Непско-Ботуобинская антеклиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / , , и др. - Новосибирск: Наука, 1986. 245 с (стр. 14 )

Коллекторские свойства песчаников изменяются в широких пределах. Пористость их колеблется от 1,8 до 20,7%, проницаемость от 0,1 до 600Ч10-15 м2. Пористость эффективных песчаников составляет 7-13%, им соответствует проницаемость в (65-600)Ч10-15 м2. Зоны повышенной проницаемости приурочены к центральной части Ярактинского месторождения. На Аянском месторождении коллекторы удовлетворительной проницаемости встречаются значительно реже и локализуются в виде узкой субширотной полосы, прослеживаемой вдоль южной окраины месторождения и реже — в виде отдельных линз в центральной его зоне.

Залежь ярактинского горизонта относится к неантиклинальному типу литолого-стратиграфических с элементами тектонического экранирования.

Разведочные работы на Ярактинском месторождении завершены в 1978 г.

Дулисьминское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Катангском районе Иркутской области. Открыто в 1980 г. параметрической скв. 191, пробуренной в пределах выявленной и подготовленной прямыми геофизическими методами (КМПП, ЗСБ) Дулисьминской АТЗ. Обоснованием для постановки параметрического и поискового бурения в этом районе послужили также результаты бурения поисковых скважин 57 и 74 на соседней Аянской площади (Южно-Суриндинский АТЗ), вскрывшие мощные (до 30 м) водонасыщенные песчаники непской свиты с высоким содержанием растворенного газа. Кроме того, при анализе учтены данные пробуренных ранее в районе параметрических скважин. В результате достаточно обоснованно отстроена прогнозная модель крупной литолого-стратиграфической ловушки на юго-западном моноклинальном склоне Непского палеосвода, которая охватила площади Дулисьминской, Междуреченской, Южно-Суриндинской АТЗ — значительную территорию за их пределами (см. рис. 43). Использование всего указанного комплекса геолого-геофизических материалов позволило успешно и целенаправленно вести поисково-разведочное бурение в этом сложном районе. В настоящее время из 11 пробуренных здесь глубоких скважин девять продуктивны.

Дулисьминское месторождение расположено северо-восточнее Ярактинского и в основных чертах аналогично ему по геологическому строению и условиям формирования. Месторождение однозалежное. Газоконденсатная с нефтяной оторочкой залежь приурочена к песчаникам пластов В10 и В13. В южной части месторождения пласты разделены глинистой перемычкой переменной толщины. В центральной части месторождения она выклинивается, и оба пласта сливаются в единое продуктивное тело. В северной и северо-западной зонах площади пласт В13

Рис. 45. Геологический профиль Дулисьминского месторождения по линии I—I. Усл. обозн. см. на рис. 44.

вследствие прилегания его к поверхности кристаллического фундамента выклинивается. В районе скважин 206 и 109 выклинивается также и верхний (В10) пласт, вследствие чего непская свита представлена здесь незначительной по толщине глинистой пачкой. В зоне продуктивного насыщения она играет роль экранирующей покрышки (рис. 45, 46).

Морфология ловушки обусловлена конфигурацией линии стратиграфического выклинивания песчаников продуктивного горизонта на северо-западе и линии литологического замещения их глинистыми разностями пород на западе, северо-востоке и востоке.

С юга залежь подпирается активной подошвенной водой на отметке около —2028 м, причем дебиты воды в законтурных скважинах 11, 74 достигают 100-200 м3/сут. Уровень газонефтяного контакта предпола­гается на отметке —2016 м, при этом чисто нефтяная зона на место­рождении, вероятно, отсутствует. Ряд предварительных данных позво­ляет предполагать существование наклонных газожидкостных контактов или отдельных тектонических блоков,

В пределах разведанной части месторождения градиент погружения моноклинали составляет 2,5-3,0 м на 1 км. Песчаники продуктивного горизонта преимущественно кварцевые, средне-мелкозернистые, в нижнем пласте гравелитистые, слюдистые с редкими пропластками аргиллитов и алевролитов, участками засолоненные, линзовидно - и горизонтальнослоистые. Пористость песчаников 5-16%, проницаемость эффективных прослоев ‑ (50-70)Ч10-15м2 при единичных отклонениях до (200-300)Ч10-15м2. Тип залежи неантиклинальный литолого-стратиграфический, по-видимому, с элементами дизъюнктивного разграничения блоков. На месторождении ведутся работы.

Даниловское газонефтяное месторождение открыто в 1977 г. параметрической скв. 144. Расположено на юго-западном склоне Непского свода севернее г. Киренска и северо-восточнее г. Усть-Кута.

Параметрическая скв. 144 заложена в пределах структурного осложнения, выявленного сейсморазведкой MOB. В дальнейшем детальными геофизическими исследованиями уточнен структурный план подсолевых отложений венд-кембрия, подготовлена и передана под глубокое бурение по комплексу прямых геофизических методов (КМПП, ЗСБ) одноименная АТЗ.

В разрезе месторождения установлена нефтегазоносность песчани­ков непской свиты, карбонатных горизонтов Б3-4, Б5— даниловской, а также пласта Б4 — усольской. Все выявленные залежи нефти и газа в пределах месторождения — пластовые, литологически экранированные за счет глинизации терригенных коллекторов и интенсивного засолонения карбонатных пластов.

Основным продуктивным горизонтом является пласт Б5, в котором установлены три разобщенных, гидродинамически не связанных между собой продуктивных участка — центральный, юго-восточный и западный, , ограниченные зонами интенсивно засолоненных пород. В пределах центрального участка притоки нефти получены в скважинах 144, 3, 20, притоки пластовой воды в скважинах 15 и 30. Западный нефтенасыщенный участок выявлен скв. 5. В пределах юго-восточного продуктивного участка пробурена скв. 8, в которой получен приток пластовой воды с нефтью/Западный и юго-восточный участки залежи пласта Б5 пока не оконтурены. Пористость эффективных прослоев коллектора в пределах выявленных продуктивных участков достигает 8-16% и более, проницаемость — 300Ч10-15 м2. Тип коллектора – порово-каверновый.

В пласте Б3-4 приток нефти получен лишь в скв. 3; незначительные Притоки пластовой воды ‑ в скважинах 1 и 5.

Продуктивность горизонтов Б1 и Б12 установлена лишь в скв. 144, где из них получены притоки, соответственно, нефти и газа. По-видимому, выявленные в этих пластах залежи не имеют самостоятельного промышленного значения.

Песчаники непской свиты (пласты В10, В13) характеризуются резкой изменчивостью коллекторских свойств. Небольшие ограниченные линзы улучшенных коллекторов в этих отложениях вскрыты скважинами 11 и 18, в которых получены полупромышленные притоки, соответственно, газоконденсата и нефти с газом, причем в обеих скважинах зафиксировано падение дебитов и пластовых давлений.

Более значительная, по-видимому, литологически экранированная газоконденсатная залежь вскрыта скв. 7. Контуры залежи не определены. Следует отметить, что в разрезе скважин 144 и 3 полностью отсутствуют терригенные отложения, а в последней нет и большей части Преображенского (Б12) горизонта. Это обстоятельство можно объяснить наличием тектонического нарушения (возможно, горста) субмеридионального простирания. Подобные нарушения предполагаются и на других участках площади.

Как отмечалось выше, основные перспективы месторождения связываются с пластами Б3-4 и Б5. Помимо перечисленных центрального, западного и юго-восточного участков с доказанной Нефтеносностью, практически во всех скважинах месторождения доказана нефтенасыщенность этих горизонтов. Однако вторичная засолоненность пустотного пространства, снижая фильтрационные свойства пород, обусловливает крайне низкие значения дебитов или полное отсутствие притоков пластовых флюидов. Однозначной модели, объясняющей характер локализации незасолоненных коллекторов, пока нет. Тем не менее приуроченность пяти скважин (15, 144, 20, 30, 3), давших притоки нефти или воды, к субмеридиональной зоне тектонической нарушенности, скорее всего, не случайна. По-видимому, здесь каменные соли в пустотном пространстве пород или не отлагались, или были выщелочены под воздействием направленного устойчивого потока поверхностных (возможно, глубинных) вод пониженной минерализации. Вторая линейная зона преимущественной локализации коллекторов ориентирована в субширотном направлении и проходит через приточные скважины 5, 3, 20, 30, 1. Примечательно, что ориентация геофизических полей в контуре АТЗ совпадает с этой зоной, что может служить косвенным доказательством наличия здесь разрывных дислокаций.

На месторождении ведутся работы. Они направлены на оконтурива-ние западного и юго-восточного участков. Кроме того, должна быть проверена изложенная схема локализации незасолоненных коллекторов, а также изучена газовая залежь, вскрытая скв. 7.

Верхнечонское газонефтяное месторождение расположено в бассейне верхнего течения р. Чоны — правого притока р. Вилюй, северо-восточнее г. Усть-Кута и севернее г. Киренска.

Месторождение открыто в 1978 г. параметрической скв. 122, в которой притоки газа получены из терригенных отложений ненской свиты и карбонатного горизонта Б1 ‑ усольской. В дальнейшем параметрической скв. 123 и поисковой 23 была доказана нефтеносность песчаников венда — кембрия и подсолевого карбонатного комплекса.

На месторождении пробурено 20 скважин, в том числе три параметрических, шесть поисковых и одиннадцать разведочных. Притоки нефти и газа получены в 15 скважинах, непромышленные ‑ в двух. В трех скважинах притоков нефти и газа не получено.

Верхнечонское месторождение приурочено к одноименной антиклинальной структуре, выявленной и подготовленной к глубокому бурению сейсморазведочными работами (MOB, ОГТ) по подсолевым отложениям венд-кембрия в центральной части Непского свода.

Месторождение многозалежное, в разрезе его выявлены пласты-коллекторы и связанные с ними углеводородные скопления в коре выветривания фундамента (KB), песчаниках непской свиты (пласты В10, B13), карбонатных горизонтах Б3-4, Б5, Б12 даниловской и горизонте Б1 усольской свит. Незначительные притоки нефти и пластовой воды в отдельных скважинах получены также из христофоровского карбонатного горизонта бельской свиты нижнего кембрия. Контроль залежей коры выветривания и Терригенных пластов структурно-литологический и тектонический. Залежи нефти и газа в карбонатных горизонтах контролируются, по-видимому, преимущественно литологическими факторами ‑ участками развития улучшенных коллекторов.