Содержание к диссертации
Введение
1. История нефтегазопоисковых работ и геолого-геофизическая изученность байкитской НГО 14
Глава 2. Геологическое строение 18
2.1. Стратиграфия 18
2.2. Тектоника 29
2.3. Нефтегазоносность 32
Глава 3. Корреляция ванаварской свиты и обстановки осадконакопления в ванаварское время 43
3.1. Выделение ванаварской свиты в разрезах скважин 43
3.2. Картирование ванаварской свиты по данным сейсморазведки 50
3.3. Детальная корреляция отложений ванаварской свиты 59
3.4. Обстановки осадконакопления в ванаварское время 62
Глава 4. Номенклатура песчаных пластов ванаварской свиты байкитской НГО 74
4.1. Индексация продуктивных песчаных пластов венда Лено-Тунгусской НГП 74
4.2. Сопоставление песчаных пластов ванаварской свиты Байкитской и Ка-тангской НГО 77
4.3. Предлагаемый вариант индексации песчаных пластов ванаварской свиты Байкитской НГО 79
Глава 5. Оценка качества ванаварского резервуара ... 84
5.1. Оценка коллекторских свойств песчаных пластов 84
5.2. Оценка качества флюидоупоров над песчаными пластами 92
Глава 6. Перспективы нефтегазоносности
6.1. Прогнозируемые типы ловушек 100
6.2. Источники углеводородов, пути миграции и прогнозный состав залежей 102 6.3. Перспективные на нефть и газ участки 105
6.4. Направления геологоразведочных работ 111
Заключение 115
Список литературы 116
- Нефтегазоносность
- Картирование ванаварской свиты по данным сейсморазведки
- Сопоставление песчаных пластов ванаварской свиты Байкитской и Ка-тангской НГО
- Оценка качества флюидоупоров над песчаными пластами
Введение к работе
Актуальность работы связана с важной проблемой по воспроизводству минерально-сырьевой базы углеводородов (УВ) в районе будущего Юрубчено-Куюмбинского центра нефтедобычи, где в 2017 г. планируется пуск промышленной добычи. Нефть из рифейского резервуара будет наполнять строящийся сегодня нефтепровод «Куюмба – Тайшет», соединенный с магистральным нефтепроводом «Восточная Сибирь – Тихий океан». Ванаварская свита венда обладает значительным потенциалом для прироста запасов УВ в пределах Байкитской НГО, которые позволят обеспечить наполнение нефтепровода в долгосрочной перспективе. Большая часть ресурсов рифейского резервуара в настоящее время локализована, в то время как в ванаварском наблюдается обратная картина, и количество ресурсов категории D1, содержащихся в нем, составляет 1 780 млн т УУВ (см. таблицу).
Научная задача работы – построить современную геологическую модель ванаварского резервуара с целью выделения на территории Байкитской НГО перспективных участков для поисков в нем залежей нефти и газа.
Исследования, нацеленные на решение поставленной задачи, выполнялись в несколько этапов:
-
изучение геологического строения ванаварской свиты в пределах территории исследования на основе литературных и фондовых данных, сбор геолого-геофизических материалов, включающих данные глубокого бурения и сейсморазведки;
-
детальная корреляция отложений терригенного венда по данным ГИС и результатам макроскопического изучения керна, уточнение
области развития ванаварской свиты в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки;
-
оценка качества ванаварского резервуара и анализ результатов испытаний в скважинах, пробуренных на территории Байкитской НГО;
-
оценка перспектив нефтегазоносности и разработка рекомендаций по направлениям дальнейших геологоразведочных работ.
Научная новизна работы
-
На основе детальной корреляции и результатов макроскопического изучения керна доказано отсутствие ванаварской свиты на Тайгинской площади и ее распространение в северной части Подпорожной и на Шу-шукской площадях.
-
Впервые разработана, обоснована и предлагается для использования номенклатура песчаных пластов ванаварской свиты Байкитской НГО.
-
На основе комплекса критериев уточнены контуры ранее выделенных Таимбинского и Вайвидинского участков, перспективных на поиски залежей нефти и газа в отложениях ванаварской свиты. Выделено четыре возможно перспективных участка в южной и северо-западной частях Байкитской НГО.
Практическая значимость работы
-
Изменения в стратиграфических разбивках скважин на восточном склоне Камовского свода позволят переинтерпретировать данные сейсморазведки, уточнить структурные построения по кровле нефтегазоносных рифейских отложений и выполнить переоценку запасов залежей в восточной части Юрубчено-Тохомского месторождения.
-
Намечены границы выклинивания песчаных пластов ванаварского резервуара, являющиеся основой для прогноза литологических ловушек УВ.
-
Построенные автором карты эффективных толщин песчаных пластов ванаварского резервуара могут быть использованы для уточнения количественной оценки ресурсов углеводородов Байкитской НГО.
-
Предлагаемая геологическая модель ванаварского резервуара Байкитской НГО, перспективные и возможно перспективные участки, выделенные по результатам исследований, а также авторские рекомендации к направлениям геологоразведочных работ (ГРР) могут быть использованы в качестве основы при разработке дальнейших программ поисковых работ, выборе методов и объемов ГРР.
Научные методы исследования
В основе исследований, выполненных автором в рамках настоящей квалификационной работы, лежит осадочно-миграционная теория нафти-догенеза. Методы прогноза и поиска скоплений углеводородов, вытекающие из этой теории, для территории Лено-Тунгусской НГП разработаны Т.К. Баженовой, Л.М. Бурштейном, Ф.Г. Гурари, В.И. Деминым, Д.И. Дроботом, В.В. Забалуевым, С.А. Кащенко, В.Д. Козыревым, А.Э. Конторовичем, А.И. Ларичевым, И.Г. Левченко, Н.В. Мельниковым, Ю.А. Притулой, П.Н. Соболевым, В.С. Старосельцевым, В.С. Сурковым, А.А. Трофимуком и др.
Согласно теории для формирования залежей УВ необходимо сочетание, по крайней мере, двух основных факторов. Первый – это существование ловушки, способной улавливать и сохранять углеводороды (УВ); второй фактор – наличие УВ, соответственно присутствие нефте-материнских толщ, которые их генерировали, и возможность поступления в ловушку (пути миграции). В работе рассмотрены оба фактора, но основное внимание уделено первому.
Защищаемые положения
1. Современная геологическая модель ванаварского резервуара Бай-
китской НГО, в соответствии с которой резервуар представлен тремя
проницаемыми пластами песчаников, разделенных алевро-
аргиллитовыми перемычками. Для песчаных пластов разработана но
менклатура, и пластам присвоены индексы ВнБ-III, ВнБ-II и ВнБ-I, оп
ределены области их развития и построены карты эффективных тол
щин.
2. Песчаный пласт ВнБ-II обладает лучшими коллекторскими
свойствами, но флюидоупор высокого и среднего качества над ним раз
вит не повсеместно, что косвенно подтверждается результатами испы
таний скважин – в основном, водоносностью пласта. Над ванаварским
резервуаром в целом регионально распространен флюидоупор высокого
качества, что подтверждается продуктивностью верхнего песчаного
пласта ВнБ-I в ряде скважин.
3. Наиболее перспективными для поиска залежей углеводородов
в ванаварском резервуаре на территории Байкитской НГО являются Та-
имбинский и Вайвидинский участки, возможно перспективными –
Кажминский, Колымовский, Вельминский и Усть-Тейский. Перспек
тивные участки характеризуются благоприятным структурным положе-
нием, наличием песчаных пластов с улучшенными коллекторскими свойствами и флюидоупоров высокого и среднего качества над ними.
Достоверность полученных результатов
Достоверность полученных результатов обеспечивается комплексностью методов геологических исследований (детальная корреляция разрезов скважин, макроскопическое изучение керна и анализ временных сейсмических разрезов, результатов интерпретации данных ГИС, опробований и испытаний скважин), использованием специализированных программных комплексов для интерпретации и обработки фактического материала (KingDom, LogManager, Golden Software Surfer, GridMaster, GridBuilder) и большим объемом использованного фактического материала, включающего:
данные глубокого бурения (геофизические исследования скважин (ГИС), результаты интерпретации данных ГИС, опробований и испытаний) по 80 скважинам;
результаты макроскопического изучения керна по 58 скважинам, из них керн 14 скважин изучен автором лично;
стратиграфические разбивки по 230 скважинам;
данные сейсморазведки 2D (суммарная длина сейсмопрофилей 15 тыс. км).
Апробация работы
Основные результаты исследований по теме диссертации докладывались на конференциях, симпозиумах и совещаниях различного уровня: XLVII Международной научной студенческой конференции «Студент и научно-технический прогресс» (Новосибирск, 2009 г.), XIII Международном научном симпозиуме студентов и молодых ученых имени академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2009 г.), научно-практической конференции «Нефтегазогеоло-гический прогноз и перспективы развития нефтегазового комплекса Востока России» (Санкт-Петербург, 2010, 2013 гг.), выездном совещании «Развитие минерально-сырьевой базы газонефтедобычи в Восточной Сибири» (Красноярск, 2013 г.).
По теме диссертации опубликовано 9 научных статей, в том числе две – в рецензируемых журналах, рекомендуемых ВАК при Минобр-науки России.
Структура и объем
Диссертация состоит из введения, шести глав и заключения. Текст изложен на 138 станицах, содержит 54 рисунка, одну таблицу и три графических приложения. Список литературы включает 107 наименований.
Благодарности
Работа выполнена в отделе геологии и нефтегазоносности Сибирской платформы Сибирского научно-исследовательского института геологии, геофизики и минерального сырья (АО «СНИИГГиМС») под научным руководством д.г.-м.н., профессора Н.В. Мельникова.
За постановку научной задачи, консультации, конструктивные дискуссии и обсуждение результатов автор выражает искреннюю благодарность своему научному руководителю.
Автор благодарен коллективу АО «СНИИГГиМС» за предоставление фактического материала и всестороннюю помощь при написании работы. За передачу опыта и знаний, ценные советы и консультации автор благодарит В.С. Старосельцева, Е.В. Смирнова, А.В. Мигурского, Н.А. Иванову, В.В. Пустыльникову, М.И. Баранову, Г.Д. Ухлову, П.Н. Соболева, А.И. Сурнина, О.В. Шиганову, Е.А. Предтеченскую, Л.И. Килину, Л.А. Кроль и других ученых и специалистов АО «СНИИГ-ГиМС».
Отдельную благодарность автор выражает преподавателям Новосибирского государственного университета, геолого-геофизического факультета и кафедры геологии месторождений нефти и газа и лично заведующему кафедрой – академику А.Э. Конторовичу за полученные в процессе обучения в бакалавриате и магистратуре знания в области фундаментальных и прикладных направлений геологии и геохимии нефти и газа, опыт и навыки применения этих знаний на практике.
За помощь, оказанную при оформлении рисунков и графических приложений, автор выражает благодарность Л.М. Барсуковой и Е.П. Бак.
Нефтегазоносность
Еще в начале 1950-х гг. было установлено, что залежи нефти и газа на Сибирской платформе могут быть связаны с терригенными вендскими отложениями, которые в то время относились к мотской свите нижнего кембрия [Анциферов и др., 1981]. Такие выводы были сделаны в ходе геологоразведочных работ на территории Ангаро-Ленской ступени и Присаяно-Енисейской синеклизы, находящихся южнее района исследования. В ходе дальнейших геологоразведочных работ в 1961 г. было открыто Атовское месторождение и в 1962 г. – Марковское, которые первыми доказали промышленную значимость терригенной части вендского комплекса Сибирской платформы. Далее был открыт ряд месторождений на территории Непско-Ботуобинской антеклизы и Ангаро-Ленской ступени, основные залежи которых приурочены к песчаникам вендского комплекса (в то время к мотской свите): Верхневилючанское, Среднеботуобинское, Ярактинское, Братское и др. [Геология..., 1977].
На территории Байкитской НГО первый приток УВ был получен в 1974 г., его дала параметрическая скв. Куюмбинская-1. По результатам дальнейших поисковых работ к 1976 г. было установлено, что нефтегазоносными оказались отложения рифея, в результате на Куюмбинской площади впервые в мире была установлена промышленная нефтегазоносность рифея [Мельников и др., 1976], но ввиду сложности строения рифейского комплекса и несовершенства применяемых геофизических методов, дальнейшие поисковые работы на этом месторождении временно были приостановлены.
В 1980 г. на юго-западе Байкитской НГО было открыто Оморинское месторождение [Битнер и др., 1990], залежи которого сосредоточены в песчаниках венда. В следующем, 1981 г., поисковой скв. Собинская-5 было открыто Собинское нефтегазоконденсатное месторождение на территории Катангской седловины, все основные залежи которого сосредоточены в ванаварской свите венда.
В 1982 г. было открыто крупнейшее Юрубчено-Тохомское месторождение, расположенное в осевой части Байкитской антеклизы, основные запасы нефти и газа которого стратиграфически приурочены к рифейским отложениям. В результате этих открытий Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления выделилась в качестве района концентрации поисково-разведочных работ [Конторо-вич и др., 1988]. Это также послужило увеличению объемов геологоразведочных работ на территории Байкитской НГО в целом.
В пределах Юрубчено-Тохомской зоны впервые на территории Байкитской НГО из уровня ванаварской свиты были получены промышленные притоки УВ и открыты залежи-спутники Юрубчено-Тохомского месторождения. Первая самостоятельная залежь в песчаниках ванаварской свиты с промышленным притоком газа с конденсатом на территории Байкитской НГО была открыта в 2011 г. на Придутской площади.
Данные глубокого бурения позволили детально изучить геологическое строение и состав рифейского, вендского и кембрийского осадочных комплексов Байкитской НГО, дать стратиграфическую привязку основным отражающим горизонтам рифея, венда и кембрия. В начале восьмидесятых годов был осуществлен переход на цифровую регистрацию записи, а также была повышена кратность наблюдений, которая позволила значительно увеличить информативность сейсмических материалов и достоверность информации о строении венд-нижнекембрийских и рифейских отложений [Богдан, 2007].
К настоящему времени на территории Байкитской НГО пробурено более 200 глубоких скважин, треть из которых (72 скважины) вскрыли отложения ва-наварской свиты (Рисунок 4).
В пределах территории исследования с середины 1970-х гг. проводятся региональные и площадные сейсморазведочные работы. По результатам этих работ было уточнено геологическое строение Байкитской антеклизы и сопредельных территорий. Также намечен и подготовлен ряд структур второго и третьего по 16
рядков по кровле вендских отложений и дана оценка прогнозных ресурсов нефти и газа в пределах выявленных структур. Изученность сейсморазведкой территории исследования в среднем составляет 0,53 км/км2, общая длина сейсмопрофи-лей – около 62 тыс. км (Рисунок 5).
В начале XXI в. территорию исследования пересекли трансрегиональные сейсмопрофили «Батолит», «Лебяженская 1 – Чуньская 120» и «Алтай-Северная Земля» (см. рисунок 5). По результатам этих работ было выявлено, что северовосточная часть Байкитской НГО занимает юго-западную часть крупнейшего Чуньского рифей-вендского осадочного бассейна, с юго-западным бортом которого связано крупнейшее Куюмбинское месторождение и юго-восточным – крупные Собинское и Пайгинское [Мельников, Смирнов, 2007; Мельников и др., 2008]. С Чуньским бассейном, а именно с его краевыми частями, связываются большие перспективы для открытия залежей нефти и газа, наиболее перспективными считаются рифейский и вендский НГК. В настоящее время продолжается изучение Чуньского бассейна сейсморазведкой и бурением. На сегодняшний момент пробурена параметрическая скв. Чункинская-282, расположенная на северовосточном склоне Байкитской антеклизы [Ефимов и др., 2014].
В пределах северо-западного склона Байкитской антеклизы пробурена параметрическая скв. Майгуннская-275. Предварительные результаты бурения этих параметрических скважин учтены в диссертационной работе.
Картирование ванаварской свиты по данным сейсморазведки
Для уточнения зоны развития ванаварской свиты в межскважинном пространстве привлекались данные сейсморазведки. В ходе работы был создан интерпретационный проект в программном комплексе KingDom, в который были загружены сейсмопрофили, общей протяженностью порядка 15 тыс. км.
Прежде чем перейти непосредственно к интерпретации данных сейсморазведки с целью картирования отложений ванаварской свиты необходимо рассмотреть геологические и другие условия, так или иначе влияющие на качество получаемых сейсмических материалов.
Исследователи отмечают, что территория исследования с точки зрения геологического строения и поверхностных условий считается сложной для проведения сейсморазведочных работ [Смирнов и др., 2013].
На формирование волнового поля исследуемой площади значительное влияние оказывает верхняя часть разреза. Рельеф местности резко расчлененный, отметки достигают 600 м, перепады высот в среднем составляют 450 м. Скоростные характеристики пород верхней части разреза (ВЧР) неоднородны и значительно варьируют. Скорость продольных волн в ВЧР меняется от 1700–2500 м/с в поверхностных осадках и на возвышенных участках, где породы подвергнуты процессам выветривания, до 4200–4500 м/с в долинах рек и на крутых склонах, где на поверхность выходят коренные породы.
Осложняют район работ и долеритовые интрузии, которые залегают в виде силлов с резко изменяющимися толщиной и положением в разрезе. Связанные с ними скоростные неоднородности трудно поддаются учету при обработке сейс-моразведочных наблюдений [Смирнов и др., 2013]. Кроме того, существует высокий фон кратных волн, образующихся на акустически жестких границах раздела между контрастными доломитами, долеритами и солями. Высокие скорости суммирования (до 6500 м/с) затрудняют подавление кратных и, особенно, частично-кратных волн, которые по скоростям практически не отличаются от однократных.
Разрез характеризуется высокими пластовыми скоростями продольных волн (5500–6800 м/с), свойственными карбонатным отложениям. В трапповых интрузиях скорости могут достигать 7000 м/с, в соляных пластах скорости имеют значения около 3300–4500 м/с.
Породы кристаллического фундамента, сложенного архейско раннепротерозойскими метаморфическими и интрузивными горными породами, характеризуются пластовыми скоростями 6000–6100 м/с.
Карбонатные породы рифейского возраста характеризуется значениями около 7000 м/с, глинисто-карбонатные и терригенные –5000–6000 м/с. При этом рифейская толща в сейсмическом отношении является малоконтрастной.
Выше в разрезе выделяются низкоскоростные породы с пластовой скоростью 4400–5300 м/с, соответствующие терригенным отложения венда (оскобин-ская и ванаварская свиты и их аналоги). В карбонатных отложениях венда (тэ-тэрская, собинская, катангская свиты и их аналоги) скорости изменяются от 5400 до 6000 м/с.
Выше разрез представлен чередованием сравнительно низкоскоростных галогенных и карбонатных пород, пластовая скорость которых не превышает 3600–5700 м/с.
При благоприятных сейсмогеологических условиях в разрезе осадочного чехла на временных разрезах МОГТ прослеживаются опорные отражающие горизонты (ОГ), имеющие следующую стратиграфическую привязку [Исаев и др., 1998; Исаев, Мельников, 1995, 2003; Мельников и др., 1997; Мельников, Исаев, 2004; Ефимов, Мельников, 2007; Смирнов и др., 2013]:
Отражающий горизонт Б приурочен к кровле даниловского горизонта (тэтэрская свита) и представлен высокоамплитудным и высококогерентным положительным экстремумом сейсмической записи. Отражение формируется за счет перепада акустических свойств на границе между доломитами тэтэрской свиты и солями усольского горизонта. Динамическая выраженность ОГ Б падает в случае фациального замещения солей усольской свиты карбонатными породами, что отмечается в северной части территории исследования [Мельников и др., 2014б], а также при наличии траппов в нижней подсвите усольской свиты.
Для удобства корреляции выделяемых ниже отражающих горизонтов венда (М1, М2, R0) сейсмические разрезы были выровнены на опорный горизонт Б.
Отражающий горизонт М1 приурочен к кровле тирского горизонта (оско-бинская свита) или, вернее, к поверхности предданиловского перерыва в осадко-накоплении. Перерыв сопровождался размывом (частичным или полным) пород оскобинской свиты, либо отсутствием накопления осадков. Вследствие такого перерыва и сформировалась акустически контрастная граница, отображающаяся в волновом поле в виде отрицательного экстремума сейсмической записи. На ряде площадей были размыты частично или полностью отложения оскобинской свиты: в результате, под предданиловский перерыв были выведены породы различного состава, в итоге отражающий горизонт имеет разную динамическую вы 53 разительность и плохо прослеживается в пределах исследуемой территории, поэтому этот горизонт не был прокоррелирован.
Отражающий горизонт М2 приурочен к кровле непского горизонта (вана-варская свита). Формируется за счет перепада акустической жесткости на границе сульфатно-карбонаных пород оскобинской свиты с терригенными отложениями ванаварской свиты. Отражающий горизонт прослеживается в виде отрицательного экстремума сейсмической записи и характеризуется изменчивыми динамическими параметрами, зависящими от мощности терригенных отложений и от их состава. В центральной части территории исследования отложения вана-варской свиты отсутствуют, в результате ОГМ2 приклинивается к ОГ R0 (подошва венда) по типу эрозионного среза [Шерифф и др., 1982], что четко отражено на синтетическом разрезе (Рисунок 18).
Рисунок 18 – Синтетический временной разрез по профилю 2810005 в районе Платоновской и Камовской площадей (сост. А.А. Карташов, положение профиля см. рисунок 23).
Отражающий горизонт R0 соответствует подошве вендских отложений. Как правило, ОГ R0 представляет собой положительный импульс сложной формы. Изменение формы импульса связано с изменчивостью морфологии эрозионной поверхности, составом пород, залегающих под ней, наличием разломов, изменением мощности терригенных отложений и их выклиниванием. Отражение динамически очень изменчиво. Одним из критериев его выделения на временных разрезах является примыкание снизу наклонных рифейских отражений к субго ризонтальным вендским отражениям (Рисунок 19), что наблюдается не повсеместно.
Сопоставление песчаных пластов ванаварской свиты Байкитской и Ка-тангской НГО
Разрез скв. Западно-Юдуконская-113 можно принять типовым для восточной части, а Оморинская-3 – для западной (см. рисунок 24) [Масленников, Боровикова, 2013]. Два типа было выделено в связи с тем, что разрез ванаварской свиты западного склона Байкитской антеклизы (Иринчиминская, Оморинская, Платоновская и др. площади) более глинистый в отличие от восточного (Подпо-рожная, Таимбинская, Западно-Юдуконская и др. площади) (см. рисунок 24).
Толщины нижней пачки изменяются от 0 до 150 м (Рисунок 25). Увеличенные толщины наблюдаются в юго-восточной и северо-западной частях территории исследования, где развиты отложения одновозрастных алешинской и немчанской свит.
Песчаники нижней пачки на востоке и западе имеют схожие литологиче-ские характеристики и представлены красновато-серыми разнозернистыми разностями, местами до гравелитов, горизонтально- и косослоистыми, в различной степени глинистыми, местами брекчиевидными за счет обломков аргиллита кир-пично-красного цвета, размером до 5 см. По составу песчаники полимиктовые и кварц-полевошпатовые, реже кварцевые.
Толщины средней пачки изменяются от 0 до 200 м (Рисунок 26). Увеличенные толщины наблюдаются в северо-западной части территории исследования, где развиты отложения одновозрастной немчанской свиты.
Песчаники средней пачки в скв. Западно-Юдуконская-113 представлены красновато-серыми, кирпично-красными, мелко-среднезернистыми разностями, иногда крупнозернистыми, глинистыми, участками гравелитистыми, массивными, в верхней части красно-серыми мелко-, среднезернистыми глинистыми с подчиненными прослойками зеленовато-серого запесоченного алевролита. По составу песчаники кварцевые, реже кварц-полевошпатовые. На западе песчаники бурые, иногда серые, разнозернистые, преимущественно кварцевые с глинисто-железистым и ангидритовым цементом, параллельно- и косослоистые, с послойно распределенными гравелитовыми и галечными обломками молочно белого кварца, с прослоями мелкогалечных конгломератов. Толщины верхней пачки изменяются от 0 до 180 м (Рисунок 27). Увеличенные толщины наблюдаются в северо-западной части территории исследования, где развиты отложения одновозрастной немчанской свиты.
Песчаники верхней пачки в пределах восточной части территории исследования представлены серыми, участками красновато-коричневыми, мелко- и среднезернистыми разностями со слабонаклонной слоистостью, редкими прослоями красноватого глинистого материала и включениями белого ангидрита. Песчаники по составу преимущественно кварцевые, реже полевошпатово-кварцевые, ангидристистые, редко доломитистые.
В пределах западной части у пород описываемой пачки преобладает коричневато-красная, зеленовато-серая и светло-серая окраска, мелкозернистая, послойно крупнозернистая структура до гравелитов. Слоистость подчеркивается тонкими прослоями алевролитов и аргиллитов. Песчаники кварцевые, кварц-полевошпатовые, участками слюдистые, с пятнами розовато-белого ангидрита.
Восстановление обстановок седиментации ванаварского бассейна не являлось задачей исследования диссертационной работы. Рассмотреть этот вопрос, основываясь на литературных данных, было необходимо в связи с тем, что от условий седиментации напрямую зависит морфология образующихся песчаных тел [Конибир, 1979; Буш, 1977; Муромцев, 1984; Sandstone..., 1982]. От морфологии и размера песчаных тел в итоге зависят размеры ожидаемых скоплений нефти и газа, а также прогнозируемые типы ловушек.
Обстановкам седиментации в ванаварское время посвящены работы М.А. Бирюковой, В.Н. Богдановой, Л.В. Боровиковой, О.В. Гутиной, Е.С. Коно-вальцевой, Л.Н. Константиновой, Б.Б. Кочнева, М.В. Лебедева, Н.В. Мельникова, О.В. Постниковой, Л.В. Соловьевой, Л.Е. Старикова, В.Г. Худорожкова и др. [Бирюкова, 2009; Богданова и др., 1991; Коновальцева, 2011, 2012; Кочнев, 2008; Лебедев, 1996; Мельников и др., 2009; Постникова и др., 2012; Стариков, 1989; Худорожков, 1990]. Рисунок 25 – Схема изопахит нижней пачки ванаварской свиты и ее стратиграфических аналогов. Рисунок 26 – Схема изопахит средней пачки ванаварской свиты и ее стратиграфических аналогов. Рисунок 27 – Схема изопахит верхней пачки ванаварской свиты и ее стратиграфических аналогов. Ванаварскому времени предшествовал длительный предвендский перерыв в осадконакоплении [Мельников, 2009; Мельников и др., 2005]. В начале ванаварско-го времени трансгрессия моря охватила склоны Байкитской антеклизы, а ее центральная часть оставалась сушей вплоть до начала катангского времени. Трансгрессия моря в течении ванаварского времени обусловила постепенную смену обстановок осадконакопления от преимущественно континентальных в начале, – к морским в конце ванаварского времени [Стариков, 1989; Кочнев, 2008].
Песчаные пласты, образованные в ранневанаварское время, связаны с аллювиальными конусами выноса, руслами временных водотоков и дельтами. Глинистые пласты могут быть связаны с пойменными фациями, а также с обстановками дистальных частей конусов выноса. Песчаные тела этого возраста должны иметь вытянутую перпендикулярно береговой линии форму, и быть ориентированы по направлению палеосклонов ванаварского бассейна.
Карта толщин песчаников нижней пачки (Рисунок 28) показывает, что песчаные тела распространены в северо-западной, западной, южной и восточной частях территории исследования. Толщины песчаников в среднем составляют 10 м, достигая 70 м на северо-западе, в зоне развития немчанской свиты. Кроме это можно отметить наличие трех палеодолин на северо-западе Оморинской площади, на Под-порожной и на Придутской площадях, по которым грубый кластический материал, частично оседая, сносился вниз по палеосклонам ванаварского осадочного бассейна. Эти долины картируются и на карте изопахит нижней пачки ванаварской свиты (см. рисунок 25) и изопахит ванаварской свиты (см. рисунок 23).
Считается, что средняя часть ванаварской свиты формировалась преимущественно в прибрежно-морских условиях (Рисунок 29), песчаные пласты связаны с обстановками пляжей, песчаных баров и барьерных островов [Кочнев, 2008]. Это время было благоприятным для формирования выдержанных песчаных покровов. Медленная трансгрессия моря, при обилии поступающего с суши грубого обломочного материала привела к формированию относительно однородных песчаных тел, толщиной до 30 м в средней пачке ванаварской свиты (Прил. А, Б; рисунок 24). Рисунок 28 – Схема толщин песчаников нижней пачки ванаварской свиты и ее стратиграфических аналогов. Рисунок 29 – Модель строения и обстановок осадконакопления ванаварской свиты
Катангской седловины [Кочнев, 2008]. Песчаные тела этого уровня должны быть ориентированы параллельно береговой линии и, вероятно, представляют собой покровы черепитчатых, наложенных друг на друга отдельных баровых и пляжевых тел. Это достаточно хорошо видно на карте толщин песчаников средней пачки (Рисунок 30), где в восточной части территории исследования закартировано крупное песчаное тело толщиной до 30 м, охватившее Таимбинскую, Подпорожную, Придутскую и соседние площади, ориентированное вдоль линии палеоберега. Возможно, это тело представляет собой крупный барьерный остров, и по направлению к суше (на северо-запад) должна быть расположена забаровая лагуна. Рисунок 30 – Схема толщин песчаников средней пачки ванаварской свиты и ее стратиграфических аналогов. Фации лагуны, вероятно, вскрыты скв. Подпорожная-2 (Прил. А), а скв. Шушукская-1 и Подпорожная-1 вскрыли пляжевые песчаники. По направлению на юго-восток песчаное тело расслаивается и в разрезе появляются пропластки морских глин (Прил. Б).
В южной части Юрубченской площади в это время, вероятно, господствовали аллювиальные обстановки. На рисунке 30 можно видеть вытянутую форму песчаных тел, в районе скважин Вэдрешевская-6 и Юрубченская-114, возможно, расположен конус выноса или дельта. Ранее на этой территории реконструкции были выполнены Н.В. Мельниковым, В.Г. Худорожковым и др. [Худорожков, 1990; Мельников, 2009; Мельников и др., 2009]. Согласно построениям этих исследователей на Юрубченской пощади, которая была относительно приподнятым участком в ванаварское время и полностью охвачена трансгрессией моря только в катангское время, в ванаварское время обломочный материал сносился по долинам и врезанным руслам водных потоков и осаждался в аллювиальных условиях (Рисунок 31).
Оценка качества флюидоупоров над песчаными пластами
Непременным условием для формирования и сохранения залежей углеводородов является наличие непроницаемых пород – флюидоупоров, перекрывающих проницаемые породы продуктивных горизонтов.
Методы исследования, классификации и критерии оценки качества пород – флюидоупоров для различных территорий и нефтегазоносных резервуаров рассматривались многими исследователями и опубликованы в работах А.А. Бакиро-ва, Т.И. Гуровой, В.И. Ермолкина, Г.Э. Прозоровича, А.М. Пустыльникова, Л.С. Черновой, А.А. Ханина, Г.Г. Шемина и др. [Бакиров, 1973; Бакиров и др., 1980; Гурова и др., 1974, 1988; Ханин, 1968, 1969; Прозорович, 1967; Пустыль-ников, Чернова, 1991; Шемин, 2007].
В настоящей работе за основу принят методический подход, изложенный в монографии Т.И. Гуровой и др. [1988], разработанный для оценки качества флюидоупоров Лено-Тунгусской НГП. Данный подход основан на совокупности оценочных критериев: – толщина флюидоупоров; – литологический состав; степень его однородности по разрезу (распределение пород с различными экранирующими свойствами, приуроченность наибо 93 лее непроницаемых пород к кровле или подошве разреза) и по латерали; генезис отложений; плотность и пластичность пород; – вторичные преобразования пород, такие как вторичная пористость или цементация, трещиноватость, уплотнение. На территории исследования экранирующие горизонты имеют глинистый, глинисто-карбонатный, сульфатно-галогенно-карбонатный, галогенный и терри-генно-сульфатно-карбонатный составы и различные толщины.
Согласно классификации А.А. Ханина [1969] по экранирующей способности пород выделяется пять типов качества: весьма высокий, высокий, средний, пониженный и низкий. Последний тип флюидоупора относится к проницаемым породам.
В данной работе приняты следующие оценочные критерии для пяти типов качества флюидоупоров.
К флюидоупорам весьма высокого качества относятся мономинеральные аргиллиты, однородные по составу, выдержанные по площади и разрезу, содержание алевритовых прослоев в них не должно превышать 5 % от общей мощности, плотные, не трещиноватые, толщиной не менее 5–15 м.
К флюидоупорам высокого качества относятся: – аргиллиты, неоднородные по составу, выдержанные по площади и разрезу, плотные, не трещиноватые; песчано-алевритовые прослои распределены в средней и верхней части разреза и их содержание не должно превышать 15 % от общей мощности, толщиной не менее 10–25 м; – терригенно-сульфатно-карбонатные породы, представленные доломитами микрозернистыми, доломитами глинистыми микрозернистыми, доломитами глинистыми ангидритовыми, мергелями, мергелями ангидритовыми, ангидритами разнозернистыми массивными, окремненными породами. Породы постепенно сменяются по разрезу и по площади, плотные, не трещиноватые, толщиной не менее 30 м.
К флюидоупорам среднего качества относятся: – породы, представленные неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников с подчиненным количеством песчано-алевритовой составляющей (не более 15–20 %), распределенной по разрезу в виде маломощных слой-ков и линз, приуроченных к средней, реже к подошвенной части разреза; плотные, слабо трещиноватые, трещины закрытые; толщина отложений не менее 50 м; – терригенно-сульфатно-карбонатные породы, представленные: неравномерным чередованием доломитов микрозернистых, доломитов глинистых ангидритовых, магнезитов, ангидритов с подчиненными прослоями песчано-алевритовых аргиллитов (не более 5–10 % в средних и верхних частях разреза); породы плотные, слабо трещиноватые, трещины закрытые; толщина отложений не менее 50 м;
К флюидоупорам пониженного качества относятся: – породы, представленные тонким неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников, с количеством песчано-алевритовой составляющей (25–45 %) неравномерно распределенной по разрезу в виде слойков и линз мощностью до 1,0 м, приуроченных к средней и подошвенной части разреза; породы плотные, тонко пористые, трещиноватые; толщина отложений от 10–20 м; – терригенно-сульфатно-карбонатные породы представленные неравномерным чередованием доломитов микрозернистых, доломитов глинистых ангидритовых, реже ангидритов, с прослоями песчано-алевритовых аргиллитов; породы плотные, тонко пористые, трещиноватые, трещины закрытые; толщина отложений 10–20 м.
К флюидоупорам низкого качества относятся проницаемые породы небольшой толщины, которые на отдельных площадях могут являться породами-коллекторами V класса по классификации А.А. Ханина: –породы, представленные неравномерным чередованием проницаемых песчаников (до 80 % по разрезу), с подчиненным количеством неравномерно распределенных прослоев аргиллитов и алевролитов; породы пористые, трещиноватые; толщина отложений от 0,5 до 10 м; – терригенно-сульфатно-карбонатные породы, представленные: неравномерным чередованием доломитов, доломитов глинистых ангидритовых, реже ангидритов, с песчано-алевритовыми прослоями; породы тонко пористые, трещиноватые, толщина отложений от 0,5 до 15 м.
Для прогноза нефтегазоносности исследуемой территории построены схемы качества флюидоупоров, которые определяют региональную обеспеченность сохранности залежей в песчаных пластах. Хорошо обеспечивают сохранность залежей флюидоупоры весьма высокого, высокого, среднего, пониженного и, в некоторых, случаях низкого качества. Плохо обеспечивают сохранность залежей флюидоупоры низкого качества, имеющие толщины менее 5 м. Не обеспечивают сохранность залежей те перекрывающие отложения, которые в региональном плане считаются проницаемыми.
Флюидоупор над песчаным пластом ВнБ-III представлен алевро-аргиллитами нижней пачки ванаварской свиты. Флюидоупоры высокого качества развиты по перефирии в южной и юго-восточной частях территории исследования (Рисунок 46). По направлению к центральной части территории исследования – зоне выклинивания нижней пачки ванаварской свиты, качество флюидо-упора ухудшается как за счет сокращения толщин глинисто-алевритовой перемычки, так и за счет увеличения толщин и количества алевро-песчаных прослоев в ее составе.
Флюидоупор над песчаным пластом ВнБ-II представлен алевро-аргиллитами средней пачки ванаварской свиты. Флюидоупоры высоко качества развиты в северо-западной, юго-западной и юго-восточной частях территории исследования (Рисунок 47). По направлению к центральной части – зоне выклинивания средней пачки ванаварской свиты, качество флюидоупора ухудшается за счет сокращения толщины глинисто-алевритовой перемычки и увеличения в ее составе количества алевро-песчаных прослоев и их толщин.