2014-02-17
3496
76' 120' 13
Рис. 64. Схема тектонического и нефтегеологического районирования Австралии.
1 - выходы кристаллических пород древней А встралийской платформы; 2 - области развития палеозойской складчатости; 3 - области погружения докембрийского фундамента; 4 - области погружения палеозойского складчатого фундамента; 5 -нефтегазоносные бассейны связанные с эволюцией континентальных окраин.
Нефтегазоносные бассейны: 1 - Перт, 2 - Карнарвон, 3 - Бонапарт-Галф, 4 - А рафур,
5 - А мадиес, 6 - Большой А ртезианский, 7 - Гипсленд.
кими и кайнозойскими отложениями, в бассейнах западного побережья развиты также и палеозойские отложения. Продуктивные горизонты приурочены к отложениям триаса, юры, мела и эоцена-олигоцена. Месторождения во всех этих бассейнах открыты как на суше, так и на шельфе. По размерам месторождения мелкие и средние.
На территории Новой Зеландии выделяется нефтегазоносный бассейн, расположенный на юго-западном побережье острова (Таранаки). Осадочный чехол сложен палеогеновыми отложениями, толщиной свыше
6 км. Бассейн продолжается в акватории Тасманова моря. Месторождения
открыты как на суше, так и в акватории.
ГЛАВА 11. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ)
Поисково-разведочные работы на нефть и газ на территории PC (Я) имеют уже более чем 60-летнюю историю. Впервые положительная оценка перспектив нефтегазоносности Западной Якутии была дана академиками А.Д.Архангельским и КСШатским в 1929-1932 гг. В течение 30-50-х годов объектом поисков нефти и газа являлись кембрийские отложения на северном склоне Алданской антеклизы и в Березовской впадине. Первые притоки нефти в Якутии были получены в 1937 г. из колонковых скважин, пробуренных на левом берегу р. Туолба в 120 км выше ее впадения в р. Лена, В.М.Сенюковым, впоследствие ставшим видным советским геологом-нефтяником. Всего в течение этих лет на указанныой территории было пробурено свыше сотни неглубоких колонковых и 10 глубоких разведочных скважин глубиной от 500 до 2500 м. Во многих скважинах были зафиксированы нефтегазопроявления разного характера и масштаба. На Русскореченской площади в 1953 г. был получен аварийный выброс природного газа с ориентировочным дебитом до 100 тыс. м3/сут.
В 30 - 50 годы поисково-разведочные работы на нефть и газ проводились также на крайнем северо-западе республики и в низовьях р. Оленек и были ориентированы на пермские и триасовые отложения. На п-ве Нордвик в те годы было открыто 4 небольших месторождения нефти (2 из них на территории нашей республики). На Южно-Тигянском месторождении был получен приток нефти до 15 м3/сут. В течение 1949-1952 гг. на этом месторождении из скв.102-Р было добыто 1800 т нефти -это была первая якутская нефть.
В начале 50-х годов поисково-разведочные работы были переориентированы на мезозойские отложения восточной части Сибирской платформы. 15 октября 1956 г. из скв. 1 на Таас-Тумусской площади, в 20 км выше впадения р.Вилюй в р. Лена, ударил мощный фонтан природного газа (по приблизительным оценкам около 4 млн. м3/сут.). Так было открыто первое промышленное месторождение природного газа в Якутии.
С 60-х до середины 80-х годов на территории республики велись интенсивные поиски месторождений нефти и газа. В конце 80-х - начале 90-х объемы геофизических и буровых поисково-разведочных работ на территории республики резко упали.
К настоящему времени на территории республики открыто 32 месторождения нефти и газа, из них 11 - в Вилюйской синеклизе и центральной части Предверхоянского прогиба, а 21 - в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы (НБА) и Предпатомского прогиба.
По оценке группы специалистов во главе с академиком А.Э.Конторовичем начальные сырьевые ресурсы (НСР) углеводородов Республики Саха оцениваются в 20,1 млрд. т условных углеводородов, в том числе нефти - 9,4 млрд. т, свободного природного газа - 9,4 трлн. м3, газа растворенного в нефти - 0,7 трлн. м3, конденсата - 0,6 млрд. т. Извлекаемые ресурсы нефти составляют 2,4 млрд. т, свободного газа - 9,4 трлн. м3.
Степень опоискованности НСР по перспективным на нефть и газрегионам республики крайне неравномерная и в целом очень низкая. Наиболее высока она в НБА, где разведанные геологические ресурсы составляют 40% от НСР, в Вилюйской синеклизе - 17%, в Предверхоянском прогибе - 4%, в Предпатомском - 0,5%. По всем остальным перспективным на нефть и газ территориям республики запасы относятся к категории прогнозных.
Столь низкая степень опоискованности НСР обусловлена невысокой изученностью территории сейсморазведочными методами и глубоким бурением. Плотность сейсморазведочных работ по перспективным на нефть и газ регионам республики колеблется в пределах 0,004 - 0,415 пог. км/км2 (средняя 0,117 пог. км/км2), плотность глубокого бурения - 0,02-9,39 пог. м/км2 (средняя 1,34 пог. м/км2).
Наибольшая плотность сейсморазведки и глубокого бурения в пределах НБА (0,415 и 9,39 соответственно) и Вилюйской синеклизы (0,325 и 5,99 соответственно).
Нефтяные и газовые месторождения республики располагаются в пределах Непско-Ботуобинской, Предпатомской и ЛеноВилюйской нефтегазоносных областей (рис. 65, 66).
НЕПСКО-БОТУОБИНСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ (НБГО)
В пределах якутской части территории НБНГО, выделяемой в объеме Непско-Ботуобинской антеклизы, к настоящему времени открыто 18 газонефтяных, нефтегазоконденсатных, нефтегазовых и газовых месторождений. Степень изученности этих месторождений разная - на некоторых из них разведка завершена, большинство же из открытых месторождений находятся на разных стадиях изученности.
Открытые в пределах НБНГО залежи нефти и газа и нефтегазопроявления приурочены к терригенно-карбонатным отложениям венда и галогенно-карбонатным отложениям нижнего кембрия.
В терригенно-карбонатном разрезе венда выделяются терригенные продуктивные горизонты (снизу вверх): вилючанский, талахскии, улаханский, хамакинский, харыстанский и ботуобинский.
Вилючанский продуктивный горизонт приурочен к базальным слоям разреза венда (бетинчинская и хоронохская свиты). Установлен в пределах юго-восточной части Вилючанской седловины (Верхневилючанское и Вилюйско-Джербинское месторождения) и юго-восточной части Непско-
| 58° |
Пеледуйского свода (Тапаканское месторождение, Нижнехамакинская площадь). Отложения бетинчинской и хоронохской свит в пределах рассматриваемой территории, по-видимому, сохранились только в пределах достаточно узких трогов в кристаллическом фундаменте. Такой грабен достаточно четко фиксируется, по данным глубокого бурения, например.в пределах Талаканского месторождения (скв. 827, 804). * Характер распространения данного горизонта на территории НБНГО, в. силу приуроченности отложений к отрицательным элементам поверхности кристаллического фундамента, сложный. Вилючанский горизонт сложен разнозернистыми кварцевыми песчаниками с прослоями гравелитов, алевролитов и аргиллитов. ФЕС пород-коллекторов по площади невыдержаны. Общая мощность горизонта меняется в широких пределах (от 0 до 150 м), причем, градиенты изменения мощности достигают 8м/км и более.
Талахский продуктивный горизонт приурочен к разрезу одноименной свиты. В пределах НБНГО распространен более широко, чем вилючанский продуктивный горизонт. Он распространен в пределах Непско-Пеледуйского свода и протягивается в северо-восточном направлении вдоль восточного склона Мирнинского выступа (Таас-Юряхская площадь) и замещается непроницаемыми породами на западе Вилючанской седловины. Талахский горизонт сложен разнозернистыми, часто грубозернистыми, слабо отсортированными песчаниками с высоким содержанием глинистого цемента. ФЕС пород-коллекторов по площади невыдержаны. Общая мощность до 75 м.
Улаханский продуктивный горизонт приурочен к арылахской пачке курсовской свиты, которая залегает на породах кристаллического фундамента и распространена в виде достаточно узкой полосы от северной части Среднеботуобинского месторождения на северо-восток до Иреляхского месторождения. Улаханский продуктивный горизонт залегает непосредственно под ботуобинским и отделяется от него незначительной по толщине аргиллитовой перемычкой, составляя в отдельных случаях (Иреляхское месторождение) единую гидродинамическую систему. Мощность улаханского горизонта не превышает 10 - 11 м. Горизонт сложен кварцевыми песчаниками с меняющимся по площади количеством и составом (глинистый, карбонатный, ангидритовый) цементом. ФЕС пород-коллекторов высоки и выдержаны по площади.
Хамакинский продуктивный горизонт приурочен к нижнепаршинской подсвите и распространен в пределах Непско-Пеледуйского свода и прослеживается вдоль восточного склона Мирненского выступа (Хотого-Мурбайская площадь). Мощность хамакинского горизонта достигает 40 м. Представлен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Песчаники характеризуются слабой сортировкой обломочного материала и высоким содержанием глинистого цемента. Характерно присутствие в разрезе горизонта отложений, связанных с мутьевыми потоками, -хлидолитоподобных пород, характеризующихся полным отсутствием сортированное™ обломочного материала (Нижнехамакинская пл., скв. 846). ФЕС песчаников невыдержаны по площади и породы-коллекторы с достаточными ФЕС присутствуют в разрезе горизонта, по-видимому, в виде линзовидных тел, мощность которых не превышает 10 м.
Харыстанский продуктивный горизонт приурочен к одноименной свите и распространен в пределах Вилючанской седловины и простирается на юго-западный (Буягинская площадь) и, возможно, на юго-восточный склоны Сунтарского поднятия. ЛиТОлогически горизонт представляет собой серию линзовидных песчаниковых тел, мощностью до 30 м, залегающих в алеврито-глинистой толще харыстанской свиты. ФЕС песчаников в пределах этих линз невыдержаны - наряду со слабопроницаемыми песчаниками выделяются песчаники с высокими ФЕС
Ботуобинский продуктивный горизонт приурочен к нижнебюкской подсвите и характеризуется наибольшим площадным распространением в пределах НБНГО. Ботуобинский горизонт прослеживается непрерывной полосой от Талаканской площади на юго-востоке до северного склона Мирнинского выступа. Наибольшие мощности (30-35 м) горизонта фиксируются в пределах Среднеботуобинского месторождения, до 28 м достигает мощность горизонта в пределах Чаяндинской площади. Горизонт сложен преимущественно хорошо отсортированными кварцевыми песчаниками, содержащими на различных участках своего распространения прослои алевролитов и аргиллитов. В преобладающем объеме это пляжные пески, на отдельных участках баровые тела и переслаивающиеся на других участках с более глубоководными алеврито-глинистыми отложениями. Количество алеврито-глинистых пород в разрезе горизонта возрастает в целом при движении на юго-восток. ФЕС пород-коллекторов ботуобинского горизонта высокие и снижаются при движении в сторону Предпатомского прогиба.
В галогенно-карбонатном разрезе венда - нижнего кембрия выделяются (снизу вверх): телгеспитская пачка, юряхский и осинский продуктивные горизонты.
Телгеспитская продуктивная пачка приурочена к верхнебюкской подсвите и выделяется в пределах Вилючанской седловины и центральной части Мирнинского выступа (Среднеботуобинская площадь) - доломиты, известковистые доломиты и известняки, интенсивно трещиноватые и кавернозные. Промышленных притоков в пределах рассматриваемой НТО из этой пачки не получено, но отмечены притоки газа и интенсивные поглощения при проходке этого интервала разреза. ФЕС пород-коллекторов крайне невыдержаны.
Юряхский продуктивный горизонт приурочен к верхней части разреза одноименной свиты и содержит два-три пласта (Ю-I, Ю-П и Ю-Ш). Юряхский горизонт прослеживается в пределах Вилючанской седловины и в зоне сочленения седловины с Мирнинским выступом. Мощность горизонта. 41-46 м. Сложен в различной степени доломитизированными известняками и доломитами, пористыми, кавернозными и трещиноватыми. ФЕС пород-коллекторов невыдержаны.
Осинский продуктивный горизонт приурочен к билирской свите и характеризуется широким площадным распространением в пределах данной НТО. Горизонт сложен в различной степени доломитизированными известняками и доломитами, часто водорослевыми и микрофитолитовыми. Породы кавернозно-порово-трещинные, при этом доля этих составляющих в общей емкости пустотного пространства резко меняется по площади и по разрезу. Общая мощность горизонта меняется в пределах 25-80 м. При этом значительные колебания мощности горизонта фиксируются в пределах разведочных площадей. Так, на Среднеботуобинской площади мощность горизонта изменяется от 25 м на севере до 60 м на юге. В пределах горизонта выделяется два пласта 0-1 и О-П, приуроченные, соотвественно, к верхнебилирской и нижнебилирской подсвитам и существенно различающиеся по литологическому составу. Нижний пласт О-П сложен преимущественно плотными микритовыми доломитами и известковистыми доломитами, обычно ангидритизированными и глинистыми. Мощность этого пласта очень выдержана по площади (20-25 м). Пласт O-I в основном сложен доломитизированными спаритовыми известняками и доломитами, водорослевыми и микрофитолитовыми разностями этих же пород. Породы этого пласта более кавернозны и трещиноваты по сравнению с породами пласта О-Н. За счет присутствия в разрезе пласта фитогенных и водорослевых банок фиксируются существенные колебания мощности пласта - от 22 до 55 м. ФЕС пород невыдержаны по площади и по разрезу: от пород с невысокой емкостью и низкой проницаемостью до пород с открытой пористостью более 20% и проницаемостью до нескольких сотен миллидарси.
;:. Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение
Месторождение приурочено к Среднеботуобинской брахиантиклинали северо-восточного простирания, которая, расположена в наиболее приподнятой части Мирнинского выступа. Брахиантиклиналь осложнена разрывными нарушениями, делящими структуру на ряд тектонических блоков (рис. 67). Амплитуда разрывных нарушений до 30 м. Размер брахиантиклинали 75x80 км. Структура имеет обширный плоский свод. Амплитуда поднятия по кровле продуктивного ботуобинского горизонта
Рис. 66. Нефтяные и газовые месторождения Якутии.
1 - Иреляхское газонефтяное, 2 - Северо-Нелбинское газовое, 3 - Нелбинское нефтегазовое, 4 - Маччобинское нефтегазовое, 5 - Иктехское нефтегазовое, 6 - Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное, 7 - Таас-Юряхское нефтегазовое, 8 -Верхневилючанское газовое, 9 - Вилюйско-Джербинское нефтегазовое, 10 -Чаяндинское нефтегазоконденсатное, 11 - Талаканское газонефтяное, 12 - Алинское газонефтяное, 13 - Тымпучиканское нефтегазовое, 14 - Хотого-Мурбайское газовое, 15 - Отраднинское газоконденсатное, 16 - Бысахтахское газоконденсатное, 17 -Средневилюйское газоконденсатное, 18 - Толон-Мастахское газоконденсатное, 19 -Соболох-Неджелинское газоконденсатное, 20 - Бадаранское газовое, 21 - Бадаранское газовое, 21 - Нижневилюйское газовое, 22 - Среднетюнгское газоконденсатное, 23 -Андылахское газовое, 24 - Нижнетюкянское газовое, 25 - Усть-Вилюйское газоконденсатное, 26 - Собо-Хаинское газовое, 27 - Южно-Тигянское нефтяное, 28 -Оленбкское природных битумов.
50 м. Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с карбонатными отложениями осинского и терригенными коллекторами ботуобинского и улаханского горизонтов.
Газонефтяная залежь осинского горизонта приурочена к кавернозно-пористым доломитам и известнякам, залегающим в кровле подсолевого комплекса под мощной толщей каменных солей юрегинскои свиты нижнего кембрия. Глубина залегания залежи 1450-1550 м. В связи со сложным характером распространения пород-коллекторов строение залежи во многом пока не ясно. Горизонт представлен двумя пластами -0-1 и О-П. Мощность пласта 0-1 колеблется в пределах месторождения от 22 на севере до 54 м на юге структуры. Эффективная мощность пласта изменяется от 0 до 13,4 м и какой-либо закономерности изменения установить пока не имеется возможности. Пласт О-И характеризуется более выдержанной мощностью и строением, мощность его 18-24 м, мощность нефтегазонасыщенной части пласта обычно составляет 4-7 м, достигая в отдельных скважинах 11 м. Породы-коллекторы отсутствуют только в северном блоке месторождения. Коэффициент открытой пористости изменяется в пределах 10-20%, газопроницаемость достигает 0,043 мкм2.Притоки газа достигают 717 тыс. м3/сут. Максимальный дебит нефти 8-10 м3/сут. (скв. 25). Пластовое давление в залеже ниже гидростатического и составляет 13,9-15,8 МПа, пластовая температура +8°С.
Основная нефтегазовая залежь приурочена к преимущественно кварцевым песчаникам ботуобинского горизонта. Песчаники серые и светло-серые, мелко-среднезернистые, с редкими маломощными прослойками алевролитов и аргиллитов.
Наибольшая мощность горизонта (до 33 м) отмечена в южной присводовой части структуры. Максимальные мощности развиты в юго-восточной части структуры. В северо-западном направлении идет их постепенное уменьшение, и в екв. 1 и 24 песчаники почти полностью выклиниваются из разреза. Открытая пористость пород-коллекторов изменяется в пределах 12-19%. Абсолютная проницаемость достигает 2,5 мкм2.
Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная. Покрышкой является пачка ангидритизированных доломитов. Глубина залегания залежи 1875-1925 м. Высота газовой части залежи в своде структуры 16-20 м. На 80% своей площади газовая залежь подстилается нефтяной оторочкой. В сводовой части структуры центрального тектонического блока (1) мощность нефтенасыщенных пород не превышает 4-5 м и увеличивается к юго-восточной части блока до 10-16 м. Размеры залежи 52x12-17 км. Пластовое давление в залежи составляет 14-14,4 МПа, что ниже условного гидростатического, пластовая температура также аномально низкая: +12-14°С.Рабочие дебиты газа колеблются в пределах 31-715 тыс. м3/сут. Дебиты нефти - 15-130 м3/сут.
Нефтегазовая залежь в ботуобинском горизонте установлена также на восточном крыле структуры (IV). Залежь пластового типа, тектонически экранированная. Высота залежи более 20 м. Нефтенасыщенные мощности изменяются от 2,2 до 10 м, газонасыщенные - до 3,2 м. размеры залежи 18x3-5 км.
В северном блоке месторождения (III) в ботуобинском горизонте открыта газовая залежь с маломощной, по-видимому, нефтяной оторочкой. Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная. Высота ее около 30 м. Размеры залежи 30х5-10 км. Мощность газонасыщенной части изменяется от 2 до 5,4 м.
Газовые залежи в ботуобинском горизонте установлены также в блоках V и VI.
Газовые залежи в улаханском и талахском горизонтах открыты в северном блоке месторождения. Залежь в песчаниках улаханского горизонта пластового типа с элементами литологического контроля. Размеры залежи 10х6 км, высота около 26 м. Мощность газонасыщенных пород колеблется от 3,5 до 5,4 м.
Месторождение приурочено к одноименной брахиантиклинали, расположенной в 12-15 км к востоку от Среднеботуобинского месторождения. Брахиантиклиналь имеет северо-восточное простирание, раздроблена разрывными нарушениями того же простирання на 10 блоков. Размеры структуры по отражающему горизонту КВ 35-38хl9-23 км, амплитуда 35-40 м.
Основной продуктивный горизонт - ботуобинский. Мощность горизонта колеблется от первых метров в северной части структуры до 39 м в южиой (рис. 68). Коэффициент открытой пористости песчаников ботуобинского горизонта достигает 19%, среднее значение - 14,5%, газопроницаемость - до 2,29 мкм2.
Рис. 67. Разрез продуктивных горизонтов Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения.
Залежи нефти и газа установлены в 9 тектонических блоках, которые различаются по размерам, по фазовому составу и степени разведанности. Глубины залегания залежей 1914-1984 м.
Наиболее крупная газовая залежь с нефтяной оторочкой установлена в блоке 1. Это пластовая сводовая, тектонически экранированная залежь, размеры которой 19х5-10 км. Высота залежи 48 м. Мощность газонасыщенной части 2,7-27 м н нефтенасыщенной - 4,6-11,5 м. Дебиты газа до 582 тыс. м3/сут.
Газовые залежи с нефтяными оторочками установлены также в блоках II, III, IV, VI, VII, VIII и IX. Все залежи пластовые, тектонически экранированные. Залежь IV с элементами литологического экранирования. Наиболее крупные из них приурочены к блокам III и VII. Эффективные мощности газонасыщенных коллекторов изменяются от первых метров до 22 м, а нефтенасыщенных - от первых метров до 9 м. Дебиты газа до 143 тыс. м3/сут, нефти - до 50 м3/cyт.
Промышленные притоки газа получены также в блоке V (скв. 562).
Пластовые давления в залежах 13,9-14,6 МПа, пластовые температуры - +9-11,2°C.
В северо-западной части месторождения разведаны три небольшие залежи газа в нижнезалегающем талахском горизонте. Коллекторами являются песчаники, открытая пористость которых достигает 25%, а газопроницаемость - до 0,165 мкм2. Залежи пластовые с элементами тектонического и литологического контроля. Размеры их не установлены.
Промышленный приток газа получен также из отложений осинского горизонта на юго-западе структуры.
