Разломно-блоковые модели залежей углеводородов Мирнинского свода Непско-Ботуобинской антеклизы

РАЗЛОМНО-БЛОКОВЫЕ МОДЕЛИ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ МИРНИНСКОГО СВОДА НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ

М.П. Юрова, Н.Н. Томилова

В последние годы Восточная Сибирь является основным регионом, на который возлагают большие надежды в связи с обеспечением углеводородным сырьем магистрального нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан (ВСТО). Наращивание промышленных запасов нефти и газа связывается с ускоренным и рациональным освоением запасов и ресурсов углеводородов (УВ) этого региона.

Территория региона характеризуется низкой разведанностью глубоким параметрическим и поисково-разведочным бурением и сейсморазведкой. Проведены шесть опорных геофизических профилей, гравиметрическая (М 1:1 000 000, 1:200 000) и высокоточная аэромагнитная (М 1:1 000 000) съемки и т.д. [1].

Результаты региональных поисково-разведочных работ позволили уточнить геологическое строение и дать оценку нефтегазоносности территории Восточной Сибири. Однако из-за сложного геологического строения территории геофизические данные могут подтвердить перспективы и реалии лишь при комплексировании с бурением. Несмотря на малую изученность исследуемой территории (плотность глубокого бурения - от 2,2 м/км2 по Таймырскому АО до 0,01 м/км2 по Республике Саха), начальные геологические ресурсы УВ, по оценкам ряда ведущих институтов (СНИИГГиМС, ИГНГ СО РАН, ВНИГНИ), колеблются от 100 до 700 млрд тнэ1 [1]. Большинство открытых месторождений являются недоразведанными.

Наиболее высокая степень выработки нефти в Непско-Ботуобинской и Лено-Вилюйской нефтегазоносных областях (НГО) (Республика Саха (Якутия). Разведанность их начальных суммарных геологических ресурсов составляет соответственно 15 и 12 %. Наряду с низкой разведанностью региона и невысокой достоверностью оценки ресурсов УВ на большей части территории основным препятствием для освоения является практически полное отсутствие инфраструктуры и рассредоточенность месторождений, а также удаленность от мест потребления и переработки нефти и газа. Так, удаленность Юрубчено-Тохомского, Верхнечонского, Среднеботуобинского, Талаканского месторождений до действующих нефтепроводов по прямой составляет от 570 до 1200 км.

Определенные трудности при доразведке и разработке залежей нефти и газа связаны со сложностью геологического строения большинства нефтегазоконденсатных месторождений Сибирской платформы. При относительно простой морфоструктуре залежей распределение коллекторов и не-коллекторов, как правило, определяется не столько литологическим фактором, сколько наличием отдельных блоков залежей, обусловленных тектоническими нарушениями. Блоковое строение залежей подтверждается также различными уровнями флюидных контактов (ГНК, ГВК, ВНК)2 в блоках, а также отсутствием гидродинамической связи между их отдельными частями. Часто амплитуда отдельных нарушений незначительна, что затрудняет их выявление геолого-геофизическими методами (В.Б. Арчегов, 1998; М.И. Базанов, 2001). Необходимо также учитывать, что многие месторождения являются многофазными (нефтегазоконденсатными), и добыча нефти, газа и конденсата будет зависеть от наиболее обоснованных и рациональных методов разработки, базирующихся на объективных представлениях о геологическом строении залежей и физико-химических свойствах УВ.

Одной из проблем разработки залежей УВ является обеспечение рационального освоения газового сырья. Газ месторождений Восточной Сибири в основном представлен тяжелыми гомологами метана (этан, пропан, бутан) и гелием (в пределах Лено-Тунгусской НГП).

По сравнению с южными регионами Русской платформы УВ Восточной Сибири содержат относительно мало вредных примесей (H2O и СО2) [1]. Благодаря этому углеводородные газы Восточной Сибири могут быть широко востребованы.

Еще одной проблемой при освоении углеводородных ресурсов Сибирской платформы является наличие на большей части региона залежей с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД).

1 Тонна нефтяного эквивалента.

2 ГНК - газонефтяной контакт; ГВК - газоводяной контакт; ВНК - водонефтяной контакт.

По мнению В.Е. Бакина, А.А. Карцева и др. [2], их наличие напрямую связано с многочисленными тектоническими нарушениями и внедрением интрузивных тел различного возраста. При этом в условиях безнапорных гидрогеологических систем, названных «телионными», формируется нисходящая фильтрация пластовых вод, быстрое «залечивание» проводящих каналов, что является положительным фактором сохранности залежей УВ.

Анализ материалов разведки месторождений северной части Непско-Ботуобинской НГО позволил выявить существенное снижение гидродинамического потенциала пластовых флюидов в направлении от подошвы солей, перекрывающих подсолевой нефтегазоносный карбонатно-терригенный комплекс, к кристаллическому фундаменту на 4^1G МПа и более [2]. Детальные гидродинамические исследования по Верхневилючанской и Среднеботуобинской площадям показали территориальное совпадение пъезоминимумов верхних и пъезомаксимумов нижних горизонтов (в терригенных кол -лекторах, залегающих непосредственно на фундаменте), что свидетельствует о нисходящей миграции пластовых флюидов, и в первую очередь пластовых вод.

На отдельных участках месторождений в нисходящей миграции, по-видимому, участвуют и УВ. Необходимо отметить, что тектонические процессы в пределах Сибирской платформы сопровождались многоэтапным проявлением дизъюнктивной тектоники и траппового магматизма. Так, в районе Среднеботуобинского месторождения стратиформные силлы траппов мощностью до 1GG м последовательно зафиксированы на семи стратиграфических уровнях галогенно-карбонатного комплекса нижнего кембрия и выходят на поверхность к востоку от Тас-Юряхского месторождения. Вся карбонатно-галогенная часть разреза «разорвана» сложно построенными интрузивными телами, характеризующимися высокой трещиноватостью. При проходе траппов в глубоких скважинах почти повсеместно отмечаются интенсивные поглощения промывочной жидкости. Наличие траппов способствует нарушению покрышки и отрицательно влияет на сохранность залежей УВ [2].

Глубинное строение Непско-Ботуобинской антеклизы изучалось на основе геофизических, главным образом сейсмических данных, и результатах их комплексной интерпретации. Однако эта территория глубинным сейсмическим зондированием (ГСЗ) изучена недостаточно. Она пересечена двумя региональными маршрутами (Диксон - Хилок, Колпашево - Куду - Куель), выполненными НПО «Нефтегеофизика» [З].

Кристаллический фундамент в пределах антеклизы гетерогенный. Здесь выделяются два различных по возрасту структурно-динамических блока.

Западный блок является частью Ангаро-Ленской складчатой системы древних карелид. Широко развиты основные и ультраосновные интрузии, которые подверглись значительной переработке в раннепротерозойскую эпоху тектонической активизации. В современном плане эта система имеет форму клина, ограниченного глубинными разломами субмеридионального направления - от южного обрамления платформы на север.

Восточный блок, входящий в состав Анабарской складчатой системы археид, на западе ограничен долгоживущим Байкало-Таймырским разломом, на протяжении всей докембрийской истории разделявшим кристаллический фундамент платформы на две обширные области разного генезиса и возраста: Алдано-Анабарскую и Ангаро-Тунгусскую.

Непско-Ботуобинская антеклиза, как платформенная структура, большей частью располагается на сиалическом блоке археид Анабарской складчатой системы. В рифейскую и палеозойскую эры эта система имела тенденцию к поднятию, а блок Ангаро-Ленской складчатой системы, как более тяжелый, за счет интрузивных пород основного и ультраосновного состава испытывал относительное погружение. Динамика развития разновозрастных блоков повлияла не только на мощности платформенных образований Непско-Ботуобинской антеклизы, но и на их возраст и состав, а также рельеф эрозионно-тектонической поверхности фундамента [3].

Непско-Ботуобинская антеклиза по поверхности фундамента оконтуривается изогипсой 2,5 км. В центральных частях фундамент залегает на глубинах 1,5^ 1,G км. По изогипсе 1,5 км здесь выделяется Непское купольное поднятие северо-восточной ориентировки. Амплитуда поднятия SGG м.

Субмеридиональное простирание структурных зон по поверхности кристаллического фундамента, по-видимому, обусловлено Байкало-Таймырским глубинным разломом, который картируется по геолого-геофизическим данным. На северо-западе антеклиза сопряжена с Тунгусской синекли-зой, где поверхность фундамента погружена на 5^6 км. На северо-западе граница антеклизы по фун-

даменту проходит на глубине 5^6 км. На западе и юго-западе фундамент погружен до 7 км (Канско-Тасеевская впадина), на северо-востоке - на 6 км (Ыгыатинская впадина) и на 12 км (Кемпендяйская впадина).

Таким образом, по кровле фундамента Непско-Ботуобинская антеклиза имеет следующие размеры: 350x750 км, амплитуда 750^1000 м. Склоны и купольная часть этой поверхности осложняется разломами, положительными и отрицательными структурными формами с амплитудой до 200^250 м.

В пределах Непско-Ботуобинской антеклизы платформенный чехол разделен на несколько структурных ярусов. Самый нижний - рифейский - характеризуется невыдержанностью разрезов, резким изменением мощностей. В его нижней части залегают туфогенные и эффузивные образования. Верхнерифейские отложения представлены карбонатными, карбонатно-терригенными и терриген-ными породами. Рифейские отложения приурочены к окраинным зонам антеклизы. Вышележащий венд-силурийский (каледонский) структурный ярус сплошь покрывает Непско-Ботуобинскую анте-клизу, слагая на большей части территории весь платформенный чехол.

Непско-Ботуобинская антеклиза осложняется целым рядом пликативных форм, самой крупной из которых является Непский свод, охватывающий вершину антеклизы. По опорной структурной поверхности большая часть свода близка к изогипсе 1,5 км. Непский свод осложнен двумя куполовидными поднятиями: Пеледуйским (амплитуда 250 м) и Верхнечонским (амплитуда 50 м). В юговосточной части Пеледуйского поднятия располагается Талаканская положительная структура (замыкающая изогипса 1,1 км), являющаяся вершиной Непско-Ботуобинской антеклизы.

Кроме Непского свода на территории Непско-Ботуобинской антеклизы выделяется еще одна положительная структура - Мирнинский свод (225x110 км, амплитуда до 500 м). К нему приурочены восемь нефтегазовых месторождений (рис. 1): Среднеботуобинское, Тас-Юряхское, Иреляхское, Маччобинское, Иктехское и другие.

Крупнейшее из них - Среднеботуобинское, осложненное разрывными нарушениями, делящими месторождение на ряд тектонических блоков. Размер брахиантиклинали - 75 х80 км, амплитуда поднятия по кровле ботуобинского горизонта - 50 м. Промышленная нефтегазоносность связана с карбонатными отложениями осинского горизонта и терригенными коллекторами ботуобинского и ула-ханского горизонтов.

Все залежи - пластовые, сводовые, тектонически экранированные. На Среднеботуобинском месторождении выделяют до шести тектонических блоков с разными гипсометрическими отметками газожидкостных контактов. Восточнее Среднеботуобинского месторождения расположено Тас-Юряхское нефтегазовое месторождение, приуроченное к брахиантиклинали (38x19 км, амплитуда до 40 м). Структура разбита на десять блоков северо-восточного простирания. Основной продуктивный горизонт - ботуобинский. Газожидкостные контакты в блоках отбиваются на разных абсолютных отметках [4].

Иреляхское и Маччобинское месторождения имеют аналогичное строение и приурочены к бра-хиантиклиналям, разбитым серией малоамплитудных разрывных нарушений субмеридионального простирания. Газонефтяные залежи приурочены к ботуобинскому и улаханскому горизонтам.

Месторождения Мирнинского свода (Среднеботуобинское, Тас-Юряхское, Иреляхское, Маччобинское) детально изучались в лаборатории КНИЛВостСиб МИНХиГП им. И.М. Губкина (ныне РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) с 1982 по 1991 гг. В качестве инструмента исследований были использованы древние ВНК [5]. По результатам этих работ В.Е. Копыловым была защищена кандидатская диссертация, в которой рассматривались особенности геологических моделей Среднеботуобинского и Тас-Юряхского месторождений.

Цикличность заполнения ловушек УВ фиксируется в виде сохраненных древних ВНК. За счет существенного растворения минералов цемента и скелетной части пород под воздействием продуктов биогенного и абиогенного окисления нефтей (двуокись углерода, сероводород, органические кислоты и т.д.) на уровнях древних ВНК образуется зона растворения (разуплотнения) пород, а ниже нее - область диффузионного оттока в подошвенные воды растворимых компонентов (гипс, ангидрит, кальций, доломит, полевые шпаты, кварц и глинистые минералы). Зоны растворения современных и древних ВНК не всегда сохраняются. Это связано главным образом с неустойчивостью положения самих ВНК [5].

Изучение вторичных изменений зон древних ВНК залежей позволит уточнить первичное положение флюидного контакта нефтяных скоплений и выяснить причины перераспределения УВ по блокам, что необходимо для рационального планирования доразведки и последующей разработки ме сторождения.

В качестве примера была рассмотрена северная группа месторождений Непско-Ботуобинского антеклизы Сибирской платформы (Мирнинский свод), продуктивность которых связана с терриген-ными отложениями венд-кембрийского возраста: Среднеботуобинское, Тас-Юряхское, Иреляхское и Маччобинское, в которых выявлен ряд характерных особенностей, определяющих общий подход к изучению перспектив их доразведки и разработки (см. рис. 1). Это, прежде всего, близкие фаци-альные условия формирования (цепочки баров вдоль древней береговой линии) за счет единого источника сноса, преимущественно с северо-запада, а также синхронное многократное заполнение ловушек УВ и разрушение залежей, аномальные геохимические процессы на границах современных и древних контактов газ - нефть и газ - вода, окончательное расформирование единых залежей УВ на ряд блоков, изолированных в различной степени. Существование первоначально единой древней залежи УВ подтверждено также геохимическими данными по пластовым флюидам и вмещающим породам.

В вендском и венд-кембрийском терригенных комплексах установлены два продуктивных горизонта - ботуобинский и улаханский, которые на Иреляхском и Маччобинском месторождениях хорошо коррелируются и представлены песчаниками. Во всех скважинах (кроме скв. 711 и 15507) они разделены песчано-аргиллитовой «перемычкой». Общая мощность терригенной пачки от кровли ботуобинского горизонта до подошвы улаханского в пределах обоих месторождений сохраняет практически постоянное значение (25^26 м). Во всех рассмотренных разрезах скважин в подошве терригенной пачки выделяется пласт мощностью 1^4 м, однозначно коррелируемый в пределах рассматриваемых площадей. По описанию керна этот пласт характеризуется как плотный ангидритизи-рованный песчаник. Его геофизическая характеристика выражена повышенными значениями НГК (3 усл. ед.) и пониженными показаниями ГК (160^180 мкс/м).

В промежуточном (между улаханским и ботуобинским) песчано-аргиллитовом горизонте (так называемой «перемычке») около половины песчаников содержат в среднем более 15 % цемента (глинистого, карбонатного и сульфатного).

Изучение пород терригенного комплекса (скв. 712, 714 и 738 Иреляхского, а также скв. 902 и 904 Маччобинского месторождений) в шлифах позволило выделить зоны аномального (60^70 % и более) содержания карбонатного и ангидритового цемента в подошве улаханского горизонта, что, с точки зрения авторов статьи, обусловило повышенные значения показаний НГК.

На Иреляхском месторождении (скв. 712 и 714 на глубинах 2137,5 и 2119,9 м соответственно) по описанию керна отмечены зоны брекчированных пород. Непроницаемость «перемычки» обусловлена приуроченностью к ней древнего ВНК, а также изменением пород под воздействием гидротерм и взрыва пара (трубки взрыва). Такие факты, как наличие метаморфизованной нефти, аргиллити-зации глинистых прослоев, сланцеватых текстур пород, кварцитовидных структур песчаников, зон брекчирования, подтверждают соседство изученных пород с трубками взрыва (скв. 712, 714, 738).

Наложение зоны контактного изменения пород (под воздействием трубок взрыва, гидротерм и др.) на зону древнего ВНК привело к полной непроницаемости пород в «перемычке» (скв. 712, 714). Следует подчеркнуть, что непроницаемый горизонт превышает по мощности «перемычку», которая заключена в нем или находится вне него. По-видимому, благодаря трубкам взрыва произошло полное разрушение залежи. Следы древней палеозалежи в виде участков окисленной нефти, рассредоточенных во всем ее объеме выше древнего ВНК, свидетельствуют о том, что в дальнейшем ловушка вновь заполнилась нефтью. В восстановительных условиях по твердому битуму развивался пирит. Максимальное содержание пирита отмечено в скв. 904 на глубине 2113 м; в скв. 902 -2119 м (Маччобинская площадь); в скв. 738 - 2188,8 м; в скв. 736 - 2148,6 м; в скв. 712 - 2136,3 м; в скв. 714 - 2116,2 м (Иреляхская площадь), т.е. на верхней границе древнего ВНК (первый древний ВНК палеозалежи). При реконструкции эта граница была принята за горизонтальную и использована для восстановления границ палеозалежи. От этой границы откладывались мощности улаханско-го горизонта, «перемычки» ботуобинского горизонта, т.е. мощности тех горизонтов, которые лежали выше древнего ВНК.

Рис. 1. Обзорная карта Непско-Ботуобинской антеклизы (А.С. Анциферов, АА Ануприенко, С.А. Арутюнов, В.Е. Бакин, И.А. Ботев и др. [3]): месторождения: 1 - Марковское, 2 - Ярактинское, 3 - Яанское, 4 - Тулисьминское, 5 - Пилудинское, 6 - Даниловское,

7 - Верхне-Чонское, 8 - Талаканское, 9 - Нижне-Хамакинское, 10 - Озерное, 11 - Среднеботуобинское, 12 - Тас-Юряхское, 13 - Маччобинское, 14 - Иреляхское, 15 - Верхне-Вилючанское, 16 - Вилюйско-Джербинское

В результате проведенных реконструкций было установлено, что древняя залежь была единой для Иреляхской и Маччобинской площадей. Внутри современных газонефтяных залежей на этих площадях при изучении пород в шлифах были установлены по крайней мере два древних контакта (рис. 2).

Рис. 2. Палео- (I, II, III) и современное (IV) положения газонефтяной залежи венд-кембрийских терригенных отложений Ирелях-Маччобинского месторождения (М.П. Юрова, Н.Н. Томилова, 1989):

1 - положение палеоструктуры на начало отложения доломитов; 2 - положение палеозалежи (I древний ВНК); 3 - положение палеозалежи (II древний ВНК); 4 - современное положение залежей (а - Маччобинская, б - Иреляхская); 5 - интервал испытаний в колонне; 6 - интервал испытаний в открытом стволе; 7 - тектоническое нарушение по данным сейсмики; 8 - «перемычка» между ботуобинским и улаханским горизонтами; 9 - породы фундамента; 10 - газовый коллектор; 11 - нефтяной коллектор;

12 - зона «запечатки»

Первый палеоконтакт отмечается внутри современных залежей, что говорит о том, что древняя ловушка заполнялась как минимум два раза. Первоначальный объем залежи был значительно меньше современного и заполнен нефтью. Об этом говорит тот факт, что после взрыва (трубки взрыва) часть нефти метаморфизовалась (скв. 712, интервал 2135^2137,5 м) или окислилась, а затем при повторном заполнении твердый битум пиритизировался (следы древней нефти - твердого битума - отмечены в шлифах пород по всему объему структурной ловушки во время стабилизации второго древнего ВНК).

Помимо хемогенного цемента, в подулаханских песчаниках широко распространены регенерационный кварцевый цемент, который полностью заполнил полезную емкость, превратив их в кварцитовидные породы. Мощность запечатанной зоны на Иреляхской площади в скв. 738 составляет 3 м, в скв.736 - 5 м, в скв. 712 - 7 м. В скв. 714 второй древний ВНК отмечен в подулаханских песчаниках, в которых присутствуют карбонаты и сульфаты, составляющие 40^60 % объема пород. Аномальное содержание цемента отмечено в скв. 736 (2161 м), в скв. 738 (2198 м), в скв. 712 (2155 м), в скв. 714 (2135 м) (рис. 3). Следует особо подчеркнуть, что для песчаников всего терриген-ного комплекса характерно засолонение. Если в пределах Среднеботуобинского и Тас-Юряхского месторождений преобладает легкорастворимая соль - галит (доля последнего составляет 5^10 % от суммарного содержания цемента), то на Иреляхском и Маччобинском месторождениях преобладают труднорастворимые соли - доломиты и ангидриты. Верхняя граница выделенной зоны засолоне-ния несет следы окисленной нефти (пиритизированный битум), широким распространением пользуется регенерационный кварцевый цемент, который полностью заполнил полезную емкость, превратив ее в кварцитовидные породы.

Мощность «запечатанной» зоны на Иреляхской площади в скв. 738 - 3 м, в скв. 736 - 5 м, в скв. 712 - 7 м, в скв. 714 - 5 м. Максимальные мощности газонефтенасыщенных пород сохранились в скв. 712 и 714. О разрушении залежи свидетельствует современное законтурное положение скв. 738 (см. рис. 2). Вода и рассолы поступали сверху по тектоническим трещинам и распространялись по латерали между непроницаемыми прослоями, подпруживая частично разрушенную залежь.

В некоторых случаях происходило также залечивание трещин, в результате чего блоки были изолированы друг от друга. Наибольшая площадь распространения залежи фиксируется во время стабилизации второго древнего ВНК. В блоках, опущенных относительно своего первоначального положения, отмечается вода и фиксируется частичное разрушение залежи (см. рис. 2, 3).

Современные залежи УВ, занимающие в вендское время значительно больший по площади и объему резервуар, являются лишь фрагментами палеозалежи (Иреляхское и Маччобинское месторождения). Общий для ботуобинского и улаханского горизонтов ГНК в центральном блоке Иреляхского месторождения подтверждает ранее выдвинутое положение о сообщаемости ботуобинского и улаханского горизонтов. На Маччобинском месторождении в районе скв. 901 и 902 газонефтяной кон -такт отмечается по данным опробования на абсолютной отметке 1760 м. В скв. 903 улаханский горизонт полностью газонасыщен до абсолютной отметки 1760 м, как и в соседнем блоке (скв. 902 и 904). Эти факты свидетельствуют о сообщаемости блоков, т.е. о связи отдельных фрагментов газового резервуара.

На Иреляхском месторождении современный улахан-ботуобинский резервуар разделен на серию блоков, главные из которых Западный и Центральный. Близкие пластовые давления в газовой части залежи (скв. 711, 736 и 712) говорят о том, что тектоническое нарушение между центральным и западным блоками не обладает достаточными экранирующими свойствами. В нефтяных же частях залежей обоих блоков отмечается различное положение ВНК, т.е. для нефти тектоническое нарушение является преградой (см. рис. 3).

Помимо приведенных геолого-промысловых данных единство улахан-ботуобинского природного резервуара на Иреляхском и Маччобинском месторождениях подтверждают близкие по составу и свойствам нефти в обоих горизонтах (легкие, малосернистые со средней плотностью

0,843^0,877 г/см3).

Нефти улаханского горизонта Иреляхского (скв. 15521) и Маччобинского (скв. 20403) месторождений характеризуются также сопоставимыми значениями плотности (0,856 г/см3), содержания серы (0,4^0,7 %), смол (24,8^29,6 %) и выхода бензиновых фракций (17^18 %).

Рис. 3. Разрезы ботуобинско-улаханского природного резервуара (М.П. Юрова, 1989):

1 - песчаники; 2 - доломиты; 3 - переслаивание песчаников, аргиллитов, алевролитов;

4 - карбонатизированные песчаники («запечатка»); 5 - интервал перфорации; 6 - опробование в открытом стволе;

7 - тектонические нарушения

Нефти ботуобинского горизонта отличаются более высокой плотностью (до 0,886 г/см3) и вязкостью (до 72 Ст). Содержание асфальтенов достигает 5^7 %. Отмечается более низкий выход бензиновых фракций (10 %). В углеводородном составе нефти наблюдается повышенный выход ароматических и нафтеново-ароматических УВ.

Следовательно, тектонические подвижки, повлиявшие на разобщение венд-кембрийского палеорезервуара, привели не только к разрушению древней залежи УВ, но и нарушили местами доломитовую покрышку, перекрывающую ботуобинский горизонт. При опробовании боту-обинского горизонта совместно с вышележащими доломитами в открытом стволе (скв. 902, 904, 903, 20403 Маччобинского и скв. 712, 714 Иреляхского месторождений) получены значительные (до 241,1 тыс. м3/сут.) притоки газа, что говорит о прорыве доломитовой покрышки и поступлении газа в вышезалегающие породы. Наличие залежей УВ в вышележащих горизонтах (осинском, юрях-ском и олекминском) подтверждает значительную вертикальную сообщаемость разреза, включающего как терригенные, так и карбонатные породы. Этот факт подтверждается и данными геохимического анализа нефтей, отобранных в этом районе на различных стратиграфических уровнях.

Таким образом, результаты изучения разломно-блокового строения залежей Мирнинского свода литологическими методами, а также с помощью геолого-геофизических и промысловых данных позволяют существенно детализировать их современное состояние (изоляцию или связь блоков, наличие «запечатки» на водонефтяных контактах), что способствует внедрению более рациональных методов разработки этих залежей, а также доразведке отдельных (опущенных по сравнению с первоначальным положением) блоков.

Список литературы

1. Белинкин В.А. Специфика освоения ресурсов углеводородов Сибирской платформы / В. А. Белинкин, И. А. Кушмар, Л.К. Яшенкова // Актуальные проблемы прогнозирования, поисков, разведки и добычи нефти и газа в России и странах СНГ. - СПб.: Недра, 2006.

2. Бакин В.Е. Один из механизмов сохранения залежей углеводородов в древнейших осадочных отложениях / В.Е. Бакин, А.А. Карцев, Р.Г. Семашев, Ю.И. Яковлев // Геология и геофизика. -Новосибирск: Наука, 1987. - № 4. - С. 124-128.

3. Непско-Ботуобинская антеклиза - новая перспективная область добычи нефти и газа на востоке СССР / под ред. А.Э. Конторовича, В.С. Суркова, А.А. Трофимука. - Новосибирск: Наука, 1986. -244 с.

4. СафроновА.Ф. Зоны нефтегазонакопления на северо-востоке Непско-Ботуобинской антеклизы / А.Ф. Сафронов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 2006. - № 7. - С. 18-24.

5. Томилова Н.Н. Локальный прогноз нефтегазоносности по данным литологии и ГИС / Н.Н. Томилова, М.П. Юрова // Генезис углеводородных флюидов и месторождений. - М.: ГЕОС, 2006. - С. 303-312.