Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири (стр. 6 )

В послетриасовую эпоху вся территория испытала, общее воздымание. Процессы нефтегазообразования в отложениях рифея, венда и нижнего-среднего кембрия в значительной мере замедлились.

УСЛОВИЯ И ЭТАПЫ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Условия образования залежей нефти и газа в Байкитском ОБ рассматривались в работах , , и других исследователей, по мнению которых наиболее древняя эпоха нефтегазообразования и формирования залежей углеводородов имела место в позднем рифее, когда нижние части рифейского комплекса погрузились на глубины 3,5-6,0 км и достигли ГЗН и ГЗГ. В них интенсивно протекали процессы нефтегазообразования и формирования залежей УВ. В результате предвендского размыва отложения рифея в ряде блоков были эродированы полностью. Соответственно, часть сформировавшихся залежей УВ была переформирована либо разрушена [Органическая геохимия..., 1981].

Второй этап интенсивного нефтегазообразования и формирования залежей УВ в отложениях рифея и венда охватывает венд, кембрий - пермь. В эту эпоху отложения рифея на всей территории бассейна верхней частью вошли в ГЗН. В процессы нефтегазообразования в наиболее погруженных частях бассейна включились отложения венда и частично нижнего кембрия. На протяжении этого времени происходили дифференцированные знакопеременные тектонические движения, перестройки структурных планов, формирование крупных локальных структур, благоприятных для аккумуляции углеводородных флюидов в залежи. Создавались условия, способствующие миграции УВ из погруженных частей бассейна в наиболее приподнятую зону Камовского свода.

Третий этап в истории нефтегазообразования и формирования скоплений УВ в отложениях рифея и венда имел место в поздней перми и раннем триасе. В эти эпохи происходила активизация тектонических движений, сопровождаемая трапповым магматизмом. На площади Байкитского ОБ трапповый магматизм проявился в меньших масштабах, чем в Тунгусском ОБ. Пластовые интрузии в Байкитском бассейне встречены только в венде и вышележащих отложениях. Что касается рифея, то здесь температурное влияние трапповой магмы могло сказаться на залежах углеводородов, располагавшихся непосредственно в зонах подводящих каналов или вблизи них.

Следующий, весьма сложный этап в истории залежей УВ связан с общим воздыманием территории в послетриасовое время. Дифференцированное воздымание, сопровождающееся дизъюнктивной тектоникой, привело к структурной перестройке и формированию современного структурного плана Байкитской антеклизы. Эти условия определили масштабы и направления миграции УВ, и размещение залежей нефти и газа. При воздымании и эрозии происходило снижение пластовых давлений и температур, что способствовало интенсивной дегазации пластовых вод и выделению из них значительных объемов УВ, которые могли стать дополнительным источником увеличения запасов УВ в ловушках (рис. 10),

Итак, в пределах Байкитского ОБ основные скопления нефти и газа связаны с рифейскими и вендскими отложениями и прошли сложную историю переформирования.

ХАРАКТЕРНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

На территории бассейна открыты Юрубченское и Куюмбинское месторождения, которые совместно с Терским, Мадринским продуктивными блоками объединены в Юрубчено-Тохомскую зону нефтегазонакопления, расположенную в пределах Красноярского края в междуречье Подкаменная Тунгуска - Ангара (рис.11). Эта зона нефтегазонакопления в вендских и рифейских коллекторах приурочена к центральной части Камовского свода [Юрубчено-Тохомская зона..., 1988].

На Юрубченском газонефтяном месторождении продуктивными являются каверново-трещинные доломиты верхней эродированной в предвендское время части рифейского комплекса. В принятых контурах площадь месторождения составляет около 7500 км2. Размытая поверхность рифея вскрыта скважинами на абсолютных отметках от минус 1933 до 2137 м. Максимальная вскрытая мощность рифейских отложений 1792 м, а прогнозируемая - до 3300 м. Нефтегазоносность рифейских и вендских отложений доказана получением из них промышленных притоков нефти и газа с конденсатом на Юрубченской, Вэдрэшевской и Терской площадях. Притоки газа дебитом до 220 тыс. м /сут получены в пределах абсолютных глубин минус 1972-2040 м, притоки нефти (до 216 м /сут) - на абсолютных отметках от минус 2025 и 2071 м. На основании результатов испытания скважин газонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 2022 м, а водонефтяной -2072 м. При таком положении флюидных контактов максимальная высота газовой части залежи составляет 90 м, а нефтяной около 50 м. Таким образом, этаж установленной нефтегазоносности верхней части рифейского комплекса на этом месторождении достигает 140 м (рис. 12).

Коллекторы рифейской части резервуара относятся к сложному каверново-трещинному типу в карбонатах, к порово-трещинному типу - в песчаниках. Емкость их обусловлена главным образом кавернами и макротрещинами; фильтрационные свойства - трещинами. Открытая пористость доломитов изменяется от 0,1 до 1,0 %, вторичная емкость достигает 5,5 %.

В пределах месторождения кроме рифейских доломитов продуктивны терригенные и карбонатные пласты венда, непосредственно залегающие на рифейских породах и гидродинамически с ними связанные.

Согласно принятой геологической модели залежь классифицируется как газо-конденсатно-нефтяная, массивная, стратиграфически, литологически и тектонически экранированная, связанная с каверново-трещинными доломитами эрозионного выступа рифейского комплекса и перекрывающими его терригенными и терригенно-карбонатными коллекторами венда. По величине рабочих дебитов нефти она относится к высокодебитным, газа - к среднедебитным; по величине геологических запасов нефти и газа - к гигантским. Экранируется залежь толщей венд-нижнекембрийских галогенно - и глинисто-карбонатных отложений.

Нефть этой залежи имеет плотность 822-828 кг/м, вязкость кинематическую (при 20°С) - 8,2´10-2; 10,2´10-2 м2/с. Она малосернистая (0,18-0,37 %), малосмолистая (2,43-10,75 %), содержание асфальтенов в ней - 0,04-0,12 %. Конденсаты характеризуются легким фракционным составом - они выкипают до 200 С на 71-85 %, имеют низкое содержание серы (0,04-0,06 %), в них отсутствуют твердые парафины, смолы, асфальтены, по углеводородному составу существенно метановые.

Свободные газы рифейской залежи имеют существенно углеводородный состав. Среднее содержание метана в ней -79,5 %, этана 7,5 %, пропана - 2,0 %, нормального бутана 0,88 %, изобутана 0,48 %, газ содержит 8,5 %, азота и до 0,5 % диоксида углерода.

Растворенные в нефти газы обогащены тяжелыми углеводородами. Концентрация этана в них изменяется от 13,0 до 18,0 %, пропана - 5,3-12,2 %. Попутные газы содержат значительно меньше азота (3,0-5,0 %), чем свободные.

Куюмбинские нефтегазовые месторождения также расположены в пределах Красноярского края в междуречье Подкаменная Тунгуска - Ангара и приурочены к центральной части Камовского свода, осложненного по рифейским отложениям группой локальных поднятий. В процессе поискового бурения в рифейских отложениях здесь выявлено две залежи.

Залежь Усть-Куюмбинского поднятия (северный тектонический блок) нефтегазовая, массивная, сводовая, стратиграфически и тектонически экранированная (см. рис. 12). Приурочена она к верхней части глинисто-доломитовой толщи рифейского комплекса. Коллектор в ней карбонатный (доломиты), каверново-трещинный с пористостью матрицы от 0,35 до 2,40 % и трещинно-каверновой емкостью до 6,5 %. Проницаемость но трещинам изменяется от 0 до 5,0´10-3 мкм2, редко превышает 30,0´10-3 мкм2. Флюидоупором служит толща терригенно-карбонатных пород катангской и галогенно-карбонатных пород усольской свит, из которых последняя является основным экраном. Высота залежи около 250 м, для нее характерны пластовые давления ниже гидростатических и температура не более +30°С на глубине 2400 м. По величине запасов по предварительным оценкам залежь относится к средним.

Залежь Среднекуюмбинского поднятия (южный тектонический блок) по типу аналогична залежи северного и также приурочена к глинисто-карбонатной толще. Тип коллектора и его параметры идентичны с вышеописанным. По фазовому состоянию углеводородов залежь этого блока вероятно чисто нефтяная. Она слабо изучена и флюидный контакт в ней условно принят на абсолютной отметке минус 2055 м (нижний интервал притока нефти). Размеры залежи и запасы нефти в ней пока не установлены.

Нефти Куюмбинских месторождений имеют плотность 815-819 кг/м3, вязкость кинематическую (при 20°С) - 5,8´10-2 м2/с. Они малосернистые (0,06-0,64 %), малосмолистые (2,43-21,21 %), малопарафинистые (0,64-3,72 %), по углеводородному составу относятся к метановому типу.

ПЕРСПЕКТИВЫ ФОРМИРОВАНИЯ НОВОГО НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА

Открытие Юрубчено-Тохомской гигантской зоны нефтегазонакопления создает очень благоприятные условия для формирования на юге Красноярского края в Эвенкийском национальном округе крупного центра по добыче нефти и газа. Естественно, первоочередной задачей является продолжение разведки и оценка запасов самой ЮТЗ. Это требует больших объемов геолого-разведочных работ, применения самых современных технологий поисков, разведки и разработки месторождений и, как следствие, больших инвестиций. Оценки показывают, что в перспективе здесь можно будет добывать до 20-25 млн т нефти в год. Имеются и значительно более оптимистические прогнозы академика [1992].

Представляется необходимым большую часть этой нефти направить на Ачинский нефтеперерабатывающий завод и затем по действующему нефтепроводу на восток, на Ангарский завод. Одновременно целесообразно построить сравнительно небольшой завод (до 1 млн т нефти в год) в районе пос. Богучаны. Здесь же имеет смысл сконцентрировать промышленность по переработке газа.

Ключевой для развития нефтегазовой промышленности в регионе является проблема инвестиций. В качестве возможных инвесторов могут выступить Правительство Российской Федерации, администрация Красноярского края, другие внутренние и внешние инвесторы. Создание в регионе крупной нефтедобывающей, нефтегазоперерабатывающей и нефтегазохимической отраслей промышленности позволит резко поднять уровень жизни населения, в том числе коренного населения Эвенкийского национального округа, решить энергетические проблемы Восточной Сибири, многие экологические и проблему занятости населения.