Оценка перспектив нефтегазоносности вендского нефтегазоносного комплекса Оморинского нефтегазоносного района, уточнение и детализация схемы его фациального районирования на основе комплекса литолого-фациальных данных

Объектом исследования являются отложения вендского нефтегазоносного комплекса (НТК) (оскобинская, ванаварская свиты) Оморинского нефтегазоносного района (ИГР) Байкитской нефтегазоносной области.

Актуальность исследований обусловлена необходимостью прогноза зон, перспективных на нефть и газ, в отложениях вендского нефтегазоносного комплекса (НТК) Оморинского нефтегазоносного района (ИГР) Байкитской нефтегазоносной области (НТО). В процессе поисково-разведочных работ доказана продуктивность горизонтов венда на Камовском и Оморинском месторождениях этого района.

Согласно нефтегазогеологическому районированию Сибирской платформы, Оморинский нефтегазоносный район (ИГР) распологается в юго-западной части Байкитской нефтегазоносной области (НТО) Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП). Перспективными объектами поисков нефти и газа в пределах Байкитской нефтегазоносной области (НТО) являются: рифейский, вендский, верхневендско-нижнекембрийский нефтегазоносные комплексы (НТК). В Оморинском нефтегазоносном районе (ИГР) промышленной нефтега-зоносностью обладает вендский нефтегазоносный комплекс (НТК).

На юго — востоке Оморинский нефтегазоносный район (ИГР) граничит с Нижнеангарским нефтегазоносным районом (НГР), где в вендских терригенных отложениях открыты газоконденсатные залежи на Агалеевском, Имбинском, Абаканском месторождениях /36/.

В пределах Оморинского нефтегазоносного района выявлено 4 горизонта в вендском нефтегазоносном комплексе. Из Г1 скважин получены притоки: из горизонтов*, Б-VII и Б-VTII газ и водаиз горизонта Б-УШ* газ, вода и нефть.

Получение притоков нефти и конденсата из отложений оскобинской свиты (горизонт Б-VIII*) ставит её в разряд первоочередных объектов исследования. В этой связи литолого-фациалыюе изучение и детализация фациального районирования является особо важной задачей.

В настоящее время инвесторы проявляют большой интерес к району и прилегающим территориям. Оморинский нефтегазоносный район обладает значительными потенциальными ресурсами углеводородов. Перспективы его освоения оцениваются весьма высоко еще и в связи с началом освоения Юруб-ченского месторождения. В нём залежи нефти и газа приурочены к горизонтам-коллекторам каверно-трещинного типа рифейского возраста и к терригенным горизонтам-коллекторам вендского возраста.

В 2005 году окончена разработка программы социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока на период до 2030 гг,. Она предусматривает организацию освоения месторождений углеводородов и глубокую переработку нефти и газа. В связи с этим ускорено создание единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учётом возможного экспорта газа на рынки стран Азиатско-Тихоокеанского региона. Программа геологического изучения недр и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья синхронизируется с этапами создания трубопроводной системы «Восточная Сибирь — Тихий океан». Один" из важных шагов в этом направлении это освоение и добыча углеводородов из отложений' вендского нефтегазоносного комплекса (НТК) Оморинского нефтегазоносного района (НГР).

Отложения рифея, венда и кембрия в Оморинском нефтегазоносносном районе (НГР) вскрыты Втх-1 параметрической и 17-ю поисковыми скважинами. Неоднозначность в расчленении и корреляции отложений венда по скважин-ным данным затрудняет разработку достоверных моделей ловушек.

В данной работе представлены результаты литолого-фациальных исследований, позволяющих оценить перспективность ванаварской и оскобинской свит вендского нефтегазоносного комплекса (НТК) Оморинскогонефтегазоносного района (НГР).

Ванаварская свита имеет сложное невыдержанное по площади строение. В результате движения береговой линии моря в ванаварское время возникло мозаичное линзовидное распределение песчаников, формировались ловушеки неструктурного типа (литологические, литогого-стратиграфические) /15/.

Оскобинская свита имеет выдержанное строение в пределах Оморинского нефтегазоносного района (НГР), она содержит хорошо следящиеся реперные пласты и горизонт Б-VIII*. В отложениях оскобинской свиты, принимая во внимание её «пёстрый» облик, возникают осложнения с корреляцией сейсмических разрезов, в межскважинном пространстве отражения имеют невыдержанный прерывающийся характер, вероятно, это вызвано её сложным литологиче-ским составом /15/.

Детальная корреляция пачекв в разрезах ванаварской и оскобинской свит в данной работе позволила выполнить фациальные, палеогеографические, па-леотектонические реконструкции, которые, в свою очередь, использовались как критерии для прогноза распространения зон коллекторов и уточнения перспектив Оморинского нефтегазоносного района (НГР).

Итогом работ явилась литолого-седиментационная модель (выделение литофаций и литотипов) по данным геофизических исследований скважин-(ТИС), исследований керна, данным сейсморазведки с выделением типов коллекторов, участвующих в строении продуктивного пласта месторождения.

Целью диссертационной работы является выявление приуроченности пластов-коллекторов к определенным типам фаций, прогноз зон улучшенных пород-коллекторов и генезиса ловушек в вендском нефтегазоносном комплексе (НТК) Оморинского нефтегазоносного района (НГР) на основе анализа палеогеографических данных.

Для достижения этой цели решались следующие задачи:

— Расчленение оскобинской и ванаварской свит вендского нефтегазоносного комплекса (НТК) на пачки на основе комплексного анализа (литологиче-ский, промыслово-геофизический, сейсмический, геохимический).

— Определение по керновым данным генетических типов пород в пачках оскобинской и ванаварской свит венда.

— Восстановление истории осадкообразования свит в венде, уточнение их территориальных границ, характеристика литолого-фациальных зон, подзон.

— Построение фациально-седиментационной модели оскобинской и ванаварской свит венда на основе интерпретации данных сейсморазведки с уточнением пространственных границ выделенных литотипов разреза.

— Детализация схем фациального районирования отложений оскобинской, ванаварской свит вендского нефтегазоносного комплекса (НТК) на основе комплексного анализа. Прогноз зон фациальных обстановок, не выявленных бурением, но предполагаемых седиментационной моделью.

— Выделение и характеристика продуктивных горизонтов и флюидоупо-ров в вендском нефтегазоносном комплексе (НТК), прогноз площадного распространения коллекторов на основе фациального анализа. Оценка связи фильтрационно-ёмкостных характеристик пластов-коллекторов вендского нефтегазоносного комплекса Оморинского нефтегазоносного района (НГР) с фаци-альными особенностями свит.

Фактический материал и методы исследования. В основу работы положены исследования автора по Оморинскому нефтегазоносному району (НГР) с 2005 по 2009 г. г. Изучение параметрических скважин юго-западной части Сибирской платформы, обнажений Енисейского кряжа, Иркинеевского выступа, анализ первичных геологических материалов, литературных источников, макро — и микроописание керна, шлама, лабораторные исследования, материалы геофизических исследований скважин (ГИС), сейсморазведки, лито-геохимические данные.

При определении фильтрационно-ёмкостных характеристик разреза были обработаны каротажные диаграммы по всем скважинам Оморинской площади в программном пакете Solver. Автором работы построены планшеты по свитам с выделением проницаемых горизонтов и расчётом их фильтрационно-ёмкостных характеристик (эффективная мощность, коэффициенты глинистости и пористости). Расчётные параметры использовались дляпостроения схем и графиков зависимостей фильтрациионно-емкастых свойств (ФЕС) с целью выявления поисковых признаков пород-коллекторов в вендском нефтегазоносном комплексе (НТК).

Объём фактически обработанного материала;

— обработано 20 скважин в программном пакете SOLVER. По уровням: усольская, тэтэрская, собинская, катангская, оскобинская, ванаварская свиты:

— лабораторные анализы: гамма-спектрометрия — Ом-2,8,Ю, в обработке Пл-1, Км-1, гранулометрический — Пл-1, Км-1, литологический — Пл-1, Км-1, определение ФЕС — Ом-1, 2, 3, 4, 5, 8, 9, 10. Втх-1, Втг-1, Тр-1, Юр-27, 114:

— описание керна — 20 скважин:

— описание шлифов — Ом-10 — 90 описаний, Пл-1 — 22 описаний:

— визуальный осмотр керна — Ом-10, 11, Чгб-1, Км-1, 2, Пл-1, 2, всего 7 скважин:

— просмотренные сейсмопрофиля — 2D 5000 км, 3D 490 км.

Защищаемые положения: .

Обоснование выделения пачек в разрезе ванаварской и оскобинской свит вендского нефтегазоносного комплекса на основе расчленения и корреляции разреза до уровня пластов с использованием кернового материала, геофизических исследований скважин, сейсмических разрезовгеохимических данных. Связь пластов^ коллекторов с определёнными типами фаций. В ванаварской): свите коллекторы связаны с фациями песчаных осадков пляжей-, алеврито-песчаных осадков прибрежного слабоподвижного мелководья морского бассейна, песчаных осадков сильно подвижного мелководья морского бассейна. В оскобинской свите коллекторы связаны с фациямишрибрежно-морских терри-генных отложений песчаников прибрежного мелководья;

Детализированные фациальные схемы для отложений ванаварской и оскобинской свит венда Оморинского нефтегазоносного района. Предложена модель распределения баровых песчаников! в ванаварской свите, модель распространения покровных прибрежно-морских песчаников пластов БУШ и Б-VIII* Br оскобинской свите:

Научная новизна работы состоит в следующем:

— На основе анализа геолого-геофизического материала по Оморинскому нефтегазоносному району и прилегающим территориям предложен авторскийвариант разделения оскобинской и ванаварской свит на пачки, что явилось основой для построения корреляционных схем, геологических разрезов, фациаль.

15 ных и прогнозных карт. Установлено прилегание нижних пачек разреза и срезание верхних.

— В разрезе ванаварской свиты венда по площади выделено 8 типов фаций, распределенных неравномерно. К подошве свиты приурочены фации тер-ригенных отложений морского бассейна (глинисто-алевритовые осадки). Выше по разрезу идёт неравномерное чередование прибрежно-морских фаций: открытого побережья, прибрежного мелководья, подвижного мелководья морского бассейна.

— В оскобинской свите в разрезе выделены фации прибрежно-морских отложений закрытых и полузакрытых водоёмов: хемогенно-сульфатные, карбонатные и теригенно-сульфатно-карбонатные.

— С помощью анализа распространения пачек и слоёв обоснованы перерывы в осадконакоплении: предвендский — выходы различных свит на эрозионную поверхность рифея, пререрыв между ванаварской и оскобинской свитами, предкатангский — срезание верхних слоев оскобинской свиты.

— По скважинным данным подсчитаны суммарные эффективные мощности, коэффициенты глинистости «и пористости коллекторов в разрезах скважин. Построеньг карты распространения этих параметров на Оморинском нефтегазоносном районе. Проведена оценка связей между фациальными условиями образования пород и их фильтрационно-емкостных свойств.

— На основе корряляционных схем и схем фациального районирования, аннализа сейсмических разрезов, изучения фильтрационно-ёмкостных свойств установлены две зоны нефтегазонакопления: Нирюндинско-Платоновская и Усть-Кумондинская: В пределах первой прогнозируется продуктивность пластов Б-VIII и Б-VIII* в оскобинской свите. Перспективы нефтегазоносности в этой1 зоне также связаны с ванаварской свитой. Впределах второй’зоны ванаварская свита не является продуктивной и не* везде присутствует в. разрезе. Пласт Б-VIII: оскобинской свиты срезан перерывом, основные перспективы в данной подзоне связаны с пластом Б-VIII*.

— Определено пространственное распространение продуктивных горизонтов и выявлена их связь с фациальными условиями в зонах нефтегазонакопления, сделан прогноз типов ловушек и оценены перспективы нефтегазоносности.

Практическая значимость.

— С помощью комплексного анализа фактического материала автором в Нирюндинско-Платоновской зоне нефтегазонакопления выделены:

Среднекамовская неантиклинальная ловушка — залежи в оскобинской свите в пластах Б-VIII и Б-VIII* - пластовые тектонически-экранированные, в ванаварской свите — пластовые тектонически и литологически экранированные.

Платоновская неантиклинальная ловушка — залежи в оскобинской свите в пластах Б-VIII и Б-VIII* - пластовые тектонически-экранированные, в ванаварской свите — пластовые тектонически и литологически экранированные. В пределах ловушки оконтурены ванаварские баровые тела.

Нирюндинская ловушка — залежи в оскобинской свите в пластах Б-VIII и Б-VIII* - пластовые, сводовые — стратиграфические, в ванаварской свите пластовые и сводовые приемущественно нефтяные.

В Усть-Кумондинской зоне нефтегазонакопления выделены:

Верхнетайгинская стратиграфическая ловушка — залежь в оскобинской свите в пласте Б-VIII* - пластовая, сводовая.

Камовская стратиграфическая ловушка — залежь в оскобинской свите в пласте Б-VHI* - пластовая, сводовая.

Западнокамовская неантиклинальная ловушка — залежи в оскобинской свите в пластах Б-VIII и Б-VIII* - пластовые тектонически-экранированные, в ванаварской свите пластовые тектонически и литологически-экранированные.

Чегалбуканская стратиграфическая ловушка — залежи в оскобинской свите в пластах Б-VHI и Б-VIII* - пластовые и сводовые.

— Составлены* уточненные схемы фациального> районирования ванаварской и оскобинской свит вендского нефтегазоносного комплекса, которые являются основой-для выбора наиболее перспективных объектов для проведения геолого-разведочных работ на территории Оморинского нефтегазоносного района, а также для обоснования и оптимизации системы заложения скважин при поиске ловушек.

Апробация работы.

Полученные автором результаты докладывались на научно-практической конференции «Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха, Якутия)», Новосибирск, 2008 г., на научной конференции «XI научно-практическая конференция», Ханты-Мансийск, 2008 г.

Основные положения диссертации изложены в научно-исследовательских отчетах, выполненных в ОАО «Енисейгеофизика» в рамках договоров: 140/07 «„Обобщение результатов выполненных геолого-геофизических работ (бурение, сейсморазведка, электроразведка, гравиразведка, аэрогеофизические исследования) с целью определения эффективного комплекса методов для выделения перспективных зон и комбинированных ловушек в вендском и рифей-ском НТК Оморинского лицензионного участка“» (отв. исп. Гутина О. В., 2008 г.), «Дополнительная обработка и интерпретация разрезов МОГТ Нирун-динского, Платоновского иКамовского участков. Прогноз структурно-литологических ловушек в песчаниках ванаварской свиты венда» (отв. исп. Гутина О. В., 2008 г.), заказчики ООО «Газпром добыча Красноярс», СНИИГ-ГиМС.

По теме диссертации автором опубликовано 3 статьи, одна из которых — в рецензируемом журнале.

Работа выполнена в процессе заочного обучения в аспирантуре при СНИИГГиМС под научным руководством доктора геол. — минерал, наук, профессора Н. В. Мельникова. Автор выражает глубокую признательность и благодарность научному руководителю за ценные советы, замечания и постоянное внимание.

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, 6 глав и заключения. Текст изложен на 202 страницах, содержит 78 рисунков, 3 таблицы.

Список литературы

включает 77 наименований.

Выводы:

• Устойчивой прямой связью (высокий коэффициент корреляции) обладают структурные поверхности по кровле резервуаров со структурным планом эрозионной поверхности рифея.

• Корреляционная связь между остальными параметрами в ванаварской свите отсутствует или наблюдаются слабые корреляционные зависимости. В свите значения параметров сильно рассеяны от линии тренда в различные стороны, что свидетельствует о формировании отложений в различных-фациальных условиях, невыдерженности коллекторов" и возможных структурно-тектонических перестройках. Для скважин каждой.

170 подзоны характерна своя область концентрации значений на графиках. Подзоны отличаются по коэфициентам песчанистости, наличию пластов коллекторов их эффективной мощностью, пористостью.

• Для оскобинского резервуара не выявлено связи ФЕС со структурным планом предвендской эрозионной поверхности рифея. Выявлена связь структурного плана эрозионной поверхности рифея со структурными планами кровли и подошвы продуктивных пластов резервуара. Отсутствие корреляционных зависимостей между фильтрационно-емкостными характеристиками, общей мощностью свиты и эффективной мощностью коллекторов, песчанистостью и пористостью можно объяснить вторичными изменениями в виде размывов и перерывов в осадконакоплении. В момент предкатангского размыва произошло сокращение мощности оскобинской свиты в пределах Камовской фациальной подзоны, в результате чего в ней полностью размыт горизонт Б-VIII. Продуктивный пласт Б-VIII* является регрессивным^ сформированным после внугриоскобинского перерыва.

• Для оскобинского резервуара рассмотрена зависимость получения притоков УВ и воды от эффективной мощностьи продуктивных пластов Б-VIII и Б-VIII*. Четкой связи между рассмотренными параметрами не выявлено. Основной проблемой является: отсутствие испытаний в старых скважинах, совместное испытание нескольких объектов в большом интервале, или различные способы испытания (ИП или в колонне);

• Основная роль в формировании залежей принадлежит структурному фактору, так как фильтрационно-емкостные свойства оскобинской свиты характеризуются высокими значениями. Локальными покрышками для залежей: УВ'могут. служить пласты ангидритов, которые развиты на всей территории участка.

6. УТОЧНЕНИЕ ПЕРСПЕКТИВ ОМОРИНСКОГО ЛИЦЕНЗИОННОГО УЧАСТКА ПО ДАННЫМ ФАЦИАЛЬНОГО.

РАЙОНИРОВАНИЯ.

Литолого-фациальный анализ позволил реконструировать условия осад-конакопления пачек оскобинской и ванаварской свит, выделить зоны, благоприятные с точки зрения распространения коллекторов, и площади развития экранирующих толщ, уточнить распространение пластов-коллекторов по площади. Наметить участки возможного нахождения неантиклинальных ловушек. Результаты исследований в комплексе с данными по тектоническому строению региона дали основание дифференцировать Оморинской лицензионный участок по перспективам нефтегазоносности (рис. 6.1)/28/.

Выше автором рассмотрены ФЕС по материалам ГИС и лабораторным исследованиям, в результате выделены области схождения максимальныхзначений параметров (песчанистости, пористости, эффективной мощности) — Проведён анализ перспектив нефтегазоносности ванаварской и оскобинской свит по каждой фациальной подзоне.

Ванаварская свита.

В пределах Центральной подзоны выделяются два участка с максимальным схождением улучшенных фильтрационно-емкостных характеристик отложений, ванаварскойсвиты, которые при наличии флюидоупора и необходимых структурных усовий могут быть, перспективными для поисков. УВ (рис. 6.2). В районе скв. Ом — 2, 8, 10 выделено баровое тело, оно совпадает с зоной схождения ФЕС. Средняя проницаемость в образце из. данного интервала в-'скв.'Ом-Ю?-(метод линейной фильтрации ГОСТ — II оси керна на полноразмерном образце) составляет 5,08 мДарси, минимальная?0,001″ мДарси, максимальная 18,94 мДарси: Коэффициент пористости по подзоне в среднем около 18%.

Рис. 6.1 Схема перспектив нефтег.

Уточненные гсктуры залежи (Гутпиа t 2008) кглтуры залежи таете Б-VII — контуры эалваей пластов Б-VIII, Б-VIII* контуры залежи пласта Б-УШ* а.

Ие-Камсвск&я |ДНО Камоескяд.

Зона суждения шпзшалышх шаявняй фншарцм) шяхшоепшх параметре" по вельмкнассй с в б) и.

Б-VIII — Б-VIII* Б-VHT.

I Контур Нярюнлннско-ГЬягснсвсшй зсяш нефтегдесмысспленнх I Ъ-—4 Контур Усть-КуметштсюзЯ зоны нефгсгазс"аксплеиня.

Барояие отложения, а мкаварсксй cam с Отсутствие отяожснкЯ аанаваревдй сайты ионосности вендского резервуара, Оморинского ЛУ.

Рис. 6.2 Схема распространения фильтрационно-ём костных параметров в отложениях ванаварского резервуара. Оморинский участок.

— j.

Камовская фациальная подзона характеризуется невысокими значениями фильтрационно-ёмкостных свойств в ванаварской свите и их резкой изменчивостью по площади (рис. 6.3). Коэффициент пористости пласта 16,8%, коэффициент глинистости 5%. Эффективная мощность около 3 м.

Западная переходная фациальная подзона характеризуется хорошей сходимостью фильтрационно-ёмкостных свойств. Соответственно можно прогнозироватьповышение коэффициента песчанистости (до 30%), эффективной мощности (до 30 м) и коэффициента пористости (до 18%).

В пределах Восточной подзоны выделяется участок с максимальным схождением улучшенных фильтрационно-ёмкостных характеристик отложе-. ний ванаварской свиты. В его области выделены барровые тела (р-н. скв. Пл-1) и по сейсмическим разрезам, они совпадают с зоной улучшенных ФЕС. Его среднее значение эффективной мощности 7,6 м, коэффициента пористости 15,1%, коэффициента глинистости 7,8%. Средняя проницаемость в скв. Пл-1 (электронный метод — полноразмерные образцы, II оси керна) 0*19 мДарси, минимальная 0,02 мДарси, максимальная 1,09 мДарси. Средняя проницаемость, определённая методом линейной фильтрации по ГОСТу (стандартный образец оси керна) равна 1.3 мДарси, минимальная менее 0,001, максимальная — 8,26, на полномерном образце (II оси керна) средняя — 0,17 мДарси, минимальная-менее:0,001 мДарси, максимальная 1,08 мДарси. Средняя проницаемость в пластовых условиях (стандартный образец оси керна) равна 1,2 мДарси, минимальная 0,007, максимальная 4,23.

Тохомская подзона характеризуется хорошим схождением улучшенных фильтрационно-ёмкостных характеристик отложений ванаварской свиты. Прогнозная эффективная мрщность — около 40 м. По лабораторным данным коэффициент пористости по свите варьирует от 5.4% до 10%,^ проницаемость составляет менее 0ф1: мДарси:

Подводя итог можно сделать вывод, что в пределах Оморинской площади наиболее перспективные области с максимальным схождением фильт.

Рис. 6.3 Схема распространения фильтрационно-ёмкост].

Каковская-2.

УСЛОВНЫЕ ОКОЧНЛЧЕНИЯ рационно-ёмкостных свойств выделены в Центральной, Тохомской и Восточной подзонах в ванаварской свиты.

Оскобинская свита.

Центральная и Восточная фациальные подзоны полностью являются участками с максимальным схождением улучшенных фильтрационно-емкостных характеристик отложений оскобинской свиты по пластам Б — VIII и Б — VIII*, так как пласты имеют региональное развитие в Оморинском НГР (рис. 6.4, 6.5). Кпор по пласту Б — VIII от 10 до 15%., по пласту Б — VIII* Кпор около 12%, средняя эффективная мощность 8 метров.

В Камовской подзоне в районе Камовской-1 скважины выделяется область схождения максимально улудшеных фильтрационно-ёмкостных свойств по пласту Б-VIII*. Эффективная мощность в скв. Км- 1 — 9,1 м, Кпор -14.6%, в скв. Км-2 эффективная мощность 6,6 м, Кпор — 9,2%. В восточном направлении подзона бес перспективна, область отсутствия перспективных пластов, в скв. ВТг-1 эффективная мощность сокращается до 1,9 м, Кпор -8,3%.

Тохомская фациальная подзона располагается в области максимального схождения фильтрационно-ёмкостных свойств по оскобинской свите (пласты Б-VIII* и Б-IX). По лабораторным данным коэффициент пористости до 10,4%, проницаемость менее 0,01 мДарси. Для построения зависимостей приняты прогнозные параметры, эффективная мощность для пласта 40 м и Кпор — 15%.

6.1 Вендский резервуар

На основе корряляционных схем и схем фациального районирования, сейсмических разрезов, изучения * фильтрационно-ёмкостных свойств были-спрогнозированы две зоны-, нефтегазонакопления: Нирюндинско-Платоновская и Усть-Кумондинская /70/. В пределах первой прогнозируется продуктивность пластов Б-VIII и Б-VIII* оскобинской свиты"и ванаварской.

У с л о в.

Изогнпсы отражающего горизонта R0 (кровля предвендскоЙ эрозионной поверхности), и j*-*—- изолинии песчаниетости оскобинского резервуара^ ] - изолинии пористости осхобинского резервуара,%.

— нэотахшы эффективной мощности оскобмнскога резервуара,"! j Линия геолого-геофизнческого разреза.

Административная граница Эвенкийского АО.

Гранима лицензионных участков Зона схождения максимальных значений фильтраанонно-емкостных параметров в пластах Б-VIII и Б-УПГ оскобинского резервуара.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

Автором проведён анализ геологических материалов, литературных источников, макро — и микроописание керна, шлама, лабораторные исследования, материалы ГИС, сейсморазведки, анализ мощностей, лито-геохимические данные с целью детального расчленения и корреляции отложений оскобинской и ванаварской свит.

Детальное сопоставление отложений ванаварской свиты показало её резкую литологическую изменчивость по разрезу и по площади. По результатам этих исследований в отложениях ванаварской свиты выделано 6 пачек. Выделено несколько перерывов в осадконакоплении и зафиксированы фациальные замещения. Всего в разрезе ванаварской свиты венда по площади выделено 8 типов фаций. Они распределены неравномерно. К подошве свиты, приурочены морские отложения фации МУТ. Выше по разрезу идёт не равномерное переслаивание с различным порядком чередования прибрежно-морских фаций. Массового преобладания, какой либо из них не наблюдается. Для каждой скважины характерны свои особенности в сочетании фаций.

Разрез оскобинской свиты разделён на 4 пачки, которые прослеживаются по всему Оморинскому ЛУ, за исключением его северо-восточной части. Всего в разрезе выделено 4 типа фаций, фации в различном сочетании представлены в каждой пачке.

Уточнено фациальное районирование вендских отложений. Литолого-фациальное районирование с использованием сейсмических материалов, позволило уточнить границы между Оморинской, Юрубчено-Тайгинской и Оленчи-минской фациальными зонами. В пределах Оморинской зоны по ванаварской свите выделено дополнительно три фациальные подзоны, — Центральная, Западнаяи Восточная. В Юрубчено-Тайгинской зоне выделена Камовская фациальная подзона. Детальное изучение отложений ванаварской и оскобинскойсвит позволило выделить набор фаций.

Ванаварская свита, сложена фациями: открытого побережья, подвижного мелководного бассейна и удаленных частей морского бассейна. Все эти фации характеризуются слабой прослеживаемостью по площади и существенными изменениями фильтрационно-емкостных свойств, зафиксированы многочисленные перерывы и размывы осадков. В подошвенной части свиты выделяется аргиллитовая пачка. Ее распространение прослежено по площади. Возможно, она может служить флюидоупором для нижележащих рифейских отложений. В разрезах ванаварской свиты ряда скважин (скв. Ом-2, 8, 10 — IV пачка, 3 — IV* пачка, Пл-1 — IV** пачка) выделены и откартированы по площади баровые тела.

В отложениях оскобинской свиты выделяется всего два типа макрофаций — прибрежно-морские закрытых и полузакрытых водоемов (лагуны, сабхи) и прибрежно-морские терригенные отложения прибрежного мелководья. Отложения хорошо выдержаны по площади, в них сделана попачечная корреляция. Отложения формировались преимущественно в анаэробных условиях. Это дает основание для прогноза высоких перспектив на поиски УВ в данном стратиграфическом уровне.

В отчете рассмотрены перспективы нефтегазоносности ванаварского и оскобинского резервуаров по каждой фациальной зоне, приведены ФЕС по материалам ГИС и лабораторным исследованиям и выделены зоны схождения максимальных значений параметров (песчанистости, пористости, эффективной мощности).

В ванаварскй свите выявлены следующие закономерности по изменению коллекторских свойств отложений. Западная и Тохомская фациальные подзоны обладают общей увеличенной мощностью, повышенными прогнозными значениями эффективной мощности и высокими прогнозными коэффициентами пористости и песчанистости. Центральная фациальная подзона хорошо изучена бурением, она обладает хорошими фильтрационно-ёмкостными характеристиками. Камовская подзона имеет невысокие* перспективы в связи с резким сокращением мощности свиты.

Отложения свиты обладают невысокими перспективами для* обнаружения залежей УВ в связи с отсутствием покрышки в вышележащих отложениях.

Анализируя фильтрационно-ёмкостные свойства оскобинской свиты в целом по лицензионному участку можно сказать, пласт Б-VIII расположенный в.

188 кровле свиты имеет распространение на северо-западе участка. Выделяется в скважинах двух разных подзон Центральная и Восточной. Обладает хорошими фильтрационно-емкостными характеристиками.

Пласт Б-VIII* является перспективным для обнаружения залежей УВ на большей части территории Оморинского ЛУ, за исключением восточной части, где происходит его выклинивание (размыв). Пласт обладает хорошими фильт-рационно-емкостными свойствами и прослеживается в Центральной и Восточной подзонах. В Центральной подзоне (район оморинских скважин) вся территория по ФЕС этого пласта является перспективной, но притоки из скважин получены не везде. Следовательно, наиболее важным условием для формирования залежи УВ в данном случае является структурный фактор. В районе Камовской фациальной подзоны перспективы связаны с пластом Б-VIII т.к. пласт Б-VIII отсутствует в разрезе. Прогнозируется, что в Тохомской подзоне в оскобинском резервуаре распространены оба пласта.

Основная роль в формировании залежей принадлежит современному структурному фактору, так как фильтрационно-емкостные свойства отложений ванаварской и оскобинской свит характеризуются высокими значениями. Локальными покрышками для залежей УВ могут служить пласты ангидритов, которые развиты на всей территории участка.

Для выявления критериев прогноза резервуаров по площади дополнительно проведен анализ корреляционных связей между фильтрационно-емкостными свойствами отложений (песчанистость, пористость), общей и эффективной мощностью свит, структурными планами вендского резервуаров и структурной поверхность рифея.

Устойчивой прямой связью обладают структурные поверхности по кровле резервуаров со структурным планом эрозионной поверхностью рифея:

Корреляционная связь между остальными параметрами в ванаварской свите отсутствует или наблюдаются слабые корреляционные зависимости. Значения параметров распределяются от линии тренда в виде группы (облака) скважин, что свидетельствует о формировании отложений в разных блоках, в различных фациальных условиях и возможных структурно-тектонических перестройках.

Для оскобинской свиты не выявлено связи ФЕС с современным структурным планом предвендской эрозионной поверхности рифея. Выявлена связь эрозионной поверхности рифея со структурными планами кровли и подошвы продуктивных пластов резервуара. Отсутствие корреляционных зависимостей между фильтрационно-емкостными характеристиками, мощностью общей и эффективной, песчанистостью и пористостью можно объяснить вторичными изменениями. В момент предкатангского размыва произошло сокращение мощности оскобинской свиты в пределах Камовской фациальной подзоны, в результате чего в ней полностью размыт горизонт Б-VIII. Продуктивный пласт Б-VIII* сформировался в начально-трансгрессивную стадию, после внутриоск-бинского перерыва.

Для оскобинскойй свиты рассмотрена зависимость получения притоков УВ и воды от эффективной мощность продуктивных пластов Б-VIII Б-VIII*. Четкой связи между рассмотренными параметрами не выявлено. Основной проблемой является: отсутствие испытаний в старых скважинах, совместное испытание нескольких объектов в большом интервале, или различные способы испытания (ИП или в колонне).

Основным выводом в данной главе является: наличие хороших фильтра-ционно-емкостных характеристик в резервуарахналичие или отсутствие залежей связано только со структурным фактором и наличием покрышек для залежей.

В вендском резервуаре выделены девять перспективных ловушек углеводородов: по оскобинскому резервуару — Чегалбуканская,. Верхнекамовская, Платоновская,. Западно-Камовская, Среднекамовская, Камовская, Верхнетай-гинская. По. ванаварскому резервуару — Верхнекамовская, 7 Платоновская, Западно-Камовская^ Среднекамовская, Камовская.

Наибольший нефтегазопоисковый интерес в ванаварской свите представляют интервалы, содержащие песчаники с хорошими коллекторскими свойствами. Это баровые отложения (ММБ), пляжевые песчаники (ПОП), либо песча.

190 ники слабо подвижного прибрежного мелководья морского бассейна (МПС), развитие которых прогнозируется в Верхнекамовской, Платоновской ловушках. Морские фации преимущественно аргиллитового состава (МУТ) могут являться флюидоупором для залежей УВ в карбонатном коллекторе рифейского НТК. Часть коллекторов залегает непосредственно на аргиллитах, а часть находится выше по разрезу. Эти фации изучены в Камовской и Среднекамовской ловушках. В ванаварской свите отсутствуют покрышки для формирования ловушек УВ.

В оскобинской свите пласты-коллектора связаны с фацией песчаных осадков прибрежного мелководья морского бассейна и теригенно-сульфатно-карбонатной фацией. Хемогенно-сульфатные фации являются флюидоупорами.

В пределах Камовской, Верхнетайгинской, и Западно-Камовской ловушек основная продуктивность будет связана с пластом Б-УШ*.

Сделаны выводы о высоких перспективах обнаружения залежей углеводородов в вендском резервуаре. Прогнозируется наличие как минимум двух зон нефтегазонакопления по вендскому резервуару — Нирюндинско-Платоновской и Усть-Кумондинской.

РЕКОМЕНДАЦИИ.

Подводя итог, автор диссертации отмечает, что дать однозначные ответы на все вопросы существующие по теме работы в настоящее время невозможно в силу многих причин: слабая изученность региона, сложное геологическое строение, отсутствие добротных результатов испытания (по старым скважинам), малое количество лабораторных исследований (по старым скважинам), малые мощности пластов-коллекторов и их значительная изменчивость по площади и многие другие.

Автором предложены следующие рекомендации. На выделенных ловушках, с целью локализации их границ рекомендуется провести детальный комплекс геолого-гефизических исследований:

— площадную газо-геохимическую съемку по снеговому покрову;

— площадную электроразведку методом естественного электрического поля (ЕЭП), опытные электроразведочные работы методом точечного электромагнитного зондирования (ТЭМЗ);

— площадные высокоточные гравиметрические наблюдения с целью прогноза залежей УВ, на основе изучения аномалий ГОНГ и временных вариаций аномалий сильгтяжести;

— сейсморазведочные работы ЗД с выделением компоненты рассеянных волн, многоволновые исследования для решения задач по картированию слож-нопостроенных ловушек с обязательным использованием цифровых сейсмо-приёмников и уменьшением шага полевых исследований. Сложный тип коллекторов, малые мощности продуктивных пластов и их частое выклинивание требуют качественно нового подхода к их изучению. В данном случае при изучении таких сложнопостроенных резервуаров традиционная сейсморазведка 2D почти исчерпала свои возможности, поскольку изучение преимущественно только гипсометрического положения потенциально продуктивных уровней не даёт однозначного ответа на вопрос об изменении литологического состава пород, их проницаемости и направлении трещиноватости;

— профильное бурение глубоких скважин в пределах Усть-Кумондинской и Нирюндинско-Платоновской зонах нефтегазонакопления по восстанию (выклиниванию) и вкрест простирания пластов-коллекторов, такая методика является наиболее рациональной при поисках залежей в ловушках литологического, стратиграфического типов, которые доминируют на территории лицензионного участка;

— при получении новых результатов необходимо проведение оперативной переинтерпретации исходных материалов, по которым будет проведена корректировка по заложению скважин и расположению сейсмических профилей на площади исследований.