Непско-Ботуобинская антеклиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / , , и др. - Новосибирск: Наука, 1986. 245 с (стр. 25 )

Проницаемый горизонт резервуара в целом характеризуется низкими емкостно-фильтрационными свойствами пород. Наиболее высокие значения пористости и проницаемости пород отмечаются в тех районах антеклизы, где в разрезах имеются прослои фитолито-обломочных, водорослевых и комковато-сгустковых доломитов. Распространение таких пород предполагается в северо-западной части НБА, в юго-западной, и центральной частях Непского свода. Здесь пористость пород изменяется от 3-4 до 14%, проницаемость достигает 0,060 мкм2, мощность пород-коллекторов составляет 10-15 м. В северо-западной и юго-западной частях НБА и на территории Вилючанской седловины проницаемый горизонт сложен плотными доломитами, обладающими низкими емкостно-фильтрационными свойствами.

Экранирующий горизонт нижнеданиловского резервуара сплошь перекрывает проницаемый разрез. Он представлен средней и верхней частями нижнеданиловской и среднеиктехской подсвит. Мощность его изменяется от 70 до 130 м. Горизонт представлен глинистыми и ангидритизированными доломитами, мергелями и отчасти аргиллитами.

Продуктивность нижнеданиловского резервуара выявлена в северо-западной и центральной частях НБА на Даниловской, Верхнечонской, Преображенской и Ербогаченской площадях.

Верхнеданиловский резервуар

Он объединяет в юго-западной части НБА одноименную подсвиту и галогенно-карбонатные отложения подосннской пачки усольской свиты, в северо-восточной части структуры и Вилючанской седловине ‑ карбонатные породы верхнеиктехской подсвиты. Мощность резервуара изменяется от 90 до 120 м. Наименьшие ее значения отмечаются в северо-западной части антеклизы.

Проницаемый горизонт верхнеданиловского резервуара представлен пластами Б3-Б5. На Вилючанской седловине и в северо-восточной части НБА им соответствует юряхский горизонт, в юго-западной части антеклизы ‑ усть-кутский. Мощность проницаемой части разреза изменяется от 5 до 90 м.

Юряхский горизонт представлен тремя пластами Б3 (Ю-I), Б4 (Ю-II) Б5 (Ю-III). Первые два пласта сложены преимущественно доломитами, иногда известковистыми и известковыми, микро-тонкозернистыми, прослоями мелкосгустковой структуры, участками мелкопористыми и кавернозными. Помимо них в строении пластов участвуют известняки, чистые или в той или иной степени доломитистые. Встречаются прослои микрофитолитовых пород с органогенно-обломочной проблематикой, содержание которых в разрезе составляет от первых до 30%. Породы в большинстве случаев перекристаллизованы. Пласт Б5 отделен от вышележащих пластов пачкой пород мощностью до 20 м, представленной глинистыми доломитами, мергелями, доломито-ангидритами. Он сложен, судя по каротажному материалу, чистыми разностями карбонатов.

Усть-кутский горизонт (Б3-4) имеет примерно такой же состав, как и юряхский. Отличие заключается лишь в отсутствии в его составе из­вестняков. Усть-кутский горизонт, делится на два пласта. Перемычкой между ними является пачка глинистых доломитов, ангидрито-доломитов и ангидритов. Верхний пласт (Б3-4) представлен преимущественно органогенно-обломочными доломитами с прослоями водорослевых и зернистых доломитов, доломито-ангидритов. Количество органогенно-обломочных образований в них от 10 до 80, обычно более 50%. Породы засолонены, иногда окремнены и ангидритизировапы. Нижний пласт (Б5) состоит из интенсивно перекристаллизованных водорослевых доломитов, засолоненных, битуминозных и слабо ангидритизированных. Остатков водорослей в них 40-80% [36, 87]. В последние годы на восточном склоне НБА геофизическими работами выделена зона рифоподобных образований (Рассохинский участок). Описание ее приведено ниже.

Емкостно-фильтрационные свойства пород проницаемого горизонта верхнеданиловского резервуара в целом невысокие. На большей части рассматриваемого района пористость пород изменяется от 1-2 до 5-.20%, проницаемость ‑ от 0 до 0,005 мкм2, мощность пород-коллекторов менее 3 м. Исключение составляет лишь северо-западная часть НБА и Вилючанская седловина, где отмечается увеличение пористости до 15%, проницаемости - до 0,100 мкм2 и более, мощности пород-коллекторов ‑ до 20 м.

Экранирующий горизонт верхнеданиловского резервуара повсеместно распространен и представлен галогенно-карбонатными отложениями нижнеусольской подсвиты (подосинская пачка). Мощность его изменяется от 10 до 100 м и контролируется содержанием каменной соли. Наименьшие ее значения отмечаются на Вилючанской седловине и в северо-восточной части НБА. В юго-западном направлении содержание каменной соли в экранирующем горизонте увеличивается, возрастает и его мощность.

По диалогическому составу выделяются следующие типы разрезов экранирующего горизонта: глинистые карбонаты с содержанием солей до 5 м; от 5 до 10 м; более 10 м. Наиболее широко распространены последние два литологических типа, обладающие высокими экранирующими свойствами. Первый и второй типы разрезов, развитые на Вилючанской седловине и в северо-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы, характеризуются низкими и средними экранирующими свойствами.

Продуктивность верхнеданиловского резервуара выявлена в северо-западной части антеклизы и на Вилючанской седловине, там, где отличаются улучшенные емкостно-фильтрационные свойства пород. В указанных районах открыты промышленные залежи нефти и газа на Даниловском, Верхнечонском, Верхневилючанском и Вилюйско-Джербинском месторождениях; получены притоки углеводородов на Преображенской, Чангильской, Кийской, Тэтэрской и Усть-Кутской площадях.

Как показано выше, коллекторские свойства карбонатных продуктивных горизонтов нижне - и верхнеданиловского резервуаров в значительной степени контролируются их эпигенетическими (катагенетическими) изменениями [29, 36]. Последние носили двоякий характер ‑ выщелачивание и перекристаллизация, с одной стороны, сульфатизация и галитизация - с другой. Процессы выщелачивания и перекристаллизации вели, как правило, к улучшению фильтрационно-емкостных свойств карбонатных коллекторов, а сульфатизации и галитизации порового пространства - к их резкому ухудшению. Как показали литологические исследования , , и др., палеогидрогеологические исследования , , и др., геологические исследования , , и др., процессы эти были, видимо, разделены во времени.

Обратимся к историко-геологическому анализу процессов выщелачивания и прогнозу на этой основе зон, наиболее благоприятных для поиска улучшенных пород-коллекторов.

Первое, что обращает на себя внимание при анализе локализации карбонатных коллекторов, приуроченность их к центральной и северо-западной частям НБА. Примечательно, что эта зона пространственно совпадает не с современной сводовой частью структуры, а с ее палеосводом. Именно на участках минимальных мощностей как всего подсолевого комплекса, так и отдельных его пачек концентрируются практически все приточные скважины. Причем расположены они в зоне полного размыва отложений тирской свиты. Несомненно, подобная лока­лизация не случайна [17].

Как отмечалось выше, сульфатно-глинисто-карбонатный состав по­род, широкое развитие ангидритовых пластов, появление в разрезах Предпатомского прогиба каменных солей характеризуют тирскую свиту как региональный экранирующий флюидоупор, разобщающий терригенный комплекс и верхнюю часть карбонатного. Но, как известно, региональные покрышки помимо своей нефтегазоэкранирующей роли выполняют функции и водоупоров, разграничивающих природные гидро­геологические комплексы, и, в силу повсеместно высоких экранирующих свойств, препятствуют межкомплексному водообмену. Систематический водообмен возможен лишь в зонах обширных гидродинамических окон, обусловленных проявлением процессов палеоразмыва или фациального замещения пород флюидоупора.

Из числа факторов, обеспечивающих поступление вод в пластовые системы внутриплатформенных областей, по-видимому, наиболее значим отжим седиментационных вод.

Источником эллизионыых седиментогенных вод могли быть терригенные отложения среднего - верхнего рифея и венда в Байкало-Патомской миогеосинклинальной зоне, отложения венда в Предпатомской миогеосинклинальной зоне, а также отложения венда в Предпатомском прогибе и в других областях преимущественного погружения, окружающих НБА. Как показано в главе 5, глубины погружения этих отложений к концу венда - началу кембрия были таковы, что поток элизионных вод из них в это время весьма значителен. Зоной разгрузки, куда направлялся этот поток, была НБА.

Палеогидрогеологические реконструкции показывают, что сводовая, точнее палеосводовая, часть НБА в течение всего позднего венда и кембрия в гидродинамическом отношении всегда являлась устойчивым во времени и пространстве пьезоминимумом, куда устремлялись отжимаемые при погружении из терригенных толщ седиментогенные воды.

При наличии множества локальных зон разгрузки эмиграция элизионных вод сравнительно равномерно рассредоточена по площади флюидоупора. В тех случаях, когда роль последнего играют галитовые, сульфатные или сильно сульфатизированные пачки, ситуация резко меняется. Немногочисленность участков перетока приводит к формированию системы устойчивых однонаправленных течений, радиально сходящихся к внутренним гидродинамическим окнам, или параллельных (расходя­щихся) потоков к зонам фациального замещения флюидоупора. Через эти, хотя и обширные в плане, но все же немногочисленные зоны разгрузки должны были пройти огромные массы пластовых вод.

Объем седиментогенных вод, поступавших в центральную часть НБА как в зону разгрузки, оценен [92]. По его данным, объемы седиментогенных вод, отжатых из венд-кембрийского терригенного комплекса НБА, изменяются от 120 м3/м2 в зоне сочленения с Предпатомским прогибом до 8-10 м3/м2 на участках минимальных мощностей (Токминская, Преображенская площади). В целом по антеклизе средний удельный объем этих вод равен 45 м3/м2, что соответствует 14% от общего объема терригенной толщи. Суммарный объем эллизионных вод со всей площади антеклизы порядка 30Ч1012м3. С учетом флюидо-сборных площадей, примыкавших к этой структуре, приведенные цифры эмигрировавших вод могут быть увеличены до 80-90Ч1012 м3. C учетом седиментогенных вод, поступавших из рифейских толщ, масса воды, поступавшая на НБА, на элизионном этапе после формирования даниловских резервуаров будет больше как минимум вдвое.