6. Гидрогеология

Подземные воды четвертичных отложений распространены по всей трассе проектируемого нефтепровода. Однако, как правило, они находятся в кристаллическом состоянии и формируют сезонно существующие надмерзлотные подземные воды в период оттаивания (льдистость отложений может достигать 20 %). В свободном гравитационном состоянии подземные воды четвертичных отложений образуют относительно маломощные, локально распространенные аллювиальные и аллювиально-болотные водоносные горизонты в долинах рек Нижняя Тунгуска, Бол. и Мал. Тиры, Половинная.

Аллювиально-делювиальные отложения долин рек сложены преимущественно грубообломочным материалом мощностью до 10 м с высокими фильтрационными параметрами.

Аллювиальные отложения русловой и пойменной фаций крупных рек (Лены, Нижней Тунгуски, Илима) имеют более сложное строение. В русловой фации современных отложений выделяется до пяти инженерно-геологических категорий, отличающихся по гранулометрическому составу и представленных гравийно-галечниковыми разностями, а также средне- и разнозернистыми песками с разным содержанием гравийно-галечникового материала. Фильтрационные свойства пород русловой фации могут быть очень высокими: коэффициент фильтрации может достигать 1000 м/сутки. Пойменная фация современных аллювиальных отложений представлена супесями, суглинками и тонко- и мелкозернистыми песками, коэффициент фильтрации которых по сравнению с русловой фацией снижается в 10-100 раз.

На участках развития ММП надмерзлотные водоносные горизонты имеют незначительную мощность (до 2,5 м) и, как правило, сезонное существование. Нисходящие источники имеют дебит не более 1-3 л/с.

Межмерзлотные воды формируются в процессе замерзания надмерзлотных в осенне-зимний период.

Подмерзлотные водоносные горизонты изучены только в разрезе аллювиальных отложений р. Лены и ее наиболее крупных притоков, где их мощность достигает 10-15 м. Воды слабо напорные, дебит скважин достигает 2 л/с, коэффициент фильтрации не выше 100 м/сут. Воды преимущественно пресные гидрокарбонатные кальциевые.

Основным источником питания грунтовых вод аллювиальных отложений являются атмосферные осадки, а также поверхностные воды рек и временных водотоков в период половодья и паводка. Водообильность родников и скважин, вскрывающих водоносный комплекс, «пестрая» и варьирует в диапазоне 0,2-6,0 л/c.

Глубина залегания грунтовых вод в аллювиальном водоносном горизонте обычно составляет первые метры. Минерализация (в случае

отсутствия разгрузки рассолов) не превышает 180-380 мг/л. Воды преимущественно гидрокарбонатные пестрого катионного состава. При наличии разгрузки подземных вод из подстилающих пород соленость вод аллювиального горизонта может увеличиться до 2500 мг/л (р. Залари) с соответсвующим изменением типа вод на гидрокарбонатно-хлоридный, кальциево-натриевый или сульфатный кальциевый. В отдельных случаях фиксируется резкое увеличение содержания радона.

7. Нефтегазоносность

В разрезе осадочной толщи выявлен ряд промышленно-нефтегазоносных и перспективных горизонтов с доказанной нефтегазоносностью, имеющих региональное распространение: вилючанский, талахский, хамакинский, улаханский и ботуобинский.

Запасы нефти, газа и сопутствующих компонентов подсчитаны объемным методом.

Согласно имеющимся данным все основные подсчетные параметры базируются на результатах комплексного изучения керна, материалов ГИС, гидродинамических исследований и пластовых флюидов. В настоящей работе на основе анализа структуры утвержденных ГКЗ РФ по состоянию на 01.06.1994г. балансовых и извлекаемых запасов углеводородов и сопутствующих им компонентов произведено их перераспределение по блокам тектонически и гидродинамически разобщенных нефтегазоносных площадей в соответствии с принятыми принципиальными положениями проектируемой системы разработки месторождения.

Месторождение разделено на три отдельных блока: Центральный, Восточный и Таранский. Извлекаемые запасы нефти на Талаканском месторождении по категории C1 составляют 105,449 млн. тонн, по категории С2 — 18,132 млн. тонн, запасы газа по категории С1 — 43,533 млрд. кубометров, по категории С2 — 19,634 млрд. кубометров, запасы конденсата по категории С1 — 375 тыс. тонн.

Нефтепродуктивные пласты Талаканского месторождения расположены довольно близко к поверхности земли — на глубине от 1000 до 1200 метров. Скважины характеризуются высоким дебитом. Однако в отличие от месторождений Западной Сибири на Талаканском лицензионном участке нефть залегает в карбонатных отложениях (доломиты).

Разработка началась в начале 1990-х годов, в 1994 году был запущен временный нефтепровод до посёлка Витим, 4 октября 2008 года был осуществлён запуск в эксплуатацию в реверсном режиме части Восточного нефтепровода от Талаканского месторождения до Тайшета длиной 1105 км, что позволяет осуществлять поставку нефти на Ангарский нефтехимический комбинат. По состоянию на 2011 год ежемесячная добыча нефти на месторождении составляет около 160 тыс. т.

В соответствии с нефтегеологическим районированием месторождение расположено в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области.

Непско-Ботуобинская газонефтеносная область соответствует одноименной антеклизе и части Предпатомского прогиба, отделяющего антеклизу от складчатого обрамления Сибирской платформы. В центре Непско-Ботуобинскойантеклизы выделен Непский свод, в северной части – Мирнинский и Сюльдюкарский структурные мысы и Верхневилючанское куполовидное поднятие, а на юге –Усть-Кутское куполовидное поднятие.

В разрезе области выделяются два основных нефтегазоносных комплекса: вендский терригенный и кембрийский карбонатно-соленосный.

Вендский комплекс представлен толщей переслаивания песчаников, алевролитов и аргиллитов непской свиты. Пористость песчаных горизонтов-коллекторов достигает 22 %, проницаемость 2*10^-12м2.

Кембрийский комплекс состоит из двух частей –подсолевой (иктехская свита, средняя и верхняя подсвиты мотской свиты) и межсолевой (карбонаты осинского горизонта, усольской, бельской, булайской, ангарской свит нижнего кембрия и литвинцевской свиты среднего кембрия). Карбонатные пласты-коллекторы этого комплекса имеют пористость от 5 до 10, реже до 18%, и довольно высокую проницаемость.

В пределах Непско-Ботуобинской газонефтеносной области открыты Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное, Верхневилючанское и Вилюйско-Джербинское газоконденсатные месторождения в ловушках структурного типа; Марковское, Ярактинское и Аянское газонефтяные месторождения в литологических ловушках. Кроме того, промышленные притоки газа получены на Верхнечонской, Преображенской, Талаканской, Хотого-Мурбайской площадях, нефти на Большетирской, Даниловской, Верхнечонской, Криволуцкой, Тас-Яряхской площадях. Для поисков значительных по запасам газоконденсатных и нефтегазоконденсатных скоплений в терригенных отложениях венда наиболее перспективны склоны антеклизы, а также Верхнечонская и Пеледуйская вершины Непскогосвода. Весьма благоприятными районами для поисков скоплений нефти и газа являются также северная часть антеклизы (Ботуобинско-Мирнинскийучасткок) и зона выклинивания терригенных пород венда в юго-восточной части антеклизы. Карбонатные и карбонатно-соленосные отложения кембрия наиболее преспективны в центральной части антеклизы и на северо-западном ее склоне, обращенном к Курейскойсинеклизе.

Талакан-Верхнечонская зона нефтегазонакопления находится на вершине Непского свода. В непосредственной близости от участка работ открыты крупнейшие месторождения: газонефтяное Верхнечонское, гигантское нефтегазовое Чаяндинское, Алинское, Тымпучиканское, крупнейшее газонефтяное Талаканское в карбонатах осинского горизонта верхневендско-нижнекембрийского нефтегазоносного комплекса. В зоне более 200 скважин вскрыли осинский продуктивный горизонт.

В осинское время образовался Талакан-Игнялинский краевой риф. Он расположен вдоль южной окраины Ботуобинско-Талаканской карбонатной платформы осинского времени. Условия формирования краевого рифа и органогенных построек в осинском горизонте определяют прогноз нефтегазоносности на территории зоны.

Талаканское месторождение открыто в 1984 году.

Начало бурения было связано с реализацией регионального этапа в период 1980-1981гг, когда были пробурены параметрические скважины №№ 804, 809 и 803. Бурение этих скважин осуществлялось в рамках Программы регионального изучения центральной части Непско-Пеледуйского свода и осложняющего его крупного Талаканского поднятия.

Скважиной № 809 впервые была установлена промышленная газоносность песчаников хамакинского горизонта венда. При опробовании в интервале 1381-1410м получен приток газа дебитом 197,4 тыс. м3/сут на диафрагме 12,79 мм. При испытании в колонне талахского горизонта в интервале 1528-1544 м получен слабый приток газа из песчаников эффективной толщиной 4,4м.

Скважина № 809 является первооткрывательницей Центрально-Талаканского месторождения, запасы которого были поставлены в 1984 г., после подтверждения промышленной ценности хамакинской залежи скважинами №№ 817 и 823. В современных контурах Талаканского месторождения скв. № 809 находится в крайней северо-восточной части Восточного блока.

Далее на Центрально-Талаканской площади были пробурены две поисковые скважины №№ 812 и 815. В скв. № 812 в 1985 г. из карбонатных коллекторов осинского горизонта впервые был получен приток газа дебитом 538,5 тыс. м3/сут на шайбе 25,4 мм.

Глубокое бурение осуществлялось Витимской НГРЭ, Чаро-Токкинской НГРЭ, Среднеленской НГРЭ ПГО «Ленанефтегазгеология» и бригадами бурения АО «Ленанефтегаз».

В 1987 году в результате проведения поискового бурения в Таранском блоке, примыкающем с юго-запада к Центральному, было открыто одноименное Таранское месторождение. В скважинах-первооткрывательницах №№ 870 и 871 была установлена промышленная газоносность осинского горизонта. В период 1987-1990 гг получены промышленные притоки нефти и установлены газонефтяные, водонефтяные и чисто нефтяные зоны залежи Талаканского месторождения. Скважиной № 827 впервые на месторождении вскрыт полностью нефтенасыщенный пласт О-I, из которого получен высокодебитный приток нефти.

В Центральном блоке, начиная с 1993 года, начаты ОПЭ в районе скв. 827. В августе 1996 года состоялся пуск временного нефтепровода Талакан-пос.Витим протяженностью 109 км.

Результатом выполненных геолого-разведочных работ на месторождении были получены основные результаты.

1. Установлена промышленная нефтегазоносность карбонатных коллекторов осинского горизонта (пласт О-I) с высокой плотностью запасов.

2. Глубина залегания нефтегазовой залежи 1000-1100 м.

3. Установлено, что терригенная толща венда вследствие низких ФЕС коллекторов потенциально продуктивных горизонтов, в частности хамакинского и талахского, не содержит промышленных скоплений УВ. Исключением является район скв. 809, где открыта небольшая газовая залежь в хамакинском горизонте в Восточном блоке месторождения.

4. Выявлена площадная и вертикальная неоднородность распространения продуктивных коллекторов, литологический и тектонический контроль распространения залежей УВ.

5. В подсчете запасов 1997 года принято: уровни межфлюидных контактов контролируются границами тектонических экранов трех блоков.

6. В 1989 году Таранское и Центрально-Талаканское месторождения были объединены в единое Талаканское месторождение

8. ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРИТОКОВ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ.