|
© Г.Г. Шемин, 2004 |
ЕРЁМИНСКО-ЧОНСКАЯ НЕФТЯНАЯ ЗАЛЕЖЬ НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ - ВОЗМОЖНЫЙ ОБЪЕКТ ПО ПОДГОТОВКЕ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
Г.Г. Шемин (ИГНГ СО РАН)
Формирование и развитие нефтегазового комплекса Восточной Сибири, реализация перспективных экспертных проектов выхода России на азиатско-тихоокеанский энергетический рынок являются одной из важнейших составных частей Энергетической стратегии России на период до 2020 г. Правительство Российской Федерации обратило особое внимание на важность обеспечения необходимого прироста запасов нефти и газа в этом регионе. К наиболее изученному геолого-геофизическими работами и перспективному на подготовку запасов УВ-сырья району в Восточной Сибири относится Непско-Ботуобинская антеклиза, где уже в настоящее время открыто 25 месторождений нефти и газа, в том числе одно (Чаяндинское) уникальное по запасам УВ и ряд крупных [3]. Нет сомнения, что на территории антеклизы будут выявлены еще многие месторождения нефти и газа, в том числе уникальные и крупные по запасам УВ. Об этом свидетельствует выполненная на 01.01.2000 г. количественная оценка перспектив нефтегазоносности Сибирской платформы, согласно которой суммарные начальные извлекаемые ресурсы УВ в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы прогнозируются в объеме 10 млрд т условных УВ, из них нефти - 3,1 млрд т. В качестве подтверждения этого вывода приведем обоснование по комплексу геологических, тектонических, литолого-фациальных, геохимических и гидрогеологических критериев Ерёминско-Чонской гигантской нефтяной залежи (ГНЗ) в Преображенском карбонатном горизонте венда отмеченной структуры.
Ерёминско-Чонская ГНЗ расположена в центральной части Непско-Ботуобинской антеклизы. Ее площадь составляет 21,6 тыс. км2, а извлекаемые ресурсы нефти оцениваются автором статьи в 1,5 млрд т (рис. 1). Территория распространения залежи в целом - достаточно изученный район, в пределах которого пробурены 144 глубокие скважины и проведен значительный объем сейсморазведочных работ. Однако они выполнены в основном в южной части, в пределах Верхнечонского и Вакунайского месторождений, а также Могдинской и Преображенской площадей. Остальная, существенно большая, часть нефтяной залежи изучена крайне слабо. Следует также отметить, что основной объем проведенных в ее пределах нефтепоисковых работ был направлен на поиск и разведку залежей нефти и газа в терригенных образованиях венда. Вышезалегающие карбонатные отложения венда и кембрия, в том числе и Преображенского горизонта, исследовались попутно, что обусловило низкую степень их изученности.
Пластом-коллектором прогнозируемой нефтяной залежи служит повсеместно распространенный Преображенский горизонт, залегающий в основании венд-нижнекембрийского подсолевого карбонатного комплекса, в подошве катангской свиты. Толщина горизонта варьирует от 15 до 24 м. Его подстилают терригенно-сульфатно-карбонатные отложения тирской свиты, а перекрывают глинистые и ангидритистые доломиты, мергели средней и верхней частей катангской свиты. Эти стратиграфические подразделения по своим экранирующим характеристикам являются флюидоупорами.
Тектонические условия формирования нефтяной залежи
Тектонические условия формирования Ерёминско-Чонской ГНЗ представляются следующими (Шемин Г.Г., 1982). Она охватывает центральную приподнятую часть Непско-Ботуобинской антеклизы, западную часть Непского свода и прилегающую к нему территорию северо-западного склона антеклизы, выраженную в виде полукруглой моноклинали с наклоном пород к северу, северо-западу и юго-востоку от наиболее приподнятого Верхнечонского структурного мыса (см. рис. 1).
Рассматриваемая нефтяная залежь осложнена рядом региональных разломов: Нижнетунгусским, Ангаро-Вилюйским, Ербогачено-Чуйским и разрывными нарушениями более низкого порядка [3]. Региональные дизъюнктивы проявляются в строении фундамента и базальной части осадочного чехла. Еще одна группа дислокаций включает разрывные нарушения, которые характеризуются значительно меньшими размерами и широким распространением в отложениях осадочного чехла.
Выполненные автором данной статьи детальные палеотектонические реконструкции свидетельствуют о том, что на протяжении позднего докембрия и фанерозоя территория Непско-Ботуобинской антеклизы испытала четыре этапа тектонического развития: венд-силурийский, девонский, позднепалеозой-триасовый и юра-кайнозойский (Шемин Г.Г., 1982; [3]). На протяжении этих периодов территория Ерёминско-Чонской ГНЗ была наиболее приподнятой частью Непско-Ботуобинской антеклизы, да и всей территории южной половины Лено-Тунгусской НГП, куда в течение всего фанерозоя практически непрерывно могли поступать УВ, т.е. этот участок характеризуется весьма благоприятными тектоническими условиями для формирования выделенной залежи УВ (рис. 2).
Литологическое строение и седиментационная модель Преображенского горизонта
Литологическое строение Преображенского горизонта, условия формирования и характер проявления вторичных процессов полно и всесторонне освещены в работах Т.И. Гуровой, Л.С. Черновой и др. [4]. Приведенная литологическая характеристика Преображенского горизонта базируется в основном на результатах этих исследователей.
Для Преображенского горизонта типичны различные литологические, структурно-тектонические и генетические особенности строения и постседиментационные изменения. Каждая из отмеченных характеристик в той или иной степени повлияла на фильтрационно-емкостные свойства пород. Доминирующим типом пород в горизонте являются доломиты.
Литолого-палеонтологические исследования доломитов Преображенского горизонта позволили выделить среди них 3 основных генетических типа: хемогенный, органогенный (микро- фитолитовый) и органогенно-обломочный.
Хемогенный тип повсеместно распространен и представлен зернистыми хемогенными доломитами, на долю которых приходится в среднем 10-40 % толщины горизонта. В этом типе отмечается постоянная примесь глинистого материала и ангидрита. Микрофитолитовый тип доломитов также распространен повсеместно и по процентному соотношению в разрезе (50-70, редко 70-90 %) преобладает над хемогенными. Для этого типа доломитов характерно незначительное содержание глинистого материала и ангидрита (до 2 %). Органогенно-обломочный генетический тип представлен продуктами разрушения хемогенных и органогенных доломитов.
Данные генетические типы доломитов Преображенского горизонта достаточно четко выделяются по материалам геофизических исследований скважин (ГИС) (рис. 3). Органогенные (микрофитолитовые) доломиты, в которых в основном развиты коллекторы, характеризуются аномально пониженными и пониженными значениями естественной радиоактивности (от 3,6*10-14 до 24,5*10-14 А/кг при среднем значении 18,4*10-14 А/кг). Хемогенные же доломиты, обычно не содержащие промышленных коллекторов, имеют повышенные и высокие показатели естественной радиоактивности (от 21,6*10-14 до 43,2*10-14 А/кг при среднем значении 31,6*10-14 А/кг). Эти показатели гамма-каротажа позволяют практически однозначно выделять в разрезах основные генетические типы пород горизонта. Что касается органогенно-обломочных доломитов, составляющих незначительную часть разреза, то значения их естественной радиоактивности ближе к показателям микрофитолитовых доломитов. Полученные зависимости позволили выделить генетические типы пород Преображенского горизонта в разрезах всех пробуренных скважин на территории Непско-Ботуобинской антеклизы и тем самым существенно уточнить выполненные ранее палеогеографические реконструкции (рис. 4).
По соотношению в разрезах отмеченных генетических типов доломитов, степени их глинистости и сульфатности они подразделяются на 4 типа. Первый (биогенный) сформировался в наиболее насыщенном органическими остатками участке (банке) внутришельфовой отмели и распространен весьма ограниченно. Второй (в основном биогенные породы) также сложен преимущественно микрофитолитовыми доломитами и имеет генезис внутришельфовой отмели. Он распространен существенно шире, чем первый, в пределах почти всей Ерёминско-Чонской ГНЗ. Третий тип (хемогенно-биогенный) образовался в мелководных условиях, которые в преображенское время существовали в центральной и северо-восточной частях Непско-Ботуобинской антеклизы. Четвертый хемогенный тип разреза Преображенского горизонта сформировался в условиях приливно-отливной равнины, господствовавшей в юго-западной части. Первый и второй типы разрезов в совокупности представляют собой единый органогенный массив, охватывающий обширный участок центральной части Непско-Ботуобинской антеклизы.
Приведенное распространение типов разрезов по площади очень важно, поскольку каждый из них по-своему определил емкостную модель Преображенского горизонта. Породы-коллекторы этого объекта в основном связаны с первым и вторым типами разрезов, т.е. с выделенным органогенным массивом, в контурах которого прогнозируется Ерёминско-Чонская ГНЗ.
Породы Преображенского горизонта неравномерно изменены постседиментационными процессами. Среди них развиты как положительно влияющие на фильтрационно-емкостные свойства пород (перекристаллизация, выщелачивание и доломитизация), так и отрицательно (сульфатизация, засолонение и окремнение) [4].
Площадь с наиболее высокой степенью проявления положительных постседиментационных процессов охватывает центральную, северо-западную и юго-восточную части Ерёминско-Чонской ГНЗ. Для коллекторов здесь характерны высокая степень перекристаллизации и повышенный объем свободных пустот выщелачивания. Участок средней степени проявления положительных постседиментационных процессов кольцеобразно оконтуривает отмеченную территорию. Район минимальной степени их проявления прогнозируется за пределами залежи.
На территории Ерёминско-Чонской ГНЗ выделено 4 участка с различной степенью проявления постседиментационных процессов, отрицательно влияющих на качество пород-коллекторов. Первый из них с минимальной степенью их проявления прогнозируется в центральной и северной частях. Здесь породы горизонта слабо подверглись сульфатизации и окремнению. Участок средней степени проявления в породах постседиментационных процессов зафиксирован в южной части залежи, где в породах-коллекторах горизонта больше сульфатов. Участки повышенной и высокой степени проявления постседиментационных процессов, отрицательно влияющих на качество коллекторов, закартированы в ее юго-восточной части.
Условия седиментогенеза и специфичность постседиментационных изменений пород Преображенского горизонта способствовали формированию в них коллекторов мелкопорового, реже мелкопорово-трещинного и кавернозно-мелкопорового типов.
Приведенные материалы свидетельствуют о том, что на территории Ерёминско-Чонской ГНЗ имеются наиболее благоприятные условия для формирования органогенных доломитов Преображенского горизонта с наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами. Здесь наиболее интенсивно развиты вторичные процессы, положительно влияющие на качество пород-коллекторов, и слабо проявились процессы, оказывающие негативное влияние на коллекторские свойства пород.
Емкостная и экранирующая модели резервуара
Емкостная модель Преображенского горизонта Ерёминско-Чонской ГНЗ базируется на приведенной седиментационной модели, характере проявления вторичных процессов, материалах ГИС, аналитических данных и результатах испытания скважин. В качестве показателей оценки качества пород-коллекторов использовались их эффективные толщины, пористость и проницаемость.
В пределах Ерёминско-Чонской ГНЗ нефтенасыщенные породы-коллекторы Преображенского горизонта толщиной от 5 до 18 м распространены почти повсеместно. Повышенные значения толщины (10-18 м) предполагаются на большей части прогнозируемой залежи, в центральной, северной и юго-западной частях (рис. 5).
Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов горизонта изменяются в следующих пределах: пористость - от 7 до 18 %, проницаемость - от 0,25*10-3 до 97,6*10-3 мкм2, в среднем от 9 до 11 % и от 0,25*10-3 до 1,5*10-3 мкм2 соответственно. Наиболее высокие значения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов прогнозируются в центральной, северной и юго-западной частях залежи. Следует отметить выдержанность по площади толщин коллекторов и их фильтрационно-емкостных свойств.
Оценка качества тирского и катангского флюидоупоров, ограничивающих сверху и снизу Преображенский горизонт, осуществлялась на базе анализа их вещественного и минерального составов, а также характера распределения толщин. Тирский региональный экран, подстилающий Преображенский горизонт, в пределах рассматриваемой залежи практически отсутствует, тем самым создавая благоприятные условия для подтока УВ в Преображенский горизонт из подстилающих терригенных резервуаров (рис. 6). Катангский экран повсеместно развит в пределах нефтяной залежи и обладает достаточно надежными экранирующими свойствами для сохранения жидких УВ в залежи.
Условия формирования и сохранения нефтяной залежи
Условия формирования и сохранения залежей УВ в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы были достаточно благоприятными [2, 3]. Основными очагами нефтеобразования являлись смежные с Непско-Ботуобинской антеклизой территории преимущественно отрицательных структур. Наибольшим генерационным потенциалом обладали рифейские отложения, значительно меньшим - вендские терригенные и карбонатные образования [2, 3].
Миграция УВ из зон нефтегазообразования в пределы Непско-Ботуобинской антеклизы в основном контролировалась степенью катагенетической преобразованности ОВ нефтематеринских пород, палеоструктурными планами и качеством флюидоупоров. Анализ этих показателей позволяет выделить 4 основных этапа формирования залежей УВ на Непско-Ботуобинской антеклизе и в пределах Ерёминско-Чонской ГНЗ: венд- раннепалеозойский, девонский, позднепалеозой-триасовый и новейший [2, 3].
Преображенский резервуар был сформирован в венде. В это время в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы генерация УВ в нефтематеринских толщах в сколько-нибудь значительных масштабах еще не началась. Однако осадочные толщи рифея и венда, выполнявшие смежный Байкало-Патомский прогиб, выступали в качестве мощного, внешнего по отношению к антеклизе, очага нефтеобразования. В кембрии и ордовике в палеозойский цикл тектогенеза погружение рифейских толщ и генерация УВ продолжались. В середине периода в главную зону нефтеобразования попадали вендские терригенные отложения Присаяно-Енисейской синеклизы, Ангаро-Ленской ступени, Предпатомского регионального прогиба и смежного с ним склона Непско-Ботуобинской антеклизы. Они генерировали огромные массы УВ, часть из которых мигрировала в наиболее приподнятые участки антеклизы, в пределы Ерёминско-Чонской ГНЗ. Вполне вероятно, что на этом этапе могли сформироваться нефтяные залежи в Преображенском горизонте.
В девонский период началось погружение северо-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы, обусловленное формированием к северо-востоку от структуры Ыгыаттинской и Кемпендяйской впадин, которые в то время выступали в качестве основного очага нефтегазообразования. В течение этого этапа продолжалось заполнение ловушек УВ, в том числе и в Ерёминско-Чонской ловушке.
Третий этап скопления УВ на территории Непско-Ботуобинской антеклизы отмечался в позднем палеозое - триасе и был связан с формированием Тунгусской синеклизы. На этом этапе поток УВ шёл в основном на северо-западный склон антеклизы.
Последний этап формирования залежей - новейший - характеризуется общим подъемом территории Непско-Ботуобинской антеклизы (Шемин Г.Г., 1982). Различные градиенты подъема территории антеклизы привели к переформированию существовавших залежей УВ, а активизация разрывной тектоники - к их межрезервуарной миграции. Воздымание региона вызвало уменьшение термодинамических показателей и выделение в свободную фазу водорастворенных и растворенных в нефти газов. За счет потери газов и низкокипящих фракций увеличилась плотность нефтей в залежах. В этот этап были сформированы современные контуры Ерёминско-Чонской ГНЗ.
Условия сохранения залежей УВ в подсолевом венд-нижнекембрийском карбонатном комплексе, в том числе в Преображенском горизонте, были также благоприятными [1]. Для него характерны нормальные температуры. Пластовые воды представлены весьма крепкими, предельно насыщенными рассолами. В их солевом составе преобладают хлориды кальция и магния. Водообмен весьма затруднен и близок к застойному. Газонасыщенность пластовых вод изменяется в широких пределах; в целом они недонасыщены газовыми компонентами, по составу являющимися УВ-газами.
Таким образом, сочетание весьма благоприятных тектонических, литолого-фациальных, геохимических и гидрогеологических критериев предопределило формирование в Преображенском горизонте Непско-Ботуобинской антеклизы Ерёминско-Чонской ГНЗ. Этот вывод подтверждают результаты нефтепоисковых работ, выполненных на ее территории.
Результаты нефтепоисковых работ
В Преображенском горизонте Ерёминско-Чонской ГНЗ нефтепоисковыми работами доказана крупная по запасам Верхнечонская газоконденсатно-нефтяная залежь. Залежи УВ выявлены на Вакунайской, Преображенской и Могдинской площадях. Нефтегазоносность установлена на двух площадях (Западно-Игнялинская, Давачинская), водоносность - на одной (Ербогаченская). На остальных малоизученных площадях, где пробурено по одной скважине (Ждановская, Буриндинская, Большечайкинская), вскрыты нефтенасыщенные породы-коллекторы. Результаты работ могли быть более значимы, если бы опробование Преображенского горизонта проводилось с применением соляно-кислотной обработки, поскольку только этим способом можно выявить истинные перспективы нефтегазоносности Преображенского горизонта (рис. 7). Приведем краткую характеристику изученных участков прогнозируемой залежи.
Верхнечонский участок расположен на юго-востоке залежи. По кровле Преображенского горизонта здесь фиксируется обширный структурный мыс, осложненный рядом разрывных нарушений, разделяющих структуру на несколько блоков (рис. 8). В этой части залежи коллекторы Преображенского горизонта распространены почти повсеместно, изменяясь в толщине от нескольких метров до 18 м, обычно от 8 до 12 м. Их открытая пористость варьирует от 7 до 18 %, проницаемость - от 0,25*10-3 до 97,0*10-3 мкм2. Зона наиболее высоких показателей толщин коллекторов и их фильтрационно-емкостных свойств охватывает северную и центральную части залежи. Следует отметить выдержанность толщин коллекторов, а также их пористости и проницаемости по площади. Средние значения этих параметров соответственно равны 10,4 м, 9,2 %, 1,2*10-3 мкм2.
Результаты испытания горизонта следующие. В 17 скважинах объект не опробован, хотя в 15 из них обнаружены нефтенасыщенные породы-коллекторы. В 72 скважинах горизонт опробован испытателем пластов, из них только в 7 (10 %) выявлены нефтегазопроявления. Под прикрытием колонны горизонт опробован в 40 скважинах, из них в 3 он испытан без соляно-кислотной обработки, в 5 - с использованием соляно-кислотных ванн и в 34 - с применением соляно-кислотной обработки объемом от 4 до 80 м3 15%-й HCl. В первом случае получены небольшие притоки УВ в 2 скважинах, во втором - малодебитные притоки нефти оказались в 3 скважинах, и в третьем случае во всех скважинах (за исключением одной) дебит нефти составлял от 3-5 до 27 м3/сут (см. рис. 6).
Следовательно, из Преображенского горизонта притоки нефти и газа могут быть получены только при испытании под прикрытием колонны с применением соляно-кислотной обработки объемом не менее 4 м3 15%-й HCl. Установлено, что этот способ опробования обеспечивает получение притоков нефти и газа при следующих граничных значениях эффективных толщин коллекторов, их открытой пористости и проницаемости: 5,6 м, 7,4 % и 0,46*10-3 мкм2 соответственно.
Модель залежи участка представляется газоконденсатно-нефтяной, литологической с тектоническим экранированием, пластовой, блоковой.
Вакунайский участок находится в восточной части залежи, в 12 км северо-восточнее Верхнечонского месторождения. По кровле Преображенского горизонта в его пределах закартирована пологая, наклоненная в северном направлении моноклиналь. На юго-западе залежь ограничена грабенообразной структурой, на юге - выклиниванием пород-коллекторов. Северный и северо-западный контуры залежи не изучены.
В изученной части залежи толщины пород-коллекторов изменяются от 3 до 15 м, их открытая пористость колеблется от 7 до 14 %, а межзерновая проницаемость - от 0,25 *10-3 до 18,23*10-3 мкм2. Средние показатели толщин коллекторов, их открытой пористости и проницаемости не уступают по значениям подобным же параметрам Верхнечонского участка залежи. Они равны соответственно 10,9 м, 8,8 % и 1,53 10-3 мкм2.
Результаты испытания горизонта следующие. Одна скважина не опробована, остальные 15 скважин опробованы испытателем пластов и 2 из них испытаны под прикрытием колонны с применением соляно-кислотной обработки. Лишь в этих двух скважинах получены притоки нефти дебитом 4,2 и 1,5 м3/сут, в трех других скважинах - притоки газа.
В остальных скважинах притоков флюидов из горизонтов не получено, хотя зафиксированы нефтегазонасыщенные породы-коллекторы.
Модель залежи участка представляется газоконденсатно-нефтяной, литологически ограниченной, пластовой.
Преображенский участок расположен на юге залежи. По кровле Преображенского горизонта на площади закартирована пологонаклонная в западном направлении моноклиналь, осложненная малоамплитудным разрывным нарушением, которое разделяет ее на 2 блока - западный и восточный.
Толщины коллекторов горизонта в пределах залежи изменяются от нескольких метров до 13 м, их открытая пористость варьирует от 7,0 до 15,8 %, а проницаемость - от 0,25*10-3 до 58,53*10-3 мкм2. Средние показатели толщин коллекторов, их открытой пористости и проницаемости рассматриваемого участка и Верхнечонского месторождения примерно одинаковые: 9,8 м; 9,6 %; 1,29*10-3 мкм2 и 10,4 м; 9,2 %; 1,2*10-3 мкм2.
Результаты испытания горизонта следующие. Три скважины опробованы испытателем пластов, 2 - под прикрытием колонны и 4 - под прикрытием колонны с применением соляно-кислотной обработки. Следует отметить, что на этой площади впервые была применена соляно-кислотная обработка объекта, однако ожидаемого эффекта не получено, поскольку использовались недостаточные объемы реактива. Тем не менее, в результате выполненных работ в 2 скважинах получены притоки газа, в 3 - слабые притоки нефти и газа и в 4 - притоков не получено, хотя вскрыты нефтенасыщенные породы-коллекторы.
Могдинский участок приурочен к северо-восточному выклиниванию залежи. По кровле Преображенского горизонта на территории участка закартирована пологонаклонная в северо-западном направлении моноклиналь, осложненная малоамплитудным разрывным нарушением, которое разделяет ее на 2 блока: более обширный западный и значительно меньший по размеру восточный.
Толщины коллекторов горизонта в пределах участка залежи изменяются от 6 до 13 м. Максимальные их значения (11-13 м) выявлены на западном блоке, минимальные - на восточном. Открытая пористость коллекторов изменяется от 7,0 до 14,0 %, а проницаемость - от 0,25*10-3 до 16,1*10-3 мкм2.
Результаты опробования горизонта на площади следующие. Одна скважина не опробована, 4 опробованы испытателем пластов, а 2 из них испытаны под прикрытием колонны с применением соляно-кислотной обработки. Притоки нефти из горизонта получены, как и на других объектах, только в колонне с применением соляно-кислотной обработки. При этом способе опробования в скв. 2 получен приток нефти дебитом 21,5 м3/сут (западный блок площади с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами Преображенского горизонта), в скв. 248 - водонефтяная жидкость дебитом 11,3 м3/сут (восточный блок площади). В других скважинах, вскрывших также нефтенасыщенные породы-коллекторы Преображенского горизонта, притоки флюидов не получены.
Результаты нефтепоисковых работ на остальных 8 малоизученных площадях (Западно-Игнялинская, Верхнечонская, Ждановская, Буриндинская, Большечайкинская, Давачинская, Ербогаченская и Тымпучиканская) Ерёминско-Чонской ГНЗ примерно такие же, как и на описанных участках. В их пределах также вскрыты нефтегазонасыщенные породы-коллекторы Преображенского горизонта и при качественном испытании получены притоки УВ.
Заключение
Приведенные материалы позволили выделить в центральной части Непско-Ботуобинской антеклизы Ерёминско-Чонскую ГНЗ в Преображенском карбонатном горизонте венда. С востока, юга и запада она ограничена выклиниванием коллекторов, а в наиболее погруженной северной части - подошвенными водами. Эта залежь, имеющая блоковое строение, приурочена к весьма крупной литологической ловушке, генетически связанной с органогенным массивом, образованным в единых фациальных условиях (внутришельфовой отмели) и испытавшим сходные постседиментационные процессы (перекристаллизацию, выщелачивание и доломитизацию), сформировавшие преимущественно мелкопористый тип коллекторов. Эти условия предопределили распространение внутри залежи высокоемких коллекторов, выдержанность их толщин и фильтрационно-емкостных свойств по площади. Нефтенасыщенность пород-коллекторов залежи обусловлена двумя важными причинами. На протяжении всего позднего докембрия и фанерозоя ее территория соответствовала наиболее приподнятому участку Непско-Ботуобинской антеклизы, куда в разные периоды поступали УВ из смежных зон нефтегазообразования. В пределах залежи установлено отсутствие пород тирского регионального флюидоупора, что обусловило подток УВ в Преображенский горизонт из подстилающих терригенных резервуаров.
Невысокие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов Преображенского горизонта обусловили в целом пониженные и средние дебиты нефти в скважинах, от нескольких кубических метров до 28 м3/сут. Однако, как свидетельствуют выполненные исследования, их величина в значительной степени зависит от эффективной толщины коллекторов (рис. 9), поэтому при вскрытии пласта горизонтальным стволом скважины они могут вырасти на порядок.
Выделенная гигантская нефтяная залежь представляет собой новый тип объектов нефтепоисковых работ в древних карбонатных формациях Сибирской платформы. Ресурсы УВ этой залежи, а также имеющиеся на этой территории и смежных участках залежи нефти и газа, в том числе крупные по запасам в отложениях терригенного венда и осинском карбонатном горизонте нижнего кембрия, являются надежной базой подготовки запасов УВ-сырья в Восточной Сибири.
Литература
1. Анциферов А.С. Гидрогеология древних нефтегазоносных толщин Сибирской платформы. - М.: Недра, 1989.
2. Конторович А.Э. История залежей нефти и газа в верхнекембрийских и нижне-среднепалеозойских отложениях Сибирской платформы / А.Э. Конторович, Н.М. Бабина, Л.И. Богородская и др. // Геология и нефтегазоносность Восточной Сибири: Тр. СНИИГГиМСа. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1978.
3. Непско-Ботуобинская антеклиза - новая перспективная область добычи нефти и газа на востоке СССР /Под ред. А.Э. Конторовича, В.С. Суркова, А.А. Трофимука. - Новосибирск, Наука, 1986.
4. Строение и нефтегазоносность карбонатных резервуаров Сибирской платформы: Тр. СНИИГГиМСа. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1991.
By a complex of geologic-field researches in the central part of Nepsko-Botuob anteclise, Eremin-Chon giaht oil accumulation was for the first time distinguished, the reservoirs of which is the Preobrazhen carbonate horizon of Vendian. Accumulation is confined to the large lithological trap genetically associated with organogene massif for- medd under common facial conditions and undergone the similar postsedimentation processes.
These conditions predetermined the intrapool distribution of high capacity reservoirs.
Рис. 1. ФРАГМЕНТ ТЕКТОНИЧЕСКОЙ КАРТЫ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПРОВИНЦИЙ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ (ред. В.С. Старосельцев, 1995)
Границы: 1 - Непско-Ботуобинской антеклизы, 2 - Вилючанской седловины, 3-положительных структур I порядка, 4- положительных структур II порядка (I- Верхневилючанское куполовидное поднятие, II - Пеледуйское куполовидное поднятие, III - Верхнечонский структурный мыс, IV - Алтыбское куполовидное поднятие, V- Усть-Кутский вал), 5- Ерёминско-Чонской ГНЗ; 6 - разрывные нарушения, осложняющие отложения осадочного чехла
Рис. 2. ПАЛЕОСТРУКТУРНАЯ КАРТА ПОДОШВЫ ВЕНД-НИЖНЕКЕМБРИЙСКОГО ТЕРРИГЕННОГО КОМПЛЕКСА НА КОНЕЦ ФОРМИРОВАНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ АНГАРСКОЙ СВИТЫ ТЕРРИТОРИИ НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ
1 - изопахиты, м; 2- контуры грабенообразной структуры; остальные усл. обозначения см. на рис. 1
Рис. 3. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЗНАЧЕНИЙ ЕСТЕСТВЕННОЙ РАДИОАКТИВНОСТИ В РАЗЛИЧНЫХ ГЕНЕТИЧЕСКИХ ТИПАХ ДОЛОМИТОВ ПРЕОБРАЖЕНСКОГО ГОРИЗОНТА
Доломиты: I - микрофитолитовые, II - органогенно-обломочные, III - хемогенные
Рис. 4. СЕДИМЕНТАЦИОННАЯ МОДЕЛЬ ПРЕОБРАЖЕНСКОГО ГОРИЗОНТА НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ
Фациальные зоны: 1 - банки (биогенные зоны), 2 - внутришельфовые отмели (преимущественно биогенные зоны), 3- мелководный шельф (хемогенно-биогенные зоны), 4 - приливно-отливные равнины (преимущественно хемогенные зоны); 5- граница между фациальными зонами; остальные уел. обозначения см. на рис. 1
Рис. 5. ЕМКОСТНАЯ МОДЕЛЬ ПРЕОБРАЖЕНСКОГО ГОРИЗОНТА ЕРЁМИНСКО-ЧОНСКОЙ ГНЗ
Скважины: 1 - параметрические, 2 - поисковые, 3 - разведочные; 4 - границы Ерёминско-Чонской ГНЗ; 5 - условный внешний контур ВНК; 6- границы участков отсутствия пород-коллекторов; 7- изопахиты нефтенасыщенных пород-коллекторов, м; 8 - изолинии открытой пористости нефтенасыщенных пород-коллекторов; поля с прогнозом нефтенасыщенных толщин пород-коллекторов и открытой пористости: 9- от 10 до 20 м и 7,5-15,0 %, 10- от 7,5 до 10,0 м и 7,5-10,0 %, 11 - от 5 до 7,5 м и 7,5-10,0 %
Рис. 6. КАРТА ПРОГНОЗА КАЧЕСТВА ТИРСКОГО ФЛЮИДОУПОРА НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ
1 - граница территории с отсутствием отложений тирского флюидоупора; оценка качества флюидоупора: 2- с весьма высоким качеством, 3 - с высоким качеством, 4 - со средним качеством, 5 - с низким качеством; 6 - граница между территориями с разным качеством флюидоупора; остальные уел. обозначения см. на рис. 1
Рис. 7. ГРАФИКИ ЗАВИСИМОСТИ РЕЗУЛЬТАТОВ ОПРОБОВАНИЯ СКВАЖИН ОТ ТОЛЩИНЫ (А), СРЕДНЕЙ ПОРИСТОСТИ (Б) И СРЕДНЕЙ ПОРОВОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ (В) ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ПРЕОБРАЖЕНСКОГО ГОРИЗОНТА ВЕРХНЕЧОНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Скважины: 1 - неопробованные, 2 - опробованные испытателем пластов, 3 - опробованные в колонне, 4 - опробованные в колонне с соляно-кислотной обработкой ствола; скважины с притоком из Преображенского горизонта: 5- нефти, 6- газа, 7 - нефти и газа
Рис. 8. МОДЕЛЬ ПРЕОБРАЖЕНСКОЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНО-НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ВЕРХНЕЧОНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1 - скважины; 2- изогипсы по кровле Преображенского горизонта, м; 3 - разрывные нарушения; 4 - контуры грабенообразной структуры; 5- контуры участков отсутствия пород-коллекторов; 6- изопахиты пород-коллекторов, м; контуры газоносности: 7- внешний, 8- внутренний; контуры нефтеносности: 9-внешний, 10- внутренний; поля с доказанным (а) и прогнозируемым (б) насыщением коллекторов: 11 - газовые, 12- газонефтяные, 13- нефтяные, 14 - нефтеводяные, 15- прогнозируемые водяные; опробование горизонта: 16 - не опробован, 17-испытателем пласта, 18- под прикрытием колонны, 19-под прикрытием колонны с применением соляно-кислотной обработки
Рис. 9. ЗАВИСИМОСТЬ ДЕБИТА НЕФТИ ОТ ЭФФЕКТИВНЫХ ТОЛЩИН КОЛЛЕКТОРОВ ПРЕОБРАЖЕНСКОГО ГОРИЗОНТА ВЕРХНЕЧОНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Уравнение регрессии у = 2*х-13, коэффициент корреляции 0,82