научная статья по теме Нефтегазоносность венд-нижнекембрийских карбонатных отложений центральной части Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области Геофизика

Текст научной статьи на тему «Нефтегазоносность венд-нижнекембрийских карбонатных отложений центральной части Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области»

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ

УДК 553.98.061.32

© Е.А. Губина, М.И. Алексеев, 2013

Нефтегазоносность венд-нижнекембрийских карбонатных отложений центральной части Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области

Е.А. Губина, М.И. Алексеев

(ВНИГРИ)

Адреса для связи: ins@vnigri.spb.su, katran82@mail.ru

Oil-and-gas potential of Vendian - Lower Cambrian carbonate reservoirs in the central part of Nepa-Botuoba oil-and-gas bearing area

E.A. Gubina, M.I. Alekseev (All Russia Petroleum Research & Exploration Institute, RF, Saint-Petersburg)

E-mail: ins@vnigri.spb.su, katran82@mail.ru

Key words: petroleum, intensification, Nepa-Botuoba oil-and-gas bearing area, carbonate reservoirs.

The main prospects for the discovery of new hydrocarbon deposits in the Nepa-Botuoba oil-and-gas bearing area of Lena-Tunguska province associated with the carbonate of the Vendian-Lower Cambrian sediments. The article discusses the main characteristics productive carbonate sediments. The article provides the analysis of the quality of sampling and testing of wells in the carbonate sediments, and the terms of use and effectiveness in these geological conditions, methods of stimulation of hydrocarbons.

го продуктивного комплекса венда и основанная на применении в процессе испытания в колонне пороховых генераторов и аккумуляторов давлений (ПГД БК, АДС), в карбонатных отложениях эффекта практически не давала. Интенсификация притоков углеводородов из карбонатных отложений длительное время осуществлялась преимущественно за счет увеличения плотности перфорации и применения кислотных растворов. Дополнительная перфорация была необходима из-за низкой

Ключевые слова: нефтегазоносность, интенсификация, Непско-Ботуобинская нефтегазоносная область, карбонатные коллекторы.

Непско-Ботуобинская нефтегазоносная область (НГО) приурочена к одноименной антеклизе, осложненной Усть-Кутским, Непским сводами и Мирнинским выступом [1, 2]. По степени освоения и перспективам наращивания запасов углеводородов область является ведущей как в пределах Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции, так и в целом на Сибирской платформе.

В статье рассмотрена центральная часть Непско-Ботуобин-ской НГО в пределах Непского свода и его обрамления (рис. 1). Основными нефтегазоносными отложениями здесь являются породы венда и нижнего кембрия, длительные постседиментационные преобразования которых обусловили сложное строение коллекторов. На данной территории пробурено более 300 параметрических, поисковых и разведочных скважин. Основные объемы глубокого бурения сосредоточены главным образом в пределах открытых месторождений углеводородов и на сопредельных площадях.

Залежи углеводородов Непско-Ботуобинской НГО имеют, как правило, сложное геологическое строение и контролируются ловушками различных типов, в большинстве случаев литологическими резервуарами. В целом для региона характерны благоприятные условия сохранности залежей углеводородов, связанные с наличием региональной соленосной покрышки и незначительной траппонасыщенностью разреза.

Промышленная нефтегазоносность карбонатных коллекторов центральной части Непско-Ботуобинской НГО установлена в осинском, усть-кутском, преображенском и ербогаченском горизонтах венд-нижнекембрийского возраста [3]. Они обладают относительно невысокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), которые сильно изменяются какпоразрезу, таки Рис г Карта центральной части непско-Ботуобинской нго, изученной сейс-по латерали [4]. Поэтому начальная продуктивность моразведочными работами и глубоким бурением:

скважин, вскрывших залежи углеводородов, невысокая. 1 - гРаниЦЫ Некого свода; 2 - глубока скважины; 3 - сейсморазведочные „ профили разных лет (площадные); 4 - региональные сейсморазведочные про-

Технология повышения продуктивноСти СКВЖЩ фили; 5 - границы лицензионных участков; 6 - месторождения углеводородов; отработанная в 70-80-х годах ХХ века для терригенно- 7- административная граница Иркутской области

пробивной способности (0,135-0,365 м) применяемых перфораторов. Солянокислотные обработки (СКО) проводились по стандартной методике (12-14 %-ный раствор ингибированной соляной кислоты по 0,2-0,5 м3/м вскрытого перфорацией интервала, время реагирования 8-14 ч). На отдельных площадях при участии специалистов ВостСибНИИГГиМСа с учетом результатов исследований на образцах керна дополнительно применялись уксусная кислота, ПАВ и порошкообразные кислоты.

Ограниченный арсенал методов интенсификации притока приводил к тому, что даже на площадях с доказанной нефтега-зонасыщенностью карбонатных отложений не из всех скважин, вскрывших коллекторы, при испытании были получены промышленные притоки. Отсутствие или наличие низкодебитных притоков в значительной степени связано с несовершенством вскрытия пласта и, в частности, с применением высокоминерализованных буровых растворов повышенной (до 1240 и даже до 1320 кг/м3) плотности. Высокая плотность промывочной жидкости способствует глубокому проникновению в пласт фильтрата, кольматации стенок скважины, что значительно ухудшает проницаемость прискважинной зоны пласта при его первичном вскрытии. Кроме того, вскрытие нефтенасыщенных пластов с использованием таких промывочных жидкостей часто приводит к образованию в приконтактной зоне плохо растворимых водонефтяных эмульсий, что дополнительно затрудняет, а иногда исключает получение притоков углеводородов. При всем этом результаты работ по применению стандартной методики СКО, полученные на ряде месторождений, показывают эффективность ее использования. В данной статье рассмотрен углеводородный потенциал карбонатного комплекса на примере усть-кутского и преображенского продуктивных горизонтов.

Преображенский продуктивный горизонт представлен доломитами с подчиненным значением аргиллитов, мергелей, ангидритов и ангидрито-доломитов. Доломиты водорослевые со сгустковатой и пузырчатой структурами. Толщина пород достаточно выдержана и в среднем составляет 15-20 м. По условиям седиментации в разрезе выделяются органогенные, обломочные и хемогенные доломиты. Встречаются прослои сгусткова-тых доломитов и сульфатно-карбонатных пород.

ФЕС пород значительно зависят от структуры пустотного пространства. Доломиты преображенского продуктивного горизонта характеризуются наличием пустотного пространства сложного строения. Оно представлено порами межзерновыми, внутрицементными, межформенными, внутриформенными на месте форменных образований. Полезная емкость коллекторов слагается в основном из суммарного объема пор перекристаллизации и выщелачивания, на отдельных участках дополняется за счет повышенной трещиноватости пород.

Среди пород преображенского горизонта, по данным В.Н. Богдановой, Т.И. Гуровой и других специалистов, преобладают порово-трещинный, трещинно-поровый типы коллектора, встречаются поровый и каверно-поровый. Так, на Верхнечонском месторождении пористость доломитов преображенского горизонта колеблется от 0,22 до 19 %, в среднем составляя 4-9 %. Зона развития коллекторов наибольшей пористости прослеживается в центральной части площади, совпадая с зоной развития пород с максимальным содержанием форменных элементов и минимальным засолонением. Межзерновая проницаемость коллекторов изменяется от 0,05-10-3 до 0,8-10-3 мкм2. Отмечаются отдельные прослои более высокой проницаемости за счет трещин.

Толщина пород-коллекторов продуктивного горизонта может достигать 17 м, открытая пористость - 17 % (Вакунайская

Таблица 1

Номер Тип перфоратора Дебит нефти, м3/сут/ дебит газа, тыс. м3/сут

скважины до СКО после СКО

Верхнечонская площадь

35 (ствол I) ПКС-80 Приток не получен 12/8,5

35 (ствол II) ПКС-105 Приток не получен 19 (вода - 0,2 м3/сут)/2

35 (ствол III) ПКС-105 15,9/- 15,9/-

38 ПКС-103 Приток не получен 3,6/-

54 ПКС-80 Фильтрат бурового раствора 25/-

56 ПКС-105 Приток не получен 5,9/-

111 ПКС-105 Не испытана 27,5/-

113 ПКС-105 Не испытана 19,4/1,42

123 ПК-30 5,4/- 9,58/-

Могдинская площадь

2 ПКС-105 | Приток не получен 21,5/-

площадь). По проницаемости коллекторы данного горизонта относятся в основном к среднепроницаемым (IV категория по А.А Ханину). Проницаемость пластов более 0,01 мкм2 выделена на Вакунайской, Санарской, Верхнечонской и Даниловской площадях.

Впервые приток газа из преображенского продуктивного горизонта дебитом более 60 тыс. м3/сут был получен на Преображенской площади. Горизонт опробован в 88 скважинах и испытан в 56. Самый высокодебитный приток нефти 27,5 м3/сут из горизонта получен на Верхнечонском месторождении, газа -69 тыс. м3/сут - на Даниловском месторождении. Промышленные притоки углеводородов получены также на Западно-Игня-линской, Санарской и Могдинской площадях. На Верхнечонском месторождении из скв. 123, вскрывшей залежь преображенского горизонта, получен приток нефти дебитом 5,4 т/сут, который после СКО увеличился до 9,58 м3/сут (табл. 1). Находящиеся в непосредственной близости скважины при первичном освоении притоков не дали, и только после СКО были получены промышленные притоки углеводородов.

В рассматриваемом районе к преображенскому продуктивному горизонту приурочены пять промышленных залежей углеводородов на Верхнечонском (газонефтяная залежь), Даниловском (газовая), им. Н. Лисовского (газонефтяная), им. Савостьянова (нефтяная) и Северо-Вакунайском (нефтяная) месторождениях (рис. 2).

Усть-кутский продуктивный горизонт впервые был выделен на одноименной площади, расположенной на территории Анга-ро-Ленской НГО. По литологическим характеристикам он делится на два пласта (верхний Б3 и нижний Б5) и имеет довольно выдержанное региональное распространение. Толщина горизонта изменяется от 55 до 75 м. В целом в разрезе усть-кутского продуктивного горизонта выделяются две наиболее распространенные литологические разности пород: доломиты зернистые и доломиты биогенного происхождения. Подчиненное значение имеют доломиты глинистые, иногда переходящие в мергели и доломито-ангидриты. Прослои ангидритов встречаются среди доломито-ангидритов. Области распространения обломочных доломитов, доломитов известковисты

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Показать целиком