Марковское и Среднеботуобинское газокон-денсатные месторождения расположены соответственно на южном и северо-восточном склонах Непско-Ботуобинской антеклизы. Последняя на данном этапе исследований считается основным объектом нефтегазопоисковых работ в Восточной Сибири. Марковское месторождение относится к Приленскому нефтегазоносному району (НГР) Иркутской области, а Среднеботуобинское - к Мирнинскому газоносному району (ГР) Якутии.

Продуктивным считается подсолевой терригенный комплекс (ПТК) стратиграфически приуроченный к нижнемотской подсвите венд-нижнекембрийского возраста. Промышленные притоки нефти и газа связаны главным образом с песчаными пластами, которые по местному детальному расчленению относятся соответственно к парфеновскому и ботуобинскому горизонтам.

Исследованиями последних лет доказана синхронность их стратиграфических уровней [1]. Авторы настоящей статьи полностью разделяют такое представление и считают, что эти горизонты не только стратиграфические аналоги, но и имеют весьма сходный характер латерального распространения и условий формирования песчаных тел (Поскольку парфеновский и ботуобинский горизонты - одновозрастные аналоги, в статье они именуются нередко как один парфеновско-ботуобинский.).

Что же касается их литолого-петрофизических особенностей, которые являются функцией последующих преобразований, то они подвержены существенным изменениям, в результате чего форма коллектора часто не совпадает с пространственным развитием песчаных тел. Это характерно для песчаного пласта как Марковского, так и Среднеботуобинcкого месторождения, только степень ее проявления для каждого из них различна.

Литологические особенности и коллекторские свойства парфеновского горизонта Приленского НГР детально изучены [2, 4]. Поэтому в настоящей работе приведены новые материалы о распределении песчаных пластов, степени измененности их вторичными процессами и отличия в характере размещения пород-коллекторов на указанных месторождениях.

Парфеновский и ботуобинский продуктивные горизонты, как показано на рис. 1 , расчленяются в типичных разрезах на два пласта: доломитовый и песчаниковый. В Приленском НГР, и в частности на Марковской площади, кровля и подошва горизонта четко выделяются по данным промысловой геофизики (ГК, НГК, КС) на фоне вмещающих пород, литологически представленных аргиллитами. В Мирнинском же ГР кровля горизонтов отбивается значительно труднее из-за литолого-фациального замещения алеврито-аргиллитовых пород карбонатными в разрезе вышележащего верхнетирского горизонта, Подошва фиксируется четко, как и на южной моноклинали антеклизы. В целом конфигурация кривых для всего горизонта и подстилающей части настолько схожа с марковскими, что выявление его в разрезах Среднеботуобинской площади не вызывает затруднений.

Песчаные пласты исследуемого объекта, детально изученные на указанных месторождениях, простираются в виде полос, ориентированных в различных направлениях (см. рис. 1 ). Это обусловлено литологическими и фациальными замещениями песчаных разностей карбонатными и сульфатно-карбонатными.

Наиболее интересен для нефтегазопоисковых работ в Приленском НГР песчаниковый пласт, прослеженный от Верхнетирской площади на западе до Криволукской на востоке. К нему приурочены Марковское и Потаповское газоконденсатные месторождения (см. рис. 1 , а). В палеоплане он значительно удален от береговой линии парфеновского палеобассейна. Условия формирования его связаны с палеотечениями [2].

В скважинах Марковского месторождения изменения мощностей доломитового и песчаного пластов взаимозависимы. При увеличении мощности доломитов уменьшается мощность песчаников и наоборот. Мощность песчаного пласта изменяется от 0 до 20 м, доломитового - от 3,6 до 28 м, т.е. наблюдается полное замещение песчаников доломитами.

Аналогичная ситуация отмечается на Среднеботуобинском месторождении Мирнинского ГР. Здесь также зафиксировано полосовидное распространение песчаного пласта ботуобинского горизонта. Изменения мощностей доломитового и песчаного пластов взаимосвязаны. К положительным факторам относится увеличение мощностей песчаников до 22-27 м. В центральной части полосы на Среднеботуобинском месторождении относительная песчанистость горизонта достигает 75-80 % (см. рис. 1 , б).

Известно, что наряду с литологическими признаками эпигенетические преобразования, изменения вещественного состава, количественная и качественная характеристики цементирующего материала псаммитовых пород в значительной степени определяют характер распространения пород-коллекторов и опосредованно влияют на формирование литологических ловушек. Поэтому авторами было проведено изучение петрографического состава и вторичных процессов исследуемых объектов, описание которых приводится ниже.

Микроскопический анализ песчаников парфеновско-ботуобинского горизонта Марковского и Среднеботуобинского месторождений показал, что интенсивность проявления эпигенетических процессов в них различна ( рис. 2 ).

По минеральному составу песчаники здесь кварцевые, изредка полевошпатово-кварцевые (среднеботуобинские образцы). Обломочный материал на 90-99 % состоит из зерен кварца, полевые шпаты присутствуют в количестве 1-2%, редко до 10%, обломки пород не превышают 1-2%.

Цемент разнообразный: глинистый, кварцевый, карбонатный и ангидритовый. Во многих разрезах, вскрытых скважинами на Марковской и Касаткинской площадях, в песчаниках отмечается галитовый цемент. Для большинства исследованных образцов характерно сочетание нескольких разновидностей цемента. Однако количественные их соотношения изменчивы, обычно доминирует глинистый или кварцевый.

Глинистый цемент представлен гидрослюдами и хлоритом, иногда в небольшом количестве содержится каолинит. Глинистое вещество тонкой пленкой окаймляет зерна кварца и полевых шпатов, реже находится внутри пор. Причем последние заполняются часто не до конца, что особенно характерно для песчаников Среднеботуобинского месторождения. Количество глинистого цемента обычно не превышает 8%, иногда достигает 10-15 %. В Среднеботуобинском песчаном пласте он присутствует в минимальном количестве (2-4%).

Карбонатный цемент в исследуемых породах Марковского месторождения представлен анкеритом и доломитом, на Среднеботуобинской площади - кальцитом. Как правило, распределен он неравномерно, пятнами. Его содержание изменяется от 2-3 до 5-7 %, иногда увеличиваясь до 10-15 %. Структура цемента в большинстве случаев пойкилитовая. Карбонатный цемент интенсивно корродирует терригенные зерна и регенерационных каемки. Иногда он замещает полевые шпаты.

Ангидритовый цемент распространен очень ограниченно. На его долю приходится не более 10%. Как и карбонатный он распределен неравномерно, имеет пойкилитовую структуру.

В изученных песчаниках довольно широко развита регенерация, которой охвачены зерна не только кварца, но и полевого шпата. Причем регенерационные каемки вокруг последних шире (0,08-0,12 мм).

В песчаниках парфеновско-ботуобинского горизонта регенерационный кварцевый цемент развит неравномерно. Наиболее глубоко изменены породы Приленского района. В них регенерация кварцевых зерен распространена широко. Ею охвачено 70- 100 % обломочных зерен. Содержание вторичного регенерационного кварца колеблется от 3 до 15, реже 25-35 %. Ширина регенерационных каемок изменяется от 0,008 до 0,06, причем преобладает 0,024- 0,04 мм. Нередко они имеют зональную структуру, обусловленную прерывистым характером роста (см. рис. 2 , а).

В отличие от пород Приленского района в песчаниках Среднеботуобинской площади явление регенерации кварцевых зерен развито слабее. Содержание вторичного кварца уменьшается почти в 3 раза, понижаясь до 1-4%, редко достигая 6%. При этом количество зерен, охваченных регенерацией, не превышает 60%, чаще 20-40%. Ширина регенерационных каемок варьирует в пределах 0,008-0,48 мм при преобладании 0,008-0,016 мм. Как правило, регенерация неполная, частичная (см. рис. 2, б).

Как показали микроскопические исследования, наряду с процессами регенерации в песчаниках парфеновского горизонта Приленского района гораздо шире распространены явления конформного растворения и пластической деформации зерен. Здесь чаще отмечаются сутурные (микростилолитовые) соотношения зерен, совершенно отсутствующие в песчаниках Среднеботуобинского месторождения. Иногда вследствие конформного растворения и частичной регенерации кварца в песчаниках Марковской площади отмечаются кварцитовидные структуры (скв. 47).

Процессы регенерации, механического приспособления, пластической деформации и растворения под давлением, широко распространенные в породах Приленского района, привели к значительному развитию вторичных неполных прямолинейных и выпукло-вогнутых контактов. В отличие от них в песчаниках Среднеботуобинской площади значительно развиты первичные неполные контакты.

Наиболее резко отличия интенсивности эпигенеза выделяются при сравнении эпигенетических коэффициентов. Число контактов на зерно меньше в песчаниках Среднеботуобинской площади (А=3-4,5), чем в песчаниках Приленского района (А=3,3-6). Процессы регенерации и растворения под давлением в Приленском районе способствуют уплотнению породы (Ку= 0,8-1,6) и повышению интенсивности эпигенеза (I=10-14). На Среднеботуобинском месторождении в песчаниках исследуемого объекта Ку=0,15-0,7, I=4-10, чаще 4-7 (см. рис. 2 ).

Приведенная сравнительная характеристика эпигенетических процессов в синхронных по времени разрезах, вскрываемых в различных районах Непско-Ботуобинской антеклизы, показала, что на Среднеботуобинском месторождении интенсивность эпигенеза и уплотнение песчаников более чем в 2 раза меньше, чем на Марковском. Естественно, что такие резкие отличия в проявлении вторичных процессов соответствующим образом отразились на характере изменения поровых пространств, а следовательно, и на емкостно-фильтрационных свойствах исследуемых песчаников. Авторы настоящей статьи считают, что рассмотренные изменения, происходящие в пласте-коллекторе, в значительной степени обусловлены колебаниями глубин залегания парфеновско-ботуобинского горизонта. Так, если на Марковском месторождении продуктивный пласт вскрыт в интервале 2500- 2900 м, то на Среднеботуобинском 1870- 1950 м. Возрастание глубин и, следовательно, гравитационной нагрузки вышележащих толщ рассматривается в качестве одного из ведущих факторов эпигенетического преобразования, что подтверждается литологическими работами наших и зарубежных исследователей [3, 5, 6].

Накопленный к настоящему времени фактический материал позволил авторам построить карты коллекторов для песчаных пластов парфеновского и ботуобинского продуктивных горизонтов, вскрытых глубокими скважинами в различных частях антеклизы ( рис. 3 ). Анализ этих карт дает возможность судить о степени изменения физических параметров (m₀ и Кпр) и соотношении зон улучшенных и ухудшенных коллекторов внутри одного продуктивного горизонта. Все это служит основой для целенаправленного выявления территорий, более оптимальных в нефтегазоносном отношении.

На рис. 3 , а видно, что в песчаном пласте Марковского месторождения развиты преимущественно породы, обладающие низкими емкостно-фильтрационными свойствами. Основное распространение имеют породы-коллектору V класса с открытой пористостью 4-8 % и проницаемостью менее 0,01 мкм². Участки повышенных значений m₀ и Кпр (IV а и III классы) отмечаются в виде небольших линз и пятен на фоне коллекторов V класса. Открытая пористость в них соответственно повышается до 8-10 и 10-16%, проницаемость - до 0,01-0,05 и 0,1-0,5 мкм² (Значения m₀ и Кпр средневзвешенные, рассчитанные на полную мощность пласта.).

Совершенно иная ситуация наблюдается на Среднеботуобинском месторождении (см. рис. 3 , б). Здесь резко улучшаются коллекторские свойства изучаемого объекта. На большей части территории развиты коллекторы III класса с открытой пористостью 11-16% и проницаемостью 0,15- 0,2 и 0,3-0,5 мкм ². Породы-коллекторы высоких классов (I и II) с m_о = 14-19 % и Кпр = 0,77-1,1 мкм² распространены полосами, разделенными коллекторами III класса.

Таким образом, сравнительный анализ характера распространения песчаных тел и литолого-петрофизических особенностей песчаных пластов парфеновско-ботуобинского горизонта на примерах Марковского и Среднеботуобинского месторождений позволяет сделать следующие выводы.

1. На южной моноклинали (Приленский НГР) и в северо-восточной части (Мирнинский ГР) Непско-Ботуобинской антеклизы в одно и то же время формировались песчаные тела, имеющие весьма сходное полосовидное распространение. Предполагается, что накапливались эти песчаные тела на значительном удалении от береговой линии палеобассейна [2, 4].
2. Несмотря на аналогичные условия формирования песчаных тел и сходный характер их распространения, литолого-петрофизические особенности, форма развития коллектора и физические параметры песчаных пластов парфеновско-ботуобинского горизонта на рассмотренных участках антеклизы существенно различаются. Песчаный пласт, вскрываемый в Приленском НГР на глубинах 2500-2950 м, подвержен глубоким эпигенетическим преобразованиям и имеет низкие коллекторские свойства. Синхронный по времени отложения песчаный пласт, вскрываемый в Мирнинском ГР на глубинах 1850-1950 м, слабо изменен вторичными процессами; он имеет высокие емкостно-фильтрационные параметры. Поскольку песчаный пласт на Среднеботуобинском месторождении обладает оптимальными литолого-петрофизическими показателями, изучение и выявление пространственного положения таких пластов в северо-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы должно быть первоочередной задачей нефтегазопоисковых работ.
3. Для реализации этого предложения рекомендуем пробурить ряд параметрических и поисковых скважин, расположенных по профилям, ориентированным в северо-западном и юго-западном направлениях от Среднеботуобинского месторождения, так как к сводовым частям антеклизы предполагается залегание горизонта на повышенных гипсометрических отметках.
4. Наряду с этим необходимо возобновить разбуривание и дальнейшее изучение песчаной полосы Приленского района (западнее и северо-западнее Верхнетирской, восточнее и юго-восточнее Криволукской площадей), так как есть полное основание полагать, что литологические барьеры пород-неколлекторов будут перемежаться с зонами улучшенных коллекторских свойств. Это позволит в итоге выявить новые закономерности в строении ловушек нефти и газа в полосовидных зонах песчаных фаций исследуемого объекта.

1. Акульчева З.А., Файзулина З.И. О сопоставлении нижнепалеозойских отложений Приленского и Ботуобинского районов Непского свода. - Геол. и геофиз., 1976, № 7, с. 10-17.
2. Железнова А.П., Сидоренко А.С. Палеогеографические реконструкции при поисках литологических залежей нефти и газа на северо-востоке Иркутского амфитеатра. - Нефтегаз. геол. и геофиз., 1977, № 1, с. 13-14.
3. Копелиович А.В. Эпигенез древних толщ юго-запада Русской платформы. М., Наука, 1965.
4. Литолого-фациальная характеристика парфеновского горизонта Приленского района /А.П. Железнова, Л.К. Овченков, Б.Л. Рыбьяков, Б.А. Фукс. - Геол. и геофиз., 1968, № 5, с. 23-29.
5. Перозио Г.Н. Катагенез и глубинный эпигенез в гранулярных коллекторах нефти Усть-Балыкского месторождения. - В кн.: Постседиментационные преобразования осадочных пород Сибири. М., 1967, с. 70-98.
6. Перозио Г.Н. О коэффициенте уплотнения песчано-алевритовых пород. - Нефтегаз. геол. и геофиз., 1972, № 13, с. 19-21

Рис. 1. Характер распространения песчаных пластов в парфеновском горизонте Марковского (а) и в ботуобинском горизонте Среднеботуобинского (б) месторождений.

1 - номер скважины; пласты: 2 - доломитовый, 3 - песчаный; характер насыщения пластов: 4 - “сухой”, 5 - пластовая вода, 6 - газ, 7 - нефть с пластовой водой, 8 - скважины, вскрывшие парфеновский и ботуобинский горизонты; зоны относительной песчанистости, %: 9 - >60, 10 - 30-60, 11 - 10-30, 12 - <10; границы: 13 - зон песчанистости, 14 - песчаных пластов; 15 - контуры залежей; залежи: I - Марковская, II -Потаповская; III - Среднеботуобинская

Рис. 2. Сравнительная характеристика распределения цементирующего вещества и эпигенетических преобразований в песчаных пластах скв. 9, 16, 32, 40, 47 Марковского (а) и в скв. 9, 15, 23, 25, 32 Среднеботуобинского (б) месторождений.

1 - песчаники; типы контактов: 2 - точечные первичные, 3 - точечные вторичные, 4 - первичные полные, 5 - вторичные полные, 6 - первичные неполные, 7 - вторичные неполные, 8 - выпукло-вогнутые

Рис. 3. Распространение пород-коллекторов на Марковском (а) и Среднеботуобинском (б) месторождениях в песчаном пласте парфеновско-ботуобинского горизонта.

1 - контуры распространения зон пород-коллекторов различных классов; 2 - зона отсутствия пласта-коллектора; классы коллекторов по проницаемости, мкм²: 3 - I (K_пр>1), 4 - II (Кпр =0,5-1), 5 - III (Кпр=0,l-0,5), 6 -IV (Кпр=0,05-0,l), 7 - IVa (Кпр=0,01-0.05). 8-V (Кпр<0,01); 9 - скважины