижнего кембрия, из-за чего возникли большие затруднения в подготовке структур под глубокое бурение на мотскую и ушаковскую свиты. Потребовалось определенное время для того, чтобы создать надежную методику бурения и составления структурных карт по маркирующим горизонтам нижних частей геологического разреза.

В 1954 г. И. П. Карасев, Е. В. Кравченко, М. А. Цахновский, Г. Г. Лебедь составили геотектоническую схему южной части платформы с учетом последних данных по геологии и геофизике.

Детальный анализ всех геологических и геофизических материалов, произведенных в 1956 г. группой геологов и геофизиков трестов Востсибнефтегеология и Востсибнефтегеофизика при участии работников центральных организаций В.Г. Васильева, И.П. Карасева, Е.В. Кравченко, М.М. Мандельбаума и других [1], позволил составить новую геотектоническую схему Сибирской платформы. В этой же работе авторы указывают, что основные перспективы поисков нефти и газа необходимо связывать с районами, расположенными к северу от широты Осинской структуры. Названная схема впоследствии (в 1957 г.) была дополнена и уточнена И.П. Карасевым, и обе схемы были приняты за основу при выборе направлений нефтепоисковых работ юга Сибирской платформы.

Дальнейшее теоретическое обоснование нефтепоисковых работ было дано в статье В. Г. Васильева, Г.Л. Гришина и И.П. Карасева [2], где авторы излагают перспективный план региональных нефтепоисковых работ на 1957-1975 гг. В этом плане предлагается бурение Марковской опорной скважины, а также ряд других скважин с задачей выявления нефтегазоносности и водоносности отложений нижнего кембрия, опробование нефтегазоводоносных горизонтов, оценка перспектив района в нефтегазоносном отношении. По указанному плану и была заложена в 1959 г. Марковская опорная скважина.

Марковская антиклиналь была выявлена в 1937-1938 гг. К.А. Прокоповым. Им был исследован участок Качуг-Киренск по р. Лене. На участке Усть-Кут - Киренск он (по р. Лене) впервые привел сведения о наличии пологой складчатости. В связи с этим К.А. Прокопов пишет: «Вниз по течению р. Лены от Усть-Кута мы, начиная от д. Таюры, вступаем в область депрессии, выполненную нижним силуром (в современном понимании - ордовиком. В.М.), который образует весьма пологие складки с углами наклона от 2 до 5°, причем наибольший подъем наблюдается возле Марково, где на поверхности обнажаются вновь пласты верхнего кембрия, уходящего затем в глубину ниже этой деревни ... Приближаясь к Киренску, наблюдаем новый подъем».

В 1952 г. Верхне-Марковской литологосъемочной партией треста Востсибнефтегеология под руководством К.Г. Гинзбург была закартирована площадь право- и левобережья р. Лены от д. Назарово до д. Тира, а также низовья рек Малой и Большой Тиры. В пределах района закартирована часть антиклинальной структуры северо-восточного простирания, получившая название Марковской. Структура прослежена на протяжении 25 км и состоит на этом участке из пяти обособленных брахиантиклинальных складок. Максимальная амплитуда поднятия 533 м.

Г.А. Кузнецовым в 1957 г. проводились составительские работы по государственной геологической карте СССР (Усть-Кут). При ее составлении были использованы материалы по съемке, проведенные Иркутским геологическим управлением, экспедициями союзного треста № 2, трестами Востсибнефтегеология и Сибтранспроект, институтом геологии АН СССР. Использован также материал Г. А. Кузнецова по контрольным маршрутам (реки Лена, Киренга, Ангара, Илим, Кута).

Марковская опорная скв. 1-о заложена согласно перспективному плану нефтепоисковых работ [2]. Бурение велось с 1961 г. по проекту, составленному Л.К. Овченковым, утвержденному И.П. Карасевым и А.С. Повышевым.

В 1962 г. при проведении полевых работ партиями геологопоисковой экспедиции треста Востсибнефтегеология получены новые результаты в геологическом строении Марковского нефтяного района. По данным Э.А. Иванова Марковская антиклиналь прослеживается далее к северо-востоку от тех границ, которые были показаны К.Г. Гинзбург. Сводная часть структуры, выделенная К.Г. Гинзбург, подтверждена работами О.П. Сватко. Помимо Марковской антиклинали, работами В.В. Павленко, Г.Н. Яговдева, Г.И. Чечеля, И.И. Рукавишникова, А.В. Анохина, В.С. Муляка намечается ряд антиклинальных структур, имеющих северо-восточное простирание и, по-видимому, с такими же амплитудами, как и Марковская складка. Разрез, пройденный Марковской опорной скважиной, по данным Л. К. Овченкова, имеет следующее строение (снизу вверх). Отложения усольской свиты (Cm₁us) в Марковской опорной скважине вскрыты частично в интервале 2091-2164 м (?). Представлены переслаиванием пластов каменной соли и сульфатно-карбонатных пород. Суммарная мощность пластов каменной соли по аналогии с разрезами скважин на Усть-Кутской площади, по-видимому, составляет также не менее 40%, при общей мощности свиты 650-700 м. Отложения бельской свиты (Cm₁bs) вскрыты опорной скважиной в интервале 1651-2091 м. Указанный комплекс пород выделен в бельскую свиту по аналогии с разрезами, изученными на Усть-Кутской площади, а также в разрезах Заярской и Мироновской опорных скважин.

В нижней части свита представлена преимущественно доломитами с редкими включениями ангидрита, вверх по разрезу отмечается равномерное переслаивание аналогичных доломитов с известняками битуминозными.

В средней части свита представлена в основном известняками битуминозными с фауной трилобитов. Местами отмечаются (1911,5 м) выпоты нефти.

Верхняя часть свиты сложена доломитами битуминозными с фауной трилобитов. Доломиты переслаиваются с пластами каменной соли, мощность отдельных пластов которой достигает 25 м. Мощность бельской свиты 440 м. Опорной скважиной булайская свита (Cm₁bl) вскрыта в интервале 1485-1651 м. Свита сложена доломитами. В верхней части встречаются маломощные прослои глинистых доломитов, мергелей доломитистых и гипс-ангидритов. Мощность булайской свиты 166 м. Отложения ангарской свиты (Cm₁аn) вскрыты опорной скважиной в интервале (ориентировочно) 385-1485 м. Свита сложена доломитами и доломитами известковистыми, гипсами и гипс-ангидритами, а также засолоненными разностями указанных пород и каменной солью.

Карбонатно-сульфатные породы битуминозные, местами (1004-1015 м) по трещинам наблюдаются примазки полужидкого битума и выпоты нефти.

Весьма характерным для вскрытого скважиной разреза ангарской свиты является трещиноватость и перемятость пород, наличие карбонатных брекчий. Углы наслоений пород резко меняются (от 15 до 75°), нередко породы поставлены «на голову». Отмечается большое количество зеркал скольжения. Мощность ангарской свиты 1100 м.

Литвинцевская свита (Cm₂lt) вскрыта опорной скважиной в интервале 117-385 м.

Свита представлена доломитизированными известняками, известняками, доломитами. В породах литвиицевской свиты в районах Турукской, Каймоновской и Литвинцевской антиклиналей была найдена фауна Рrodsaphicus sibiricus N. Тсhern., Pr. ctarus N. Tchern., Nomanoia nomanensis Lerm., Bathynotus nomanensis Lerm., Kutorgine lenaica Lerm., Liostracus allechjunensis Lerm. Приведенный комплекс фауны указывает на переходный возраст вмещающих пород от верхов нижнего к низам среднего кембрия. Мощность литвинцевской свиты 268 м.

Отложения верхоленской свиты (Сm₃vl) в пределах площади работ обнажены на двух участках. Один из них наблюдается по левому и правому берегам р. Лены у с. Марково, в центральной части района. Другой участок располагается в южной части района по правому берегу р. Лены от д. Конец Луга до д. Касаткино.

Опорной скважиной верхоленская свита вскрыта неполной мощностью в интервале 26-117 м. Свита сложена красноцветами, мергелями, аргиллитами и алевролитами с включениями гипса, иногда встречаются прослои красноцветных глинистых песчаников, глинистых известняков.

По данным бурения и съемочных работ полная мощность верхоленской свиты в пределах площади составляет 250 м.

Отложения ордовика глубокой скважиной не вскрыты. Однако детальное представление о стратиграфии этого района получено к настоящему времени в результате структурно-поисковых работ треста Востсибнефтегеология. В строении месторождения принимают участие усть-кутская свита нижнего ордовика, криволуцкая и чертовская свита среднего ордовика. Усть-кутская свита представлена тремя подсвитами. Нижняя подсвита состоит из песчаников в переслаивании, особенно в верхней части, с водорослевыми известняками и доломитами. Редкими прослоями отмечаются яркозеленые аргиллиты. В нижней части подсвиты наблюдаются налеты медной зелени. Мощность подсвиты 60-70 м. Средняя и верхняя подсвиты представлены переслаиванием песчаников и известняков, в нижней части с прослоями зеленых и красных аргиллитов. Редки прослои водорослевых и оолитовых известняков. Общая мощность 42 м. Криволуцкая свита среднего ордовика сложена аргиллитами и глинистыми алевролитами. В верхней части свиты отмечаются песчаники. Мощность 48 м.

Чертовская свита представлена аргиллитами. Видимая мощность 15-20 м.

В.С. Галимовой определена фауна из керна нижнекембрийских пород скв. 1-о. Все определенные формы трилобитов, несомненно, указывают на отнесение вмещающих отложений к ленскому ярусу нижнего кембрия.

Тектоническое строение Марковской антиклинали по нижним горизонтам еще не выяснено. Существенную ясность в строении внесет глубокое бурение и проводимые сейсмические работы. Однако уже сейчас можно предположить о ее сложном глубинном тектоническом строении, что подтверждается углом падения пород, равным 75-90°, замеренным по керну скважин.

Закартированная К.Г. Гинзбург (1952 г.) Марковская антиклиналь на поверхности сложена породами верхнего кембрия и ордовика. Структура прослеживается в длину более 25 км, которая продолжается в северо-восточном направлении, и пока окончательно не закартирована. Сводовая часть структуры проходит по изогипсе 500 м, и ширина ее равна от 2,5 до 6 км. Простирание оси складки непостоянное от северо-восточного 20° до северо-северо-восточного 2°. Наблюдается слабая асимметрия - западное крыло круче восточного. Дизъюнктивных нарушений на структуре не отмечено. Марковское поднятие осложнено пятью второстепенными антиклинальными складками, расположенными на продолжении одной общей оси. Амплитуды пяти складок даже по замкнутой изогипсе 500 м значительны (с юга): 193, 93, 100, 150, 170 м.

Из опорной скв. 1-о, заложенной в присводовой части Марковской антиклинали, с глубины 2162-2164 м получен продолжительный газоводонефтяной выброс, перешедший в дальнейшем к открытому фонтанированию со свободным дебитом нефти около 1000 т/сутки и значительным газовым фактором. Коллектор представлен известково-песчано-глинистым пластом и может быть охарактеризован как порово-трещинный. Пластовое давление залежи равно не менее 216 ат.

По данным Востсибнефтегеология, вскрытая залежь нефти имеет следующую характеристику (см. таблицу).

Средний коэффициент продуктивности (количество нефти, добываемое в сутки при снижении забойного давления на 1 ат равен 19,9 т/сутки. Вычисленная по формуле Дюпюи проницаемость нефтеносного пласта составляет 1,5 дарси.

При анализе нефть Марковского месторождения дает 83% светлых фракций. Состав нефти (%): бензина 23-25, керосина 29-31, дизельного топлива 29-21, содержание серы 0,8, смолы акцизные 12. Нефть легкая (удельный вес 0,832), начало кипения +72° С, конец кипения +362° С, начало застывания 29° С.

Элементарный состав нефти (%): углерод 84,93, водород 13,98; азот 0,09.

Состав нефтяного газа (%): метана 57,02, этана 9,62, пропана 7,08; сумма бутанов 5,28; пентана 1,51; сероводорода 5,66; углекислый газ 1,08; азот и редкие 9,84. Полученные промышленные притоки нефти и газа на Марковском поднятии позволяют высоко оценить в нефтегазоносном отношении не только одну Марковскую антиклиналь, но также серию складок, аналогичных Марковской, расположенных на восточном склоне крупной Ангарской антеклизы и западном борту Усть-Кутско - Жигаловской впадины. Эти структуры наиболее перспективны на нефть и газ. Следует указать, что выявленная залежь Марковского месторождения будет не единственной. Анализируя литологический состав пород скв. 1-о, условно относимых к ангарской свите, а также нефтепроявления, отмеченные по разрезу свиты, удается установить определенную зону (интервал 1000-1020 м) повышенных содержаний битумов (0,02-0,3%), приуроченность к этой зоне полужидкого битума по трещинам. Открытая пористость пород равна 0,5-0,8%. Интересно отметить также определенное сходство пород этой зоны (известковистые, глинистые доломиты) с породами, из которых получен промышленный приток газа на Бильчирской площади. Ранее мы указывали на актуальность выявления месторождений газа из ангарской свиты, т.е. месторождений, залегающих на глубинах, практически не превышающих 1000 м. Глубокая разведка Марковского месторождения нефти позволит решить вопрос перспектив этого обширного региона не только на нефть, но также и на газ.

ЛИТЕРАТУРА

1. Васильев В.Г., Каленов Е.Н., Карасев И.П., Кравченко Е.В., Мандельбаум М.М. Геологическое строение юга Сибирской платформы и нефтеносность кембрия. Гостоптехиздат, 1957.

2. Васильев В.Г., Гришин Г.Л., Карасев И.П. Пути практического решения проблемы нефтегазоносности Восточной Сибири. Гостоптехиздат, 1959.

3. Шатский Н. С. Проблемы нефтеносности Сибири. Нефт. хоз., № 9, 1932.

Трест Востсибнефтегеология

Таблица

Штуцер, мм	Дебит нефти, т	Давление в устье, ат	Забойное давление, ат	Депрессия, ат	Коэффициент продуктивности
75	1000	8	87,8	128,2	31,5
25	305	30	108,2	107,7	21,8
16	215	44	122,2	93,8	6,5

Рисунок Структурная карта Марковской площади (составила К.Г. Гинзбург, 1952 г.).

1 - изогипсы водорослевой пачки усть-кутской свиты; 2 - глубокая скважина.