Определение степени влияния тектонического фактора на формирование залежей углеводородов на Саманчакитском блоке Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения

УДК 553.98

А.Е. Рыжов, А.И. Крикунов, ЛА Филиппова (Рыжова), Н.Ю. Канунникова,

О.А. Саприна

Определение степени влияния тектонического фактора на формирование залежей углеводородов на Саманчакитском блоке Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения

В соответствии с принятой схемой нефтегазогеологического районирования Сибирской платформы Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) относится к Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции, Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, Ботуобинскому нефтегазоносному району. На месторождении основными скоплениями углеводородов являются залежи ботуобинского, хама-кинского и талахского продуктивных горизонтов нижневендского возраста, которые в большинстве случаев перекрывают друг друга, образуя единое поле продуктивности. В осадочном чехле встречаются многочисленные и разнообразные дизъюнктивные дислокации со смещением, среди которых доля сквозных нарушений относительно невелика. Уверенно выяснить направленность и положение на площади отдельных разрывов удается не всегда (рис. 1). Объясняется это сложной историей формирования Непско-Ботуобинской антеклизы, к которой в тектоническом плане приурочено Чаяндинское НГКМ, и активной геодинамикой в регионе. Так, «в непское время (нижний венд) формировались Присаяно-Енисейская синеклиза, Приенисейский и Байкало-Патомский прогибы. Длина последнего составила более 2000 км, амплитуда - более 600 м» [1].

Только с позднего венда Сибирский кратон вступил в платформенный этап развития, который ознаменовался крайне стабильным тектоническим режимом, в условиях которого во внутренних районах платформы развивались мелководные морские бассейны преимущественно с карбонатным режимом осадконакопления [2]. «Литологические комплексы, составляющие осадочный чехол нижневендского возраста, характеризуются очень сильной фациальной неоднородностью и значительными колебаниями мощностей, что предопределяет трудности выявления типов природных резервуаров и закономерностей их распространения и строения» [3].

Обозначенные факторы во взаимодействии с геодинамическим воздействием, выклиниванием и замещением пород-коллекторов продуктивных горизонтов привели к возникновению на Чаяндинском НГКМ литологически и тектонически экранированных ловушек.

Чаяндинское НГКМ по величине балансовых запасов газа относится к группе уникальных, по геологическому строению - к очень сложным. Месторождение расположено в зоне аномально низких пластовых давлений в терригенной толще венда.

В составе пластового газа в значительных количествах содержатся этан, пропан, бутан и С5+, а также неуглеводородные компоненты - азот и гелий [4].

«Наличие в газе Чаяндинского месторождения такого важного химического элемента, как гелий, требует в первую очередь решения вопроса о его хранении. Интегральная оценка потенциальных резервуаров для создания подземных хранилищ гелия в пределах Чаяндинского центра газодобычи в объектах, предложенных разными исследователями, показала, что полнее всего требованиям, предъявляемым к объектам хранения гелия в пористых средах, отвечает Саманчакитский блок, осложняющий структурное поднятие южной части Чаяндинского месторождения» [5].

Ключевые слова:

скважина,

месторождение,

сейсморазведка,

разлом,

размыв,

горизонт,

корреляция,

палеоструктурный

профиль.

Keywords:

well,

field,

seismic exploration, fault,

washaway,

horizon,

correlation,

paleostructural

profile.

Рис. 1. Схематическая карта южной части Чаяндинского месторождения

Саманчакитский блок в пределах лицензионного участка с трех сторон оконтурен разрывными нарушениями. С юго-запада его ограничивает грабенообразный прогиб, отделяющий его от Талаканского блока. Прогиб протягивается в субмеридиональном направлении на расстояние 60 км, имеет ширину до 7 км и амплитуду до 300 м. С юга и юго-востока Саман-чакитский блок ограничен региональным разломом Б-Б северо-восточного простирания, по которому проходит граница надпорядко-вых структур - Непско-Ботуобинской антекли-зы и Предпатомского прогиба. Продолжаясь к северо-востоку, разлом Б-Б входит в регио-

нальную Вилюйско-Мархинскую систему разломов. Разлом В-В (Саманчакитский) ограничивает блок с запада. Он прослеживается с юго-запада к северо-востоку на расстояние 115 км и отделяет Саманчакитский блок от остальной части Чаяндинского НГКМ.

Состояние изученности строения Саман-чакитского блока, как и всего месторождения в целом, на сегодняшний день является недостаточным. Оно «отличается минимальным объемом исходной геологической информации и различной степенью ее достоверности» [4].

По результатам последнего подсчета запасов углеводородов (2000 г.) считалось, что

ботуобинский продуктивный горизонт включает газовую залежь с нефтяной оторочкой, расположенной на крайнем северо-востоке месторождения и в небольшом тектоническом блоке в районе скв. 321-02. Хамакинский продуктивный горизонт включает лишь газоконденсатную залежь с единым газоводяным контактом. Однако данные опробования и испытания скважин опровергают этот вывод. Притоки нефти из ботуобинского продуктивного горизонта были получены в целом ряде скважин, которые пробурены много южнее предполагаемых границ нефтяной оторочки: 321-06, 321-62, 321-67, 761. Нефть была получена и из отложений хамакинского продуктивного горизонта в скв. 321-49, 321-67, 321-71, 321-74. Причем известен случай, имевший место на Саман-чакитском блоке, когда нефть была получена из интервала пород, расположенного гипсометрически ниже, чем водонасыщенные отложения в соседней скважине.

Так, в скв. 321-57 при опробовании интервала пород из хамакинского продуктивного горизонта с абсолютными отметками 1156-1202 м был получен приток газа дебитом 7-8,5 тыс. м3/сут. В скв. 321-71, расположенной в 16 км севернее от первой скважины, из интервала с абсолютными отметками 1282,8-1334,1 м (из того же горизонта) получен приток нефти дебитом 9 м3/сут. В скв. 321-53, пробуренной еще в 9 км севернее, из интервала отложений с абсолютными отметками 1321,61332,1 м (того же возраста) получен приток пластовой воды дебитом 23,2 м3/сут.

Приведенные факты не могут быть объяснены принятой на сегодня геологической моделью Чаяндинского НГКМ и, в частности, Саманчакитского блока.

Для уточнения строения отложений хама-кинского продуктивного горизонта в южной части Саманчакитского блока была составлена корреляционная схема и построены палеоструктурные и геологический профили по линии скважин 321-57 - 321-71 - 321-53.

Анализ корреляционной схемы (рис. 2) показывает, что во всех трех скважинах (321-57, 321-71, 321-53) отложения ботуобинского продуктивного горизонта отсутствуют в результате предбюкского регионального размыва. Наиболее глубокое положение занимают отложения скв. 321-71, но выделяемые синхронные реперные горизонты от Т до Ilf практически параллельны друг другу, а заключенные меж-

ду ними интервалы пород почти равны между собой. Интерпретация данных геофизических исследований скважин (ГИС) и изучение кернового материала рассматриваемых скважин (который с вероятностью ~ 100 % характеризует породы хамакинского продуктивного горизонта) выявляют наличие пород-коллекторов во всех без исключения скважинах, помещенных на корреляционной схеме. Почему же нефтенасыщенные породы из скв. 321-71 располагаются гипсометрически ниже, чем водонасыщенные породы в скв. 321-53? Чтобы ответить на данный вопрос, необходимо проследить историю образования паршинской свиты в южной части Саманчакитского блока. Для этого авторами была построена серия палеоструктурных профилей (рис. 3).

К концу формирования нижнепаршинской подсвиты в районе скв. 321-71 наметилось некоторое прогибание дна седиментационного бассейна по отношению к площади, на которой пробурена скв. 321-57. Эта тенденция сохранялась в дальнейшем на всем протяжении неп-ского стратиграфического горизонта. Что касается отложений в скв. 321-71 и 321-53, то здесь необходимо провести анализ толщин отдельных пропластков более тщательно.

Первоначально заглинизированные осадки основания нижнепаршинской подсвиты отлагались в совершенно одинаковых условиях, что подтверждается равными мощностями интервала пород, заключенного между синхронными реперными горизонтами Т и IIJ (51 и 51 м). Затем произошел незначительный подъем в районе скв. 321-53 - 17 и 16 м). К самому

концу формирования нижнепаршинской подсвиты этот подъем усилился @If-IIf - 19 и 17 м), и разница толщины одного и того же пропластка в скв. 321-71 и 321-53 достигла 2 м. Следовательно, наметилась некая закономерность, согласно которой следующий пропласток в разрезе скв. 321-53 опять должен был бы иметь толщину меньше, чем в скв. 321-71. Интервал пород между реперными горизонтами Ilf и Ilf в скв. 321-71 имеет толщину 52 м (см. рис. 2), а в скв. 321-53 его мощность (вместо того, чтобы быть равной 49-50 м, следуя наметившейся тенденции), неожиданно достигает 58,5 м.

Скорее всего в конце первого цикла седиментации (во время общего подъема территории и вывода сформировавшихся отложений на дневную поверхность) вследствие тектонической деструкции произошел разрыв

1522

| интервал отбора керна

1531

поверхность размыва

п,’, пд.. индексация синхронных реперных горизонтов

Скв

321

Скв

321

57

Рис. 2. Чаяндинское месторождение. Корреляционная схема по линии скв. 321-57 - 321-71 - 321-53

сплошности горных пород с 8-метровой амплитудой сдвига. Вероятно, именно этот разлом, полностью залеченный в результате последующих преобразований, является надежным флюидоупором для нефти и воды, что и объясняет расположение водонасыщенных пород в

скв. 321-53 - оно гипсометрически выше, чем положение нефтенасыщенных отложений в скв. 321-71.

При продолжающемся на юге Саманча-китского блока процессе седиментации к концу непского времени вновь заявляет о себе

Палеоструктурный профиль на начало формирования второго цикла осадконакопления

Палеоструктурный профиль на начало формирования четвертого цикла осадконакопления

П1, синхронный реперный горизонт 51 толщина пропластка | плоскость разлома поверхность размыва

Рис. 3. Чаяндинское месторождение. Серия палеоструктурных профилей

выявленная ранее закономерность в соотношении толщины пропластков в скв. 321-71 и 321-53. Практически все последующие интервалы пород, заключенные между реперными горизонтами Щ и Б, в скв. 321-53 меньше по мощности тех же пропластков в скв. 321-71, в районе которой фиксируется устойчивое прогибание вплоть до начала тирского времени верхнего венда (его карбонатные отложения с размывом залегают на терригенных образованиях нижнего венда).

Происходящие в последующие эпохи седи-ментационные и структурные преобразования привели к тому, что в настоящее время район скв. 321-57 занимает наиболее возвышенное положение, а скв. 321-53 вскрывает кровлю паршинской свиты в самом погруженном месте (рис. 4). Непреодолимой преградой для пластовой воды, полученной в скв. 321-53, служит залеченный разлом между скв. 321-53 и 321-71, который является внутриформационным, не нарушает эродированную поверхность терри-

№ инт. Диапазон, м Дебит, Q*, м3/сут

1 1170,1-1202 Сухо

2 1202,2-1222,6 Сухо

3 1156-1202 Qr = 7-8,5

4 1282,8-1334,1 Р II чо

5 1336-1341 Q. = 0,82

6 1321,6-1332,1 Qs = 23,2

7 1346,7-1357,4 Qs = 2,31

8 1360,7-1370,7 Q. = 0,32

* Qr н в _ дебит по газу, нефти, воде соответственно.

Рис. 4. Чаяндинское месторождение.

Геологический профиль по линии скв. №№ 321-57 - 321-71 - 321-53

генного венда. Вероятно, по этой причине разлом не был выявлен предшествующими сейсморазведочными работами.

В заключение следует отметить, что Са-манчакитский блок представляет собой очень сложный геологический объект. Терригенные породы нижнего венда характеризуются высокой макро- и микронеоднородностью. Породы-коллекторы продуктивных горизонтов как по площади, так и по разрезу постоянно выклиниваются, замещаются и размываются. Проследить их взаимодействие в разных сква-

Список литературы

1. Мельников Н.В. Венд-кембрийский соленосный бассейн Сибирской платформы (Стратиграфия, история развития) /

Н.В. Мельников; Мин-во природ. ресурсов РФ; Сиб. науч.-исслед. ин-т геологии, геофизики и минерального сырья. - Новосибирск:

Изд-во СО РАН, 2009. - 148 с.

2. Постникова О.В. Палеогеографические и палеогеодинамические условия формирования рифей-вендского осадочного бассейна юга Сибирской платформы в связи с его нефтегазоносностью / О.В. Постникова, Л.Н. Фомичева, Л.В. Соловьева // Геология нефти и газа. - 2008. - № 1. - С. 8-15.

3. Фортунатова Н.К. Строение и перспективы нефтегазоно сно сти венд-нижнекембрийских отложений Непско-Ботуобинской антеклизы и ее обрамления / Н.К. Фортунатова,

А.Г. Щвец-Тэнэта-Гурий, В.Н. Ларкин // Геология нефти и газа. - 2010. - № 5. -С. 54-61.

4. Люгай Д.В. Особенности освоения и проектирования разработки Чаяндинского НГКМ / Д.В. Люгай // Газовая промышленность. - 2010. - № 4/654 (спецвыпуск). - С. 56-58.

5. Люгай Д.В. Геологические перспективы создания хранилища гелия в пределах Чаяндинского центра газодобычи / Д. В. Люгай, Д.В. Изюмченко, Г.П. Косачук и др. // Газовая промышленность. - 2010. - № 2. - С. 62-67.

жинах довольно трудно. На это накладывается наличие многочисленных разрывных нарушений (выявленных с помощью сейсморазведки и пробуренных скважин и тех, что еще предстоит обнаружить). В первую очередь надлежит определить: существует ли гидродинамическая связь между отдельными небольшими тектоническими объектами; какими будут границы распространения залежей нефти и газа; можно ли использовать в качестве подземного хранилища для гелия южную часть Саманчакитского блока.

References

1. Melnikov N.V Vendian-Cambrian basin of the Siberian platform (Statigraphy, development history) / N.V. Melnikov; RF Ministry of Natural Resources; Sib. research institute of geology, geophysics and mineral raw materials. -Novosibirsk: Publishing house of the SB of the RAS, 2009. -148 p.

2. Postnikova O.V. Paleogeographic and paleogeodynamic conditions of formation of Riphean-Vendian sedimentation basin of the south of the Siberian platform in connection with its oil-gas bearing capacity / O.V. Postnikova,

L.N. Fomicheva, L.V Solovyeva // Oil and gas geology. - 2008. - № 1. - P. 8-15.

3. Fortunatova N.K. Structure and prospects of oil-gas bearing capacity of Vendian-Lower Cambrian sediments of the Nepsko-Botuobinskaya anticlise and its framework / N.K. Fortunatova, A.G. Shchvets-Tanata-Guriy, V.N. Larkin //

Oil and gas geology. - 2010. - № 5. - P. 54-61.

4. Lyuguy D.V. Peculiarities of development and design of Chayandinskoye OGCF / D.V. Lyuguy // Gas industry. - 2010. - № 4/654 (special issue). -P. 56-58.

5. Lyuguy D.V. Geological prospects of helium storage development within the Chayandinskiy gas production centre / D.V. Lyuguy,

D.V. Izumchenko, G.P. Kosachuk et al. //

Gas Industry. - 2010. - № 2. - P 62-67.