Нефтегазоносность и тектоническое строение Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. КР ОКТ Ерохова. Геологии и геофизики нефти и газа
 Скачать 2.58 Mb.
|
КАТАНГСКАЯ НГОПлощадью 130 тыс. км2 приурочена к одноименной седловине и юго-восточной части Тунгусской синеклизы. Почти половина ресурсов углеводородов сосредоточена в вендском терригенном комплексе. С ним связаны Собинское и Пайгинское месторождения. Перспективны также верхневендско-нижнекембрийский и кембрийский НГК. Вышележащая часть разреза характеризуется наличием траппов. Собинское нефтегазоконденсатное месторождение Расположено в Красноярском крае. Открыто в 1982 г. Приурочено к одноименному локальному поднятию (Тэтеринско-Собинский мегавал, центральная часть Катангской седловины, которая разделяет Байкитскую и Непско-Ботуобинскую антеклизы). Это брахиантиклинальная складка субширотного простирания размером 55x12,5 км, амплитудой 132 м. Месторождение из трех залежей в интервале 2499—2596 м: две верхние залежи газоконденсатные с нефтяной оторочкой, нижняя — газонефтяная. Продуктивные пласты сложены песчаниками терригенной толщи венда (ванаварская свита), залегающей на размытой поверхности глинисто-доломитовых отложений рифейского возраста. Две верхние залежи пластово-сводовые, нижняя пластово-массивная. Коллектор поровый, пористость 12—17%, проницаемость 0,001—0,16 мкм2. Начальное пластовое давление 30,3—30,6 МПа, t 31—32°C. Эффективная толщина 2,4—27,8 м. Дебиты нефти 29 т/ сут, газа 101— 224 тыс. м3/сут. Плотность нефти 0,824—0,859 г/см3, содержание парафина 1,28-3,58 %, серы 0,24-1,28 %, смол 13-14 %. Состав газа: метана 63-75 %, азота 4,2-5,9 %, плотность газа 0,725-0,732. Содержание стабильного конденсата до 93,6—109 г/м3, плотность конденсата 0,698 г/см3. НЕПСКО-БОТУОБИНСКАЯ НГОПлощадью 250 тыс. км2 занимает одноименную антеклизу и Вилючанскую седловину (рис. 3). Основными нефтегазоносными комплексами являются вендский терригенный и верхневендско-нижнекембрийский карбонатный. В области сосредоточено более половины извлекаемых запасов углеводородов. Здесь открыто 24 месторождения газа, нефти и конденсата, в том числе Верхнечонское, Среднеботуобинское, Талаканское и др.  Рисунок 3. - Непско-Ботуобинская нефтегазоносная область (Н.А. Крылов, Г.Т. Юдин и др., 1997) Границы: 1 — нефтегазоносной области, 2 — надпорядкового структурного элемента, 3 — структур первого порядка, 4 — изогипсы поверхности терригенного венда; 5 — разрывные нарушения; 6 — месторождения: а) нефтяные, б) нефтегазовые, нефтегазоконденсатные, в) газовые: 1 — Иреляхское, 2 — Северо-Нелбинское, 3 — Мирненское, 4 — Маччобинское, 5 — Нелбинское, 6 — Бесюряхское, 7 — Тас-Юряхское, 8 — Среднеботуобинское, 9 — Иктехское, 10 — Верхневилючанское, 11 — Вилюйско-Джербинское, 12 — Хотого-Мурбайское, 13 — Чаяндинское, 14 — Озерное, 15 — Нижнехамакинское, 16 — Восточно-Талаканское, 17 — Талаканское, 18 — Алинское, 19 — Тымпучиканское, 20 — Вакунайское, 21 — Верхнечонское, 22 — Даниловское, 23 — Дулисьминское, 24 — Пилюдинское, 25 — Ярактино-Аянское, 26 — Марковское Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение Расположено в верховьях р. Чон в 250 км севернее г. Киренска (рис. 4). Открыто в 1978 г. Приурочено к северо-западной периклинали Чоно-Пеледуйского поднятия в пределах присводовой части Непско-Ботуобинской антеклизы и связано со сложнопостроенной структурой размером 65x45 км. Разрез сложен отложениями рифея, венда, кембрия и юры общей толщиной до 1700 м. Встречаются интрузии траппов. Площадь сильно осложнена разрывными нарушениями. Наиболее крупный субширотный Могинско-Ленский разлом разделяет структуру на северный и центральный блоки. Нарушения обусловливают наличие многозалежных продуктивных блоков. Месторождение многозалежное, нефть и газ выявлены в карбонатных пластах осинского горизонта усольской свиты, устькутского горизонта тэтэрской свиты, Преображенского горизонта катангской свиты нижнего кембрия и терригенных отложениях верхнечонского горизонта непской свитывенда. Залежи пластовые, тектонически и литологически экранированные. Наибольшие газоконденсатнонефтяные залежи установлены в верхнечонском горизонте (пласты Вч-1 и Вч-2, сложенные кварцевыми песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов). Коллектор трещинно-поровый с пористостью от 2 до 14%, проницаемостью до 0,2—0,3 мкм2. В пластах отмечаются вторичные процессы, резко снижающие коллекторские свойства. Эффективная толщина пластов от 2 до 26м, глубина залегания 1615-1640 м. В верхнечонском горизонте установлено 7 продуктивных блоков общей площадью до 326 км2. Дебиты нефти до 150 т/сут, газа — до 380 тыс. м3/сут, газовый фактор 90—95 м3/т, содержание конденсата до 40 г/м3. Нефть плотностью 0,85 г/см3, содержание парафина 1,2%, серы 0,4, смол 5,7—7,8%. Газ метановый (80-82%), содержание тяжелых гомологов до 18— 20%, плотность 0,667—0,731. Газоконденсатнонефтяная залежь Преображенского горизонта приурочена к карбонатному коллектору мелкопорового типа, гл. 1540 м. Эффективная толщина от 1,4 до 17,2 м, максимальная — в центральной части месторождения. Средняя пористость доломитов 8—10 %, проницаемость до 0,02 мкм2, дебиты нефти до 20 м3/сут, газа — 23 тыс. м3/сут. Нефть и газ Преображенского горизонта по своим характеристикам аналогичны нефти и газу в нижележащих горизонтах. Залежи устькутского и осинского горизонтов изучены слабо, залежи неантиклинальные, пластовые, литологически ограниченные, глубина залегания 1310 м. Коллектор карбонатный, сложен кавернозными доломитами. Пористость 9-12%, проницаемость 0,17 мкм2, пластовое давление 14,6—15,1 МПа, t = 16°С. Площадь залежи 131,8 км2, эффективная толщина 13,7 м, содержание конденсата 43,56 г/м3.  Рисунок 4. - Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение (Н.А. Крылов, Г.Т. Юдин и др., 1997): 1 — изогипсы по кровле проницаемых песчаников пласта ВЧ; 2 — контур газоносности и 2 — нефтеносности; 4 — разрывные нарушения; 5 — граница замещения коллекторов. Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение Расположено в 112 км юго-западнее от г. Мирного. Открыто в 1970г. Приурочено к одноименной антиклинальной складке в центральной части Мирнинского свода Непско-Ботуобинской антеклизы. Это пологая брахиантиклиналь северо-восточного простирания. Размеры структуры 90x30 км, амплитуда 40—46 м. Структура осложнена дизъюнктивными нарушениями. Промышленная газонефтеносность установлена в карбонатных отложениях осинского горизонта нижнего кембрия и терригенных породах ботуобинского, улаханского и талахского горизонтов венд-нижнего кембрия. К ботуобинскому горизонту приурочена основная газовая залежь с нефтяной оторочкой, смещенной на юго-восточное крыло. Залежь пластовая сводовая с элементами тектонического экранирования. Размеры залежи 50х(12—20) км, высота 40 м, ГВК в центральном блоке -1564 м. Газонасыщенные песчаники пористостью 13—18 %, проницаемостью до 0,6 мкм2, эффективная толщина 3,2— 10,4 м. Начальное пластовое давление 14,6 МПа. Дебиты газа 280 тыс. м3/сут. Состав газа, %: метана — 87,18, этана — 3,66, пропана — 1,32, бутана — 0,43, углекислоты — 0,19, азота — 6,19, водорода — 0,09, повышенное содержание гелия. Плотность газа 0,632. Содержание конденсата 20,2 г/м3. Плотность 0,669 г/см3. Нефтенасыщенная толщина нефтяной оторочки 1,5—5 м (северный блок) — 4,2—8,5 м (центральный и восточный блоки). Пористость песчаников 12—17%, начальные дебиты нефти 24 т/сут. Нефть плотностью 0,867 г/см3, вязкость 9,17 мПа×с, содержание серы 0,89%, парафина 1,91—2,85%, смол и асфальтенов 9,6—21,9%, выход фракций до З00оС 77—76,5 %. К ботуобинскому горизонту приурочено до 90 % разведанных запасов нефти и газа. Залежь осинского горизонта нефтегазовая, пластовая, литологически экранированная. Высота 40 м, глубина кровли пласта 1427 м, эффективная толщина 4 м, коллектор карбонатный, пористость 13%, проницаемость 0,015 мкм2, пластовое давление 14,3 МПа, t = 7°С. Дебиты нефти и газа соответственно 16 т/сут и 58 тыс. м3/сут. Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение Расположено в 250 км западнее г. Ленска. Открыто в 1984 г. Площадь месторождения 242 км2. Приурочено к центральной части Талаканского поднятия Непско-Ботуобинской антеклизы. Размеры структуры по изогипсе -1100 м 65x37 км, амплитуда 150 м. Структура разбита разрывными нарушениями на три блока — Центрально-Талаканский, Таранский и Восточно-Талаканский. Продуктивны отложения хамакинского горизонта курсовской свиты венда (разнозернистые песчаники с подчиненными прослоями аргиллитов и алевролитов) и осинского карбонатного горизонта нижнего кембрия. Залежь хамакинского горизонта газовая литологически экранированная, тектонически ограниченная. Глубина залегания продуктивного горизонта в Центрально-Талаканском блоке 1380—1450 м, Восточно-Талаканском 1490—1946 м. Коллектор поровый, открытая пористость 11—13%, проницаемость 0,06 мкм2, газонасыщенная толщина 5,5—9,7 м, газонасыщенность 0,68—0,77, пластовое давление 12,5 МПа, t 13,5°C. Начальные дебиты газа 200 тыс. м3/сут. Плотность газа 0,68, содержание метана 82,2 %, гомологов 6,78%, азота 9,3 %, углекислого газа 0,3 %. Залежь осинского горизонта нефтегазоконденсатная, основная по промышленной значимости, структурно-литологического типа, глубина залегания 1100 м. Толщина газонасыщенной части 4,8—37,6 м, нефтенасыщенной — 8,7-29,2м. Коллекторы порово-кавернозные и трещинные. Пористость 24%, проницаемость 0,5 мкм2. Нефтенасыщенность 0,82, пластовое давление 9,8—10 МПа, 112°C. Начальные дебиты 79—95 т/сут, газа до 480 тыс. м3/сут. Плотность нефти 0,840 г/см3, вязкость в пластовых условиях 3,23—4,04 мПа×с, содержание серы 0,4 %, парафина 1,64%, смол 13,5 %. Газ содержит метана 85,2 %, азота 3,4-4 %, углекислого газа 0,1—0,3 %. Содержание стабильного конденсата 28,2 г/м3. Плотность конденсата 0,668—0,685 г/см3, содержание серы 0,01—0,05 %, смол 0,04—0,9 %, практически нет парафинов. Верхневилючанское нефтегазовое месторождение Расположенов 120 км к юго-востоку от г. Мирного. Открыто в 1975г. Приурочено к Верхневилючанскому куполовидному поднятию в северо-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы. Поднятие представляет собой высокоамплитудную брахиантиклиналь субширотного простирания, осложненную разрывными нарушениями и мелкими куполами. Размеры складки по изогипсе -1400 м 40x35 км, амплитуда 200 м. На месторождении выявлено 3 залежи нефти и газа, две в юряхской свите (Ю1 и Ю11) венд-нижнего кембрия и одна в верхневилючанском горизонте базальной части венда; залежи нефтегазовые, пластово-сводовые, тектонически экранированные, глубины залегания – 1570-1650 м. Пласты Ю1 и Ю11 разделены глинисто-карбонатными отложениями толщиной 7- 10 м. Коллекторы карбонатные, преимущественно порово-каверного типа; пористость 14%, проницаемость 0,115 мкм2. Общая толщина пласта Ю1 от 12до 16м, - Ю11 от 20 до 24 м, эффективная толщина соответственно 2,2 и 7,5 м. Выделяется 8 блоков с разными уровнями газожидкостных контактов. Пластовое давление 16,2 МПа, t не превышает 8ｰС. Дебиты нефти до 20 т/сут, газа 250 тыс. м3/сут. Газметановый (85,5 %) с небольшим содержанием гомологов (6,4 %) и низким до 19 г/м3 конденсата. Плотность нефти юряхских залежей 0,861 г/см3, содержание серы 0,89%, парафина 0,7%, смол и асфальтенов 25,6 %. Залежь вилючанского горизонта газовая массивная, тектонически экранированная, локализована на востоке месторождения, высотой 150 м, площадью 74,2 км2, глубина залегания 2500 м. Толщина продуктивного пласта от 65 м до полного выклинивания на северо-запад. Коллектор сложен песчаниками средне- и грубозернистыми с прослоями гравелитов, поровый, пористость 14 %, проницаемость до 0,6 мкм2; эффективная толщина 10,7 м; пластовое давление 17,7 МПа, t 16ｰС. Дебиты газа до 320 тыс. м3/сут. Газ вилючанского горизонта метановый (85,59 %) с высоким содержанием азота 7,7%. Тас-Юряхское нефтегазоконденсатное месторождение Расположено в 75 км юго-западнее г. Мирного. Открыто в 1981 г. Приурочено к одноименной антиклинальной складке в центральной части Мирнинского свода Непско-Ботуобинской антеклизы. Структура осложнена рядом куполов и разрывных нарушений. От Среднеботуобинского месторождения отделена узким (5—15 км) грабенообразным прогибом. Размер структуры 45x40 км, амплитуда 40 м. Месторождение содержит три залежи: в осинском (Б-2), нижнекембрийском ботуобинском (В-5), и талахском (В-13) горизонтах венда. Залежь пласта Б-2 газоконденсатная, пластовая антиклинальная, литологически ограниченная. Продуктивные отложения представлены доломитами с прослоями глинистых доломитов и известняков общей толщиной 50—60 м, эффективной 5—7 м. Коллектор порово-каверновый. Залежь ботуобинского горизонта В-5 основная, нефтегазовая, пластово-сводовая тектонически экранированная, глубина залегания 1908—2011 м; разбита на три блока. Высота газовой части в западном блоке 40 м, мощность нефтяной оторочки во всех блоках 5—10 м. Продуктивные отложения представлены кварцевыми песчаниками. Газонасыщенная толщина 2,5—21,6 м, нефтенасыщенная — 2,1—13 м. Пористость 8—14%, проницаемость 0,05—0,07 мкм2. Пластовое давление 14,6 МПа, t-11,6ｰC. Дебиты газа 200—300 тыс. м3/сут, нефти 40— 60 т/сут. Плотность газа 0,631, содержание метана 85,17 %, азота 7,5%. Содержание конденсата 18 г/м3. Плотность конденсата 0,687 г/см3. Нефть ботуобинского горизонта плотностью 0,875 г/см3. Вязкость 13,11 мПа×с, содержание серы 0,78%, парафина 1,8%, смол и асфальтенов 16,2%. Залежь талахского горизонта В-13 газоконденсатная, пластовая сводовая. Коллектор поровый, пористость 14—16 %, площадь газоносности 120 км2. Газонасыщенная толщина 3,4—13 м, газонасыщенность 0,56—0,63. Содержание конденсата 18 г/м3. Дебиты газа 30 тыс. м3/сут. Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение Расположено в 165 км к западу от г. Ленска. Открытое 1989 г. Приурочено к структурно-литологической ловушке на северо-восточном склоне Непско-Пеледуйского свода Непско-Ботуобинской антеклизы. Нефтегазоносность связана с терригенными отложениями ботуобинского и хамакинского горизонтов венда. Газонасыщенная толщина 3,9—19,2 м, нефтенасыщенная — 5,2—12,6 м. Пористость песчаников ботуобинского горизонта 13—17 %, хамакинского горизонта — 12%. Газонасыщенность коллектора 0,87, нефтенасыщенность 0,82. Глубина залегания пластов 1760—1850 м. Начальные дебиты газа 154—407 тыс. м3/сут, пластовое давление 13,15 МПа, t 9—11ｰС. Дебиты нефти из пород ботуобинского горизонта 16—23 т/сут при газовом факторе 150 см3/см3. Плотность газа 0,68, содержание метана 84%, азота 5,6—7,8%. Конденсатосодержание: начальное 17,2, текущее 18,5 г/м3. Плотность нефти 0,884 г/см3, вязкость 11,81 мПа×с, нефть малосмолистая, малопарафинистая, малосернистая. Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение Расположено в 140 км к северо-северо-востоку от г. Усть-Кута (рис. 5,6). Открытое 1971 г. Площадь 386 км2. Приурочено к юго-западной части моноклинального склона Непского палеосвода. Установлено трехъярусное строение осадочной толщи (венд, кембрий, ордовик) и несовпадение нижнего структурного плана с верхним. В среднем структурном этаже зафиксировано проявление соляной тектоники и не повсеместное развитие траппового магматизма. На фоне субмеридионального моноклинального погружения обособляются несколько малоамплитудных мелких поднятий, связанных с эрозионным выступом кристаллического фундамента. В базальных терригенных породах венд-кембрия (непская свита) выделяются два продуктивных пласта (I-II), разобщенных глинистой перемычкой и ограниченных боковыми литологическими экранами. Глубина залегания пластов 2600—2750 м. Основным является верхний продуктивный пласт (I), развитый повсеместно на месторождении. В нем выявлена газоконденсатная залежь с крупной нефтяной оторочкой. В нижнем пласте (II) в юго-восточной части месторождения открыты газоконденсатная и нефтяная залежи. Залежи пластовые, литологические с элементами тектонического экранирования. Залежь в пластах (I-II) контролируется единой гидродинамической системой. Продуктивные пласты сложены песчаниками. Коллектор поровый, трещинно-поровый. Пористость 304 Tc — 7—13%, проницаемость — 0,07—0,6 мкм2. Эффективная толщина 2,4—6,9 м. Пластовое давление 24,9 МПа, t 37°C. Начальные дебиты нефти 16,8—30 т/сут, газа 63—154 тыс. м3/сут. Плотность нефти 685-745 кг/м3 (сепарированной 808—840 кг/м3), вязкость 1,06 мПа×с, содержание смол селикагелевых2—4,4 %, асфальтенов 0,03—0,08 %, парафина 0,7-1,9%, серы 0,05-0,18%. Состав газа %: СН4-74,8-84,7, С2Н6 + высшие — 8,1. Плотность газа 0,652. Содержание стабильного конденсата до 199,5 г/м3. Плотность конденсата 0,704 г/м3.  Рисунок 5. - Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение (Г.А. Габриэлянц, 2000): а — структурная карта по кровле коллекторов ярактинской пачки; б — геологический разрез продуктивного горизонта; 1 — граница зоны распространения коллекторов; 2 — внешний контур газоносности; 3 — внешний контур нефтеносности; 4 — линии дизъюнктивных нарушений; коллекторы: 5 — газонасыщенные, 6 — нефтенасыщенные, 7 — водонасыщенные; 8 — непроницаемые породы; 9 — кристаллический фундамент  Рисунок 6. - Палеоморфологическая карта ярактинских отложений Ярактино-Аянской площади (А) и палеогеологический разрез по линии I - Г (Б): Выработанный рельеф. До начала трансгрессии: 1 — морской подводный склон; 2 — русловые протоки; на начальном этапе трансгрессии: 3 — береговой уступ; 4 — структурно-денудационный останец. Аккумулятивный рельеф; равнины: 5 — морская глубоководная; 6 — прибрежно-морская мелководная в начале трансгрессии; 7 — аллювиально-морская максимального развития трансгрессии (подводная дельта); 8 — конгломераты и галька в основании ярактинской пачки; 9 — породы-коллекторы; 10 — флюидоупоры; 11 — реперный горизонт; 12 — скважины (в числителе — номер, в знаменателе — толщина ярактинской пачки, м); 13 — изопахиты ярактинской пачки; 14 — линия профиля; 15 — контур нефтегазоносности Дулисьминское нефтегазоконденсатное месторождение Расположено в 90 км северо-западнее г. Киренска. Открыто в 1983 г., по разведанным запасам относится к категории крупных. Приурочено к крупной литолого-стратиграфической ловушке на юго-западном склоне Непского палеосвода Непско-Ботуобинской антеклизы. Месторождение однозалежное. Газоконденсатная с нефтяной оторочкой залежь приурочена к песчаникам пластов В10 и В13 непской свиты венда. В южной части месторождения пласты разделены глинистой перемычкой различной толщины, в центре она выклинивается и пласты сливаются в единое продуктивное тело. 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. Тип залежи литолого-стратиграфический, гл. 2840 м, площадь 442,6 км2. Коллекторы — песчаники средней пористости 11%, проницаемостью 0,05—0,07мкм2, эффективные толщины колеблются от 4,2 до 18,3 м. Начальное пластовое давление 22,56 МПа, t =32°С. Начальные дебиты газа 120 тыс. м3/сут, нефти 49 т/сут. Плотность газа 0,62. Газ содержит: метана 78—89 %, азота 3,4 %, углекислого газа 0,07%, конденсата до 137 г/м3; конденсат плотностью 0,72 г/см3, содержание серы 0,045%, смолистость 0,04—0,90%, практически не содержит твердых парафинов. Нефть плотностью 0,833 г/см2, вязкость в пластовых условиях 2,29 мПа×с. Нефть содержит: серы 0,14%, парафина 1,27 %, смол и асфальтенов 5,32 %. |