Нефтегазоносносность. 
Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Аталанской площади Иркутской области Усть-Удинского района

Левобережный лицензионный участок располагается в центральной части Ангapo-Ленской нефтегазоносной области перспективной, главным образом, на газ. В соответствии с выполненной в 2001 г. оценкой начальных прогнозных ресурсов УВ в недрах Ленно-ангарского междуречья содержится около одного триллиона м3 свободного газа (категории Д 1) территория лицензионного участка слабо изучена геолого-геофизическими исследованиями и глубоким бурением. Однако результаты работ на смежных площадях позволяют говорить о высокой степени ее перспективности на газ, а так же, вероятно, нефть. Так, к востоку от рассматриваемого лицензионного участка расположены: Чиканская, Тутурская, газоносные, площади и уникальное Ковыктенское газоконденсатное месторождение, к юго-востоку и северо-западу, братское и aтoвcкoe месторождения меньшего масштаба.

Балаганская газоносная площадь. Непосредственно южнее доказана газоносность Тыптинской, Знаменской и Рудовской площадей.

Нефтегазоносность венд-кембрийских отложений приурочена к регионально прослеживаемыми горизонтами подсолевой терригенной части осадочного чехла и вышележащей галогенно-карбонатной толщи. В подсолевой терригенной толще — это боханский, парфеновский, шамановский и безымянный горизонты. Определяющим фактором формирования залежей нефти и газа в указанных горизонтах является наличие зон развития поровыхколлекторов. В пределах развития таких зон практически все ловушки (структурные, структурнолитологические, структурно-тектонические), содержат залежи нефти и (или) газа. С этой точки зрения рассматриваемая территория Левобережного участка расположена в достаточно благоприятной зоне. Здесь, по данным бурения на окружающих площадях прогнозируется наличие коллекторов в основных перспективных горизонтах терригенного комплекса — парфеновском и боханском.

Рассмотрим сведения о продуктивности перечисленных горизонтов подробнее.

В вендском нефтегазоносном комплексе (терригенные отложения ушаковской свиты и мотской свит) основными объектами поиска углеводородных скоплений считаются парфеновский и боханский продуктивные горизонты, обнаружение залежей возможно также в базальном и шамановском пластах (горизонтах).

Базальный пласт залегает непосредственно на поверхности кристаллического фундамента или породах коры его выветривания. Характеризуется сложным строением, значительной фациальной изменчивостью. Песчаники, как правило, разнозернистые, часто гравелитистые. Для них характерна плохая сортировка и окатанность псаммитового материала, высокого содержание цемента. Емкостно-фильтрационные свойства — низкие.

Пористость пород изменяется от 2 до 15%, проницаемость составляет, (1−10)* 10−15 м2. Флюидоупором является верхняя аргиллит-алевролитовая часть ушаковской свиты. На площади (скв. 174) по комплексу Гис выделен слой песчаников предположительно газонасыщенных, с коэффициентом пористости по АК = 0.09 и эффективной толщиной 1.6 м. При опробовании ИП в открытом стволе (интервал 3513−3460м) притока не получено. На Купской площади этот пласт представлен песчаниками глинистыми, мелкозернистыми, иногда разнозернистыми, серо-цветными и пестроцветными. Пористость этих песчаников варьирует в пределах 6.94−7,86%, проницаемость — от 0.06 до 0.08* 10−15 м2.

Боханский пласт залегает в основании мотской свиты, имеет терригенный состав и характеризуется литологической невыдержанностыо. К нему приурочены скопления газа.

Чиканской, Боханской, Шамановской, Тутурской, 3наменской, площадях. Дебиты газа колеблются от 5−16 тыс. м3/сут на Тутурской до 76 тыс. м3/сут (на 8 мм штуцере) на Шамановской и до 1,5−2.0 тыс. м3/сут на Знаменской площадях. _Незначительные притоки газа (до I тыс. мЗ/сут) получены на Осинской (скв. 3, 6), Парфеновской (скв.3), Тыретской, Тыптинской, Коркинской, Петровской (скв. 1), Подволочной (скв. 161) площадях. Наряду с нефтегазопроявлениями, в целом ряде скважин отмечались притоки воды дебитом от 13 до 75 м3/сут. Этот обширный район развития коллектора включает себя Ковинскую (скв.1), Соснинскую (скв.15 8), Верхоленскую (скв. 1, 100), Тутурскую, (скв. 4), Балаганкинскую (скв. 1, 2) и Христофоровскую (скв. 101) площади.

Результаты вскрытия пласта по ближайшим площадям.

На Грузновской площади (скв. 134) пласт сложен песчаниками с удовлетворительными коллекторскими свойствами (пористость до 13.3%, проницаемость до 1.99*10−15 м2), толщина — 51 м, предположительно водонасыщен. Испытания горизонта не проводилось. На Чиканской площади этот объект представлен тремя пластами песчаников, (толщиной в 20,.40 и -5 м), разделенными аргиллито-алевролитовыми перемычками, фильтрационно-емкостные свойства пластов удовлетворительные. Дебит, а из двух нижних пластов составил 23.5 тыс. м3/сут. на диафрагме 4.84 мм. На Тутурской площади с боханским пластом связаны газопроявления с дебитом от 2−3 до 16 тыс. м3/сут и притоки пластовой воды дебитом 1−1.5 м3/сут, на 3наменской площади — незначительный приток газа дебитом до 1 тыс. м3/сут. На Чорской площади (скв. 115) получена нефть дебитом 0.5 м /сут и пластовая вода при динамическом уровне 950 м. Открытая пористость песчаников варьирует в пределах 4.81−9.2% (среднее значение 7.46%), межзерновая проницаемость, от 0 до 1,31 10−15 м2 (среднее значение 0.33 10−15 м2). На Ковыктинском месторождении толщина пласта изменяется в пределах 52−74 м. Представлен он кварцево-полевошпатовыми и кварцевыми песчаниками, разнозернистыми и гравилитистыми, с прослоями алевролитов и аргиллитов. Песчаники плотные, с низкой фильтрационно-емкосной характеристикой (пористость 1.6−7%, в единичном образце до 10%, межзерновая проницаемость от непроницаемых до 0.58*10−15 м2, в единичном образце 3.8*10−15M2). Горизонт литологически невыдержан, выклинивание аргиллито-алевролитовой перемычки обусловливает слияние второго и третьего пласта в единый (скв. 1, 3). Насыщение не выяснено. Притоков из него при опробовании в процессе бурения скважины 2, 3 не получено.

Шаманский пласт продуктивен на Балаганкинской и Шамановской площадях.

Притоки газа высокодебитны. В Балаганкинской скв.1 дебит газа достигал 280 тыс. м3/сут, конденсата — 18.7 м3/сут на шайбе 25.4 мм, а в Шамановской скв.15 дебит газа ставил 100 тыс. м3/сут, конденсата — до 35 м3/сут 11 пластовой воды 23.4 м3/сут.

Парфеновский горизонт — основной объект локализации запасов и ресурсов газа. Он повсеместно развит на рассматриваемой территории. Мощность пород-коллекторов достигает в нем 29 м, коллекторские свойства довольно высокие. Залежи, выявленные в этом пласте, как правило, структурные и структурно-литологические. Именно с ним связаны углеводородные скопления на Атовской, Братской, Ковыктинской площадях. Притоки газа получены на Парфеновской (скв. l, более 100 тыс. м3/сут.) и Грузновской (скв. 1 и 134, до 5 тыс. м3/сут. газа с водой) площадях; газопроявления (не более 1 тыс. м3/сут.), отмечаются на — Осинской (скв.9), Ахинской (скв.2), Парфеновской (скв.4), Бильчирской (скв.1), Подволочной (скв. 161), Южно-Радуйской и Тулунской (скв. 1). Кроме того, на Тыретской, Леоновской, Родионовской и других площадях получены притоки пластовых вод различной интенсивности, достигающие на Тагнинской и Хор-Тагнинской площадях 38 + 47 м.3/сут.

На Ковыктинском газоконденсатном месторождении парфеновский горизонт сложен песчаниками кварцево-полевошпатовыми и кварцевыми, серого, зеленовато-серого и голубовато-серого цвета, разнозернистыми и гравелитистыми, с прослоями алевролитов и аргиллитов серых и темно-серых. По литологическим признакам и геофизическим характеристикам в разрезе горизонта выделяются 2 пласта: нижний (пласт 11 толщиной 26.7 — 38.6 м) и верхний (пласт 1 толщиной 21.6 — 40.4 м). Основным продуктивным объектом на месторождении является пласт 11, эффективная толщина которого колеблется в пределах 9.4−26.8 м. Значения открытой пористости достигают 18%, межзерновой проницаемости -90.3* 10−15M2. и более. Тип коллектора поровый, трещинно-поровый. Пластовое давление на месторождении ниже гидростатического и равняется 25.6 МПа.

В подсолевом карбонатном комплексе обособляются два продуктивных пласта преображенский и устькутский.

Прео6раженский пласт на рассматриваемой территории промышленного значения не имеет, и рассчитывать на обнаружение здесь значительных притоков пластового флюида, по-видимому, не следует.

Уcть-Кymcкий горизонт в рассматриваемом районе проявил себя слабыми притоками нефти и газа в скв. 161 Подволочной площади. Здесь после проведения ПГ Д — БК и малообъемной кислотной обработки получен приток нефти дебитом 0.31 м3/сут. и факел газа до 1.5 м при динамическом уровне 1916 м. Тем не менее, вероятн6сть обнаружения углеводородных скоплений на этом уровне не велика.

В кембрийском нефтегазоносном комплексе выявлен ряд горизонтов с промышленными притоками или проявлениями нефти и газа. Однако, залежи с доказанной промышленной значимостью в рассматриваемом районе не обнаружены.

Осинский горизонт проявил себя притоками на нескольких площадях Ангаро-Ленской НГО. Притоки нефти до 5 м3/сут — на Атовской (скв. 2, 7) площади, газа до 2−3 тыс. м:/сут — на Осинской (скв. 2) и Тыретской (скв. 6) площадях. Газонефтепроявления отмечались на Парфеновской, Балыхтинской, Южно-Радуйской, Боханской, Кутуликской, Нукутской и Братской площадях. На Леоновской — зафиксирован приток пластовой воды дебитом 13.4 м3/Сут. Промышленная продуктивность, pезepвyapa на рассматриваемой территории, по-видимому, не может представлять, существенного интереса.

Балыхтинский горизонт проявил себя на Балыхтинской площади (скв.1, 2, 4, 5), где были получены незначительные притоки газа с водой. Притоки газа до 3 тыс. м3/сут получены на Южно-Радуйской, Осинской площадях. На Рудовской площади (скв. 175) в нижней части усольского резервуара выделена зона трещиноватых кавернозных брекчированных доломитов с эффективной толщиной до 4.8 м (межслоевой горизонт), из которой получен приток газа дебитом в 5 тыс. м3/сут.

Христофоровский горизонт продуктивен (с притоками нефти и газа до 2 ТЫС. м3/сут) на Христофоровской, а также газа — на Парфеновской, Атовской и Балыхтинской площадях (до 1 тыс. м3/сут).

Атовский горизонт проявил себя притоками газа (до 2 тыс. м3/сут) на Атовской и Тутурской (СК 8.5) площадях. Кроме того, в ряде скважин отмечались поглощения промывочной жидкости при вскрытии этого горизонта.

Биркинский пласт дал промышленные притоки газа на Биркинской (скв. 1), Христофоровской (скв. 2, 12) и Тутурской (скважина 5 и колонковые скв. 31, 54, 55) площадях. Дебиты газа достигают 80−100 тыс. м3/сут на Христофоровской и Биркинской площадях. На Тутурской площади в калиевопоисковой скв. 54 и поисковой скв.5 получены промышленные притоки газа с дебитом до 300 тыс. м3/сут.

Бильчирский горизонт дал промышленные притоки газа (иногда с пластовой водой) на Бильчирской, Коркинской (скв. 5, 15), Христофоровской (скв. 1, 4) площадях и ряде скважин Ковыктинского месторождения, Дебиты газа — до 100 тыс. м3/сут.

Келорский горизонт проявил себя небольшими притоками газа и газопроявлениями на Турской. Келорской.

Христофоровской и других площадях. В галогенно-карбонатном комплексе практически все нефте-газоводопроявления связаны с локальными зонами развития трещинных и трещинно-поровых коллекторов, часто контролируемых тектоническими нарушениями. Соответственно, большинство выявленных зон тяготеет к Жигаловскому валу, формирование которого обусловлено, постседиментационными тектоническими процессами. Однако на большей части рассматриваемой территории (исключая южную часть лицензионного участка) обнаружение таких зон представляется маловероятным.

Исходя из вышеприведенных сведений, о результатах бурения и испытания скважин наибольший интерес в контуре Левобережного лицензионного участка представляют парфеновский пласт и, по-видимому, боханский пласт. С карбонатными горизонтами так или иначе проявивших себя на различных площадях, особо значимых промышленных открытий, скорее всего, связывать не следует.

Сложившиеся представления о закономерностях распространения коллекторов на Ангаро-Ленской нефтегазоносной области отражают факт далеко неповсеместного развития удовлетворительных резервуаров и, более того, мозаичный характер локализации благоприятных фильтрационно-емкостных свойств. В этом отношении доказанную зону сплошного распространения коллекторов Ковыктинского газоконденсатного месторождения следует считать, скорее всего, исключением из данной закономерности, нежели типовым явлением. Поэтому в обширной зоне, включающей Левобережный лицензионный участок, несомненно, следует ожидать наличия площадей с пониженными значениями коллекторских свойств как парфеновского, так и боханского резервуаров.

Наличие и обнаружение удовлетворительных коллекторов, как отмечалось выше, является одной из важнейших задач поискового процесса на рассматриваемой территории. В этой связи рассмотрим этот вопрос более подробно. В целях прогнозирования коллекторов ГУГП «Иркутскгеофизика» выполнила комплекс сейсморазведочных (методом отраженных волн). И электроразведочных работ, ориентированных в числе прочих задач на прогноз коллекторов в основных геоэлектрических. И отражающих горизонтов и оценку характера их насыщения. В результате для песчаниковых отложений парфеновского горизонта в контуре Левобережного лиц. участка обособлено поле развития коллекторов. Это поле удовлетворительно согласуется с картой песчанистости пласта и является наиболее предпочтительным для заложения первой очереди поисковых скважин. Положительные результаты получены и по результатам совместной интерпретации материалов сейсмои электроразведочных работ. Эта интерпретация дала сведения о наличии удовлетворительных коллекторов в базальном терригенном и в межсолевых горизонтах галогенно-карбонатного комплекса.

Положительная оценка возможности обнаружения удовлетворительных коллекторов на уровне боханского горизонта основывается на результатах анализа песчанистости пород и упомянутых выше результатах совместной интерпретации материалов; сейсмои электроразведочных работ.

Результаты опробования и испытания скважин на Левобережном лицензионном участке (скв. 1 б 1 Подволочная) и смежных с ним площадях свидетельствуют о наиболее вероятном газовом типе углеводородного насыщения пород-коллекторов, в связи с низкими значениями дебитов ни в одной из приведенных в этой таблице скважин исследования не производились. Сведения по пластовым системам являются не достаточно полными, тем не менее, общее представление о термодинамическом режиме недр могут быть получены по материалам Знаменской, Подволочной, Чорской площадей на уровнях основных целевых горизонтов.

Сведения о составе и свойствах нефтей в пластовых условиях отсутствуют.

Оценка потенциальных ресурсов С3 газа по Левобережному лицензионному участку в связи с отсутствием здесь подготовленных к глубокому бурению объектов не может быть выполнена. Наличие потенциальных ресурсов нефти здесь было под вопросом.

Резюмируя все сказанное в разделе 2.4, отметим, что в разрезе осадочного чехла Левобережного лицензионного участка (площади) основные перспективы открытия углеводородных залежей следует связывать с вендским (базальным) терригенным комплексом в составе боханского, парфеновского и, возможно, базального продуктивных горизонтов. Наиболее литологический, вероятный тип ловушек пластовый контролируемый линиями замещения пород-коллекторов непроницаемый отложениями и уровнями краевых вод. Тип коллектора — поровый гранулярного типа.