CC BY
130
УДК 553.981/982(571.5)
Г.Г. Шемин
ИНГГ СО РАН. Новосибирск
ОПЫТ ВЫДЕЛЕНИЯ ЕРЁМИНСКО-ЧОНСКОЙГИГАНТСКОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ В ВЕНДСКОМ КАРБОНАТНОМ КОМПЛЕКСЕ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
Развитие нефтегазового комплекса Сибирской платформы является одним из важнейших элементов «Энергетической стратегии России на период до 2020 г.». На ее территории открыт и разведан ряд уникальных и крупных по запасам месторождений нефти и газа, имеется громадный ресурсный потенциал углеводородного сырья, что позволяет рассматривать этот регион как перспективный центр нефтегазодобычи на востоке России.
Одним из основных объектов, с которым связаны высокие перспективы нефтегазоносности платформы, является подсолевой вендско-нижнекембрийский карбонатный комплекс, который повсеместно распространен в изученных сейсморазведкой и бурением южных и центральных ее районах. В этом комплексе выделяются три продуктивных карбонатных горизонта: преображенский, усть-кутский (юряхский) и
осинский, которые характеризуются сложным строением и развитием преимущественно неантиклинальных ловушек нефти и газа. Выделение и подготовка в них объектов поисково-оценочных работ традиционными методическими приемами с широким использованием сейсморазведочных работ являются мало эффективными.
В последние десятилетия автором проведены многоплановые исследования по изучению строения, условий образования и оценки перспектив нефтегазоносности подсолевого вендско-нижнекембрийского комплекса южных и центральных районов Сибирской платформы. Накоплен опыт по выделению первоочередных объектов нефтепоисковых работ по комплексу результатовгеологических и промыслово-геофизических исследований. Методические аспекты отмеченных исследований и пример их реализации при выделении Ерёминско-Чонской гигантской нефтяной залежи1 в преображенском горизонте центральной части Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области приведены ниже.
При выделении первоочередных объектов нефтепоисковых работ в вендско-нижнекембрийском карбонатном комплексе исследуемого региона рекомендуется выполнение следующих видов исследований.
1. Проведение детальной корреляции вендско-нижнекембрийских отложений на уровне пачек циклического строения. Методика и результаты этих исследований изложены в работе [3].
2. Построение тектонических, структурных и палеоструктурных карт традиционными методами исследования. При этом необходимо отметить, что при выполнении палеотектонических реконструкций применительно к рассматриваемому региону необходимо учитывать следующие факторы,
1 Обоснования выделения Ерёминско-Чонской гигантской нефтяной залежи приведено в работах [1, 2].
ограничивающие применения метода мощностей: наличие перерывов; зон некомпенсированного прогибания; дислоцированность разрезов, связанной с проявлением разрывной и соляной тектоники, траппового магматизма и вымыванием солей инфильтрационными водами. Методика учета этих факторов приведена в работе [4].
На рис. 1 и 2 приведены современный и палеоструктурный планы Непско-Ботуобинской антеклизы и расположенной в ее пределах Ерёминско-Чонской гигантской нефтяной залежи. Они существенно разнятся. На первом из них территория отмеченной залежи в тектоническом отношении является составной частью северо-западного склона антеклизы, а на втором, на котором приведена палеоструктурная карта времени прохождения главной фазы нефтеобразования, - ее сводовой части.
<1-5 - границы: 1 - Непско-Ботуобинской антеклизы; 2
- Вилючанской седловины; 3 - положительных
|« .
•структур первогопорядка; 4 - положительных
структур второго порядка; 5 - Ереминско-Чонской гигантской нефтяной залежи
I- Верхневилючанское к.п., II- Пеледуйское к.п., III-Верхнечонское с.м., IV- Алтыбское к.п., V- Усть-Кутский вал
Положительные сруктуры второго порядка:
положительных
Рис. 1. Фрагм ент тектонической карты нефтегазоносных провинций Сибирской платформы (ред. В.С. Старосельцев, 1995 г.)
1 - изопахиты (м), 2 - контур ы грабенообразной структуры.
Остальные условные обозначения см. на рис. 1
Рис. 2. Палеоструктурная карта подошвывенд-нижнекембрийского терригенногокомплекса на конец формирования отложений
3.Рaзработка седиментационных моделей карбонатных горизонтов на базе детальных литологических доследований и использования материалов ГИС. Эти исследования направлены на выделение литотипов слагающих карбонатные горизонты, анализ их каротажной характеристики и выявления генезиса.
Седиментационная модель преображенского горизонта Непско -Ботуобинской антиклизы и Ерёминско-Чонская гигантская нефтяная залежь, приведена на рис. 3. Согласно этой разработки, преображенский горизонт в её пределах представляет собой органогенный микрофитолитовый массив, образованный в условиях внутришельфовой отмели.
4. Анализ интенсивности проявления постседиментационных процессов, влияющих как положительно (перекристаллизация, выщелачивание, доломитизация), так и отрицательно (сульфитизация, засолонение и окремнение)на качество фильтрационно-ёмкостные свойства пород. Результаты этих исследований применительно к вендско-нижнекембрийскому карбонатному комплексу Сибирской платформы изложены в работах А.С. Черновой, М.М. Потловой и Н.Е. Гущиной [5, 6].
Фациальные зоны: 1 - банки (биогенные зоны),
2 - внутришельфовые отмели
(преимущественно биогенные зоны), 3 -
мелководный шельф (хемогенно-биогенные зоны), 4 - приливно-отливные равнины
(преимущественно хемогенные зоны), 5 -граница Ереминско-Чонской нефтяной залежи. Остальные условные обозначения см. на рис. 1
Рис. 3. Седиментационная модель преображенского горизонта Непско-Ботуобинской антеклизы
В карбонатных породах преображенского горизонта Ерёминско-Чонской залежи интенсивно проявились процессы выщелачивания и перекристаллизации, сформировавшие мелкопоровый тип коллектора. Вторичные процессы, отрицательно влияющие на фильтрационно-ёмкостные свойства коллекторов (засолонение, сульфатизация) проявились в нем незначительно.
5. Разработка ёмкостных моделей карбонатных горизонтов. Они базируются на седиментационных моделях, характере проявления вторичных процессов, материалах ГИС, аналитических данных и результатах испытания скважин. В качестве показателей оценки качества коллекторов рекомендуется использовать их эффективные толщины, открытую пористость, проницаемость и степень неоднородности строения.
В пределах Ерёминско-Чонской залежи нефтенасыщенные коллекторы преображенского горизонта толщиной от 5 до 20 м распространены почти повсеместно. Фильтрационно-ёмкостные свойства их изменяются в следующих пределах: пористость - от 7 до 18%, проницаемость - от 0,25 до 97 мD. Наиболее высокие показатели качества коллекторов прогнозируются в центральной, северной и юго-западной частях залежи (рис. 4).
1-скв6жины, 2- граница Ереминско-Чонской нефтяной залежи; 3 -
границы участков отсутствия коллекторов; 4- изопахиты нефтенасыщенных коллекторов (м); 57- поля с прогнозом нефтенасыщенных толщин
коллекторов
и открытой пористости: 5- от 10 до 20 ми 7.5-15 %; 6-от 7.5 до 10 ми 7.5-10 %; 7-от 5 до 7.5 ми 7.5-10 %
Рис. 4. Емкостная модель преобрбженскогогоризонта Ереминско -Чонской гигантскойнефтяной залежи
6. Оценка качества перекрывающих и подстилающихпродуктивных карбонатных горизонтов флюидоупоров. Она осуществляется на базе анализа их вещественного и минералогического состава, интенсивности проявления дизъюнктивной тектоники и характера распределения толщин по площади. Характеристика этих показателей для разных по составу флюидоупоров приведена в работе [7].
Преображенский продуктивный горизонт Ерёминско-Чонской залежи ограничен сверху и снизу соответственно катангским и тирским флюидоупорами. Последний из них в пределах залежи практически отсутствует, тем самым создавая благоприятные условия для подтока углеводородов в преображенский горизонт из подстилающих терригенных нефтегазоносных резервуаров (рис. 5). Катангский экран повсеместно развит в пределах нефтяной залежи. Он обладает достаточно надежными экранирующими свойствами для сохранения жидких углеводородов в залежи.
7. Выяснение условий формирования залежей и разработка модели их строения. Выделение нефтематеринских пород и обоснование очагов нефтеобразования. Прогнозирование путей и время миграции углеводородов из зон нефтегбзообрбзования в зоны нефтегазонакопления. Анализ условий сохранения залежи. Обоснование её подсчетных параметров и оценка ресурсов углеводородов.
1 - территории, где отложения
тирскогофлюидоупора отсутствуют; 2-6 - оценка качествафлюидоупора: 2 - весьма высокое; 3 - высокое,4 -среднее; 5 - низкое; 6 - территории, гдеотложения тирского флюидоупора отсутствуют.Остальные условные обозначения см. на рис. 1
Рис. 5. Карта прогноза качестватирского
флюидоупора
Непско-Ботуобинской антеклизы
Условия формирования и сохранения залежей углеводородов на территории Непско-Ботуобинской антеклизы, в пределах которой расположена Ереминско-Чонская нефтяная залежь, были достаточно благоприятными. Основными очагами нефтеобразования являлись смежные с антеклизой территории отрицательных структур. Наибольшим генерационным потенциалом обладали рифейские отложения, значительно меньшим - вендские терригенные и незначительным - вендско-нижнекембрийские карбонатные. Миграции углеводородов из зон
нефтегазообразования в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы в основном контролировалась катагенетической преобразованнос™ органического вещества нефтематеринских пород, палеоструктурными планами и качеством флюидоупоров. Анализ этих материалов позволяет выделить четыре основные этапа формирования залежей углеводородов на антеклизе и в пределах Ереминско-Чонского участка: вендско-
раннепалеозойский, девонский, позднепалеозойско-триасовый и новейший.
Модель Ереминско-Чонской залежи представляется газоконденсатнонефтяной, литологической, пластовой, блоковой. Площадь ее составляет около 22 тыс. км2, а извлекаемые ресурсы нефти оцениваются автором - 1,5 млрд. т (рис. 6).
Рекомендуемый комплекс методических приемов позволил выделить в подсолевом вендско-нижнекембрийском карбонатном комплексе Сибирской платформы, кроме выше описанной Ереминско-Чонской нефтяной залежи, еще ряд объектов: Вакунайский Санарский, Алтыбский и Ереминский. Нет сомнения, что при дальнейшем более детальном изучении этого комплекса
будут выявлены еще многие объекты поисково-оценочных работ, в том числе крупные по ресурсам углеводородов.
1- скважины, 2 - граница Ереминско-Чонской нефтяной залежи, 3 - границы участков отсутствия пород-коллекторов; 4 - изогипсы по кровле преображенского горизонта (тыс. м); 5 - разрывные
нарушения; 6 - грабенообразные
структуры; 7 - поле с газовым
насыщением коллекторов; 8 - поле с нефтяным насыщением коллекторов; 9 -поле с водяным насыщением коллекторов
Ереминско-Чонской гигантской нефтяной залежи преображенского горизонта
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Шемин Г.Г. Ерёмиеско-Чоескбя нефтяная залежь Незско-Ботуобиеской антеклизы - возможный объект по подготовки запасов углеводородного сырья / Г.Г. Шемин // Геология нефти и газа. - 2004. - № 5. - С. 19-29.
2. Шемин Г.Г. Гигантское поле нефтенакопления в преображенском карбонатном горизонте венда Незско-Ботуобиеской антеклизы (Ленно-Тунгусская нефтегазоносная провинция) / Г.Г. Шемин // Геология и геофизика. - 1999. - № 8. - С. 1170-1181.
3. Шемин Г.Г. Циклостр6тигр6фия венда и нижнего кембрия центральных районов Ленно-Тунгусской провинции / Г.Г. Шемин // Строение и нефтегазоносное^ карбонатных резервуаров Сибирской платформы. - Новосибирск, 1991. - С. 10-22.
4. Шемин Г.Г. Пблеотектоеический анализ сложеозостроеееых районов Сибирской платформы / Г.Г. Шемин // Актуальные вопросы тектоники перспективных территорий Сибирской платформы. - Новосибирск, 1988. - С. 64-79.
5. Седиментационно-ёмкостная модель преображенского горизонта
Верхнечонского месторождения / Л.С. Чернова и др. // Строение и нефтегазоноснос^ карбонатных резервуаров Сибирской платформы. - Новосибирск, 1991. - С. 66-81.
6. Гущина Н.Е. Условия формирования и степень преобразованнос™ карбонатных горизонтов западной части Незско-Ботуобиеской антеклизы / Н.Е. Гущина, М.М. Потлова, Л.С. Чернова // Строение и нефтегазоноснос^ карбонатных резервуаров Сибирской платформы. - Новосибирск, 1991. - С. 98-106.
7. Шемин Г.Г. Прогноз нефтегазоносности отложений венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы / Г.Г. Шемин // Геология и геофизика. -2002. -Т. 42. - № 11-12. - С. 1927-1944.
© Г.Г. Шемин, 2007
