Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири (стр. 2 )

Ордовикские отложения в нижней части карбонатные, в средней – песчанистые, в верхней – глинисто-карбонатные развиты спорадически на вершинах сопок в центральных районах Байкитского бассейна и повсеместно на его северной и северо-восточной окраинах. Общая мощность их составляет 490 м.

Глинисто-карбонатные и карбонатные отложения силура и красноцветные карбонатно-глинистые отложения девона отмечаются только по краю северного борта Байкитского бассейна.

Угленосные средне-верхнекаменноугольные и пермские, а также вулканогенно-осадочные нижнетриасовые отложения широко распространены в северо-восточной части бассейна. Мощность их достигает нескольких сотен метров.

Более молодые породы юры, мела и палеогена обнаружены только в отдельных участках бассейна. Это терригенные и угленосные отложения мощностью не более 100 м.

ИСТОРИЯ ОТКРЫТИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Первые глубокие скважины в Байкитском бассейне забурены в 1969 г. (Лебяжинская скв. 1) и в 1970 г. (Лебяжинская скв.2, Тайгинская параметрическая скв. 1), Лебяжинские скважины пробурены на поднятии, установленном структурным бурением, Тайгинская заложена по данным структурной съемки в пределах перегиба, выявленного региональными сейсморазведочными работами по профилю Богучаны – Байкит. По результатам этих работ установлен также Куюмбинский перегиб, на котором в 1972 г. было начато бурение Куюмбинской параметрической скв.1, открывшее в 1973 г. одноименное нефтегазовое месторождение [Левченко, 1975]. В 1974-1977 гг. на новых площадях бурились Полигусская, Усть-Камовская, Листвиничная и Верхнетохомская скважины. В 1980 г. открыто Оморинское газоконденсатное, а в 1982 г. - Юрубченское газоконденсатно-нефтяное месторождения [Нефтегазоносность..., 1990]. В последующие годы на этих месторождениях были сосредоточены основные объемы бурения. Ниже изложена краткая история изучения Куюмбинского, Оморинского и Юрубченского месторождений.

Куюмбинское нефтегазовое месторождение открыто в 1973 г. параметрической скв. 1, в которой из рифейских карбонатных отложений получен приток газа. В 1975 г. на площади начато поисковое бурение с целью установления промышленной значимости выявленной залежи. За семь лет пробурено 11 поисковых скважин глубиной от 2400 до 3251 м. Вскрытая ими мощность рифейского комплекса пород изменяется от 0 (скв.4) до 1090 м (скв. 10). Глубина до эрозионной поверхности рифейских отложений колеблется от 2145 до 2340 м. В 1972-1982 гг. на месторождении кроме параметрического и поискового бурения выполнен значительный объем и широкий комплекс геофизических исследований, включающих высокоточную магнитную и гравиметрическую съемки, электроразведку и отдельные виды сейсморазведки. Большая их часть была направлена на изучение внутренней структуры рифейского комплекса. Однако ввиду сложного строения этого комплекса и перекрывающих его с угловым несогласием пород венда эта задача не была решена. Не дана и оценка промышленной значимости выявленных в трех скважинах залежей. Работы на месторождении временно были прекращены. В начале 1990 г. возобновилось поисковое бурение для уточнения параметров залежей и границ Юрубчено-Тохомской зоны газонефтенакопления. Всего на месторождении пробурено около 35 000 м глубоких скважин.

Оморинское газоконденсатное месторождение находится в пределах Красноярского края на междуречье Подкаменная Тунгуска – Ангара. В региональном тектоническом плане оно приурочено к юго-западному склону Камовского свода. Открыто месторождение в 1980 г., когда на Оморинской площади, выявленной МОГТ, было начато параметрическое бурение и в скв.1 из отложений оскобинской и катангской свит венда получены притоки свободного газа с конденсатом дебитом до 150 тыс. м3 в сутки. В 1982 г. на месторождении начато поисковое бурение, которое с перерывами продолжалось до 1988 г. Пробурено две параметрические и семь поисковых скважин глубиной от 2568 до 3014 м. Всего на месторождении пробурено около 25 000 м скважин. В контуре залежи находится пять скважин [Нефтегазоносность..., 1990]. Однако ввиду отсутствия надежной модели ловушки по уровню вендских продуктивных отложений и небольших запасов газа и конденсата в 1988 г. поисковое бурение на этом месторождении было прекращено.

Юрубченское месторождение находится на юго-востоке Юрубчено-Тохомской зоны (ЮТЗ) нефтегазонакопления. Промышленная нефтегазоносность рифейских и вендских отложений в пределах Юрубченской площади была установлена в 1982 г. В 1983 г. поисковыми скв.3 и 4 начат этап изучения залежи в рифейском резервуаре. Всего на начальной стадии этого этапа пробурено девять поисковых скважин со средней глубиной 2500 м. Размещались они с учетом структурного плана по венд-кембрийскому сейсмическому горизонту, в общих чертах отражающему рельеф эрозионной поверхности рифея. Промышленные притоки нефти в скв.5 и 8, пластовой воды в скв.11 под­твердили наличие в рифейских карбонатных отложениях газоконденсатно-нефтяной залежи. Ориентировочно оценены размеры ее газовой и нефтяной частей, примерное положение газожидкостных контактов, подсчитаны запасы углеводородов западного блока Юрубченского месторождения.

Бурение этих скважин позволило построить первую модель месторождения и выделить Юрубчено-Тохомекую зону нефтегазонакопления площадью более 7500 км. Стало ясно, что ЮТЗ является гигантским скоплением углеводородов.

Специалистами ГГП "Енисейгеология", ГГП "Енисейгеофизика" и СНИИГГиМСа под руководством , , и была разработана долгосрочная программа геолого-геофизических работ и глубокого бурения на ЮТЗ, которая выполняется и в настоящее время [Нефтегазоносность..., 1990; Юрубчено-Тохомская зона..., 1988].

В 1986 г. для оценки - распространения залежи к востоку от Юрубченского участка начато поисковое бурение на Вэдрэшевской площади, где пробурено шесть скважин глубиной от 2360 до 2504 м. Притоки нефти и газа в этих скважинах доказали нефте­газоносность рифейских пород и на этой площади.

В 1988 г. начата вторая стадия поискового бурения для оценки зоны в целом. Для этого на юго-восточном фланге начато бурение поисковой скв. 1 на Терской площади. В результате испытания рифейских пород здесь получены притоки нефти дебитом до 10,8 м3 в сутки. Таким образом, доказана промышленная нефтегазоносность рифейских отложений и к юго-востоку от Юрубченской площади.

За 1989-1991 гг. единичными поисковыми скважинами охвачена практически вся территория ЮТЗ. Кроме того, в центральной ее части закончено бурение и испытание параметрической Мадринской скв. 156, которая при глубине 4000 м вскрыла около 1800 м рифейских отложений, изученных широким комплексом скважинных геофизических исследований. Юрубченские скв.30 и 110 нарастили разрез рифея на 800 м вниз и на 700 м вверх.

Разведочный этап изучения залежи углеводородов в рифейском резервуаре ЮТЗ начался в 1986 г. бурением скважин на Юрубченском месторождении. В качестве первоочередного объекта разведки на 1987-1991 гг. выбрана базовая толща Р-1 в верхней части разреза рифейских отложений Юрубченского участка и Вэдрэшевской площади (Юрубчено-Вэдрэшевский тектонический блок). Система разведки и расстояние между скважинами выбирались исходя из модели месторождения, оценки его ресурсов и сложного рельефа дневной поверхности. Поисковое бурение велось ползущей сеткой скважин. Выбрана профильная система размещения скважин и бурение профилей опережающих на стадии оценки залежи и сгущающихся - на стадии подготовки месторождения к промышленному освоению. Расстояние между скважинами - 4,5-6 км. Стадия подготовки по времени совмещается со стадией оценки.

В результате бурения закончена оценка запасов углеводородов и подготовка к разработке базового объекта разведки Р-1 на Юрубченском и Вэдрэшевском участках. Установлено, что кроме рифейских карбонатных отложений в пределах ЮТЗ продуктивны и терригенные резервуары венда.

По состоянию на 01.01.92 г. на ЮТЗ пробурены (без Куюмбинских скважин) 62 параметрические, поисковые и разведочные скважины, суммарной длиной 156,5 тыс. м.

ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ БАЙКИТСКОГО ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА

Байкитский ОБ располагается в пределах Сибирской платформы у границы с Енисейской складчатой системой. История его развития длительна и сложна. Заложился он на юго-западной окраине древнего архейско-раннепротерозойского кратона, наиболее вероятное начало формирования бассейна – средний рифей, когда в его юго-западной части началось накопление преимущественно терригенной формации (сухопитская серия [Семихатов, 1962]). В позднем рифее (тунгусикское время) осадочный бассейн охватил всю территорию Сибирской платформы. В пределах Байкитского бассейна в это время располагалась основная часть прикратонного позднерифейского Вельминского осадочного бассейна, видимо, пассивного типа [Вотах, 1968; Сурков и др., 1983]. В смежной области (современный Енисейский кряж) развивалась рифтовая зона, ответвления (грабены) которой проникали на территорию рассматриваемого бассейна.

Мощность рифейских отложений меняется от 3-5 км в юго-западной части Байкитского бассейна до 2-4 км в северо-восточной. Нижняя часть верхнего рифея представлена карбонатной, а верхняя - глинисто-карбонатной формацией.

Во второй половине позднего рифея (ослянское время) осадочный бассейн резко сокращается. Только в южной и юго-западной его частях накапливается карбонатно-терригенная формация. В конце ослянского времени на территории Байкитского ОБ проявилась фаза складчатости. Рифейские толщи оказались смятыми в складки с углами наклона до 10-15°, на отдельных участках до 70°, разбиты дизъюнктивами амплитудой до нескольких километров. Во время и сразу после складчатости происходил интенсивный размыв ранее сформированных толщ, верхнего, среднего рифея, а также кристаллического фундамента. В результате под вендскими субгоризонтальными отложениями скважины вскрывают различные толщи рифея, а в ряде приподнятых блоков – кристаллический фундамент. Поэтому в Байкитском ОБ рифейские образования составляют нижний структурный ярус осадочного чехла, в котором нижняя часть составлена преимущественно терригенными, средняя – карбонатными и глинисто-карбонатными, а верхняя – терригенно-карбонатными породами, которые в целом образуют единый седиментационный комплекс.