Непско-Ботуобинская антеклиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / , , и др. - Новосибирск: Наука, 1986. 245 с (стр. 28 )

В карбонатах литвинцевской свиты по результатам проводки сква­жин почти повсеместно фиксируются интенсивные поглощения буровых растворов. Поэтому высокие коллекторские свойства карбонатов литвинцевской свиты не вызывают сомнений. Но в центральных и северных частях Непско-Ботуобинской антеклизы отложения литвинцевской свиты находятся в зоне водообмена на глубинах до 500 м. Только в южной части антеклизы они погружаются на глубины 500-900 м и представляют интерес для нефтегазопоисковых работ.

Литвинцевский проницаемый горизонт экранируется глинисто-карбонатными отложениями верхоленской свиты. В целом литвинцевский резервуар низкоперспективен в южной части Непско-Ботуобинской антеклизы.

Литологический и стратиграфический контроль размещения нефтяных и газовых залежей

Разновременность вступления территории Непско-Ботуобинской НГО в режим седиментации и неоднократные проявления перерывов в осадконакоплении обусловили, как показано выше, различное латеральное распространение продуктивных горизонтов в венд-кембрийской части осадочного чехла. В первую очередь это относится к песчаниковым пластам группы В и разобщающим их флюидоупорам. Исключительно древний возраст продуктивной толщи сказался на масштабах постседиментационных преобразований, играющих порой определяющую роль в контроле углеводородных залежей и зон нефтегазонакопления.

Продуктивные горизонты группы В, как следует из рис. 18, характеризуются различной площадью распространения. Кроме того, практически каждый из них приурочен к поверхности того или иного стратиграфического несогласия.

Региональный стратиграфический контроль залежей определяет характер их пространственного размещения как по площади, так и по разрезу венд-кембрийской части осадочного чехла. Обусловлен он двумя особенностями строения нефтегазоносных комплексов - прилеганием продуктивных горизонтов к поверхности кристаллического фундамента и их палеоразмывами.

Фактор стратиграфического прилегания на территории Непско-Ботуобинской НГО проявился весьма широко, что объясняется сочленением таких контрастных (и в современном, и в палеоплане) надпорядковых структур, как Непско-Ботуобинская антеклиза и Предпатомский региональный прогиб. Здесь вдоль юго-восточных склонов Пеледуйского и Верхневилючанского куполовидных поднятий происходит выклинивание песчаников бетицчинской и хоронохской пачек борулахской свиты. В результате пласт В14 резко сокращается в толщинах от 200 м в наиболее погруженной зоне прогиба до полного выклинивания в контурах Верхневилючанского, Нижнехамакинского месторождения и на восточном участке Талаканской площади (рис. 66). К зоне прилегания пласта приурочены газовые залежи на Верхневилючанском, Вилюйско-Джербинском и Нижнехамакинском месторождениях, причем все они тяготеют к линии выклинивания продуктивного горизонта.

Второй уровень стратиграфического прилегания связан с пластом В13 (см. рис. 18). Толщина его последовательно сокращается к присво-довым (в палеоплане) участкам антеклизы, вплоть до полного отсутствия отложений на Сюльдюкарской, Отулахской, Иреляхской, Ербогаченской, Тэтэрской, Кийской и других площадях. К участкам выклинивания пласта В13

Рис. 66. Схема локализации залежей в пласте B14

Здесь и на рис. 67, 68: 1 ‑ зоны отсутствия пласта; 2 ‑ изопахиты; 3 ‑ залежи; 4 ‑ притоки пластовых флюидов в единичных скважинах (группах скважин); 5-8 ‑ зоны локализации залежей: 5 ‑ преимущественной, 6 ‑ вероятной, 7 ‑ спорадической; 8 ‑ существенно карбонатных фаций пласта; 9 ‑ разломы.

приурочены практически все выявленные в нем углеводородные залежи - на Ярактинском, Аянском, Дулисьминском, Верхнечонском месторождениях, где этот продуктивный горизонт образует типичные структуры прилегания (рис. 67). Исключение составляет лишь газовая залежь Нижнехамакинского месторождения, расположенная в зоне сплошного развития пласта B13 с толщиной последнего до 60-70 м.

На уровне пласта В10 масштабы стратиграфического прилегания менее выражены и подобный фактор в региональном плане может проявляться лишь в северной части антеклизы, где этот пласт залегает непосредственно на поверхности кристаллического фундамента. Кроме того, определенный интерес представляют участки локальных эрозионных выступов облекания. Два таких выступа установлены непосредственно севернее Ярактинского, Дулисьминского месторождений (рис. 68). Однако, несмотря на незначительную палеогеоморфологическую выраженность, к их склонам приурочены углеводородные залежи, причем в основе контролирующего

Рис. 67 Схема локализации залежей в пласте В13

фактора лежит принцип последовательного прилегания продуктивного пласта Bi0 к поверхности кристаллического фундамента вплоть до полного выклинивания песчаников. По-видимому, сходная ситуация имеет место на Даниловском, Преображенском и Озерном месторождениях, поскольку углеводородные залежи В10 приурочены здесь к участкам сокращенных толщ. Нефтегазопоисковый интерес должны представлять и центральные участки Усть-Кутского погребенного выступа, где фиксируются две локальные зоны выклинивания пласта В10. Однако наиболее перспективной для выявления ловушек стратиграфического прилегания на уровне рассматриваемого горизонта, вероятно, все-таки следует считать зону его предполагаемого регионального выклинивания на участке между Ербогаченской, Верхнеченской, Озерной, Западной и Среднеботуобинской площади (см. рис. 68).

Ситуация, сходная с рассмотренной выше пласта для В10, наблюдается и на уровне менее масштабного в латеральном отношении горизонта B12, приуроченном к северной части антеклизы. Продуктивен этот пласт на севере Среднеботуобинского, Иреляхском месторождениях, Маччобинской, Сюльдюкарской площадях, т. е. в зоне его выклинивания, где он приурочен к базальной части осадочного чехла.

Рис. 68. Схема локализации залежей в пласте В10.

В пределах Непско-Ботуобинской НГО стратиграфическое прилегание базальных горизонтов осадочного чехла к поверхности кристаллического фундамента происходит лишь на уровне пластов B14‑В10. Здесь четко проявляется приуроченность углеводородных залежей к зонам выклинивания базальных горизонтов осадочного чехла. По мере смещения линий полного выклинивания в сторону внутренних районов Непско-Ботуобинской антеклизы смещаются и приуроченные к ним залежи.

В результате наблюдается последовательное скольжение продуктивного резервуара по мере вовлечения территорий ранневендского выступа в режим бассейновой седиментации (см. рис. 66-68).

С позиций литологического контроля подобная зональность объясняется достаточно просто и подробно описана в геологической литературе. Граничные линии развития древних пляжей, т. е. внешние контуры зон их максимального продвижения на каком-либо из трансгрессивных циклов, всегда характеризуются наибольшей степенью сортированности кластического материала, стабильностью его фракционного и часто минералогического состава. Здесь очень слабо выражена неоднородность и расчлененность песчаниковых тел и резко понижено содержание пили-товых и алевритовых фракций.

Очевидно, что подобная литологическая зональность четко проявляется лишь в региональном плане. Более сложна проблема локального литологического контроля конкретных залежей их контуров. Несмотря на широкое развитие структур литологических замещений пород-коллекторов непроницаемыми отложениями, существенных успехов в этом направлении пока не достигнуто. Сложность вопроса обусловлена сочетанием здесь факторов кон - и постседиментационного планов, причем характер их взаимосвязи не всегда четко выражен. Из числа наложенных процессов в продуктивных горизонтах песчаникового состава определяющим, по-видимому, является минерализация первичного пустотного пространства каменной солью, сульфатами, карбонатными образованиями. Что же касается седиментационных факторов, то здесь контролирующими следует считать скорее всего палеогеоморфологические критерии, определяющие степень однородности и сортированности песчаников. К сожалению, в плане локального прогноза зон распространения коллекторов оба вопроса разработаны крайне слабо.

В отложениях, залегающих выше пласта В10, продуктивными в пределах Непско-Ботуобинской НГО являются горизонты В6, B5 и В3. Стратиграфическая зональность в размещении залежей в этих пластах определяется характером межседиментапионных перерывов. В частности, в результате предтирского (предиктехского) размыва верхненепская подсвита глубоко денудирована, поэтому продуктивные в смежной Катангской НГО пласты В9-В7 здесь отсутствуют (см. рис. 18). Аналогичная ситуация доказана для пласта В6, который сохранился от размыва лишь в зоне Предпатомского регионального прогиба, где к нему приурочена газовая залежь на Верхневилючанском месторождении (рис. 69). Полностью или в верхней своей половине денудированы на большей части антеклизы отложения и тирской свиты, вмещающей пласт В3. Естественно, это ограничивает область его локализации и, соответственно, вероятность обнаружения на этом уровне углеводородных скоплений.

Ограниченной областью распространения характеризуется также и пласт В5. Он приурочен к базальной части тирской свиты (нижнеик-техской подсвиты), залегая на денудированной поверхности непской - курсовской свит. Нефтегазоносность его доказана на Марковском, Озерном, Нижнехамакинском, Хотого-Мурбайском, Среднеботуобинском, Тас-Юряхском, Иреляхском месторождениях, Иктехской и Маччобинской площадях. В морфологическом отношении тела песчаников этого пласта имеют форму сильно вытянутых линз, толщина которых достигает в Ботуобинском районе 30 м и 17,5 м ‑ в Марковском (см. рис. 69). На внешних контурах линз параллельно с уменьшением их толщин происходит замещение их сульфатно-карбонатными или глинисто-карбонатными отложениями. Пласт сформировался из продуктов денудации венд-кембрийского терригенного комплекса (непская и курсовская свиты). Обнаружение пласта В5 на еще не изученной глубоким бурением территории Непско-Ботуобинской антеклизы наиболее вероятно в зонах сочленения этой структуры с Предпатомским региональным прогибом и Катангской седловиной.