Евгений Дипломная работа (2). 1 Утверждена приказом по университету от

• Название: 1 Утверждена приказом по университету от
• Дата: 23.05.2023
• Размер: 2.32 Mb.
• Имя файла: Евгений Дипломная работа (2).docx
• Тип: Программа; #1154201
• страница: 4 из 34

Обзор ранее проведенных геологоразведочных работ

В связи с поисками и разведкой углеводородных залежей в пределах Ярактинского месторождения ранее были выполнены:

• 
  рекогнасцировочные и геолого-съемочные работы;
  
• 
  геофизические исследования (магнито-, грави-, электро- и сейсморазведка);
  
• 
  структурно-геохимические исследования;
  
• 
  глубокое бурение (с проведением широкого комплекса работ по испытанию и исследованию скважин)
  

Первые исследования территории Сибирской платформы в пределах рассматриваемого района работ были начаты с середины XIX века М. Злобиным (1831 г.), А. Эрманом (1843 г.), К. Жирраром (1843 г.), А. Чекановским (1874 г.), И. Кропоткиным (1875 г.), И. Черским (1878–1881 гг.), В. Обручевым (1891 г.) и другими.

Эти работы носили рекогносцировочно-описательный характер и непосредственно площадь работ не охватывали.

В 1937–1938 гг. К.А. Прокоповым [1] были проведены работы в верхнем течении реки Лены от села Качуг до села Киренск и установлено наличие пологой складчатости, развитой вдоль реки Лена. Прослежены Турунская и Марковская антиклинали, позднее подтвердившиеся по отложениям верхнего структурного этажа более детальными работами.

В 1939 г. Р.М. Шерр проводит структурно-геологическую съемку в масштабе 1:50000 на участке Турукской антиклинали и в 17 км юго-западнее г. Усть-Кута. По результатам работ им была составлена структурная карта Турукской и Соль-Заводской антиклиналей, и по аналогии с районами Якутии обоснована необходимость изучения нефтеносности подсолевого кембрия.

В 1941 г. С.П. Ситников проводил геологические работы в южной части Сибирской платформы, по материалам которых в 1943 г. впервые была составлена детальная схема тектонического строения южной части Сибирской платформы, включающая район Ярактинского месторождения.

В 1949 г. Н.И. Фомин проводил геологическую съемку междуречья Киренги, Лены, Нижней Тунгуски и Непы в масштабе 1:1000000, и выявил ряд региональных антиклинальных поднятий, что позволяло положительно оценивать перспективы нефтеносности региона в целом.

Начиная с 1952 г. прилегающие площади Ярактинского месторождения картируются структурно-геологической съемкой, в начале масштаба 1:100000 (Гинзбург К.Г.), а затем и масштаба 1:50000.

В 1948–1954 годы на Сибирской платформе разворачиваются нефтепоисковые работы. В значительных объемах проводится структурно- картировочное колонковое бурение, введены в бурение Каменская, Щукинская, Большеразводнинская, Жигаловская (Тутурская), Боханкская, Мальтинская, Тыптинская, Усть-Кутская (Турукская), Тыретская, Осинская, Еловская, и Балыхтинская площади, заложены Абанская и Рыбинская опорные скважины.

В 1957 г. Кузнецовым Г.А. была закончена работа по составлению государственной геологической карты СССР листа 0–48 масштаба 1:1000000 и дано подробное описание стратиграфии и тектоники района, в соответствии с которым Ярактинское месторождение относится к зоне слабо выраженных антиклинальных структур северо-восточного простирания.

В 1965 г. Шафиров Р.С. проводит государственную геологическую съемку масштаба 1:200000 по результатом которой на площади Ярактинского месторождения по подошве Усть-Кутской свиты были выделены Усть-Бельская антиклиналь, Гульмонская синклиналь и Туркинский вал, имеющие северо- восточное простирание.

Непосредственно на площади Ярактинского месторождения структурно- геологическая съемка масштаба 1:50000 проводилась, начиная с 1965 г. Гульмокской, Ярактинской и Нижне-Тунгусской партиями ВСГУ под руководством Буддо Ю.И. и Ситникова А.И., что позволило закартировать девять небольших структур положительного и отрицательного знаков по подошве песчаников верхнечертовской подсвиты [1].

С 1946 г. на юге Сибирской платформы были начаты геофизические исследования, которые с организацией конторы «Востсибнефтегеофизика» в 1949 г. стали расширяться, и были направлены, главным образом, на изучение структурных особенностей осадочного чехла на глубине. К 1954–1955 гг. было установлено несоответствие структурных планов надсолевого и подсолевого

комплексов, что послужило основанием пересмотра методики поисков перспективных структур. Колонковое структурно-поисковое бурение было прекращено и для решения вопросов региональной тектоники и нефтегазоносности территории в 1956–1961 гг. бурятся опорные скважины, в северных и западных частях Иркутского амфитеатра: Тасеевская, Тайшетская, Заирская, Мироновская, Тынасская, Тулунская и Марковская.

С конца 50-х годов масштабы геолого-геофизические исследования в районе месторождения в значительной степени увеличиваются. В 1956 г. Якутской аэромагнитной партией (В.И. Блюменцвайг) район Ярактинского месторождения был покрыт аэромагнитной съемкой масштаба 1:1000000.

На фоне плавно меняющегося магнитного поля, были выделены отдельные аномалии, которые севернее 58° с.ш. имеют северо-западное простирание, обусловленное ориентацией структур кристаллического фундамента. По мнению В.И. Блюменцвайга аномалии магнитного поля вызваны неоднородностью кристаллического фундамента, а также наличием трапповых тел основного состава, залегающих на глубине 2 и более км.

Закартированный Ярактинской минимум поля силы тяжести обусловлен пониженной плотностью пород фундамента, характерных для всей исследуемой площади.

Начиная с 1962 г. в Ленно-Тунгусском районе проведен большой объем электроразведочных исследований комплексом методов ТТ, ДЗ, МТЗ, МТП, ВЭЗ масштаба 1:500000, 1:200000, 1:100000 (Давыдов К.И., Горностаев В.П., Пахомов В.М., Шпак И.П., Портныгин М.А., Карнаухов В.В. и др.).

Установлено наличие широких аномальных зон северо-западного простирания, которые рассматриваются как участки увеличения мощности осадочной толщи и насыщенности ее минерализованными растворами.

В 1972 г. с целью выявления залежей нефти и газа, а также изучения района по геоэлектрическим горизонтам, приуроченным к карбонатно- галогенным отложениям нижнего кембрия и поверхности фундамента, непосредственно по Ярактинской площади проведены опытно- производственные работы комплексом методов электроразведки ТТ и ЗСБЗ.

По результатам съемки ТТ масштаба 1:200000 в центральной части площади выделен обширный минимум направленности поля, отождествляемый с относительно проводящей зоной надопорных отложений. В результате проведенных детальных работ масштаба 1:500000 выделен ряд положительных и отрицательных аномалий, которые предположительно связывались с развитием коллекторов в разрезе и различным их насыщением.

Кроме того, с 1974 г. Иркутской геофизической партией ВГТ применялась корреляционная методика прямых поисков по данным обработки на ЭВМ сейсморазведочных материалов по программе «залежь», а выявленные по этой методике аномалии связывались с наличием скоплений УВ в разрезе. В результате проведенных работ были выявлены перспективные аномалии на Ярактинской, Поймыгинской и других площадях [1] В 1974 г. методической геологической партией ВСГУ (Зарунин В.М., Лебедь Г.Г.) по долине реки Непы проведены опытно-методические работы по прямым геохимическим методам. В результате этих работ был выявлен ряд геохимических аномалий, которые авторы объясняют наличием миграционных потоков газа над залежами нефти и газа [1]

Глубокое бурение в прилегающих районах с Ярактинским месторождением было начато в 1961 г. с заложения Марковской опорной скважины 1, бурение которой осуществлялось Марковской нефтеразведочной экспедицией треста «Востсибнефтегеология», позднее переименованной в Ленскую нефтеразведочную экспедицию.

18 марта 1962 г. из опорной скважины 1, расположенной в поселке Верхнемарково, в 90 км южнее Ярактинского месторождения, из осинского карбонатного горизонта усольской свиты нижнего кембрия был получен мощный фонтан нефти с дебитом до 1000 м³/сут.

В процессе разведки месторождения установлено, что основная газоконденсатная залежь приурочена к структурно-литологической ловушке терригенного парфеновского горизонта нижнемотской подсвиты, а к осинскому карбонатному горизонту приурочена лишь небольшая залежь нефти.

Открытие Марковского месторождения, запасы которого утверждены в ГКЗ в 1968 г., определено начало нового этапа значительного расширения и концентрации геолого-геофизических работ в северо-восточных районах Иркутской области. Первоначально поисковые и параметрические скважины закладывались в пределах Марковского и сходных с ним линейно-вытянутых валов (1962–1968 гг.). В этот период глубоким бурением изучаются Марковский, Бочактинский, Казаркинский, Криволукский, Усть-Киренгский и Усть-Кутский валы, перспективы нефтегазоносности которых связываются с осинским и парфеновским горизонтами. При этом предполагалось, что их структурный план, в общих чертах, соответствует структуре верхних горизонтов.

В северо-восточных районах амфитеатра бурятся региональные колонковые профиля: Илимский, Жигалово-Усть-Кутский, Усть-Кут- Марковский, Марково-Ичерский.

В результате проведенных в этом периоде работ было доказано резкое несоответствие строения надсолевых и подсолевых этажей.

В подсолевых отложениях по данным глубинного бурения был выявлен моноклинальный склон крупного погребенного поднятия, полого поднимающийся в северном и северо-восточном направлении. Кроме того, установлено сокращение мощности терригенных отложений непской и тирской свит по направлению к вершине Непского свода, и сложный характер формирования и распространения пород-коллекторов.

Изучение региональной структуры Непского свода проводилось параметрическим бурением в комплексе с геофизическими работами. По проекту, утвержденному Министерством геологии РСФСР, с целью предварительной оценки перспектив нефтегазоносности юго-восточного склона и выявления зон развития пластов-коллекторов в терригенных отложениях нижнего венда, предусматривалось начать бурение по трем профилям в северном направлении от Марковского месторождения.

Первый профиль по реке Нижней Тунгуске из скв. 1 и 7; второй по реке Большая Тира из скв. 2 и 6; третий по реке Малая Тира из скв. 3, 4, 5. Заложение скважин 3, 4, 6, 7 ставилось в зависимость от результатов бурения скв. 1, 2, 5 и результатов площадных сейсморазведочных работ. Бурение пяти скважин на Северо-Марковской площади подтвердили продолжение моноклинального подъема пород по нижнему структурному этажу в северном направлении.

В разрезе нижнемотской подсвиты были установлены литолого- фациальные изменения и общее сокращение мощности терригенной части разреза по сравнению с разрезом нижнемотской подсвиты на Марковской площади.

На Северо-Марковской площади из терригенной части нижнемотской подсвиты во всех скважинах были получены притоки пластовой воды дебитом до 31 м³/сут, с содержанием брома более 6 г/л (скв. № 5СМ), а при испытании скв. 4 и 5 также пленки нефти.

После проведения в скв. 5 дополнительных работ по изоляции водоносного горизонта и интенсификации притока из интервала 2610–2615 была получена чистая нефть, дебитом 1,5 м³/сут.

Для изучения геологического строения и размеров выявленной залежи нефти был составлен проект по разбуриванию Ярактинской площади 13-ю поисковыми скважинами. В проекте в качестве первоочередных предусматривалось бурение трех скв. 6, 7, 8, которые должны были закладываться вверх по восстанию моноклинального склона, соответственно на расстояниях 3, 10 и 3,5 км к востоку, северу и северо-западу от скважины 5СМ.

Скважины 6 и 7 оказались непродуктивными, а из скв. 8 получен фонтанный приток нефти дебитом 144 м³/сут. Полученный приток нефти подтвердил наличие Ярактинской залежи и значительно повысил оценку перспектив нефтегазоносности терригенной толщи на обширной территории северо-восточной части Иркутского амфитеатра.

Дальнейшее бурение скв. 11 и 13 показало, что Ярактинское месторождение является не нефтяным, как считалось вначале, а нефтегазоконденсатным.

С целью разведки и оконтуривания Ярактинского месторождения на 1 августа 1978 г. (дату первого подсчета) было пробурено 40 скважин, из которых 21 скважина оказалась продуктивной [1].