Непско-Ботуобинская антеклиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / , , и др. - Новосибирск: Наука, 1986. 245 с (стр. 13 )

Таблица 7 Классификация залежей углеводородов по параметрам

7.1. Месторождения нефти и газа

В Непско-Ботуобинской НГО открыто 16 месторождений нефти и газа. Степень изученности их различна. Одни из них завершены разведкой, другие находятся на различных стадиях поискового или разведочного этапов. Неравнозначен и объем внимания, уделенного в настоящей работе различным объектам. Обусловлено это не только разной представительностью фактического материала, но и степенью его новизны. По месторождениям, достаточно подробно освещенным в геологической литературе [9, 29 и др.], приведены самые общие сведения. По углеводородным скоплениям, относящимся к числу особо важных объектов, изложению фактических материалов уделено значительно большее внимание. Описание месторождений дано по состоянию на начало 1985 г.

Марковское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Усть-Кутском районе Иркутской области, вниз по течению р. Лены от г. Усть-Кута. В тектоническом отношении оно приурочено к южной части антеклизы и тяготеет к зоне сочленения ее с Предпатомским региональным прогибом. По отложениям галогенно-карбонатного комплекса здесь обособляется высокоамплитудное Марковское валообразное поднятие II порядка, осложненное проявлениями соляной тектоники и разрывным нарушением, проникающим в кристаллический фундамент. Структурный план подсолевой продуктивной толщи дислоцирован слабо. На фоне юго-восточного моноклинального погружения этих слоев в районе месторождения фиксируются незначительные структурные осложнения. Залежи нефти и газа приурочены к горизонтам Б1, В5, В10.

Нефтяная залежь пласта Б1 открыта в 1962 г. Продуктивный горизонт сложен известняками, доломитами, доломитовыми известняками, богат водорослевой органикой. Коллекторские свойства пород резко переменны как по площади, так и по разрезу. Притоки нефти из скважин, приуроченных к зоне тектонического нарушения, и отсутствие таковых по мере удаления от нарушенной зоны свидетельствуют о том, что одним из основных факторов, определяющих коллекторские свойства пород, является трещиноватость.

В составе продуктивного горизонта обособляются две залежи. Основная из них протягивается в субмеридиональном направлении через центральную часть месторождения. Вторая, вскрытая двумя скважинами, расположена несколько западнее. Отсутствие гидродинамической связи между ними подтверждается различными значениями пластовых давлений. Пластовая температура основной залежи 38°С.

Залежи являются диалогическими, на контурах нефтеносности коллекторы замещаются непроницаемыми породами.

Газоконденсатная залежь пласта В5 открыта в 1964 г. Характерной особенностью продуктивного горизонта является резкая литологическая изменчивость пород по площади. В центральной части залежи они представлены в основном песчаниками кварцевыми. На южной и северной ее окраинах отложения заметно глинизируются, увеличивается содержание карбонатного материала и, наконец, в законтурной части песчаники полностью замещаются доломитами. На севере и глинисто-алевритовыми породами на юге площади.

Толщина горизонта в пределах контура газоносности изменяется от 10 до 17 м. Средние значения пористости продуктивных песчаников колеблются от 8-11 до 18%. Проницаемость изменяется от первых единиц до 170Ч10-15м2. Пластовая температура 34°С.

Тип залежи литологический. Боковое экранирование с запада, севера и северо-востока обусловливается латеральным ухудшением коллекторских свойств пород, замещением проницаемых песчаников плотными непроницаемыми разностями. С юга залежь ограничена краевыми водами (рис. 42).

Еще одна незначительная по размерам газоконденсатная залежь литологического типа в отложениях пласта В5 вскрыта в восточной части площади.

Газоконденсатные залежи пласта В10 вскрыты скважинами 15 и 55. Горизонт сложен двумя пластами песчаников, разделенными пачкой аргиллитов. Залежи незначительны по размерам. Тип их литологический. Кроме того, непромышленные притоки газа с конденсатом получены еще в нескольких скважинах. Во всех случаях эффективные толщины пласта незначительны, дебиты неустойчивы, давления в процессе пробной эксплуатации резко падают. Гидродинамическая связь между линзами отсутствует. Разведочные работы на месторождении завершены в 1969 г.

Ярактинское газоконденсатнонефтяное и Аянское нефтегазоконденсатное месторождения расположены в пределах Усть-Кутского, Катангского и Киренского районов Иркутской области. Ярактинское месторождение открыто в 1969 г. На Аянском месторождении промышленный приток газа впервые получен в 1975 г.

Рис. 42. Структурная схема кровли пласта В5 Марковского месторождения

1 ‑ граница распространения коллекторов; 2 ‑ внешний контур газоносности; 3 ‑ поле газового насыщения.

Нефтегазоносными являются отложения непской и тирской свит подсолевой венд-кембрийской части осадочного чехла. В составе первой продуктивна базальная, существенно песчаниковая пачка, объединяющая пласты В10 и В13, в верхней части тирской свиты газоносен песчаниковый пласт В3. По продуктивным, отложениям пластов В10 и B13 оба месторождения — в едином контуре нефтегазоносности (рис. 43).

В тектоническом отношении оба месторождения приурочены к южному склону Непского палеосвода. Структурный план терригенного продуктивного комплекса слабо дислоцирован. На фоне субмеридионального моноклинального погружения слоев здесь обособляется несколько малоамплитудных мелких поднятий, приуроченных к эрозионным выступам кристаллического фундамента. По кровле непской свиты эти осложнения практически уже полностью снивелированы.

Газоконденсатная залежь пласта В3 доказана в пределах лишь Аянского месторождения. Контуры залежи контролируются линиями литологических замещений проницаемых песчаников плотными

Рис. 43. Структурная схема кровли пласта В10 Ярактинского, Аянского и Дулисьминского месторождений

1, 2 ‑ зоны: 1 ‑ отсутствия пластов В10 и B13, 2 ‑ прерывистого развития коллектора и переменного углеводородного насыщения; 3-5 ‑ поля: 3 ‑ нефтяного насыщения, 4 ‑ газового насыщения, 5 ‑ вероятного развития коллектора; 6 ‑ граница распространения коллекторов, 7 ‑ контуры AT3: I ‑ Дулисьминской, II ‑ Междуреченской, III ‑ Южно-Суриндинской, IV ‑ Кольцевой; 8 ‑ барьеры (а, б ‑ доказанные и предполагаемые разломы, в ‑ стратиграфические, тектонические или литологические); 9 ‑ линии профилей; 10 ‑ скважины: Другие усл. обозн. см. на рис 41.

Рис. 44. Геологический профиль Ярактинокого месторождения.

1-4 ‑ коллекторы: 1 ‑ газонасыщенные, 2 ‑ нефтенасыщенные, 3 ‑ возможно нефтенасыщенные, 4 ‑ водонасыщенные; 5 ‑ непроницаемые участки; б ‑ глинисто-алевролитовые породы; 7 ‑ стратиграфические несогласия; 8 ‑ кора выветривания фундамента; 9 ‑ кристаллический фундамент.

разностями. Поле развития продуктивных отложений расчленено дизъюнктивными нарушениями и зонами литологических замещений на ряд блоков, что определяет мозаичный характер пластового насыщения. Тип залежи ‑ пластовый, литологический с элементами тектонического разграничения блоков. Пластовая температура 33°С.

Залежь пластов BI0 + B13 приурочена, к единой зоне развития коллекторов, протягивающейся через Непскую, Токминскую, Ярактинскую и Аянскую площади (см. рис. 43). В пределах контура нефтегазоносности пласты Bi0 и B13 повсеместно разобщены глинистой перемычкой. Однако равновысотное положение уровней ВНК и ГНК, в обоих пластах и равные значения пластовых давлений указывают на наличие гидродинамической связи между ними.

В строении залежи существенную роль играют структуры прилегания продуктивной толщи к поверхности кристаллического фундамента. Пласт B13 прослеживается в южной и центральной частях залежи. Севернее контура газоносности он практически полностью выклинивается. Пласт В10 развит практически по всей изученной площади. Стратиграфический объем его в северной части залежи сокращается, и нижние его слои выклиниваются вплоть до полного исчезновения пласта в районе скв. 24, 38, 59. Залежь экранируется преимущественно надпродуктивной глинистой пачкой непской свиты. Однако в центральной части Ярактинского месторождения эта пачка, а также верхние песчаниковые слои пласта Bi0 срезаны во время предтирского перерыва и углеводородное скопление перекрывается в этой зоне поверхностью стратиграфического несогласия (рис. 44).

Конфигурация контуров залежи в зоне боковых литологических экранов определяется пространственным положением линии замещения коллекторов непроницаемыми отложениями, образующей ряд заливообразных изгибов. Разновысотное положение газожидкостных контактов позволяет выделить несколько полей углеводородного насыщения. Первое, основное, поле нефтегазоносности охватывает большую часть рассматриваемой территории. В восточной его половине линия литологического замещения опускается ниже уровня ГНК и газовая шапка здесь отсутствует. Второе поле вскрыто скв. 37, 105. Насыщение здесь газоконденсатное. Уровень краевых вод по сравнению с центральным блоком повышен на 40 м. Восточное поле вскрыто скв. 32, давшей приток газа с конденсатом. Наличие нефтяной оторочки проблематично. Все эти три полуизолированных скопления в зоне краевых вод, по-видимому, объединяются. Еще одно поле нефтегазоносности приурочено к центральной части Аянского месторождения. Нестабильность притоков УВ и разновысотное положение притоков нефти и газа указывают на прерывистый характер распространения коллекторов в этой зоне.

Суммарная толщина песчаников в разрезе непской свиты испытывает по площади значительные колебания от нуля до 38 м. Песчаники коричневато-серые, зеленовато - и темно-серые, реже светло-серые, разнозернистые от мелко - до крупнозернистых, в меньшей мере алевритистые и грубозернистые до гравелитистых, от слабо - до сильноглинистых, от плотных, крепких, до слабосцементированных, массивные и тонкоплитчатые, участками слюдистые и пиритизированные. Пласт B13 характеризуется более грубозернистым составом обломочного материала, присутствием гравийных разностей, неокатанных обломков пород фундамента и зерен кварца. По минералогическому составу они в основном кварцевые, реже полевошпатово-кварцевые, с незначительной примесью обломков кремнистых пород и акцессоров. Тёрригенный материал песчаников сцементирован различным по своему вещественному составу цементом: глинистым, глинисто-органическим, карбонатным, кварцевым, солевым. Обычно в песчаниках присутствует несколько видов цемента (не менее двух). Основная роль в цементации отводится вторичным цементам, из которых наиболее широко развит кварцевый цемент регенерации, уплотнения, засолонения.