Страницы: 1 2
2.5 Оценка проведенных геологоразведочных работ
2.5.1 Сейсморазведка
Большая часть сейсмопрофилей Чамбинского участка были отработаны (80%) в период 1987-1992 гг. по методике 24х-48ми кратного МОГТ. При этом параметры системы наблюдений были следующими:
- система наблюдений– центральная симметричная;
- база наблюдений– 4800 м;
- шаг ПП– 50 м;
- шаг ПВ– 50 на 100 м;
- кратность– 24, реже 48;
- число сейсмоприёмников– 22 шт. на базе 50 м. СВ-2-1СЦ в группе;
- источник возбуждения– взрыв в скважине глубиной 10 м;
- вес заряда– 2 кг;
- сейсмостанция– две 48 канальных с/ст «Прогресс».
Проанализировав акты приемки полевых материалов, следует заметить, что выполняемые в этот период сейсморазведочные работы отличались в целом хорошей технологической дисциплиной и качеством. Более 70% сейсмограмм по этим параметрам оценивались на «хорошо».
Кроме того, в одном цикле с работами МОП вдоль большинства сейсмопрофилей отрабатывались дополнительные наблюдения МПВ (рис. 2.1.) с базой наблюдения 6000-7200 м по встречной системе наблюдений и шагом пунктов взрыва 1200 м, что позволяло получать систему наблюдений КМПВ с 4-6 кратным прослеживанием для целей детального изучения преломляющих границ в 400-500 метровой толще верхней части разреза. Изучение строения верхней 400-800 метровой части разреза (ВЧР) для целей учета статических и скоростных неоднородностей при обработке материалов МОВ-ОГТ было и остается наиболее важной методической задачей при проведении сейсморазведочных исследований в пределах участка.
Информативность временных сейсмических разрезов конца 80х — начала 90х гг. была невысокой, участки разрезов с надежным опознованием и прослеживанием опорных отражений составляли 50-60% профиля и чередовались они с зонами потери корреляции. Основной и, пожалуй, единственной причиной невысокой информативности сейсмических разрезов МОГТ являлось сложное строение верхней части разреза (ВЧР) – верхней 500-800 метровой толщи терригенных отложений верхнего палеозоя и пирокластических отложений триаса, в разной степени интрудированных высокоскоростными интрузиями долеритов различной формы и масштаба.
Последние создают клавишеподобное чередование сейсмоакустических характеристик в этой толще, учет которых при обработке материалов МОГТ весьма затруднителен, а их недоучет не позволял добиться синфазного суммирования по ОГТ на значительной части сейсмопрофилей. Поэтому, анализируя достоверность ранее проведенных работ, следует согласиться с максимальными оценками точности расчета глубин до опорных отражающих горизонтов венда – Б и М в 60-105 м.
Не прослежены дизъюнктивные нарушения с вертикальным смещением слоев, которые могут являться нефтегазоконтролирующими. По этой причине при структурных построениях дизъюнктивная тектоника не учтена.
В целом имеющаяся сеть сейсмических исследований не обеспечивает качественную подготовку объектов к глубокому бурению. Качество сейсмических материалов из-за применения невзрывных источников низкая и, как следствие, возможности их переобработки ограничены.
2.5.2 Бурение и испытание скважин
Параметрические скважины закладывались, как правило, в условиях, благоприятных для получения флюидов, поэтому местоположение скважин определялось на основе структурно-тектонических построений, выполненных по материалам сейсморазведки.
Начало изучения всей Катангской нефтегазоносной зоны глубоким бурением было положено Ванаварской параметрической скважиной № 1. Получение в этой скважине притока нефти из песчаников ванаварской свиты послужило основанием для широкой постановки нефтегазопоисковых работ в Катангской седловине.
При выборе местоположения параметрических скважин использовались материалы палеофациального анализа космоснимков и прямых геохимических показателей нефтеносности.
Приток нефти в Ванаварской параметрической №1 стал основанием для поискового бурения.
Особенностью поискового бурения здесь является то, что оно началось одновременно со стадией подготовки объектов к глубокому бурению.
Вблизи Чамбинской параметрической скв. 114, давшей слабый приток нефти и газа, пробурена Верхнечамбинская поисковая скв. 1, расположенная в пределах Чамбинского структурного мыса в контуре Верхнечамбинской структурно-тектонической ловушки, подготовленной сейсморазведкой МОГТ.
В процессе бурения с помощью испытателя пластов на трубах (ИПТ) испытывались все скважины. Испытанию подвергались отложения ангарской, усольской, тэтэрской, оскобинской, собинской, ванаварской свит и рифея.
Испытание проводилось, как правило, методом «сверху – вниз» в режиме ограниченного отбора (без выпуска жидкости долива и пластового флюида на поверхность).
Контроль процесса испытания, запись кривых притока и восстановления давления производились глубинными манометрами.
Испытывались три скважины: Ванаварские-1,2 и Чамбинская-114.
Испытание объектов проводилось, как правило, в закрепленном стволе методом «снизу – вверх».
Вскрытие объектов в колонне производилось перфораторами с плотностью по 12-24 отверстий на 1 м. Привязка интервала перфорации производилась записью ГК, контроль перфорации осуществлялся записью термометром и локатором муфт. Насосно-компрессорные трубы спускались до верхних отверстий перфорации. Вызов притока производился промывкой скважины рассолом хлористого магния (натрия) плотностью 1.07-1.1 г/см2 (во избежание осложнений, связанных с гидратообразованием в процессе освоения), с последующим снижением уровня до глубины 900-1300 м с помощью компрессора высокого давления.
Методы физико-химического воздействия на пласт применялись испытанием объекта в интервале 3120-3133 м на скважине Ванаварской-1. После проведения ПГД БК (7 шашек) дебит притока не увеличился.
Газогидродинамические исследования объектов производились методами восстановления уровня, восстановления давления. В процессе исследования использовались глубинные манометры, глубинные пробоотборники всасывающего типа.
Оценивая результаты опробования и испытания скважин на Чамбинском участке недр, следует отметить, что дебиты, полученные при опробовании в процессе бурения значительно выше дебитов, полученных позже при испытании в колонне. Это может быть связано с разной степенью точности оценки дебитов, но вероятнее всего при вскрытии продуктивных пластов призабойная зона кольматируется и впоследствии получить реальные дебиты пластовых флюидов становится очень сложно.
3 Нефтегазоносность
Территория участка входит в состав Катангской нефтегазоносной области Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции.
3.1 Нефтeматеринские толщи
Вещественно-петрографический состав рассеянного органического вещества (РОВ) отложений рифея, венда, кембрия изучался в пределах Катангской седловины исследователями из ВНИГРИ на соседней с Чамбинским участком Собинской площади (Баженова, 1988). По их данным РОВ в основной своей массе представлено коллоальгинитом или оксисорбoкoллоальгинитом с незначительными примесями талломоальгинита и псевдовитринита. В отдельных пробах количество талломоальгинита возрастает до 60%. Изученное POВ принадлежит к двум генетическим классам: сапропелитам и оксисорбосапропелитам. В РОВ рифейских отложений преобладает коллоальгинит, класс РОВ– собственно сапропелевый.
Распределение органического углерода (Сорг), хлороформенных (Бхл) и спиртобензольных (Бcп-б) битумоидов в верхней части разреза Чамбинского участка изучалось в керне структурно-колонковых скважин (Гилин, 1989 и др.). В угленосных породах перми-карбона, туфах нижнего триаса, содержащих обломки угленосных пород, концентрации Сорг в изученных образцах изменяется от <0,01 до 3-4% (в углях до 20% и более). Содержание Бхл изменяется от <0,0025 до 0,12% в соответствии с количеством и катагенетической превращенностью ОВ в породе. Спиртобензольные битумоиды часто не обнаруживаются, но иногда их количество составляет 0,01-0,065%.
В нижележащих отложениях литвинцевской, ангарской, булайской и бельской свит содержание Сорг в среднем не превышает 0,05%, Бхл <0,05%, Бспб <0,04%, но чаще всего не обнаруживается. В обогащенных ОВ прослоях содержание Сорг достигает 0,3%, а Бхл – 0,12%.
По данным СНИИГГиMC среднее содержание Сорг в отложениях усольской свиты нижнего кембрия и нижележащих свит венда составляют 0,1%, редко 0,2%. Среднее содержание Бхл не превышают 0,01% (Ларичев, 1983).
В отложениях венда и рифея Катангской седловины, также как и на Байкитской антеклизе, установлены нафтидопроявления (Гришин, 1991). По составу это нефти, мальты, асфальты, которые присутствуют в кавернах и по трещинам в керне скважин. По данным ВНИГРИ в песчаниках ванаварской свиты на соседних с участком площадях присутствуют и более преобразованные битумы– кeриты.
В последнее время в КНИИГиМС были проведены работы по изучению нефтегазоматеринского потенциала рифей-вендских отложений Катангской седловины (Филипцов, 1998). Был изучен керн скважин методом детального анализа керогена и пиролиза на установке «Rock-Eval». По данным определения Сорг были рассчитаны его средневзвешенные содержания по толщам рифея и свитам венда. Вследствие очень фрагментарного отбора керна из рифейских отложений по некоторым толщам имеются только единичные определения Сорг и, поэтому, средневзвешенные концентрации Сорг для них рассчитать не удалось. По результатам пиролиза и детального исследования керогена была составлена таблица градаций катагенеза OB рифейских и вендских отложений, вскрытых скважинами. Из приведенных данных следует, что в тэтэрской (V-Є1), собинской, катангской, оскобинской и ванаварской свитах венда ОВ (в изученных скважинах) имеет региональную преобразованность, достигающую начала стадии МК2 (Ж). Кое-где зафиксирована преобразованность в переходная от Мк12 (Г) к МК2 (Ж) и только в самых приподнятых частях территории (на Собинском валу, в областях, примыкающих к Непско-Ботуобинской антеклизе) преобразованность OB вендских отложений снижается до стадии Мк12 (Г). В рамках точности проведенных оценок катагенеза ОВ можно заключить, что ОВ вендских отложений на всей изученной территории достигло стадии начала МК2 (Ж).
На территории Катангской НГО наблюдается постепенное нарастание катагенеза OB от венда к рифею и в тех разрезах, где под вендскими отложениями залегают самые молодые толщи рифея: ушиктинская, аянская и в тех разрезах, где под вендом залегают более древние толщи района: огнёвская, джелиндуконская, берейская. в скв. Ер-1, вскрывшей самые древние рифейские толщи района (чуварскую, ерёминскую) установлен катагенез OB на уровне стадии МК2 (Ж) – Мк3 (К).
Обобщая все известные на сегодня данные можно сделать следующие выводы о нефтегазоматеринском потенциале отложений Катангской седловины.
Все изучавшиеся образцы тэтэрской свиты с повышенным содержанием Сорг отобраны из очень тонких (от долей до 5 мм) прослоев глинисто-органического вещества в доломитах. Учитывая очень низкие содержания Сорг в однородных доломитах и редкую встречаемость в них тонких прослоев глинисто-органического вещества, нефтегазоматеринский потенциал тэтэрской свиты в целом следует признать очень низким.
Аналогичная картина наблюдается и в собинской свите. В ней мощность аргиллитовых слойков увеличивается до 0,5-1 см, но в целом нефтегазоматеринский потенциал ее в изученных разрезах очень низкий.
В пределах катангской свиты, кроме вышеназванных типов, обогащенных ОВ пород, появляются прослойки темно-серых мергелей среди доломитов, но мощность их также невелика (первые десятки сантиметров) при содержании Сорг около 0,5%. В мощных и однородных пачках мергелей и доломитов зафиксированы низкие содержания Сорг и в целом нефтегазоматеринский потенциал катангской свиты в изученных разрезах также следует признать низким.
В оскобинской свите в числе относительно обогащенных ОВ пород преобладают аргиллиты и алевролиты в разной степени доломитистые. Литологически выдержанные прослои этих пород достигают нескольких метров мощности, но обогащенные Сорг до 0,5-1% разности пород имеют мощность, не превышающую нескольких десятков сантиметров. Иногда обогащенные Сорг до 1-2% пробы можно отобрать только из алевро-аргиллитовых стяжений, зажатых между крупными желваками белого и голубоватого ангидрита. В целом, учитывая общую мощность отложений, изученные отложения оскобинской свиты характеризуются низким нефтегазоматеринским потенциалом.
В ванаварской свите среди пород, обогащенных OB преобладают аргиллиты в разной степени алевритистые. Пачки зеленовато-серых до темно-серых аргиллитов имеют мощность 3-4 метра, но обогащенные Сорг до 0,5-1 % разности суммарно в составе этих пачек достигают мощности от нескольких сантиметров до двух метров. Самые высокие (до 4,5 %) содержания Сорг зафиксированы в прослоях аргиллитов, имеющих мощность всего несколько сантиметров. Значения обогащенных ОВ аргиллитов варьируют в пределах 150-300 мг УВ/г Сорг. Учитывая катагенетическую преобразованность OB до стадии МК2 (Ж), его нефтегазоматеринские свойства можно оценить, как хорошие. Пачки аргиллитов в ванаварской свите часто переслаиваются с песчаниками, среди которых нередки разности обогащенные Сорг. При изучении этих песчаников выяснилось, что они насыщены аллохтонными твердыми битумами– следами миграции нефтей, и не являются нефтегазоматеринскими породами. В целом же, учитывая общую мощность обогащенных сингенетичным ОВ прослоев, нефтегазоматеринский потенциал ванаварской свиты в изученных разрезах следует признать невысоким.
В отложениях рифея Катангской НГО можно выделить обогащённые ОВ породы в аянской, огнёвской, джелиндуконской и берейской толщах рифея. Представлены они аргиллитами и глинистыми мергелями.
В огнёвской и джелиндуконской толщах мощность обогащенных ОВ аргиллитовых слойков в доломитах достигает нескольких сантиметров. Генерационный потенциал изученной части разреза этих толщ невысок.
Берейская толща опробована в скв. Чмд-115. В керне представлена пачка тёмно-зеленовато-серых аргиллитов мощностью 2,9 метров (при проходке 10 метров). Содержания Сорг – 0,5%; HI составляют 100-200 мг УВ/г Сорг. Генерационный потенциал аргиллитов берейской толщи может быть оценен как средний.
Выделяется выдержанной обогащенностью OB и мощностью тёмно-серых до чёрных аргиллитов и мергелей аянская толща, изученная методом пиролиза в скв. Вчм-1 и Kп-134. Данные по исследованию керогена показаны в табл.прил. 9. Судя по описанию, имеющимся данным пиролиза и детального изучения керогена, вскрытые отложения аянской толщи характеризуются фациальной выдержанностью по площади и по разрезу. Полностью аянская толща пересечена в скв. Сб-131, где её мощность составила 140 метров. Обогащенность органическим углеродом аргиллитов и мергелей аянской толщи составляет 1,7-3,2%, средневзвешенное Сорг-1,45%. Учитывая катагенетическую преобразованность OB пород до стадии МК2 (Ж), значения HI в пределах 200-460 мг УВ/г Сорг свидетельствуют о высоком начальном нефтегазоматеринском потенциале аянской толщи, и о генерации ими значительных количеств углеводородов.
3.2 Нефтегазоносные комплексы
В разрезе выделяется три нефтегазоносных комплекса: рифейский, вендский и нижнекембрийский.
3.2.1 Рифейский нефтегазоносный комплекс
Промышленная нефтегазоносность рифейского НГК установлена в соседней Байкитской НГО в пределах Куюмбинской, Юрубченской, Bэдрэшевской и Терско-Камовской площадей.
На территории Катангской НГО рифейский комплекс изучен глубоким бурением в суммарной вскрытой толщине около 2500 м, но по результатам ПГИС, анализам керна и опробования ИП он характеризуется в основном, как низкопроницаемый. Лишь из берейской терригенно-карбонатной, аявинской карбонатной и джелиндуконской кварцит-аргиллитовой толщ на соседних Аявинском и Джелиндуконском участках при опробовании ИП получали притоки (до 112 м3/сут) высокоминерализованной пластовой воды. Потенциально проницаемой может быть и елохтинская карбонатная толща, где в рифейском НГК Катaнгской НГО имеются как горизонты с удовлетворительной проницаемостью, так и разделяющие их флюидоупоры. Однако, в изученном рифее Чамбинского участка упомянутые проницаемые толщи отсутствуют. Могла бы вызвать интерес вскрытая скв. Кпк-134 пайгинская кремнисто-карбонатная толща, но она была не опробована и поэтому практически не изучена. В связи с изложенным ориентироваться на перспективы нефтегазоносности рифейского НГК Чамбинского участка пока преждевременно, так как этот вопрос требует дополнительного изучения.
3.2.2 Вендский нефтегазоносный комплекс
Вендский НГК включает в себя несколько продуктивных горизонтов, но в Катангской НГО основной интерес вызывает ванаварский региональный резервуар, проницаемая часть которых представлена песчаниками ванаварской свиты. С этим резервуаром связаны все известные в НГО месторождения УВ и почти все притоки в единичных скважинах, исключая только приток нефти из усольской свиты в скв. Кпк-134.
В толще ванаварской свиты выделяется шесть пластов-коллекторов (сверху вниз): Bн-1, Bн-II, Bн-III, Bн-IV, Bн-V и Bн-VI.
Повсеместно отложения, представляющие ванаварский резервуар, независимо от индексации самых нижних горизонтов песчаников, отделяются от размытой поверхности рифея глинисто-алевритово-песчаной пачкой пород толщиной от двух до 15 м.
Нижняя часть ванаварского резервуара, соответствующая нижневанаварской подсвите в районе Чамбинско-Копoктинской группы скважин представлена горизонтом Bн-V с толщиной проницаемой части 7-9 м, а в районе Катангско-Ванаварской группы горизонтами Bн-V и Bн-VI с толщиной проницаемой части 16-31 м. Флюидоупором для этих горизонтов является преимущественно глинисто-алевролитовая пачка, разделяющая проницаемые горизонты Bн-V и Bн-IV толщиной от двух до 14 м в Ванаваро-Катангском районе и пять метров в скв. Кпк-134. Преобладают в её строении аргиллиты, и её экранирующие свойства оцениваются как достаточные.
В пределах участка притоки УВ из пластов Вн-V — VI не получены, но при опробовании ИП в процессе бурения получены притоки высокоминерализованной воды в скв. Кт-1 и Кт-3 с дебитами соответственно 110 м3/сут и 66,7 м3/сут. На Собинском нефтегазоконденсатном месторождении, расположенном в 20-25 км южнее, с пластами Bн-V и Bн-VI связаны залежи УВ.
Верхняя часть ванаварского резервуара содержит проницаемые пласты-коллекторы от Bн-IV до Bн-I.
Таблица 3.1 Притоки флюидов. Полученные из интервалов опробования
| Пласт | Скважина | Газ, тыс м3/сут | Нефть, м3/сут | Вода/фильтрат, м3/сут |
| ВН-I | ВН-1 -ИП | 38,4 | 33,6 | |
| ВН-1 | 0,2 | |||
| ВН-II | ВН-1 | 1,1 | 1,5 | |
| ВН-3 | Слабый газ | 7,2 | ||
| Чмб-114 | 3 | 1.36 | 9,96 |
Пласт Вн-IV имеет наиболее выдержанный литологический состав пород, стабильное положение в разрезе и практически повсеместное распространение на территории Катангской НГО. В пределах Чамбинского участка его толщина составляет от 9 до 12 м. Проницаемые свойства этого пласта можно считать удовлетворительными и хорошими.
При опробовании ИП в скв. Чмб-114 интервала 3257-3357 м, в который входит и горизонт Bн-IV, получен приток нефти с водой с расчётным дебитом 28 м3/сут воды и 10 м/сут нефти. На Собинском месторождении этот горизонт является основным среди продуктивных пластов.
Проницаемые свойства пластов Вн-III, Bн-1 и Bн-1, разделённых глинисто-алевролитовыми флюидоупорами различной толщины, оцениваются удовлетворительно.
При опробовании их в процессе бурения с помощью ИП получены притоки высокоминерализованной воды с дебитами 23,4 м3/сут в скв. Ктг-3. Из этой же части разреза был получен первый в Катангской НГО приток нефти в Ванаварской скважине №1, когда из интервала 3104-3147 м при опробовании пластоиспытателем за 2 часа стояния на притоке было получено 6 м3 водонефтяной эмульсии, в том числе 3,2 м3 нефти уд.веса– 0,826 г/см3. Расчетный дебит нефти – 38 м3/сут.
Кроме ванаварского регионального резервуара в вендском НГК, представляют нефтепоисковый интерес ещё два стратиграфических уровня: Нижнеиктеxский региональный резервуар, выделяемый в Байкитской НГО как пласт Б-VIII и нижнеданиловский региональный резервуар или пласт Б-VII. Нижнеиктехский и нижнеданиловский резервуары выделены в Иркутской области на Непско-Битуобинской антеклизе, где с ними связаны многие залежи УВ.
Пласт Б-VIII расположен в верхней прикровельной части оскобинской свиты и представлен двумя песчаными пропластками среди сульфатно-карбонатных пород. Он является продуктивным в месторождениях УВ Непско-Ботуобинской НГО и в Оморинском газовом месторождении Байкитской НГО. в Чамбинской скв. 114 при испытании в колонне интервала 3235-2242 м получен приток нефти 0,283 м3/сут (удельный вес– 0,825 г/см3) и 1500 м3/сут газа.
Пласт Б-VII, расположенный в основании катангской свиты и также представленный песчаным пластом среди глинисто-карбонатных пород, был опробован в скв. Кт-3, но притока не дал. В других скважинах Чамбинского участка он не изучался.
3.2.3 Нижнекембрийский нефтегазоносный комплекс
В составе комплекса наибольший нефтегазопоисковый интерес в пределах Катангской НГО представляет усольский резервуар, возможно проницаемыми частями которого являются межсолевые карбонатные горизонты.
Осинский горизонт приурочен к нижней части усольской свиты, сложен переслаиванием доломитов и известняков, часто трещиноватых, кавернозных. Вскрыт на участке всеми скважинами и, имея толщину 41-46 м, подстилается и перекрывается пластами каменной соли. С ним связаны отдельные залежи УВ в Иркутской области.
На Чамбинском участке при опробовании его ИП в скважине Bн-1 и Bчм-1 притока не дал. В скв. Чмб-114 получен ип приток воды с дебитом 8,12 м3/сут, в скважине Кпк-134 – слабый приток разгазированного фильтрата.
Чамбинский горизонт, расположенный в средней части усольской свиты и также представленный толщей кавернозных, трещиноватых карбонатов, контактирующих сверху и снизу с пластами каменной соли, опробован пластоиспытателем в интервале 2800-2897 м в скв. Кпк-134, где за 3 часа стояния на притоке получено 90 литров нефти уд. веса 0,838 г/см3, и при этом скважина слабо газировала. Чамбинский горизонт выделен на одноимённой площади и за пределами Чамбинского участка ещё не изучался.
Осинский и чамбинский горизонты имеют все признаки коллектора трещиннопорового типа. Региональными флюидоупорами для них служат мощные пачки солей Усольской свиты.
Некоторый интерес в нижнекембрийском НГК может представлять резервуар, приуроченный к средней части бельской свиты. Он широко распространен в пределах всей южной части Катангской НГО и юго-восточной части Байкитской НГО. Этот резервуар обладает надежным флюидоупором в виде галогенно-карбонатных пачек, слагающих верхнебельскую подсвиту и имеющих суммарную толщину более 200 м. Непосредственно под солями залегает 100-150 метровая толща осадков, сложенная преимущественно малоглинистыми доломитaми. Судя по материалам ГИС, выполненных в целом ряде разведочных скважин Собинского месторождения, пласты доломитов этого уровня обладают открытой пористостью от 3 до 15 процентов. Их средняя открытая пористость может составлять не менее 10%, а суммарная эффективная газонасыщенная толщина 30-40 метров и более.
3.3 Характеристика продуктивных горизонтов
В Катангской НГО основная часть ресурсов углеводородов сосредоточена в нескольких уровнях.
3.3.1 Кембрийский уровень
В пределах Чамбинского участка вероятны булайский, нижнебельский и осинский резервуары.
Булайский резервуар
Резервуар включает карбонатные породы булайской свиты, нижнюю часть ангарской свиты в качестве проницаемого комплекса и соленосную ее часть в качестве флюидоупора. Толщина проницаемой части резервуара– 100-180 м, флюидоупора до 350 м. Коллектор представлен доломитaми глинистыми и известняками. Структура тонкозернистая. Текстура слоистая, массивная. Генезис доломитов органогенный. По плоскостям наслоения наблюдается черный битуминозно-глинистый материал. На поверхности керна выделялась маслянистая жидкость. Средние значения открытой пористости составляют– 2,5-3,0%. Каверны в количестве 5-20% заполнены солью, ангидритом. Коллектор порово-каверно-трещинного типа.
Нижнебельский резервуар
Проницаемая толща резервуара расположена в нижней подсвите бельской свиты, в которой установлены два пласта-коллектора. Верхняя галогенно-карбонатная подсвита является флюидоупором. Общая толщина нижней подсвиты составляет до 250-297 м, флюидоупора– 232-253 м. Пласты-коллекторы представлены переслаиванием доломитов с известняками. Коллектор порово-кавернозно-трещинного типа.
Осинский резервуар
Представлен карбонатными породами, расположенными между пачками солей в нижней части усольской свиты. Толщина– 34-51 м. Вещественный состав– доломиты, известняки, ангидрито-доломиты. Доломиты известковистые, с выпотами нефти. Известняки доломитизированные с запахом УВ. Текстура слоистая, горизонтальная. Пористость– 0,02-15,28%, проницаемость– 0,02-6,56 х10-3 мкм2. Средние значения открытой пористости– 1,98-4.15%. Проницаемость– 0.05-2.27 х10-3 мкм2.
В северо-восточной и северной частях Катангского мегавыступа в отложениях усольской свиты гипсометрически выше осинского горизонта выделен по данным ГИС новый пласт-коллектор. Пласт назван чамбинским и представлен двумя прослоями доломитов толщиной 14 м и 20 м. Тип коллектора– порово-каверново-трещинный. Флюидоупором являются карбонатно-галогенные отложения усольской свиты толщиной до 400 м.
3.3.2 Вендский уровень
Собинский резервуар
Проницаемая часть резервуара сложена карбонатными породами толщиной 49-66 м. Флюидоупор образован подосинской пачкой солей толщиной 60-69 м. В верхней части разреза расположен усть-кутский горизонт регионального распространения. В составе горизонта два пласта-коллектора. Пласты разделены пачкой ангидрито-доломитов и глинистых доломитов. Верхний пласт-коллектор представлен органогенно-обломочными доломитами. Открытая пористость– 0,49-7,97%, проницаемость– 0,03-0,2 x10-3 мкм2. Нижний пласт-коллектор сложен перекристаллизованными доломитaми, битуминозными, ангидритистыми. Пористость– 0,78-8,29%, средние значения открытой пористости– 3,11-5,23%. Проницаемость– 0,02-1,7 x10-3 мкм2. Тип коллектора– каверново-трещинный.
Оскобинский резервуар
В пределах резервуара выделяются потенциально перспективные пласты-коллекторы различного литологического состава. В целом резервуар представлен терригенно-сульфатно-карбонатными породами-коллекторами. Толщина оскобинской свиты– 15-46 м. Толщина отдельных проницаемых пропластков– 2-3 м. Открытая пористость– 0,3-5,92%, средние значения– 1,05-3,33%. Проницаемость– 0,01-16,24 x10-3 мкм2 (по трещинам).
Тип коллектора– поровый, порово-трещинный. Глинисто-карбонатные породы катангской свиты являются флюидоупором. Толщина флюидоупора– 92-113 м.
Ванаварский резервуар
Проницаемая часть резервуара сложена песчаниками ванаварской свиты. Зональной покрышкой являются ангидрито-доломиты оскобинской свиты толщиной 10-103 м.
В ванаварской свите выделено шесть пластов-коллекторов.
В кровле свиты повсеместно прослеживается локальная покрышка– пласт аргиллитов толщиной 4-7 м с прослоями алевролитов, реже– песчаников. Глинистый материал представлен гидрослюдой, смешанно-слойным минералом гидрослюда-монтмориллонит, а также каолинитом и хлоритом.
В пределах участка отмечается изменчивость литологического состава пород и, соответственно, изменение фильтрационно-емкостных свойств пород по разрезу и по площади. В пределах пластов-коллекторов не все пропластки песчаников могут расцениваться как коллекторы.
Так, например, в скв. Bн-1 верхний первый прослой песчаника пласта В-1 глинистый, алевритистый нижний прослой песчаника более пористый за счет сокращения количества глинистого цемента и увеличения размера зерен.
Данные по ФЕС имеются не по всем скважинам.
Между пластами-коллекторами В-I и B-II располагаются алевро-глинистые породы с редкими прослоями песчаников толщиной от 7,6 м (cкв.Кпк-134) до 18,6м (cкв. Ктг-1).
Пласт Вн-ІІ состоит из 2-4 прослоев песчаников моно-олигомиктово-кварцевого состава, разделенных прослоями глинистых алевролитов и алевритистых аргиллитов пестроцветных.
Эффективная толщина песчаников изменяется от 1,8 м (cкв. Bн-3) до 8 м (cкв. Чмб-114).
В скв. Bн-2 максимальные значения открытой пористости– 17,9%, проницаемости– 83,6×10-15 м2.
В скв. Bн-1 открытая пористость изменяется от 5,1 до 14%, проницаемость от 0 до 50 x10-15 м2.
В скв. Чмб-114 Кпр. изменяется от 0,1 до 186,52 x10-15 м2 по трещинам.
В основании промежуточной толщи между пластом В-II и В-ІІІ расположена пачка 2-3 м темно-зеленых аргиллитов, которая прослеживается на всей площади. Повсеместно к аргиллитам промежуточной толщи между пластами В-І и B-III приурочены сферолиты карбонатов, обуславливающие концентрически-скорлуповатую отдельность.
По данному участку толщина перемычки изменяется от 1,6 (Bн-1) до 4,4 м (Кпк-134, Чмб-114).
А в скважинах Bн-8, Ктг-1, Ктг-3 толщина перемычки увеличивается до 10,4-17 м, что обусловлено глинизацией толщи, увеличением количества прослоев аргиллитов.
Пласт В-II хорошо отслеживается по ГИС и керну в скв. Bн-1 и Bн-2, где он представлен пестроцветными мелкозернистыми кварцевыми песчаниками и алевролитами с высоким содержанием глинистого цемента (до 30%).
Проблематично его выделение в скв. Кпк-134.
В скв. Ктг-3 значения открытой пористости изменяются от 3,03 до 17,32%, проницаемости– от 0,05 до 21,47 x10-15 м2.
В скв. Bн-1 открытая пористость изменяется от 3,1-18,7%, проницаемость– от 0 до 590,4 x10-15 м2.
В скв. Чмб-114 единичный прослой с проницаемостью– 11,57×10-15 м2.
Пласты В-ІІІ — В-IV разделены алевро-глинистыми породами толщиной 0,8-8,4 м.
Пласт В-IV представлен мономиктово-кварцевыми песчаниками светло-серого, красновато-коричневого до черного цвета. Максимальные эффективные толщины песчаников наблюдаются в районе скважин Bн-3– 13,6 м, Bн-8– 14,4 м и Bн-2– 19,6 м.
В расстоянии 5-7 м от кровли песчаники становятся более крупнозернистыми, появляется прослой кремнистых гравелитов и мелкогалечных конгломератов.
Между пластами В-IV и B-V наблюдается алевро-глинистая пачка пород толщиной 5-15 м.
Пласт В-V представлен песчаниками серыми, темно-серыми, красноватокоричневыми, фиолетовыми. Песчаники полимиктовые. В отличие от мономиктово-кварцевых песчаников пласта В-IV, в пласте B-V в составе песчаников увеличивается количество полевых шпатов, слюд, обломков пород. Эффективная толщина пласта– 0,8 м (cкв. Чмб-114) -10,3 м (cкв. Bн-8).
Пласт В-V отделяется от пласта B-V алеврито-глинистой перемычкой толщиной 1,6-4,1 м.
Пласт В-V развит фрагментарно и с размывом залегает на рифейских отложениях.
В скв. Bн-3, Чмб-114, Bн-2 он отсутствует.
Эффективная толщина– 0,6-2,6 м (cкв. Bн-1).
В литологическом отношении пласт состоит из брекчиевидных песчаников, алевролитов, аргиллитов, брекчий.
Породы пестроцветные с преобладанием красноцветных. Состав полимиктовый.
В целом может быть дана следующая характеристика пластов-коллекторов по Ханину А.А.:
Пласт В-1– коллектор V-VI класса.
Пласт В-II– коллектор IV-V класса и только отдельные прослои песчаника являются коллектором ІІ-ІІІ класса порового и трещинно-порового типа. Причем, ФЕС песчаников сокращаются в скв. Кпк-134 и увеличиваются в Чмб-114. Низкие значения ФЕС в скважинах Ктг-1,3 обусловлены высоким содержанием ангидрита, барита.
Пласт В-III характеризуется низкими ФЕС, но в скважинах Bн-1,3, Ктг-3 отдельные прослои песчаников являются коллектором ІІ-ІІІ класса.
Пласт В-IV– коллектор III класса с отдельными прослоями II класса. В скважинах Кпк-134 и Чмб-114 ФЕС снижены до уровня V, VI класса.
Пласт В-V– коллектор ІV класса.
По направлению на север от скв. Bн-2 и Чмб-114 сокращаются эффективные толщины пластов-коллекторов ванаварской свиты и их ФЕС.
3.3.3 Рифейский резервуар
В составе резервуара выделяются пласты-коллекторы различного литологического состава толщиной 14-16 м. Карбонатные пласты-коллекторы представлены пористо-кавернозными трещиноватыми доломитaми с выпотами нефти по трещинам, с запахом УВ. По лабораторным данным пористость составляет 3.3-8.3%. Терригенный коллектор представлен кварцитовидными песчаниками, алевролитами. Открытая пористость– 3,15-4,39%, проницаемость 0,01-30,93 x10-3 мкм2. Тип коллектора поровый, порово-трещинный, каверново-трещинный. Флюидоупором являются аргиллиты ванаварской свиты толщиной 1-20 м и пачки аргиллитов рифея.
4. Оценка нефтегазовых перспектив участка и обоснование поисковых объектов
4.1 Оценка перспектив участка
Нефтегазоносность Чамбинского участка доказана, хотя промышленных притоков нефти и газа при испытании получено не было. Перспективы нефтегазоносности Чамбинского участка связываются и с тем, что он вплотную примыкает на юго-востоке к Собинскому и Пайгинскому месторождениям – району с доказанной промышленной нефтегазоносностью и подсчитанными запасами нефти, газа и конденсата. Основные перспективы нефтегазоносности на Катангской седловине связываются с песчаниковыми пластами ванаварской свиты венда и поисковые работы на территории лицензионного участка должны быть направлены, прежде всего, на выявление залежей УВ в этих отложениях. Таким образом, песчаники ванаварской свиты на Чамбинском лицензионном участке являются целевым горизонтом поисковых работ. Помимо этого целевого горизонта, выявление залежей нефти и газа возможно в отложениях рифея, оскобинской свите и в осинском горизонте усольской свиты нижнего кембрия.
Изучение геологического строения территории лицензионного участка, его нефтегазоносности, структурного плана и закономерностей распространения Коллекторов в ванаварской свите на территории Катангской седловины позволяет предположить, что на рассматриваемой территории возможно выявление как антиклинальных, так и неантиклинальных залежей. По аналогии с изученными Собинским и Пайгинским месторождениями предполагается, что прогнозируемые ловушки будут частично дизъюнктивно экранированными. Первоочередными объектами для проведения поискового бурения на Чамбинском участке являются выявленные антиклинальные ловушки. Вместе с тем, на северо-востоке участка за его пределами прогнозируется линия выклинивания коллекторов ванаварской свиты северо-восточного простирания. Точное положение этой линии не определено, но само ее наличие подтверждается данными глубокого бурения и к этой линии выклинивания может быть приурочена литологическая ловушка.
Прогноз фазового состояния залежей УВ на территории Чамбинского лицензионного участка очень важен, так как он определяет структуру ресурсов УВ. На расположенных в непосредственной близости от Чамбинского участка Собинском и Пайгинском месторождениях преобладающим флюидом является газ. Изучение особенностей нефтегазообразования и нефтегазонакопления на территории Катангской седловины, а также учет полученных результатов испытания и опробования скважин на Чамбинском лицензионном участке позволяет предположить, что выявляемые залежи будут газонефтяными и соотношение нефть/газ в них будет больше, чем на Собинском и Пайгинском месторождениях. Это Связано с тем, что газоконденсатные залежи на юге Сибирской платформы сформировались в результате разубоживания первично нефтяных залежей сухим газом из прилегающих прогибов, где материнские отложения при дальнейшем погружении вошли в главную фазу газообразования. Формирование газоконденсатных систем Собинского и Пайгинского месторождений связывается с подтоком сухого газа со стороны Присаяно-Енисейской синеклизы. Структурное положение Чамбинского участка на северо-западном склоне Собинского-Тэтэринского вала более благоприятно для накопления и сохранения залежей нефти тем, что из Чуньской впадины мигрировали в большей степени жидкие углеводороды.
4.2 Характеристика поисковых объектов
Комплексное изучение данных нефтегазоносности, структурных построений и выявленных закономерностей распространения коллекторов в ванаварской свите позволило выделить на территории Чамбинского лицензионного участка три наиболее перспективных поисковых объекта: Чамбинскую, Дулишминскую и Верхнепайгинскую ловушки. Помимо них выделяется также частично опоискованная Верхнечамбинская ловушка, но так как промышленных притоков УВ здесь получить не удалось, требуется продолжить и ее дальнейшее изучение.
Чамбинская антиклинальная ловушка выделяется в центральной части лицензионного участка. Основой для ее выделения послужило Чамбинское локальное поднятие, контуры которого были существенно расширены в южном направлении, где в выделяемую ловушку вошли расположенные здесь два мелких локальных поднятия и также район Ванаварской скв. 1, где из пласта BH-II был получен непромышленный приток нефти. Внешний контур нефтеносности проведен по данным испытания Ванаварской скв. 1 на отметке минус 2895 м. С юга ловушка ограничена линией предполагаемого дизъюнктивного нарушения, которое отделяет район Ванаварской скв. 3, где притоки пластовой воды получены с более высокого гипсометрического уровня. На юго-востоке ловушка отделяется седловиной от крутого моноклинального Склона Собинско-Тэтэринского вала. Наличие седловины подтверждается тремя мелкими котловинами, вытянутыми вдоль юго-восточного контура прогнозируемой ловушки. Уровень газонефтяного контакта условно пpoвeдeн на отметке минус 2820 м. размеры ловушки 20 х 38 км, она вытянута в субмеридианальном направлении. Высота залежи прогнозируется около 130 м. По выполненному прогнозу южная половина ловушки– нефтеносна, северная– нефтегазоносна. Ловушка имеет сложное многокупольное строение. В связи с этим, для ее опоискования необходимо пробурить не менее трех поисковых скважин.
Верхнечамбинская комбинированная ловушка приурочена к структурному мысу, осложняющему северо-западный склон Верхнечамбинского поднятия. Основанием для ее выделения послужил полученный в Чамбинской скв. 114, расположенной в центральной части ловушки приток нефти дебитом 1,4 м3/сут. и газа– 3 тыс. м3/сут. На юго-востоке, вверх по восстанию пластов, ловушка ограничена линией дизъюнктивного нарушения. Основанием для такого ограничения ловушки с востока послужили данные бурения Верхнечамбинской скв. 1, где с более высокого, чем в Чамбинской скв. 114 гипсометрического уровня при опробовании тех же пластов был получен приток пластовой воды. Водонефтяной контакт условно проведен на отметке минус 3040 м; газонефтяной контакт– минус 2990 м. Размеры ловушки 11×20км, высота прогнозируемой залежи свыше 50 м.
Дулишминская антиклинальная ловушка приурочена к одноименному локальному поднятию. По сравнению со структурной картой по данным сейсморазведки, контуры поднятия расширены на север, где оно охватывает еще одну небольшую по размерам антиклинальную структуру. С юга и юго-востока ловушка ограничена по западным склонам двух котловин. Соответственно, замыкающая изогипса проведена ниже — на отметке минус 2970 м. На этой же отметке прогнозируется и уровень водонефтяного контакта. Газонефтяной контакт условно проведен на отметке минус 2910 м. Размеры ловушки 25х18 км, высота залежи свыше 100 м. Ловушка имеет сложную заливообразную форму и двухкупольное строение.
Верхнепайгинская неантиклинальная ловушка вытянута вдоль восточной границы лицензионного участка. Часть прогнозируемой ловушки выходит за его пределы. По данным бурения на Джелиндуконском участке в северо-западном направлении от скважины прогнозируется выклинивание песчаников. Прогнозная Полоса отсутствия песчаников протягивается с юго-запада на северо-восток. Поэтому Верхнепайгинская ловушка ограничена с юго-востока выклиниванием коллекторов ванаварской свиты. В этом же направлении вытянуты и изогипсы кровли продуктивных Отложений. На юге прогнозная ловушка ограничена линией дизъюнктивного нарушения. Условный водонефтяной контакт проведен на отметке минус 2750м, а газонефтяной контакт– на отметке минус 2700 м. Следует отметить, что положение линии выклинивания коллекторов, которая экранирует залежь вверх по восстанию пластов, определено, условно и должно будет уточнено в ходе дальнейших исследований. Ловушка является литологически экранированной. Ее размеры 100х26 км, она вытянута полосой в северо-восточном направлении. Высота прогнозной залежи свыше 200 м. Ловушка включает в себя два небольших антиклинальных поднятия, которые осложняют ее северо-восточную и юго-западную оконечности. Граница прогнозной залежи по линии внешнего контура нефтеносности имеет сложную изрезанную форму. В связи со сложностью строения и большими размерами ловушки для ее опоискования необходимо бурение не менее трех поисковых скважин.
4.3 Оценка ресурсов нефти, газа и конденсата прогнозируемых поисковых объектов в разрезе ванаварской свиты венда
Основой для оценки ресурсов нефти, газа и конденсата прогнозных залежей в ванаварской свите венда Чамбинского лицензионного участка послужили модели залежей, предлагаемые в разделе 4.2.
Подсчет перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата прогнозных залежей осуществлялся объемным методом.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В ходе научно-исследовательской работы было изучено геологическое строение Чамбинского участка при помощи проведенных на нем геолого-геофизических работ и бурения поисково-параметрических скважин. Большая часть сейсмопрофилей Чамбинского участка были отработаны (80%) в период 1987-1992 гг. по методике 24х-48ми кратного МОГТ.
В геологическом строении участка принимают участие породы, слагающие три структурных этажа: нижний, промежуточный и верхний. Нижний этаж представляет гетерогенное складчатое сооружение фундамента. Изученность фундамента низкая. Промежуточный этаж сложен терригенно-карбонатными отложениями рифейского комплекса. А верхний этаж составляют осадочные и вулканогенные породы, залегающие с угловым несогласием на размытой поверхности рифейских отложений и фундамента.
Также в разрезе данного участка были выделены три нефтегазоносных комплекса: рифейский, вендский и нижнекембрийский– и дана оценка его перспективности.
Страницы: 1 2