Геологическое строение, нефтегазоносность и анализ точности подсчета запасов нефти пласта ВЧ1 2, ВЧ1, ВЧ2 блока 2 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения - Курсовая работа

Модель месторождения имеет сложное строение за счет наличия системы тектонических нарушений, разбивающих структуру на значительное количество блоков, к девяти из которых приурочены залежи нефти и газа, а также высокой степени невыдержанности продуктивных пород и наличия обширных зон замещения их плотными породами. Промышленная продуктивность приурочена к песчаникам терригенного комплекса нижненепской подсвиты (верхнечонский горизонт - пласты ВЧ1, ВЧ2 и зона слияния пластов ВЧ1 ВЧ2) и карбонатам нижнеданиловской подсвиты (преображенский горизонт - пласт ПР) и усольской свиты (осинский горизонт - пласт ОС) кембрия. В соответствии с классификацией запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов Верхнечонское месторождение по величине извлекаемых запасов нефти относится к крупным, по сложности геологического строения - к очень сложным. Тем не менее, соотношение количества скважин, вскрывших залежи нефти и газа, к скважинам, оказавшимся за пределами контура нефтеносности, свидетельствует в целом о достаточно удачной расстановке сети разведочных скважин [1]. «Подсчет запасов нефти и газа Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения» и осуществлялось по стандартному комплексу ГИС (геофизических исследований скважин) с помощью региональных реперов, в качестве которых использовались пласты доломитов большой толщины, залегающие в подошве нижнеданиловской подсвиты; осинский пласт в подошвенной части усольской свиты.Пласт опробован на приток в 68 скважинах, из них в 20 скважинах в процессе бурения и в 48 скважинах в колонне. В этом блоке открыты две залежи, связанные с пластами ВЧ2, ВЧ1 2 и с пластом ВЧ1. Залежь № 1, пласт ВЧ2 - нефтяная, ограничена зонами замещения коллектора непроницаемыми разностями пород пласта ВЧ2 (скв. 25, 26, 47, 15, 63, 128) и дизъюнктивным нарушением, экранирующим залежь, а с северо-востока границей распространения залежи 1 по пласту служит линия выклинивания глинистой перемычки между пластами ВЧ1 и ВЧ2. Запасы нефти участков расположения этих скважин оценены по категории С1, а запасы остальной площади залежи - по категории С2, т.к. в результате испытаний пласта из скважин 44, 61, 108 получены небольшие притоки нефти (1,5-4,95 м3/сут.).Верхнечонское НГКМ характеризуется очень сложным геологическим строением: Повсеместно происходит литологическое замещение глин на песчаники. Месторождение осложнено целым рядом тектонических нарушений, произошли значительные тектонические постседиментационные движения.

Содержание полезных компонентов и оценка экономической эффективности извлечения их из попутных подземных вод

Верхнечонское газоконденсатнонефтяное месторождение открыто в 1978 году, его промышленная нефтегазоносность установлена в 1981 году. Разведочное бурение на месторождении проводилось до конца 1993 года.

Основная продуктивность месторождения приурочена к терригенным отложениям нижненепской подсвиты.

По состоянию изученности на 01.06.95 ГКЗ утверждены следующие запасы: Таблица 1

Запасы нефти Верхнечонского месторождения

Модель месторождения имеет сложное строение за счет наличия системы тектонических нарушений, разбивающих структуру на значительное количество блоков, к девяти из которых приурочены залежи нефти и газа, а также высокой степени невыдержанности продуктивных пород и наличия обширных зон замещения их плотными породами.

Промышленная продуктивность приурочена к песчаникам терригенного комплекса нижненепской подсвиты (верхнечонский горизонт - пласты ВЧ1, ВЧ2 и зона слияния пластов ВЧ1 ВЧ2) и карбонатам нижнеданиловской подсвиты (преображенский горизонт - пласт ПР) и усольской свиты (осинский горизонт - пласт ОС) кембрия.

В соответствии с классификацией запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов Верхнечонское месторождение по величине извлекаемых запасов нефти относится к крупным, по сложности геологического строения - к очень сложным.

В данной дипломной работе был произведен подсчет запасов нефти пласта ВЧ1 2, ВЧ1, ВЧ2 блока 2 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения с учетом кондиционных значений подсчетных параметров. Также была проанализирована точность данного подсчета запасов.

1.Общая часть

1.1 Физико-географический очерк

В административном отношении Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Катангском районе Иркутской области. Районный центр-поселок Ербогачен находится в 100 км северо-западнее месторождении, село Преображенка - в 50 км к западу. Наиболее крупные населенные пункты расположены: г. Киренск в 250 км юго-восточнее, г. Усть-Кут в 420 км юго-западнее от Верхнечонского месторождения.

Район слабо заселен и освоен, местность покрыта труднопроходимой тайгой. Обустроенных автомобильных дорог в районе месторождения нет.

В качестве источников энергоснабжения при проведении буровых работ на месторождении использовались дизельные станции внутреннего сгорания (ДВС), так как ЛЭП на территории месторождения отсутствуют.

Верхнечонское месторождение расположено в пределах Среднесибирского плоскогорья и представляет собой слабовсхолмленную равнину с относительными превышениями 120-150 м.

Ландшафты района существенно нарушены деятельностью человека, связанной в большинстве своем с разведкой и эксплуатацией месторождений нефти.

Данный ландшафтный район отличается развитием мерзлотно-болотных среднетаежных лиственничных типов ландшафтов, развитых на пониженных, слабо расчлененных по отношению ко всей территории трассы формах рельефа. Характерно наиболее широкое развитие многолетнемерзлых пород. Этому району присуще внедрение северо-таежных лиственничных мерзлотных типов ландшафтов и тундровых элементов - торфяных болот. Таежные ландшафты региона осложнены ландшафтными элементами смежных единиц северной и южной тайги, что определяет их буферность (переходность). Резкая континентальность климата, развитие мерзлоты, процессов заболачивания и связанных с ними процессов, низкая биологическая активность растительных сообществ обусловили доминирование неустойчивых типов ландшафтов, которые значительно преобразованы антропогенной деятельностью.

На территории Верхнечонского НГМ в настоящее время обитает около 20 видов животных и птиц, являющихся объектами охоты.

В субмеридиональном направлении территорию месторождения пересекает р. Чона с ее многочисленными притоками, из которых по площади месторождения протекают: Нельтошка, Бирая, Молчалун, Игняла. Наряду с реками в районе месторождения имеются озера, старицы и болота. Озера большей частью пойменные и термокарстовые, развитые на плоских вершинах водоразделов и пологих склонах. Болота распространены по долинам рек и ручьев, относятся к типу надмерзлотных.

Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и жарким коротким летом. Среднегодовая температура -5 ?С, -5,5 ?С. В зимний период происходит промерзание грунтов на 1,5-2 м и островное развитие многолетней мерзлоты. Первые заморозки начинаются с конца августа. Толщина снегового покрова колеблется от 40 до 70 см и держится с октября по апрель. Среднегодовое количество осадков 300-500 мм в год. Преобладают юго-восточное и северо-западное направления ветров со скоростью 1-3 м/с.

К юго-западу от Верхнечонского месторождения расположены Дулисьминское (190 км), Ярактинское (250 км) и Марковское (310 км) нефтегазоконденсатные месторождения, запасы которых утверждены ГКЗ, соответственно, в 1989, 1978, 1969 годах (рис. 1).

Рис.1. Обзорная схема месторождений нефти и газа Иркутской области

Условные обозначения: - железная дорога, - автодорога, - автозимник, - действующий трубопровод, - строящийся трубопровод, - месторождения нефти и газа.

2. Геологическая часть

2.1 Геолого-геофизическая изученность

Открытие Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения датируется 1978 г., промышленная нефтегазоносность установлена в 1981 г. Геологоразведочные работы осуществлялись ПГО"Востсибнефтегазгеология" и ПГО "Иркутскгеофизика" в период 1977-1993 гг. В период с 1993 по 2002 гг. недропользователем являлось ОАО «РУСИА-Петролеум», в настоящее время - ОАО «Верхнечонскнефтегаз», которое обладает лицензией на добычу углеводородного сырья и геологическое изучение недр на Верхнечонском нефтяном месторождении (серия ИРК № 11287 НЭ от 22 августа 2002 г.). Площадь лицензионного участка - 1481,6 кв. км.

Верхнечонская структура была подготовлена к глубокому бурению сейсморазведочными работами в 1976 г. В процессе разбуривания размеры поднятия уточнялись в сторону увеличения, что потребовало проведения детализационных сейсморазведочных работ параллельно с бурением скважин. Сопоставление структурных построений по данным полевых геофизических исследований и глубокого бурения показало их удовлетворительную сходимость.

Верхнечонское месторождение многопластовое, с залежами структурно-литологического типа, с элементами стратиграфического выклинивания и тектонического экранирования и является сложным при выявлении и прослеживании контуров нефтегазоносности в процессе поиково-разведочного бурения. Тем не менее, соотношение количества скважин, вскрывших залежи нефти и газа, к скважинам, оказавшимся за пределами контура нефтеносности, свидетельствует в целом о достаточно удачной расстановке сети разведочных скважин [1].

Разбуривание базисного объекта разведки месторождения производилось по ползучей системе от известного к неизвестному с корректировкой мест заложения скважин по получаемым результатам, что оправдано в условиях резкой фациальной неоднородности продуктивных пластов Верхнечонского горизонта. Расстояния между скважинами изменялись от 2-3 км в зонах с большими эффективными толщинами до 4-6 км на периферийных участках и в зонах газового насыщения.

По заключению экспертизы ГКЗ такие расстояния между скважинами, при отсутствии повсеместно проведенных детализационных сейсморазведочных исследований (24-х кратного ОГТ) и без применения современных методик интерпретации имеющегося материала, отрицательно сказались на точности трассировки некоторых нарушений, особенно мелких.

Всего пробурено 3 параметрических, 8 поисковых и 87 разведочных скважин.

На основе всего объема данных сейсморазведочных работ и поисково-разведочного бурения были геометризированы площади основных залежей и представлена модель их геологического строения, которая принята за основу для подсчета запасов по категории С1 С2.

Несмотря на довольно высокую степень изученности, анализ фактического материала показывает, что месторождение нуждается в доразведке. Это касается в основном залежей нефти категории С2 в отложениях преображенского и осинского горизонтов, а также отдельных блоков и участков залежей верхнечонского горизонта, в которых нефтеносность определена по данным ГИС, но не подтверждена результатами опробования.

2.2 Стратиграфия нефтегазоконденсатный месторождение нефть

Расчленение разреза на стратиграфические комплексы (свиты, подвиты) было выполнено в работе 1994 г. «Подсчет запасов нефти и газа Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения» и осуществлялось по стандартному комплексу ГИС (геофизических исследований скважин) с помощью региональных реперов, в качестве которых использовались пласты доломитов большой толщины, залегающие в подошве нижнеданиловской подсвиты; осинский пласт в подошвенной части усольской свиты. Для глинистых доломитов характерно повышение показаний на кривых ГК (гамма-каротаж) и снижение - на КС (каротаж сопротивлений) и НГК (нейтронный гамма-каротаж). Приуроченность реперов к стратиграфическим границам позволила однозначно расчленить разрез по каждой скважине.

Верхнечонское месторождение приурочено к гемиантиклинали северо-западного простирания, осложняющей северо-западный склон Пеледуйского поднятия, расположенного на юго-восточном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы.

В строении осадочного чехла рассматриваемого района принимают участие породы протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза приводится по данным бурения скважин Верхнечонской площади, результатам сейсморазведочных работ, материалам структурно-геологической съемки 1:50000 (рис. 2).

Общая толщина осадочных отложений изменяется от 1176 до 1729 м.

Рис. 2. Сводный литолого-стратиграфический разрез Верхнечонского НГКМ

Условные обозначения: - доломит, - доломит глинистый, - доломит засолоненный, - доломит кавернозный, - известняк, - известняк доломитистый, - ангидрит, - гипс, - алевролит, - алевролит с прослоями песка, - аргиллит, - мергель, - каменная соль, - песчаники, гравелиты, - брекчии, - кора выветривания, - фундамент, - траппы.

Архей Протерозой (AR-PR)

Породы фундамента вскрыты в 93 из 98 пробуренных на площади скважин и представлены гранитами, гранито-гнейсами, грано-диоритами, пегматитами серыми, розовато-серыми, красными. В верхней части цоколя гранитоиды часто выветрелые, разуплотненные, темно-серые, почти черные. Толщина коры выветривания изменяется от 1 до 34 м. Вскрытая толщина фундамента составляет от 1 до 93,4 м.

Протерозой - PR

Верхний отдел - PR2

Рифей - PR2R

Сохранились отложения в пределах узкого грабена, прослеженного на площади скважинами 82, 94, 95, 96.

В разрезе, вскрытом скважиной № 82, это сравнительно монотонная толща гравелитов песчаных, галечников полимиктовых серого, зеленовато-серого, реже темно-коричневого цвета, рыхлых. Гравий и галька окатанные, редко полуокатанные размером до 0,05 м, представлены кварцем, микроклином, гранитоидами, кварцитами. Промежутки между крупными обломками заполнены песчаным, алевролито-глинистым, линзами карбонатно-сульфатным материалом. Юго-восточнее, в скважинах 94, 95, 96 разрез представлен пестроцветными песчано-глинистыми породами с примесью гравийного материала, прослоями песчаников и алевролитов, иногда трещиноватых. Вскрытая толщина отложений рифея на Верхнечонской площади составляет 63 - 132,8 м.

Венд - V

Непская свита - Vnp

Нижненепская подсвита (Vnp1) залегает на большей части площади непосредственно на породах фундамента, в пределах грабена на разуплотненных гравелитовых отложениях рифея. Литологически разрез ее неоднороден. Нижняя, базальная часть представлена песчаниками кварцевыми, реже полевошпатовокварцевыми серыми, коричневато-серыми, в объеме которых на площади выделяется верхнечонский продуктивный горизонт (ВЧ). В юго-восточной половине территории месторождения он разделен глинисто-алевритовыми породами на два пласта. За этими пластами закреплены индексы ВЧ2 для нижнего и Вч1 для верхнего. Выше песчаниковых пластов залегает регионально выдержанная пачка аргиллитов темно-, реже зеленовато-серых толщиной 6,0-14,2 м, которые перекрываются породами терригенно-сульфатно-карбонатной пачки.

Кембрийская система - Є

Нижний отдел - Є1

Даниловская свита - Є1dn

Нижнеданиловская подсвита (Є1dn1) сложена доломитами с прослоями темно-серых алевролитов. Нижняя граница подсвиты проводится по подошве массивного пласта доломитов преображенского горизонта (Є1ПР).

Верхнеданиловская подсвита (Є1dn2) сложена ритмичным переслаиванием доломитов серых, доломитов - ангидритов, доломитов глинистых темно - серых, участками окремненных. В объеме этих пластов выделяется усть-кутский горизонт. Существенную роль в строении верхней части разреза занимают водорослевые образования, являющиеся в ряде случаев основными породообразующими элементами. Нижняя граница подсвиты проводится по подошве пласта массивных доломитов. Верхняя граница прослеживается по смене доломитов глинистых темно-серых тонкослоистыми доломитами, реже известняками, засолоненными каменными солями усольской свиты.

Усольская свита - Є1us

Представлена переслаиванием каменных солей розовых, грязно-серых, прозрачных, доломитов, известняков, доломито-ангидритов, ангидритов темно- и коричневато-серых, серых. В нижней части свиты в 18-29 м выше ее подошвы залегает осинский продуктивный горизонт, сложенный доломитами, доломитами и известняками. Толщина горизонта на площади 39,5-60,0 м. В 53-140 м выше его кровли прослеживаются два-три сближенных пласта карбонатов толщиной 13-34 м, в которых спорадически отмечаются газо-нефте-водопроявления. Подосинская часть усольской свиты на большей части территории сложена каменными солями с подчиненными прослоями карбонатов. К Верхнечонской площади и далее к северо-востоку каменные соли постепенно выклиниваются и осинский горизонт отделен от нижележащих пород даниловской свиты тонкопереслаивающимися сульфатно-карбонатными породами с единичным прослоем каменных солей толщиной 0-6 м, редко 7,0-9,5 м, залегающим непосредственно под осинским горизонтом.

Бельская свита (Є1bs)

Политологическим признакам отложения свиты в пределах Иркутского амфитеатра подразделяются на три подсвиты: нижнюю, среднюю, верхнюю. В виду однородности состава в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы нижняя и средняя подсвиты не разделяются.

Нижнее - среднебельская подсвита (Є1bs1-2) в верхней части представлена доломитами серыми, коричневато - серыми, среднемелкозернистыми с редкими прослоями известняков, доломито - ангидритов, доломитов глинистых. Нижняя часть подсвиты представлена известняками серыми, разнозернистыми с прослоями доломитов, доломито - ангидритами глинистыми, редко каменными солями. Ниже известняки серые, иногда доломитизированные с прослоями доломитов, доломитов глинистых, доломито - ангидритов, ангидритов голубовато - серых, серых.

Верхнебельская подсвита (Є1bs3) представлена неравномерным чередованием пластов каменной соли с доломитами. Каменные соли прозрачные, розовые с прослоями доломитов, известняков темно - серых или сульфатно-карбонатные брекчии.

Булайская свита (Є1bl)

Сложена доломитами светло-коричневато-серыми, в средней части известняками серыми. В нижних 35-40 м свиты отмечаются прослои доломитов глинистых темно-серых, доломито-ангидритов серых, которые характеризуются повышенными значениями гамма активности. В объеме свиты выделяется биркинский горизонт.

Ангарская свита (Є1an)

По своим литологическим особенностям отложения ангарской свиты разделяются на две подсвиты: нижнюю - доломитовую и верхнюю - галогенно-карбонатную.

Верхняя часть представлена доломитами, известняками темно-коречнивато - серыми, разнозернистыми, мраморизорованными с прослоями каменных солей, сульфато - карбонатных брекчий. Каменная соль белая, серая, крупнокристаллическая с редкими прослоями доломитов, реже ангедрито-доломитов тонко-среднепластинчатых. Траппы могут достигать - 90 м.

Нижняя часть представлена ангидритами, доломито - ангидритами пепельно-серыми с прослоями доломитов глинистых темно-серых.

Нижний-средний отдел - Є1-2

Литвинцевская свита - Є2lt

Нижнелитвинцевская подсвита (Є1-1lt1) сложена доломитами, известняками доломитизированными светло-серыми, пятнистыми, кавернозными, в подошве с прослоями доломитов глинистых темно-серых, песчаников, гипсов.

Верхнелитвинцевская подсвита (Є1-2lt2) сложена преимущественно доломитами с подчиненными прослоями известняков, брекчий обрушения, гипсов, доломитов глинистых. Породы светлоокрашенные, участками окремненные.

Средний-верхний отдел - Є2-3

К этому возрасту отнесены верхоленская и илгинская свиты (Є2-3vl il), отложения которых сохранились от предюрского размыва на большей части территории месторождения. Представлены они красноцветными и зеленовато-серыми глинисто-алевролитовыми породами, чередующимися в средней и нижней частях разреза с мергелями. В подошве верхоленской свиты отмечаются доломиты глинистые, зеленовато-серые с включениями и прослоями гипсов розовых, белых.

Каменноугольная система - С

Нижний отдел - С1

Тушамская свита - С1ts

Тушамской свиты (С1ts), залегающая с угловым и стратиграфическим несогласием на породах верхоленской и илгинской свит, сохранились отложения спорадически на водораздельных участках преимущественно в западной части площади. Представлены они алевролитами, песчаниками и аргиллитами с прослоями известняков. Цвет пород голубовато- и темно-серый.

Мезозой - MZ

Юрская система - J

Нижний отдел - J1

Чайкинская свита (J1cj) залегает на размытой поверхности верхоленской, тушамской свит или долеритах пермо-триаса. Представлена песчаниками серыми, светло-серыми, желтыми и алевролитами желтовато-серыми. Сохранились отложения на водораздельных участках.

Кайнозой - KZ

Четвертичная система - Q

Представлены отложения глинами, суглинками, супесями с галечниками, валунами и обломками нижележащих пород. Толщина отложений 5-10 м.

2.3 Тектоника

Верхнечонское месторождение приурочено к гемиантиклинали юго-восточного простирания, входящей в состав Непско-Ботуобинской антеклизы и осложняющей западный склон Пеледуйского куполовидного поднятия (рис. 3).

Представление о тектоническом строении месторождения сформировалось в результате обобщения комплекса сведений, полученных по материалам геолого-съемочных, структурно-картировочных, геофизических исследований и глубокого бурения.

Складка представляет собой изометричную вытянутую структуру юго-восточного простирания, отчетливо выраженную по структурным подсолевым и, особенно, базальным поверхностям осадочного чехла.

В строении гемиантиклинали выделяются два структурных яруса: фундамент, представленный кристаллическими породами протерозой-архейского возраста, и осадочная толща, представленная отложениями нижнего, среднего и верхнего кембрия, нижнего отдела карбона и нижнего отдела юры, общей толщиной от 1176 м до 1729 м (без траппов).

В верхней части фундамента сформировалась кора выветривания, возникшая в результате преобразования магматических пород под влиянием факторов выветривания.

В осадочном чехле выделяются три структурных комплекса пород: подсолевой, солевой и надсолевой.

Принципиальное совпадение структурных планов отмечается по поверхностям фундамента, подсолевых отложений и осинского горизонта, а все вышележащие дислоцированы более сложно. Это обусловлено проявлением соляной тектоники, внедрением пластовой интрузии долеритов и, предположительно, гипергенным выщелачиванием каменных солей ангарской свиты.

Рис. 3. Тектоническая карта юго-западной части Сибирской платформы.

Условные обозначения: - изогипсы по кровле даниловской свиты; - тектонические нарушения; - зоны отсутствия сейсмического материала; - скважины глубокого бурения; - месторождения нефти и газа; - административные границы Иркутской области; - Ангаро - Ленский лицензионный участок; нефтегазоперспективные объекты: - резервный фонд (подготовленные объекты); - выявленные; - введенные в бу

Структурные поверхности подсолевого комплекса характеризуются наибольшей точностью построений, поскольку, кроме глубокого бурения, они изучены и сейсморазведочными работами, включающими детализационные исследования методом общей глубинной точки (МОГТ). Здесь фиксируются локальные пликативные изменения (осложнения) в виде структурных носов, выступов, террас, куполов, выраженность которых не превышает 5-10-15 м.

Изменение толщин терригенного комплекса контролируется двумя факторами.

Первый из них связан с сокращением толщин базального пласта ВЧ2 в северо-западном направлении вплоть до его выклинивания в районе скважин № 50, 81, 73, 72, 101, 99, 89, 85, 64. Аналогичная ситуация наблюдается и в отношении глинистой перемычки, разобщающей пласты ВЧ1 и ВЧ2, выклинивание которой происходит по линии скважин 21, 84, 79, 122, 52, 33, 51, 27, 35, 58, 40, 102, 104. Толщина пласта ВЧ1 также сокращается до минимума в этом же направлении, но более плавно, приближаясь к нулевым значениям далеко за пределами площади.

Вторым фактором является возрастание толщин терригенных отложений в юго-восточном направлении за счет увеличения толщин пласта ВЧ2 и глинистой перемычки, что наряду с довольно стабильными толщинами пласта ВЧ1 приводит к возрастанию контрастности складки по подошве осадочного чехла и изменению ее площади и амплитуды.

По кровле терригенного комплекса, отождествляемого с отражающим горизонтом М2 (8-12 м выше кровли пласта ВЧ1), гемиантиклиналь имеет размеры 55 ? 50 км по изогипсе -1260 м и площадь 1850 км2. Высота складки составляет 80 м.

По отложениям подсолевого карбонатного комплекса, до кровли осинского горизонта включительно, структурный план гемиантиклинали практически совпадает с вышеописанным планом кровли терригенного комплекса. Выше, до кровли бельской свиты, наблюдается удовлетворительное сохранение структурного плана и конфигурации складки, которые обусловливают стабильные толщины карбонатных и галитовых пластов.

Эта закономерность позволяет сделать заключение об унаследованном формировании осадочного чехла в мотско-бельское время и дает возможность картирования структур, подобных Верхнечонской, по отражающим поверхностям подсолевого и нижней части (до кровли бельской свиты) галогенно-карбонатного комплексов (горизонты А и Б). Однако, отдельные усложнения структурного плана, связанные, в частности, с локальными увеличениями толщин усольских каменных солей в юго-восточной части месторождения в скважинах 42, 95 здесь уже присутствуют.

По маркирующим горизонтам ангарской и литвинцевской свит структурный план претерпевает очень резкие изменения, приводящие к обособлению ряда локальных поднятий и мульд в контуре гемиантиклинали. Контрастность их по сравнению с нижележащими горизонтами сильно возрастает, достигая 150-200 и более метров. Причины подобной перестройки заключаются в изменении толщин пластов и пачек каменных солей, что приводит, в свою очередь, к изменению соленасыщенности ангарской свиты.

Вторым существенным фактором, усложняющим структурный план по верхним горизонтам галогенно-карбонатного комплекса, является пластовая интрузия долеритов, приуроченная к отложениям ангарской, литвинцевской, верхоленской свит и карбона.

Траппы имеют сплошное распространение в пределах месторождения за исключением западной (скв. 67, 69) и юго-восточной окраины (скв. 15, 24, 34, 42, 44, 48, 61, 62, 63, 68, 70, 95, 96, 98, 98, 106, 107, 108, 116, 128). Большая часть траппового тела расположена в ангарской свите, изменяясь в толщинах от 78 до 177 м. Однако, в центральной части месторождения (скв. № 52), а также на западной и юго-восточной его окраинах происходит структурный переход интрузии на более высокий стратиграфический уровень литвинцевской и верхоленской свит. Здесь толщины траппового тела варьируют от 51 до 255 м (скв. № 52). И, наконец, в юго-восточной (скв. 64, 88, 65, 104) и западной (скв. 101) частях месторождения траппы расположены в самой верхней части осадочного чехла - тушамской свите нижнего карбона, местами выходя на дневную поверхность, имея толщины от 60 до 180 м.

В целом толщины траппового тела изменяются в пределах месторождения плавно, однако, влияние интрузии на структурный план верхней части осадочного чехла проявляется достаточно четко. Выражается это в неравномерном распространении толщин ангарской, литвинцевской, верхоленской свит и карбона за счет постседиментационного внедрения интрузивной магмы.

Еще одно значительное осложнение в тектоническое строение месторождения внес грабен, находящийся в северо-восточной части площади.

Характеристика грабена может быть дана только по материалам скважин 82 и 94, вскрывших его в пределах месторождения.

Форму грабен имеет узкую, вытянутую в юго-восточном направлении. Размер в поперечнике не превышает 2-3 км. Размер по длинной оси (в пределах Иркутской области) составил 23 км (от скв. № 82 до границы с республикой Саха). Далее, на якутской территории, грабен прослеживается в том же направлении скважинами 95 и 96.

Амплитуда погружения в пределах месторождения не установлена, так как опущенную часть скважинами 82 и 94 вскрыть не удалось, хотя вскрытые толщины осадочных отложений здесь максимальны (1881 м - скв. № 82, 1810 м - скв. № 94).

Заполнен грабен рифейскими отложениями, кровля которых находится на уровне поверхности фундамента смежных участков. Вскрытая толщина рифея 133 и 63 м соответственно.

Анализ волновой картины временных разрезов МОГТ позволил выделить в разрезе и протрассировать по площади целый ряд разрывных нарушений, осложняющих структурные планы поверхности фундамента и осадочных отложений.

В целом, для основной части выделенных разрывных нарушений соотношение поднятых и опущенных крыльев соответствует общему характеру поведения структурных планов подсолевых горизонтов и поверхности фундамента.

Среди выделенных зон разрывных нарушений наиболее высокими амплитудами смещения характеризуются Могинско-Ленский разлом, Верхнечонско-Талаканский и Усольский грабены. По специфике проявления наиболее контрастно выделяются Могинско-Ленский разлом, Верхнечонско-Талаканский и Усольский грабены.

Таким образом, по полученным сейсморазведочным данным северо-западная часть выступа фундамента, а по подсолевым отложениям - зона сочленения двух относительно полого погружающихся моноклиналей оказывается раздробленной выявленными разрывными нарушениями на целый ряд блоков.

Обобщая материалы по тектоническому строению месторождения, следует сделать ряд выводов.

· В разрезе Верхнечонской площади четко обособляются четыре стратиграфических интервала, отличающихся степенью дислоцированности - кристаллический фундамент, включая его кору выветривания; отложения терригенного, подсолевого карбонатного и нижней части галогенно-карбонатного (до кровли бельской свиты включительно) комплексов; отложения ангарской, литвинцевской, верхоленской свит и, наконец, отложения карбона и юры.

· По поверхности кристаллического фундамента фиксируется отчетливо выраженный выступ, осложненный малоамплитудными смещениями различных знаков, а в северо-восточной части площади - грабеном.

· По базисному горизонту ВЧ1 выраженность складки несколько снижается с соответствующим уменьшением ее высоты.

· По горизонтам подсолевого карбонатного и галогенно-карбонатного комплексов, вплоть до кровли бельской свиты включительно, проявляется удовлетворительная унаследованность структурного плана от целевых горизонтов.

· По маркирующим поверхностям булайской, ангарской, литвинцевской и верхоленской свит фиксируется резкое усложнение структурного плана вплоть до обособления ряда локальных куполов и мульд.

· Влияние интрузии долеритов на перекрывающие и вмещающие ее отложения (ангарская, литвинцевская, верхоленская свиты и карбон) более значительно, чем на подстилающие.

2.4 Гидрогеология

Водоносность Верхнечонского месторождения изучена по материалам глубокого и колонкового бурения, а также по данным изучения родников и рек.

В пределах месторождения водоносные горизонты проявляли себя как водопроявлениями, так и поглощениями промывочной жидкости. Были зафиксированы и самоизливы в верхоленской, литвинцевской, булайской свитах (в основном с глубин до 500 м). Поглощающие зоны отмечались в различных интервалах разреза. Интенсивность поглощений различная - от 0.1 м3/час до полной потери циркуляции.

По ГИС было выделено 15 водоносных объектов, рекомендованных для испытания в 14 скважинах глубокого бурения. В 10 объектах (9 скважин) насыщение подтвердилось, из 2 объектов в 2 скважинах получен приток фильтрата бурового раствора. Из 3 объектов (3 скважины) получены притоки нефти или газа [1].

При опробовании в открытом стволе вода с нефтью или газом была получена из 4 объектов в 4 скважинах, вода без нефти или газа - только из 3 объектов в 3 скважинах, фильтрат бурового раствора с пластовой водой, газ, нефть - из 30 объектов в 24 скважинах. Из 2 объектов в 2 скважинах получена водонефтяная эмульсия. Практически во всех объектах замерялись динамические уровни.

При испытании в колонне «чистая» вода получена из 14 объектов в 11 скважинах, пластовая вода с нефтью или газом - из 40 объектов в 23 скважинах, фильтрат бурового раствора с примесью пластовой воды, нефти или газа - из 36 объектов в 23 скважинах. В отдельных объектах были замерены динамические уровни. Замерены пластовые и забойные давления.

На территории месторождения пробурены 72 гидрогеологические скважины для питьевого и технического водоснабжения. Практически во всех скважинах замерены статические уровни, за исключением скважин: 45 - без воды, 43, 76, 78 - переливали.

Из скважин глубокого бурения отобраны пробы воды на химический анализ.

Водяные объекты в колонне были испытаны в 20 скважинах (30, 31, 37, 39, 46, 53, 59, 70, 73, 74, 76, 77, 82, 83, 91, 103, 105, 113, 122, 128) - 34 объекта. Проведены исследования верхнечонского, преображенского, усть-кутского, осинского горизонтов и коры выветривания.

Вызов притока осуществляли с помощью комплекта КИИ-95, компрессора АКС-8М путем снижения уровня до установления постоянства химического состава воды, которое контролировали по ее плотности.

После достижения постоянства состава жидкости регистрировали кривые притока и восстановления уровня (давления). Определяли статический уровень, замеряли пластовые давления и температуры.

При длительном периоде восстановления пластовое давление определялось путем экстраполяции или методом долива скважины пресной водой. Глубинные пробы отбирались при достижении постоянства химического состава с помощью желонки или пробоотборника ВПП-300. Анализы пластовых вод выполнены в ВОСТСИБНИИГГИМС.

Дебиты пластовой воды при динамических уровнях от 726-800 до 1580 м изменялись от 0.2-3.7 до 5.1-23.3 и в трех скважинах от 102 до 160 м3/сут.

Высокое содержание в пластовых водах полезных компонентов (лития, рубидия, цезия, стронция, калия, йода, брома, бора, марганца, натрия, кальция, магния, хлора) позволяет рассматривать их как сырье для химической промышленности (табл. 2).

Таблица 2

Верхнечонское НГКМ характеризуется очень сложным геологическим строением: Повсеместно происходит литологическое замещение глин на песчаники.

Месторождение осложнено целым рядом тектонических нарушений, произошли значительные тектонические постседиментационные движения.

Залежи структурно-литологического типа, часто изолированы в связи с тектоническими и литологическими экранами, плохими ФЕС, структурными ловушками.

Подсчитанные в дипломной работе запасы пластов ВЧ1, ВЧ2, ВЧ1 2 блока II составляет 129938 тыс. т, меньше чем уже подсчитанных в 1994 г. 141842 тыс. т [4]. Расхождение в запасах, связано с тем, что на предприятии рассчитывали эффективные толщины пластов с заведомо завышенными значениями. Величина расчетных запасов находится в прямой зависимости от эффективной толщины, как следствие расхождение в результатах. Остальные параметры совпадали с расчетами данной работы или отличались незначительно. Так же следует сделать вывод о том, что не один из методов геофизических исследований скважин не является точным для определения нефтенасыщенных толщин.

Головко А. А. Создание базы данных геолого-геофизической информации и создание геологической и гидродинамической моделей Верхнечонского газоконденсатнонефтяного месторождения / А. А. Головко, Т. В. Соколова, И. Н. Поздняков. - Самара: 2007. - 171 с.: - Библиограф.: с. 129-134.

Гутман И. С. Методы подсчета запасов нефти и газа: учебник для вузов / И. С. Гутман. - М.: Недра, 1985. - 223 с.: - Библиограф.: с. 35-36.

Дэвис Дж. С. Статистический анализ данных в геологии: перевод с английского в 2 книгах. Книга 1 / пер.: В. А. Голубевой; под ред.: Д. А. Родионова. - М.: Недра, 1990. - 319 с.: Библиограф.: с. 102-103.

Отчет по подсчету запасов нефти и газа Верхнечонского газоконденсатнонефтяного месторождения / В. Л. Неустроев [и др.]. - Иркут.: ГГП «Востсибнефтегеология», 1994. - 256 с.: Библиограф.: с. 50-51.

Размещено на