Непско-Ботуобинская антеклиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / , , и др. - Новосибирск: Наука, 1986. 245 с (стр. 24 )

Емкостно-фильтрационные свойства пород проницаемого горизонта в целом невысокие. На значительной территории рассматриваемого района пористость изменяется от 2-5 до 10%, проницаемость от 0 до 0,010 мкм2, мощность пород-коллекторов - от 1 до 20 м. В зоне выклинивания проницаемого горизонта резервуара, а также на Пеледуйском поднятии и Вилючанской седловине фиксируются улучшения емкостно-фильтрационных свойств пород. Пористость здесь изменяется от 10 до 15%, проницаемость от 0,005 до 0,100 мкм2, мощность пород-коллекторов - от 20 до 50 м.

Экранирующий горизонт нижненепского резервуара представлен преимущественно глинистой толщей верхних частей нижненепской под-свиты и курсовской свиты, а также глинисто-карбонатными породами нижне-среднебочугунорских подсвит. Он сплошным покровом перекрывает проницаемый горизонт. Мощность экранирующей части резервуара достигает 200 м на Вилючанской. седловине и наиболее погруженных участках склонов НБА. В сводовой и присводовой частях структуры мощность экранирующего горизонта обычно составляет 10-40 м.

Качество экранирующих горизонтов глинистого и глинисто-карбонатного состава определяется его мощностью, процентным содержанием песчаников или мергелей, а также интенсивностью трещиноватости пород. По этим показателям экранирующая часть нижненепского резервуара на большей части рассматриваемого района характеризуется весьма высоким и высоким качеством. Однако имеются участки, где экран обладает средним и низким качеством. Они приурочены к зонам выклинивания отложений резервуара на территории Непско-Ботуобинской антеклизы и к западной части Вилючанской седловины, где разрез сложен глинисто-карбонатными породами.

К нижненепскому резервуару приурочены залежи нефти и газа на Верхнечонском, Ярактинском, Аянском, Дулисьминском, Даниловском, Нижнехамакинском, Верхневилючанском и Вилюйско-Джербинском месторождениях. Получены притоки газа в отдельных скважинах на Марковской, Среднеботуобинской и Центрально-Талаканской площадях.

Верхненепский резервуар

Выделен в объеме одноименной подсвиты. Он имеет более широкое распространение, чем подстилающий его нижненепский, и занимает большую часть Непско-Ботуобинской антеклизы, за исклю­чением ее северо-востока, и территорию Вилючанской седловины. В районах отсутствия подстилающих отложений резервуар залегает непосредственно на поверхности кристаллического фундамента. Мощность резервуара изменяется от 10 до 110 м. Наибольшие ее значения (60-110 м) фиксируются в юго-восточной половине Непского свода, средние - в юго-западной части антеклизы и наименьшие (15-30 м) - на ее северо-западном склоне и смежных сводовых участках.

Проницаемый горизонт верхненепского резервуара выделен в объеме пласта В10. На северо-востоке НБА - это хамакинский горизонт, в центральной и северо-западных ее частях - чонский, а в юго-западной - марковский и ярактинский. Проницаемый горизонт распространен в тех же районах, что и резервуар в целом. Однако в юго-западной части антеклизы выделены три участка отсутствия проницаемого горизонта. Один из них находится на Даниловской площади, другой расположен севернее Ярактинского и Аянского месторождений. Третий, самый крупный, участок охватывает Нижненепскую, Чинягдинскую, Водораздель­ную, Восточно-Кийскую и Сунганскую площади.

Литологический состав и строение проницаемого горизонта весьма разнообразны. Выделяются песчаный, преимущественно песчаный, алевритово-песчаный, глинисто-алевритово-песчаный и глинисто-песчано-алевритовый типы разрезов. Наибольшим распространением пользуются первые три типа разреза, широко развитых в сводовой части Непско-Ботуобинской антеклизы. Мощность песчаников проницаемого горизонта изменяется от нескольких до 20-30 м. На большей части антеклизы она составляет 5-15 м. Лишь в юго-восточной части Непского свода и некоторых районах юго-западной части антеклизы она возрастает до 20-30 м. Наименьшие мощности песчаников (3-5 м) отмечаются в западной части структуры, в бассейне р. Непы.

Песчаники верхненепского резервуара характеризуются высокими емкостно-фильтрационными свойствами.

На обширных территориях антеклизы пористость пород изменяется от 5-7 до 20%, проницаемость - от 0,010 до 0,100 мкм2 и более, мощность пород-коллекторов - от 5 до 25 м. Улучшение емкостно-фильтрационных показателей отмечается в сводовой части антеклизы и на ее северо-западном склоне, а также на отдельных учабтках юго-западного склона (Верхнечонско-Дулисьминско-Ярактинская полоса песчаников).

Экранирующий горизонт верхненепского резервуара сплошным покровом перекрывает проницаемую часть. Исключение составляют лишь отдельные участки на юго-западе антеклизы, где он отсутствует. Горизонт представлен преимущественно глинистыми породами верхненепской подсвиты. Мощность его изменяется от 5-10 до 50-80 м. Характер ее распределения на площади района подобен проницаемому горизонту. Содержание песчаников в экранирующей части резервуара изменяется от 3-5 до 30%. Наибольший процент песчаников наблюдается на юго-восточном склоне антеклизы. На остальной территории содержание песчаников в экране обычно составляет менее 5 %.

При анализе качества экранирующего горизонта верхненепского резервуара учитывалось то, что он дополнительно перекрыт экраном высокого качества нижнеиктехского резервуара, проницаемая часть которого имеет ограниченное распространение. Однако в центральной части антеклизы (западная часть Непского свода, бассейны рек Тэтэре и Непа) этих экранов нет. Отмеченная зона является «окном» для миграции углеводородов из проницаемого горизонта верхненепского резервуара и всего терригенного комплекса в вышележащие карбонатные резервуары.

Верхненепский резервуар характеризуется региональной нефтегазоносностью. К нему приурочены залежи нефти и газа на Ярактинском, Аянском, Дулисьминском, Даниловском, Верхнечоиском и Нижнехама-кинском и Центрально-Талаканском месторождениях; получены притоки углеводородов на Марковской, Потаповской и Преображенской площадях.

Нижнеиктехский резервуар

Представлен терригенно-карбонатными отложениями нижнеиктехской и верхнебочугунорской подсвит и тирской свиты. Его мощность изменяется от 30-40 до 320 м. Наибольшие ее значения отмечаются в Вилючанской седловине и в наиболее прогнутых участках склонов НБА.

Проницаемый горизонт резервуара ограниченно распространен. В состав его входят горизонты: улаханский (В12)*, харыстанский (В5), ботуобинский, парфеновский (В5) и верхнетирский (В3), которые, как правило, территориально не совмещены. Первые три горизонта распространены

*В связи со сближенным положением пластов В4 и В12 последний отнесен к нижнеиктехскому резервуару условно.

в северо-восточной части антеклизы и Вилючанской седловине. Парфеновский и верхнетирский горизонты приурочены к юго-западному склону антеклизы, где они развиты в виде полос субширотной ориентировки. Полоса песчаников верхнетирского горизонта охватывает Аянскую, Ярактинскую, Токминскую, Верхнетирскую и Болыпетирскую площади. Песчаники парфеновского горизонта распространены несколько южнее (от Криволукской площади до Верхнекатангской) и простираются далее на запад в пределы Ангаро-Ленской ступени. Ширина полос песчаников изменяется от 30-40 до 100 км. Мощность проницаемого горизонта резервуара изменяется от 2-3 до 40 м. Наибольшие ее значения отмечаются в центральной, части зон распространения проницаемого горизонта.

Литологический состав проницаемого горизонта более однородный, чем в резервуарах, описанных выше. Он представлен песчаными, преимущественно песчаными и глинисто-алевролитово-песчапыми типами разрезов. Широко распространены первые два типа. Мощность песчаников изменяется от 2-3 до 25 м. Характер ее распределения по площади района подобен проницаемому горизонту.

Проницаемый горизонт нижнеиктехского резервуара характеризуется наиболее высокими емкостно-фильтрационными свойствами пород на северо-востоке Непско-Ботуобинской антеклизы. Пористость пород изменяется от 5-7 до 20%, проницаемость - от 0,010 до 0,400 мкм2 и более, мощность пород-коллекторов - от 3-5 до 10-20 м. Улучшенные емкостно-фильтрационные свойства пород характерны для центральных частей зон развития песчаников.

Экранирующий горизонт нижнеиктехского резервуара значительно шире распространен, чем его проницаемая часть. Он отсутствует лишь в центральной части Непско-Ботуобинской антеклизы. Мощность его изменяется от 30 до 300 м.

По диалогическому составу выделяются два типа разрезов экранирующего горизонта: терригенно-сульфатно-карбонатный и глинисто-карбонатный. Преобладает первый тип разреза. Второй литологический тип развит лишь в северо-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы и на территории Вилючанской седловины.

Качество экранирующего горизонта нижнеиктехского резервуара преимущественно высокое и весьма высокое.

Продуктивность нижнеиктехского резервуара весьма высокая. Несмотря на ограниченную площадь распространения проницаемого горизонта, здесь выявлены залежи углеводородов на Иреляхском, Верхые-вилючанском, Среднеботуобинском, Тас-Юряхском, Озерном, Нижнехамакинском, Иктехском, Марковском месторождениях. Получены промышленные притоки углеводородов на Криволукской, Потаповской, Касаткинской и Верхнетирской площадях. Основные выявленные запасы нефти и газа приурочены к Мирнинскому выступу.

Нижнеданиловский резервуар

Распространен повсеместно в Ненско-Ботуобинской НГО. Он представлен карбонатными породами одноименной и среднеиктехской подсвит. Мощность его варьирует от 90 до 140 м. Наибольшие ее значения отмечаются на крайнем северо-востоке НБА и на Вилючанской седловине.

Проницаемый горизонт нижнеданиловского резервуара на всей территории НГО соответствует пласту Б12 (преображенскому горизонту). Мощность его обычно изменяется от 10 до 20 м.

Литологический состав проницаемого горизонта изучен только в юго-западной и центральной частях антеклизы. Он представлен доломитами с прослоями доломитовых мергелей и доломито-ангидритов. Среди доломитов выделяются хемогенные (микро-тонкозернистые), биогенные (фитолитовые, водорослевые, сгустково-комковатые), биогенно-обломочные разности [87]. Биогенные и биогенно-обломочные породы чаще всего подвергались наиболее интенсивной перекристаллизации и выщелачиванию, что явилось важным фактором формирования коллекторов. В биогенных доломитах содержание фитолитов и обломков органогенных пород - от 15 до 90%, но обычно около 50%. Благоприятные условия для биогенного осадконакопления имели место в северо-западной части антеклизы, о чем свидетельствуют повышенное содержание и разнообразие форм водорослевой проблематики в породах. В доломитах интенсивно проявились выщелачивание, перекристаллизация, ангидритизация, трещинообразование и в меньшей степени засолонепие [36].