2.Нефтегазоносность Непско-Ботуобинской антеклизы

Непско-Ботуобинская НГО

Наиболее приподнятые элементы НБА - Непский свод (площадь более 50 тыс. км2, амплитуда свыше 400м) и Мирненский выступ.

• Залежи большей частью нефтегазоконденсатные, иногда с нефтяной оторочкой.

• Месторождения обычно содержат 2- 3, реже до 5-6 залежей.

• Основные месторождения: Верхнечонское, Среднеботуобинское, Чаяндинское, Верхневилючанское, Талаканское, Ярактинское, Даниловское, Марковское, Иреляхское.

• Специфические особенности залежей: характер нефтегазонасыщения контролируется распределением коллектора, аномально низкие давления и температуры.

Резервуары НБА

Кора выветривания фундамента – блоковое строение, М до 30 м, пористость до 18%, проницаемость до 70 мД.

• Терригенный венд – вилючанский, талахский, улаханский, хамакинский харыстанский и др. горизонты. Часто имеют линзовидное строение, базальные слои – в виде узких трогов в фундаменте. Наибольшее распространение – ботуобинский (парфеновский) горизонт – хорошо отсортированные песчаники (пляжевые, баровые тела). ФЕС снижаются к Предпатомскому прогибу.

• Карбонатные пласты верхнего венда – нижнего кембрия (юряхский, преображенский, усть- кутский, осинский горизонты – доломитизированные известняки, кавернозные и трещиноватые, ФЕС не выдержаны. Осинский горизонт – широкое распространение, кавернозно-порово-трещииные коллекторы. Лучшие пористость (до 20%), проницаемость (сотни мД) и дебиты (до 100 т/сут) - незасолоненные органогенно- обломочные доломитизированные известняки и рифоподобные водорослевые образования.

Продуктивные резервуары НБА в терригенном венде (мотская свита).

Качество терригенных коллекторов контролируется составом пород в областях сноса (фундамент – островная суша) и фациальными условиями. Трансгрессивный характер отложений – в базальных пластах хуже сортировка, больше обломков пород, выше – в основном кварц, сортировка улучшается, размер зерен уменьшается (ботуобинский и его аналог парфеновский горизонты).

• Лучшие терригенные коллекторы (пористость 15-20%) – кварцевые (полимиктовые на 1/3 хуже из-за уплотнения) песчаники, не испытавшие катагенетических превращений выше МК3. Обычно в зоне пониженных мощностей терригенного венда, узкие полосы вокруг зон выклинивания.

Месторождения НБА

Залежи на НБА часто приурочены к различной формы антиклиналям, сильно нарушенным разломами амплитудой до нескольких десятков метров.

• Эти разломы обычно играют роль непроницаемых барьеров.

• Во многих случаях морфология продуктивных пластов осложнена сильным влиянием литологических (седиментационных и постседиментационных) факторов.

НЕСТРУКТУРНЫЕ ЛОВУШКИ В НБА

Многие залежи НБА имеют литологические и стратиграфические экраны.

• В некоторых случаях наличие проницаемых и непроницаемых участков резервуара контролируется вторичной цементацией.

• Первичный цемент – глинистый (2-5%), вторичные – карбонатный (5-6%) и ангидритовый (соляной) (до 30%). В направлении к сводовым участкам пористость увеличивается от 5-7% до 20%, проницаемость от 1 до 100 мД.

Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение

Расположено в центральной части Непского свода.

• Продуктивны песчаники верхнечонского (основная залежь, два пласта) и доломиты преображенского горизонтов.

• Покрышка основной залежи 10 м пачка глин.

• Тип залежи – структурно- литологический.

• Наилучшие коллекторы приурочены к зонам повышенных мощностей терригенного венда (палеоложбины, вдоль которых проходил снос материала).

• Извлекаемые запасы нефти до 100 млн. т.

Среднеботуобинское газонефтяное месторождение

Расположено на Мирненском выступе. Размеры складки 75х80 км, амплитуда 50 м, нарушена разломами амплитудой до 30 м. Основная залежь – кварцевые песчаники ботуобинского горизонта. Пористость 12-19%, проницаемость до 2,5 Д. Высота залежи 4-5 (центр) – 10-16 (юго-восток) метров. Дебиты газа до 715 тыс. м3/сут, нефти 15-130 м3/сут. Пластовое давление на 1 – 1,5 мПа ниже условного гидростатического. Мощность продуктивного пласта заметно снижается в северо-западном направлении. Газонефтяная залежь осинского горизонта приурочена к кавернозно-пористым доломитам. Покрышка – соли. Мощность пласта и его коллекторские свойства сильно изменчивы. Дебиты нефти 8-10 м3/сут, газа до 700 тыс. м3/сут. В улаханском и талахском горизонтах открыты мелкие газовые залежи. Запасы газа до 150 млрд. т, нефти (извлекаемые) около 50 млн. т.

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение

Расположено на северо-восточном склоне Непского свода.

• Приурочено к зоне регионального выклинивания песчаников ботуобинского, хамакинского и

талахского горизонтов. Мощность резко уменьшается к центру свода.

• Основная по размерам залежь приурочена к ботуобинскому горизонту. Высота залежи до 330 м.

Пористость 12-22%, проницаемость 0,15-1,4 Д, дебиты нефти до 60 м3/сут, газа до 600 тыс. м3/сут.

Пластовое давление аномально низкое.

• ФЕС пород нижележащих горизонтов значительно хуже.

• Запасы газа не менее 1,2 трлн. м3 (А.Э.Конторович и др, 2003).

Ковыктинское месторождение

Продуктивны песчаники парфеновского горизонта.

• Осадконакопление в условиях обширной дельтовойсистемы с источником сноса на востоке и юго-востоке.

• Обстановки – фронт дельты (включая бары), зоныпротоков и русел приливных течений, алювиальныхрусел.

• Эффективные толщины 5-30 м.

• Запасы – не менее 2 трлн. м3.

Предпатомская НГО

Антиклинальные складки Предпатомского прогиба являются отражением сложной глубинной надвиговой структуры. Они представляют собой комбинацию дуплексов и чешуйчатых вееров. Основные поверхности срыва приурочены к пластам соли в вендско- нижнекембрийских отложениях. Березовская (Бысыхтахское газоконденсатное месторождение) и Нюйско- Джербинская (Хотого-Мурбайское и Отраднинское газовое и газоконденсатное месторождения) впадины.

• Характерно АВПД.

• В разрезе установлены аналоги практически всех продуктивных горизонтов НБА, однако в них отмечаются увеличенные мощности и ухудшенные ФЕС.