Литологические и гидродинамические особенности газоносности верхнепермских и нижнетриасовых отложений Хапчагайского района Вилюйской нефтегазоносной области

УДК 553.981

ЛИТОЛОГИЧЕСКИЕ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ГАЗОНОСНОСТИ ВЕРХНЕПЕРМСКИХ И НИЖНЕТРИАСОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ХАПЧАГАЙСКОГО РАЙОНА ВИЛЮЙСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ

А.В.Погодаев

В статье отражены литологические и гидродинамические особенности газоносности верхнепермских и нижнетриасовых (неджелинская свита) отложений Хапчагайского газоносного района. Дано многовариантное объяснение природы аномально высокого пластового давления (АВПД), оценивается степень его влияния на механизмы формирования и размещения залежей. Показана определяющая роль особенностей строения и развития верхнепермской гидрогеологической системы в процессах миграции, аккумуляции и сохранности газовых залежей Хапчагайского нефтегазоносного района и смежных территорий. Предложена концептуально новая геологическая модель строения верхнепермских газовых залежей. Дана количественная оценка перспектив прироста запасов газа по горизонтам пермотриасового продуктивного комплекса Хапчагайского мегавала.

Ключевые слова: газовые залежи; аккумуляция; миграция; Сибирская платформа; Вилюйская НГО; Хапчагайский мегавал; пермотриасовые отложения; неджелинская свита; АВПД; гидродинамическая система; пьезометрическая поверхность.

Вилюйская нефтегазоносная область (НГО) занимает территорию восточной части одноименной сине-клизы с расположенными в ее пределах основными структурными элементами: Хапчагайским мегавалом, Линденской впадиной, Логлорским валом и Южно-Хап-чагайским (Тангнарынским) мегапрогибом. Вилюйская синеклиза крупнейшая на востоке Сибирской платформы отрицательная наложенная структура верхнепалеозойского заложения. Мощность осадочных образований в ее центральной части составляет 12-15 км. Основные черты современного структурного плана были сформированы в нижнем мелу [1].

Глубокое поисково-разведочное бурение на нефть и газ проводилось в пределах структур, выявленных сейсморазведкой МОВ, начиная с середины 60-х гг. прошлого века. В результате в пределах Хапчагайского мегавала открыт целый ряд газоконденсатных месторождений (Средневилюйское, Толонское, Мастахское, Неджелинское, Соболохское, Бадаранское и Нижневи-люйское), в пределах Логлорской структурной зоны выявлены Среднетюнгское и Андылахское месторождения (рис. 1).

Газовые и газоконденсатные залежи месторождений приурочены в основном к терригенным отложениям верхнепермско-нижнетриасового, нижнетриасового и нижнеюрского осадочных комплексов. Наиболее распространены по площади продуктивные горизонты T1-IV (неджелинская свита нижнего триаса) и P2-I (верх-

непермские отложения), объединяемые в неджелинский региональный резервуар.

Месторождения центральной части Хапчагайского вала разведывались по общепринятой методике на основе структурного подхода к выявлению ловушек УВ в виде локальных поднятий антиклинальной формы и размещению на них поисковых и разведочных скважин. Глубоким бурением изучен разрез мезозойских и верхнепермских отложений на Средневилюйском, Толонском, Мастахском, Неджелинском, Соболохском, Бадаранском местрождениях, всего пробурено 222 скважины, из них 88 вскрыли верхнепермско-нижнетриасовый продуктивный комплекс, в том числе 80 — верхнепермские отложения. Общий, суммарный объем глубокого бурения по отложениям перми составляет 13140 м (без учета метража сверхглубокой скв. 27 Средневилюйского газоконденсат-ного месторождения, в которой вскрытая мощность отложений пермского возраста составляет —3600 м).

Первоначальные представления о геологическом строении месторождений на этапе оперативной оценки запасов газа оказались в значительной степени схематизированными. Это привело к неточностям в определении подсчетных параметров и значительному уменьшению запасов в сравнении с ожидаемым приростом, что в целом негативно сказалось на эффективности проводимых геолого-разведочных работ и в последующем привело к резкому снижению их объемов на рассматриваемой территории [3].

Рис. 1. ФРАГМЕНТ ОБЗОРНОЙ СТРУКТУРНО-ТЕКТОНИЧЕСКОЙ КАРТЫ

1 - газоконденсатные месторождения (цифры в кружках): 1 - Среднетюнгское, 2 - Андылахское, 3 - Средневилюйское, 4 -Толонское, 5-Мастахское, 6-Соболох-Неджелинское, 7- Бадаранское, 8-Нижневилюйское, 9-Усть-Вилюйское; 2-локальные структуры; 3 - скважина; границы: 4 - Хатангско-Вилюйской нефтегазоносной провинции, 5 - НГО (Б1 - Предверхо-янской, Б2 - Вилюйской), 6 - надпорядковых структур, 7- структур I порядка; 8 - изогипсы отражающего горизонта ТП (кровля перми), м

Геолого-разведочные работы в пределах Вилюйской синеклизы в середине 80-х гг. прошлого века были прекращены во многом из-за снижения результативнос-

ти и отсутствия новых перспективных направлений для размещения объемов глубокого бурения, ориентированных, прежде всего, на открытие крупных и средних

месторождений. В то же время, по мнению многих геологов, УВ-потенциал Вилюйской НГО реализован далеко не в полном объеме (< 25 %).

Согласно существующим представлениям, преобладающая часть перспективных ресурсов УВ в Вилюй-ской НГО связана преимущественно с ловушками, содержащими залежи небольших размеров. Не исключено, что имеются также и достаточно крупные потенциально нефтегазоносные объекты сложного геологического строения, которые не выявлены из-за ограниченных возможностей решения задач по картированию ловушек нетрадиционного типа с различными формами ли-тологического, стратиграфического и тектонического экранирования.

Для оптимального решения целевой задачи прогнозирования ловушек литологического типа, большинство из которых на начальной стадии, при методической направленности на выявление залежей антиклинального типа, открывается, как правило, попутно, необходим широкий комплекс геологических исследований, в том числе обобщение всего материала, накопленного в период изучения антиклинальных структур-ловушек, включая результаты промышленной и опытно-промышленной эксплуатации выявленных в них газовых залежей.

Поиски неантиклинальных ловушек начинаются, как правило, на очередном этапе поисково-разведочных работ, после завершения изучения наиболее крупных антиклинальных структур, когда многие вопросы, связанные с решением ряда геологических задач, в той или иной степени уже решены, пробурено значительное число скважин, имеется большой фонд каротажного материала и аналитических данных. На этом этапе работ первостепенное значение приобретает детальное изучение геологии песчаных тел, включающее выявление и изучение особенностей строения и закономерностей пространственного размещения исследуемых объектов, фациальных и палеогидродинамических условий формирования осадочных толщ, вторичных преобразований и коллекторских свойств слагающих их пород, в том числе пластов-коллекторов, т.е. изучение такого комплекса вопросов, который позволяет получить наиболее полное представление об отложениях, аккумулирующих промышленные скопления УВ.

При всем многообразии приоритетных задач первостепенное значение в процессе геологического изучения территории Вилюйской НГО и обоснования критериев прогноза нефтегазоперспективных объектов авторами настоящей статьи придается созданию адекватных представлений о литологии коллектора, гидрогеологических особенностях поведения, строения и развития водонапорных систем и роли подземных вод в формировании, сохранении и разрушении (рассеивании) залежей газа. Эти исследования способствуют повыше-

нию достоверности оценки потенциальной продуктивности перспективных структур.

На поисково-оценочной и разведочной стадиях изучения газовых залежей, выявленных на месторождениях Хапчагайского газоносного района, в интервале залегания пограничных толщ позднепермского и ранне-триасового возраста было установлено наличие АВПД с коэффициентом аномальности до 1,4. В опубликованной литературе отражены различные точки зрения исследователей, изучавших геологическую природу указанной аномальности (В.В.Забалуев, 1970; Н.В.Черский, В.П.Царев,1972; В.С.Ситников, 1975; Ю.Л.Сласте-нов, 1980; А.А.Граусман, 1983; В.П.Киселев, 1984 и др.).

Многие известные варианты объяснения указанных АВПД в той или иной степени связаны с тектоническим фактором. В одних случаях отмечалась сопоставимость амплитуды Хапчагайского мегавала по нижнемеловым отложениям с АПВД, что интерпретировалось как результат структурообразующих тектонических движений в нижнем мелу в Западном Верхоянье и на прилегающей части Сибирской платформы. Судя по другим публикациям, наличие АВПД могло быть обусловлено связью газовых залежей в пограничных толщах верхней перми и нижнего триаса с более глубокими горизонтами разреза и последовательным поступлением пластовых флюидов снизу вверх по глубинным разломам. В конце 60-х — начале 70-х г. прошлого века, т.е. в первые годы изучения верхнепермских газовых залежей на месторождениях Хапчагайского газоносного района и выявления в них повсеместного развития АВПД, значительной популярностью пользовались представления о возможном существовании здесь единой гигантской газовой залежи, контролируемой Хапчагайским поднятием в целом. В данном случае значение АВПД принималось в зависимости от высоты этой уникальной залежи, которая сугубо условно оценивалась как значение, сопоставимое с общей амплитудой мегавала в целом. В последующие годы накопилось немало фактов, находящихся в противоречии с этой предполагаемой моделью строения и газоносности недр.

В настоящей статье авторы предприняли попытку рассмотреть природу АВПД и закономерности газоносности вмещающих толщ с других позиций, в частности с учетом литологических и гидродинамических особенностей разреза верхнепермских и нижнетриасовых отложений Хапчагайского газоносного района.

С точки зрения классических представлений о водонапорной системе пермский водоносный комплекс, имеющий низкие фильтрационные характеристики пород-коллекторов во вмещающей толще и, как следствие, обладающий затрудненной газогидродинамической связью и ограниченной способностью к движению подземных флюидов, тем не менее располагает всеми необходимыми признаками организованной водона-

порной системы: область питания, область разгрузки, гидравлический напор, градиент напора и т.д. Это позволяет производить оценку латерального продвижения пластовых вод и возможности аккумуляции УВ на основе общепринятых гидродинамических подходов. Распределение пластовых давлений при внимательном рассмотрении носит достаточно упорядоченный характер, что может свидетельствовать о гидродинамическом единстве верхнепермских водоносных горизонтов и наличии сквозного латерального фильтрационного перемещения подземных вод от областей питания к области разгрузки по механизму фильтрации.

В отношении образования залежей газа в отложениях нижнего триаса — верхней перми Вилюйской сине-клизы достаточно широко распространены представления о том, что генетически они связаны с подстилающими пермскими отложениями, обогащенными ОВ гумусовой природы и имеющими здесь значительные мощности (> 3 км). Формирование залежей по этой схеме происходило за счет поступления газа, выделяющегося из водорастворенного состояния, а также путем струйной миграции УВ-газов из более глубоких горизонтов разреза [5].

Общее сходство залежей, установленных на границе триаса — перми в разных районах Вилюйской сине-клизы, в том числе по составу пластовых газов, содержанию и свойствам конденсата и т.п., указывает на возможное латеральное перераспределение газа при образовании залежей в неджелинском резервуаре и в целом — на принципиально близкую схему формирования залежей и общий источник УВ рассматриваемого региона в верхнепермско-нижнетриасовой части осадочного чехла.

Верхнепермский водоносный комплекс в пределах Хапчагайского мегавала залегает на глубине более 3 км и представлен преимущественно континентальной лито-логически изменчивой алевритопесчаной толщей, в верхней части угленосной. Коллекторами являются поли-миктовые, мелкозернистые песчаники с низкими емкостными и фильтрационными свойствами. В Хапчагай-ском районе открытая пористость пород колеблется от 3 до 15 %, эффективная — от 0,6 до 8,6 %, газопроницаемость — от 0,001 до 0,080-0,100 мкм2, очень редко достигая в единичных скважинах больших значений. По данным гидрогеологического опробования комплекс характеризуется общей пониженной водообильностью, при этом в отдельных скважинах получены дебиты воды до 192 м3 /сут, а также устойчивые дебиты воды при переливе на устье от 1,2 до 24,0 м3/сут и выше (таблица).

Воды комплекса относятся к хлоркальциевому типу (по В.А.Сулину), практически бессульфатные, в составе солей преобладают хлориды натрия, минерализация вод 70-100 г/л. Водорастворенные газы верхне- OIL AND GAS

пермского комплекса метановые и по составу близки к газам залежей.

Особенностью гидродинамики верхнепермского комплекса является наличие АВПД. Коэффициент аномальности в пределах Хапчагайского мегавала в среднем составляет 1,25-1,35 и возрастает с запада на восток. Так, на Неджелинском месторождении (скв. 14, 15, 16) в водоносных пластах — аналогах продуктивных горизонтов P2-I, P2-II (интервал глубин 3100-3200 м) — пластовые давления на 14 МПа превышают условные гидростатические. Приведенные уровни воды достигают отметки 1500 м.

Водоносный комплекс пермских отложений надежно изолирован от нижнетриасового водоупорной пачкой аргиллитов и алевролитов неджелинской свиты, которая является верхней границей АВПД. Нижняя граница АВПД не установлена.

Южнее Хапчагайского мегавала, в районе Тангна-рынского прогиба, на Хайлахской (скв. 2) и Быракан-ской (скв. 3) площадях, пластовые давления близки по значению гидростатическому, приведенный уровень не превышает 300 м абсолютной высоты, а на Южно-Не-джелинской площади (скв. 251) — практически равны гидростатическому.

На Среднетюнгском месторождении, находящемся вблизи северо-западного борта Вилюйской синеклизы, пластовые давления сравнимы с гидростатическим. В пределах Усть-Вилюйского газоносного района в Пред-верхоянской НГО наличие пластов с АВПД также не отмечено. Как принято считать, это связано с повышенной проводимостью осадочного чехла (зоны трещиновато-сти, разрывные нарушения). Усть-Вилюйский район является одним из очагов разгрузки подземных вод, включая воды глубоких горизонтов.

Таким образом, из изложенного следует, что основной областью создания напоров подземных вод верхнепермских горизонтов предположительно может являться Линденская впадина, в пределах которой отложения перми залегают на больших глубинах (> 5 км). В создании гидродинамической напряженности водонапорной системы пермского комплекса в пределах Хапчагайского газоносного района велика роль и самого Хапчагайского мегавала — протяженного высокоамплитудного структурного элемента, контролирующего распределение и градиенты аномальных напоров в направлении возможного движения флюидов по лате-рали к областям, где происходит, видимо, полная гидродинамическая разгрузка избыточного давления.

Как своеобразное геологическое явление, АВПД имеет достаточно широкое распространение в осадочном чехле нефтегазоносных бассейнов мира, включая в отдельных случаях и породы фундамента. Природа и причины возникновения АВПД на Сибирской платформе и других нефтегазоносных бассейнах во многом не

GEOLOGY, 42012-А

Таблица

Замеры пластовых давлений по верхнепермским горизонтам (Р2-1, Р2-П) и расчет приведенных уровней водяного столба

по результатам гидрогеологического опробования

гп

о

>

о

И]

I т в ч

>

и >

Площадь, номер скважины Интервал перфорации, глубина, м Результаты исследований и замеров Приведенный уровень, Н„р, абс. м водяного столба Коэффициент аномал ь-ности, Рпл

относительная абсолютная дебит воды, м3/сут; динамический уровень, ^ДИН1 м время КВД, ч давление устья, Ру, МПа давление пластовое, Япл, МПа глубина замера, м т °с 'ПЛ1 ^

Ср. Вилюйская-5 2930-3021 -2836,2 ... 8,80; перелив 62 3,95 34,97 3000 65 591 1,17

-2927,2

Ср. Вилюйская-6 3033-3118 -2927,8 ... 51,00; перелив 14 1,95 33,84 3087 63 402 1,10

-3012,8

Ср. Вилюйская-19 2943-2953 -2847,8 ... 57,00; перелив 7 8,38 38,70 2920 64,5 1050 1,32

-2857,8

Ср. Вилюйская-25 3134-3143 -3036,7 ... 1,62; 1412 - 5,80 36,86 3100 74 686 1,19

-3045,7

Толонская-9 3221-3249 -3119,0 ... 10,80; перелив 18 9,30 41,96 3220 70 1077 1,30

-3147,0

Толонская-14 3304-3316 -3187,3 ... 24,00; перелив 132 5,14 40,95 3302 74 910 1,24

-3199,3

Мастахская-19 3320-3328 -3196,3 ... 192,00; перелив 41 5,25 45,70 3328 76 1365 1,37

-3204,3

Мастахская-23 3442-3454 -3323,0 ... 11,50; перелив АИПД 46,30 3452 - 1324 1,34

-3335,0

Мастахская-25 3556-3561 -3432,7 ... 4,80; перелив 52 9,44 45,10 3556 - 1070 1,27

-3437,7

Неджелинская-14 3093-3101 -2965,9 ... 14,80; перелив 13,84 44,94 3100 70 1521 1,45

-2974,1

Неджелинская-16 3124-3135 -2997,0 ... 4,80; перелив 26 12,79 43,92 3125 68 1394 1,41

-3008,0

Неджелинская-16 3107-3114 -2980,0 ... 1,20; перелив 17 12,69 43,76 3109 69 1393 1,41

-2987,3

Неджелинская-27 3216-3222 -3081,1 ... 2,05; 1000 8,90 41,95 3219 72 1113 1,30

-3087,1

Соболохская-3 3691-3706 -3548,2 ... 1,20; 1419 44,85 3696 - 932 1,21

-3563,2

Бадаранская-5 3800-3816 -3707,2 ... 3,240; 1417 3,96 44,32 3800 94 740 1,17

-3723.2

5 >

(Г X (Г га

а

ч О

СП >

га 3 сг

X

га

е

н

га >

и О 00 О х<

га

О >

0

1 X X

Примечание-. Гидрогеологическое опробование верхнепермских отложений в пределах Хапчагайского мегавала проведено в 27 скважинах. В таблицу включены только те результаты исследований, при проведении которых выполнены замеры пластовых давлений.

выяснены и являются предметом дискуссий. Существуют различные взгляды и точки зрения на оценку степени влияния АВПД на нефтегазоносность. С одной стороны, повышенная аномальность указывает на закрытость недр и возможность сохранности залежей в замкнутых, изолированных ловушках. С другой стороны, гидродинамически напряженное состояние пластовой геологической системы может свидетельствовать о достаточно хрупком природном равновесии, способном оказывать деструктивное воздействие на механизмы образования и сохранения залежей. Но, при всем многообразии влияющих факторов, в целом наличие АВПД принято рассматриваеть как положительный признак нефтегазоносности [6].

А.А.Граусман, исследуя природу давлений во флюидальных системах осадочных бассейнов, рассматривает пластовое давление как меру упругих напряжений в скелете осадочной породы, а столб воды, характеризующий пластовое давление, по его мнению, это своеобразный природный манометр, который фиксирует значения этого давления (значение напряжения в скелете породы) [2].

На взгляд авторов статьи, вопросы возникновения и существования АВПД в природной газогидродинамической системе необходимо рассматривать с учетом установленных закономерностей движения пластовых жидкостей в пористой среде.

Аномальное давление есть не что иное, как накопление упругой энергии флюидов в поровом пространстве пласта, сформировавшейся под влиянием многочисленных внешних факторов, преобладающая роль в этом перечне, видимо, принадлежит горному давлению. Отмечаемое снижение пористости пермских отложений с глубиной может свидетельствовать о реальном существовании процессов отжатия флюидов.

Если увеличение нагрузки ведет к изменению пористости в меньшую сторону, а возможности оттока жидкости из пористой среды затруднены, что характерно для коллекторов верхнепермских отложений, имеющих невысокие значения проницаемости, то становится очевидным, что даже незначительное уменьшение объема поровой воды в силу исключительно низкой сжимаемости должно приводить к весьма значительному увеличению внутрипорового давления.

Исследуя возможные причины появления АВПД в пределах Хапчагайского мегавала, следует учитывать его вероятную тектоническую природу, связанную с периодом формирования современного структурного плана синеклизы в нижнем и частично верхнем мелу, ростом Хапчагайского мегавала, интенсивным прогибанием Линденской впадины и накоплением мощной толщи компенсируемых осадков. Эти процессы привели к росту горного давления в наиболее погруженных частях впадины, что в свою очередь обусловило уплотне-

ние пород и деформацию скелета пермского коллектора с передачей части избыточного давления на пласто-вый флюид. В этот период со стороны Линденской впадины в направлении к формирующемуся Хапчагайско-му мегавалу проходили процессы миграции УВ и перераспределения избыточного давления (АВПД).

Не исключено, что в действительности рассматриваемые АВПД на востоке Сибирской платформы обусловлены комплексным проявлением различных геологических процессов, описанных в статье. Среди них, очевидно, определяющую роль играют литологический, гидродинамический и тектонический факторы.

АВПД на месторождениях Хапчагайского поднятия, наличие гидродинамических напоров пластовых вод, влияющих на механизм формирования залежей в условиях АВПД, в сочетании с резкой изменчивостью коллекторов и в целом их низкой проницаемостью сыграли определяющую роль в размещении залежей пер-мотриасового комплекса.

При нормальном гидростатическом давлении гипсометрия любой структурной карты в полной мере отражает распределение пластовых давлений по площади картируемого объекта. Зонами относительных пьезо-минимумов являются приподнятые участки и своды, благоприятные для формирования залежей, так называемые структурные ловушки. Совпадение структурного плана с зоной пьезоминимума является наиболее распространенным, но не повсеместным явлением в нефтегазовой геологии. Эти факты характерены для территорий и интервалов разреза преимущественно с нормальными (гидростатическими) или близкими к нормальным значениями пластовых давлений. Другими словами, структурная и гидродинамическая ловушки в этом случае являются идентичными, а возможные незначительные расхождения либо не фиксируются, либо настолько невелики и не принципиальны, что дают возможность ими пренебречь [4].

В геологических условиях, когда пластовое давление является аномальным относительно гидростатического (АВПД, АНПД и т.п.), структурная ловушка в плане может не совпадать с гидродинамической (зона пье-зоминимума). Величина этого несовпадения будет зави-сить от особенностей поведения фиксируемой аномальной составляющей пластового давления. В этих случаях выяснение причин изменения значений пластовых давлений и градиентов потребует проведения детального анализа для установления закономерностей поведения гидродинамической системы, поскольку условия формирования залежей целиком будут определяться факторами аномальности, а это в свою очередь приведет к необходимости внесения корректировок в методику поиска и разведки месторождений для более достоверного определения контуров уже установленных залежей.

Своего рода интегральным показателем активности (напряженности) водонапорной системы служит карта пьезометрической поверхности, построенная авторами статьи на основе вычисления приведенных уровней водяного столба в абсолютных метрах по скважинам, где проведено гидрогеологическое опробование и замерено пластовое давление (рис. 2). В качестве дополнительных данных использованы замеры пластовых давлений в газовых залежах. Во всех случаях проверялись точность и достоверность статического замера. При построении карты учитывались ранее установленные закономерности распределения приведенных пластовых давлений (Вожов В.И., 1978).

Уклон пьезометрической поверхности по некоторым направлениям составляет более 0,03 м/м и является достаточно высоким по сравнению с нижнетриасовым гидрогеологическим комплексом (таганджинская свита), где по данным Л.А.Грубова (1970) латеральный градиент напора составляет всего 0,0002 м/м. Наибольшая напряженность характерна для Неджелинской структуры, где наблюдается относительное сгущение изолиний приведенных давлений.

С точки зрения геофлюидодинами-ки медленных потоков в настоящее время исследуемая гидродинамическая система находится в стадии релаксации аномальных напоров, когда сформировался латеральный градиент напора, определяющий скорость перемещения флюидов, в данном случае преимущественно газа, обладающего большей подвижностью. Уклон пьезометрической поверхности в среднем составляет 0,025-0,030 м/м и, как уже отмечалось, является достаточно высоким, в то же время расход фильтрационного потока, в связи со значительной литологиче-ской неоднородностью верхнепермского гидрогеологического комплекса и ограниченностью отложений с повышенной проницаемостью, относительно мал.

Карта распределения фактического пластового давления по площади (рис. 3) получена путем суммирования двух карт: структурной, отражающей нор-

мальное, гидростатическое давление, и карты пьезометрической поверхности, содержащей информацию об изменении аномальной составляющей, что в итоге дало возможность определить контуры пьезоминимумов. В пределах Хапчагайского мегавала установлено несколько областей пьезоминимумов, которые в плане близки к контурам газовых залежей. Расположение пьезо-минимумов свидетельствует, что благоприятные условия формирования залежей за счет градиента смещены относительно свода на южный склон мегавала. Все указанные области пьезоминиму-мов являются гидродинамическими ловушками и имеют заполнение под замок, с ними, как предполагается, связаны установленные залежи газа в верхнепермских отложениях одноименных месторождений.

Обладая повышенной подвижностью, свободный газ занял участки структур преимущественно в областях пьезоми-нимумов и литологически ограниченных коллекторов. По указанной схеме, возможно, и были сформированы залежи в верхнепермских отложениях Хапчагай-ского мегавала. С этой точки зрения можно рассматривать также объем заполнения ловушек.

С учетом динамики водонапорной системы предложены варианты строения пермских залежей с наклонными контактами для Средневилюйского, То-лонского, Мастахского и Соболох-Нед-желинского месторождений. Данные варианты хорошо согласуются с результатами опробования скважин. На Со-болох-Неджелинском месторождении залежь горизонтов Р2-1 и Р2-11, в отличии от модели, принятой в отчете с подсчетом запасов (1978), представляется как единая пластово-массивная залежь с наклонным контактом (рис. 4). На То-лонском и Средневилюйском месторождениях залежи имеют висячий характер и смещены на юго-восток. Максимальный градиент наклона газоводяного контакта составляет 25-30 м/1000 м. На Мастахском месторождении наклон контакта выражен в меньшей степени, вероятно, это связано с тем, что большинство скважин сосредоточено в сво-

см

о S

а я к

к

S

к

и

я? л

к

ГС

о

VO

о

и 3

hü с я

н и

о

Я

S >

S S X S S о

гс

-а Ж

О гс

Я -

>s S

к

и §

я

4

£ m

r

и я с

С X 3 ж ш я о. к

5

к

S

с

Рис. 4. ВАРИАНТ ПОСТРОЕНИЯ ПЕРМСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ СОБОЛОХ-НЕДЖЕЛИИСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТИОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С НАКЛОННОЙ ПОВЕРХНОСТЬЮ ГАЗОВОДЯНОГО КОНТАКТА

А - структурная карта (расчетный градиент наклона газоводяного контакта: Соболинское месторождение 15 м/км, Недже-линское - 30 м/км), Б - разрез по линии профиля I-I, В - разрез по линии профиля II-II; 1 - скважина (числитель - номер, знаменатель - абсолютная отметка кровли пермских отложений/отметка газоводяного контакта); 2 - изогипсы поверхности пермских отложений, м; 3 - контур пермской залежи по данным испытания газоводяного контакта; 4 - изолинии поверхности наклона газоводяного контакта, м; 5 - линия профиля; 6 - результаты опробования скважин: а - газ, б - вода

довой части Мастахской структуры и возможность проследить характер наклона ограничена.

Предварительно, основываясь на косвенных признаках, авторы статьи предполагают, что время возникновения АВПД в пределах Хапчагайского мегавала совпало с меловым периодом, когда основные черты современного структурного плана центральной части Ви-люйской синеклизы в большей степени уже сформировались.

Рассматривая историю нефтегазообразования и нефтегазонакопления, следует принять во внимание наличие здесь таких благоприятных геологических условий, положительно влияющих на газонакопление в пределах Хапчагайского газоносного района, как высокоамплитудная ловушка, качественный и надежный флю-идоупор, каким является аргиллитовая толща недже-линской свиты, большой УВ-потенциал пермских генерирующих толщ. Совместное проявление указанных факторов создает необходимые предпосылки для аккумуляции значительных по масштабам газовых скоплений. На основании этих данных можно предположить, что на более ранних этапах, когда режим АВПД только зарождался и процесс миграции УВ проходил при близких к нормальным гидростатическим давлениям, очевидно, могла быть сформирована единая гигантская пластово-массивная газовая залежь в верхнепермских отложениях, контролируемая Хапчагайским мегавалом в целом.

Большая высота литологически ограниченных газовых залежей, приуроченных к коллекторам горизонтов Т1-!Ув и Т1-!Уб, и некоторые другие данные о региональной газоносности разреза, полученные при опробовании скважин в интервале верхнепермских горизонтов, подтверждают правомерность такого предположения.

В дальнейшем эта гигантская залежь под влиянием возрастающего гидродинамического напора пластовых вод со стороны Линденской впадины постепенно расформировалась и значительный объем газа как бы "выплеснулся" на южную часть Вилюйской синеклизы, заполняя по направлению своего движения локальные ловушки (на Быраканской, Хайалахской и Южно-Не-джелинской площадях получены притоки газа с водой).

Пласты группы Т1-!У, приуроченные к интервалу не-джелинской свиты (Т1-!Ув и Т1-!Уб), благодаря своей литологической изолированности и гидродинамической закрытости, в меньшей степени подверглись влиянию изменившихся условий. С точки зрения сохранности залежей они занимают более благоприятное положение, о чем свидетельствует сохранившаяся большая высота (до 600 м) продуктивной части этих залежей.

Таким образом, территория Хапчагайского мегава-ла, являясь областью транзитного перемещения газа из погруженных частей Вилюйской синеклизы к ее бортам, при наличии высокого градиента гидродинамиче-

ского напора в интервале продуктивных горизонтов верхней перми, по всей видимости, во многом утратила свои структурные преимущества и возможность к сохранению залежей газа в антиклинальных ловушках, которые, несмотря на внешнее проявление застойного характера гидродинамической активности пластовой системы, были в значительной степени промыты элизи-онными водами.

Выводы

1. Верхнепермская гидродинамическая система в составе неджелинского резервуара является весьма сложной и вместе с тем хорошо организованной и упорядоченной гидрогеологической системой, которая проявляет себя, с одной стороны, как закрытая, о чем свидетельствует наличие АВПД, образование и сохранение которых в течение длительного периода возможно только в изолированных геологических средах. С другой стороны, фиксируемое здесь, наряду с ранее установленными геохимическими следами вертикального перемещения газов снизу вверх до подощвы недже-линского флюидоупора, проявление латерального градиента пластового давления предполагает существование направленного движения пластовых флюидов и релаксации аномального давления, что является одним из определяющих признаков открытых пластовых систем.

Таким образом, верхнепермская гидрогеологическая система имеет отчетливо выраженные признаки своего развития при сочетании двух основных, на первый взгляд взаимоисключающих, факторов и характерных качеств, демонстрируя их своеобразное диалектическое единство.

2. Основные перспективы прироста промышленных запасов газа пермотриасового продуктивного комплекса следует связывать с продуктивными горизонтами группы пластов Т1-!У, приуроченными к интервалу не-джелинской свиты нижнего триаса. Эти пласты-коллекторы, благодаря своей литологической изолированности и гидродинамической закрытости, с точки зрения сохранности залежей находятся в более благоприятных условиях, чем продуктивные горизонты верхней перми. Согласно оперативной оценке, выполненной на основе авторского варианта строения залежей горизонтов Т1-!Ув и Т1-!Уб с уточнением литологии и границ распространения коллекторов, в них может содержаться суммарно до 200 млрд м3 активных запасов и перспективных ресурсов газа (категорий С2+С3).

3. УВ-потенциал верхнепермских отложений, залегающих непосредственно под аргиллитами неджелин-ской свиты в пределах Хапчагайского мегавала, в сравнении с нижнетриасовыми, авторами статьи оценивается значительно ниже. Вероятность открытия небольших по размерам залежей в горизонтах Р2-! и Р2-!! сохра-

няется в основном в пределах пологих участков южного склона мегавала. Объектами локального прогноза и постановки сейсморазведочных работ могут являться склоновые террасы и структурные выступы. Одним из таких вероятных объектов является Северо-Тымтайдах-ское структурное осложнение со связанной с ним крупной неантиклинальной ловушкой.

4. Достаточно высокий УВ-потенциал вновь прогнозируется на территории северо-западного борта Ви-люйской синеклизы. До постановки нефтегазопоиско-вых работ здесь требуется выполнить детальную комплексную переобработку материалов глубокого бурения и геофизических работ прошлых лет.

Необходимо отметить также перспективы южного борта Вилюйской синеклизы, связанные с возможными ловушками в зонах региональных стратиграфических несогласий, сформированными в условиях моноклинального подъема и выклинивания домезозойских толщ в направлении Алданской антеклизы.

5. Результаты проведенных исследований, впервые выполненных авторами настоящей статьи для территории Хапчагайского газоносного района с акцентом на литологические и гидродинамические особенности разреза верхнепермских и нижнетриасовых отложений, позволяют наметить новые нетрадиционные пути решения целого ряда актуальных геологических задач с принципиально иных методических позиций по сравнению с исследованиями прошлых лет. Они будут способствовать, в частности, дальнейшему выяснению следующих проблем:

выявлению новых и детализации ранее установленных особенностей строения газовых залежей в отложениях верхней перми — нижнего триаса в Вилюйской НГО;

новой геологической модели формирования АВПД в рассматриваемых отложениях в Вилюйской НГО;

установлению наличия наклонных газоводяных контактов в сводовых частях ранее выявленных структур и в межструктурных условиях в пределах Хапчагай-ского мегавала;

уточнению оценки запасов и перспективных ресурсов газа в исследуемом интервале осадочного чехла;

оптимизации методики разведки залежей газа в указанных сложных геологических условиях.

Литература

1. Анциферов A.C. Геология нефти и газа Сибирской платформы / А.С.Анциферов, В.Е.Бакин, И.П.Варламов и др. / Под ред. А.Э.Конторовича, В.С.Суркова, А.А.Трофимука. — М.: Недра, 1981.

2. Граусман A.A. О природе давлений во флюидальных системах осадочных бассейнов // Геология нефти и газа. — 1999. - № 11-12.

3. Драгунов О.Д. Вопросы повышения эффективности работ на стадии разведки газовых месторождений Якутии / О.Д.Драгунов, Я.И.Куприянов, В.Д.Матвеев, М.А.Парфенов // Методика поисков и разведки месторождений нефти и газа в Якутии. — Якутск: кн. изд-во, 1981.

4. Леворсен А. Геология нефти и газа. — М.: Мир, 1970.

5. Соколов Б.А. История нефтегазообразования и неф-тегазонакопления на востоке Сибирской платформы / Б.А.Соколов, А.Ф.Сафронов, А.Ан.Трофимук и др. — М.: Наука, 1986.

6. Фенин Г.И. Аномальные пластовые давления в зонах углеводородонакопления нефтегазоносных бассейнов // Нефтегазовая геология. Теория и практика. — 2010. — Т. 5. — № 4.

© А.В.Погодаев, В.С.Ситников, Б.А.Лысов, 2012

Александр Валентинович Погодаев, главный геолог, a_pogodaev@ykgf.ru;

Вячеслав Стефанович Ситников, главный консультант, доктор геолого-минералогических наук, geo2@sakha.ru;

Борис Антонович Лысов, доиент кафедры, кандидат геолого-минералогических наук.

LITHOLOGICAL AND HYDRODYNAMIC PECULIARITIES OF GAS POTENTIAL OF UPPER PERMIAN AND LOWER TRIASSIC DEPOSITS OF KHAPCHAGAI AREA OF VILYUI OIL AND GAS PROVINCE

Pogodayev A.V.

The article considers lithological and hydrodynamic peculiarities of gas potential of Upper Permian and Lower Triassic (nedjelinskaya suite) deposits of Khapchagai gasbearing district. Multivariant explanation of nature of abnormal high formation pressure is given, extent of its effect on formation and pools distribution mechanisms is determined. It is shown the determining role of structure features and Upper Permian hydrogeological system in processes of migration, accumulation and preservation of gas pools of Khapchagai oil- and gasbearing area and adjacent territories. Principally new geological model of Upper Permian gas pools structure is proposed. Quantitative evaluation of gas reserves increase prospects by horizons of Permotriassic productive complex of Khapchagai megaswell is presented.

Key words: gas pools; accumulation; migration; Siberian platform; Vilyui oil and gas province; Khapchagai megaswell; Permotriassic deposits; nedjelinskaya suite; abnormal high formation pressure; hydrodynamic system; piezometric surface.