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

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 + 47м.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 сейсмо- и 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; сейсмо- и 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.

3. Выполненный комплекс работ

В процессе бурения скважины №7-П производилась регистрация параметрических характеристик бурения, определялось содержание газов в буровом растворе, исследовался шлам выбуренных пород и керн.

Таблица 1

Регистрация и анализ газа выполнены на хроматографе "Геопласт-04". Отбор шлама производился на вибросите с интервалом 2-5 м при проходке переслаивающихся пород и 10-20 м - В монотонных толщах.

При вводе в промывочную жидкость химреагентов изменялись условия дегазации, что отражалось на картине газопоказаний. Смена типа бурового инструмента при проходке 1 одних и тех же породах и износ долотьев в течение рейса влияли на скорость бурения, т. на кривую ДМК - сравнение с кривыми ГИСа было затруднено. Ангидрит и гипс при бурении обычно истирались в порошок, в отобранном шламе содержание их незначительно и на разрезе прослои данных пород выделяются по кривой ДМК. Стратиграфическое расчленение разреза скважины проведено по смене литологических комплексов и требует уточнения по результатам ГИС.

Регистрация и анализ газа выполнены на хроматографе "Геопласт-04". Отбор шлама производился на вибросите с интервалом 2-5 м при проходке переслаивающихся пород и 10-20 м - в монотонных толщах.

При вводе в промывочную жидкость химреагентов изменялись условия дегазации, ЧП отражалось на картине газопоказаний. Смена типа бурового инструмента при проходке в одних и тех же породах и износ долотьев в течении рейса влияли на скорость бурения, т.< на кривую ДМК - сравнение с кривыми ГИСа было затруднено. Ангидрит и гипс при бурении обычно истирались в порошок, в отобранном шламе содержание их незначительнои на разрезе прослои данных пород вьщеляются по кривой ДМК. Стратиграфическое расчленение разреза скважины проведено по смене литологических комплексов и требует уточнения по результатам ГИС.

Технологические исследования проводились с 10 м, геолого-геохимические - с 60 м. На геолого-геохимическом разрезе приняты следующие сокращения: А1-газовая аномалия и номер аномалии ; Гобщ.-общее содержание всех газов в буровом растворе, %; С -сумма углеводородных газов (Cl+...+CS) в буровом растворе, %; 87.0-0.0-3.0-7.3-2.7 - относительное содержание компонентов углеводородных газов (С 1 (метан ) - С2( этан ) - С3( пропан ) - С4( бутан ) - С5( пентан)), %.

Скважиной в интервале 60-3200м вскрыты ордовикские - устькутская свита, кембрийские-объединённые верхоленская и илгинская свиты, лиmвинцевская (келорский горизонт), ангарская (бильчирский горизонт), булайская (биркинский горизонт), бельская (аmовский и христофоровский горизонты), усольская (осинский горизонт) свиты. И вендские отложения - мотская (парфёновскuй, шамановский и боханский горизонты) и ушаковская (базальный горизонт) свиты. Кристаллический фундамент (AR-PR) представлен.

Литологическое описание разреза составлено по характеру кривой ДМК и выносимому шламу, кроме того, в интервалах 3000-3000 м проводился отбор керна.

Ордовикская система.

Устькутская свита (60-225 м). Переслаивание песчаников кварцевых серых, красновато-серых мелкозернистых (0.05-0.1мм) на карбонатном цементе с аргиллитами известковистыми, мергелями и известняками глинистыми красновато-коричневыми, в нижней части свиты с глубины 116 м - известняк серый песчанистый. Мощность прослоев 0.5-5 м. Породы слоистые, трещиноватые, участками интенсивно - в интервалах 60-67,86-90, 116120, 145-146 м наблюдалось частичное (до 12-40 м3/час) поглощение промывочной жидкости, В интервалах 153-154, 165-167 м полное поглощение. Поглощения прекратились после спуска кондуктора на гл. 307 м.

Общее содержание Гобщ. не превышает 0.05%, углеводородные газы не отмечены.

Кембрийская система.

Илгинская + верхоленская объединённые свиты (225-933 м). Так как бурение в интервале 164-307 м шло без выхода циркуляции, кровля объединённых свит вьщелена по данным ГИС, характеру кривой ДМК и по результатам осмотра обнажений в окрестностях буровой между горизонталями 400-600 м.

Разрез с ГЛ. 307 м. Аргиллит коричневый, красновато-коричневый сильно известковистый песчанистый плотный, прослои до 1-3м мергелей светло-коричневых и зеленовато-серых, переходящих в крепкий глинистый известняк. Прослойки алевролита коричневого глинистого, слюдистого и, редко, песчаника кварцевого серого, красновато-серого мелкозернистого на карбонатном цементе.

В средне-нижней части вскрытого разреза отмечается увеличение песчанности. Аргиллит коричневый, красновато-коричневый известковистый песчанистый с гнёздами гипса, про слойки глинистого алевролита, прослои до 1-3 м песчаника кварцевого коричневого, реже красновато-серого мелко-, среднезернистого на глинисто-карбонатном и карбонатном цементе, про слои мергелей светло-коричневых и зеленовато-серых, переходящих в крепкий глинистый известняк.

С глубины 820 M частое переслаивание аргиллита коричневого известковистого и известняка зеленовато-серого плотного, увеличивается трещиноватость пород, по трещинам гипс. Во время бурения периодическое незначительное поглощение бурового раствора (до 0.1 м3/час).

Общее содержание Гобщ. не превышает 0.01%, углеводородные газы не отмечены.

Лuтвинцевская свита (933-1037 м). Кровля свиты отбивается по появлению в разрезе серых огипсованных доломитов и увеличению ДМК. В целом свита состоит из слоев разной мощности серых, коричневато-серых огипсованных, реже ангидритистых доломитов, засолоненных доломитов и среднекрупнокристаллической каменной соли. В подошве свиты залегают ангидритистые доломиты и ангидриты.

Ангарская свита (10З7-148З м).

Верхнеангарская подсвита (10З7-120З м.) Граница кровли подсвиты, проведена по появлению в разрезе засолоненных доломитов и каменной соли, с характерным уменьшением ДМК 6-8 мин/м.

Литологический состав подсвиты: средне-крупнокристаллические белые, серые и бесцветные каменные соли, переслаивающиеся с неравномерными по мощности пачками серых, коричневато-серых доломитов, засолоненных доломитов.

Нижнеангарская подсвита (120З-148З м) Кровли подсвиты, проведена по появлению в разрезе ангидритистых доломитов с характерным увеличением ДМК 40-50 мин/м.

Плотность пород и ухудшение проходки, связанное с увеличением ангидритистости, нарастают к подошве подсвиты. Отложения подсвиты, представлены различными литологическими разностями доломитов преимущественно светло-серой окраски, чередующимися с небольшими по мощности пластами каменной соли и ангидритов.

Булайская свита (148З-1605 м) имеет карбонатный состав и сложена доломитами более плотными и крепкими относительно вышележащих отложений, что привело к резкому уменьшению механической скорости бурения. Кровля фиксируется исчезновением в разрезе засолоненных доломитов Ангарской свиты. Для доломитов свиты характерно присутствие известковистого материала.

Максимальные значения Гс.=0.05% и Сс.=0.0017%. Газовый фон ровный и стабильно низкий, вытяжки углеводородной составляющей 1БГ-ЛБ. Характер хлороформенных вытяжек указывает на отсутствие битумоидов.

Верхнебельская подсвита (1605-1820 м) характеризуется в своей верхней части пересла-иванием пластов светло- и темно-серых доломитов засолоненных, глинистых, и маломощных прослоев доломитов серых, темно-серых, известковистых с серыми бесцветными солями. В нижней части мощности солей возрастают до 10-15 м, И мощность карбонатных пород увеличивается до 5м. Газовый фон ровный - Гс. = 0.02-0.13%, Сс.=0.00l0.017%.

Верхний контакт нижне-среднебельской подсвиты (1820-2045 м) отличается появлением в пробах шлама беловато-серых песчанистых и доломитизированных известняков. Газовый фон углеводородов (0.08%) практически повсеместно повторяет кривую фона суммарной газовой составляющей (0.02%).

Вытяжки из разностей доломитов и известняков 1БГ-ЛБ. В средней части подсвиты, присутствуют маломощные прослои гипса, гипс белый, волокнистый. По всей подсвите присутствуют известковистые глины трения, белого цвета, легко вымывается в воде. В нижней части доломиты известковистые и доломитизированные известняки более плотные и крепкие - фон газа - 0.08%.

Усольская свита (2045-2784 м).

Данная свита, представлена неравномерным переслаиванием каменной соли и доломитов.

Доломиты темно-серые, тонкозернистые, плотные, крепкие с листоватой текстурой. В верхней и средней части свиты встречается доломит слабо-средне известковистый, с редкими прослойками белого, хрупкого ангидрита. С увеличением глубины меняется цвет от темно-серого до черного. Соль средне-крупнокристаллическая мутно-белая, прозрачная, местами розоватая. Вытяжки из разностей доломитов 2-ЗБГ-ЛБ. Газопоказания фоновые Гсум=0,08%, Сс=0,007%.

В инт. 2557-2594 м пробурены интрузивные породы (траппы), долериты, породы черные, тонкокристаллические, плотные, крепкие.

Осинский горизонт вскрыт на глубине 2621-2649 м и представляет собой пласт карбонатных пород в составе усольской свиты. В его строении принимают участие толща темно-серого, черного, плотного, крепкого доломита листоватой текстуры. В промывочной жидкости был выявлен: H2S, с примесями - резким отравляющим запахом.

Кровля Верхнемотской подсвиты (2784-2968 м) литологически выражена исчезновением из разреза соленосных отложений. Следует отметить слабое увеличение газового фонаи ухудшение буримости пород в 2 раза и более. В строении подсвиты участвуют переслаивающиеся пачки серых и темно-серых доломитов, серых и светло-серых ангидритистых доломитов. В верхней части доломиты с запахом сероводорода при истирании и, изредка, с включениями коричневато-желтых кристаллов гипса.

В основании пласт мощных доломитов светло-серых, серых, темно-серых, слабоизвестковистые, крепкие, с листоватой текстурой, плотные, местами трещиноватые. Углеводородный газовый фон Верхнемотских отложений невысокий - в среднем 0.030.05%, редко повышается до 0.07%. Хлороформенные вытяжки lБГ-ЛБ.

Среднемотская подсвита (2968-3090 м) выделяется в верхней части по широкому распространению серых, светло-серых доломитов с частыми прослоями серых и светлосерых ангидритистых доломитов, и появлением доломитов, имеющих коричневатую и красновато-бурую окраску. Присутствует запах и выделение сероводорода.

Углеводородный газовый фон отложений невысокий - в среднем 0.04-0.08%, редко повышается до 0.09%. Хлороформенные вытяжки lБГ-ЛБ.

Нижнемотская подсвита выделена на глубине 3090м. с появлением карбонатно-сульфатных пород терригенного материала, т.е. аргиллита темно-серого, крепкого, слюдистого и алевролита серого, светло-серого, мелкозернистого на глинисто-карбонатном цементе средней крепости, слюдистого с редкими стяжениями пирита.

Исследование шлама, анализа газа и детально-механического каротажа указывают на частое переслаивание доломитов серых, скрытокристаллических, плотных, частично ангидритистых с аргиллитами темно-серыми, весьма крепкими, алевролитами серыми, мелкозернистыми, в верхней части интервала, и коричневато-бурых, мелкозернистых на крепком глинистом цементе в нижней части и мергелями коричнево-бурыми, рыхлыми.

Гсум = 0.15%; Ссум = 0.105%. ЛБА: 2БГ-ЛБ.

Парфеновский горизонт выделен на глубине 3090-3144 м., литологически характеризуется переслаиванием песчаников серых, кварцевых, ниже коричневато-серых, полимиктовых, мелко-среднезернистых на кремнистом цементе средней крепости базально-порового типа, алевролитов серых, коричневато-серых, мелкозернистых, слюдистых и подчиненными прослоями аргиллита темно-серого, крепкого, слюдистого.

Люминесцентно-битуминозный анализ регистрирует легкий битумоид. ЛБА: 2БГ-ЛБ.

Верхняя часть (3090,0-3101,0 м), отличается повышенным содержанием глинистых пород - алевролиты и аргиллиты, которые неравномерно переслаиваются со слоями доломитов (цвет темно-серый до серого, плотные).

Хлороформенные вытяжки из алевролитов - 2БГ-ЛБ.

Средняя часть (3101-3120 м) - песчаники кварцполевошпатовые светло-серые, серые, цемент регенерационный, мелкозернистые, среднекрепкие, серые разности песчаников с включениями слюдистых минералов. Песчаники содержат прослои аргиллитов и алевролитов светло-серые, серые и, реже с зеленоватым оттенком. До глубины 3113 м преобладают серые песчаники, ниже более распространены серые и светло-серые разности. Песчаники со слабыми коллекторскими свойствами отличаются наличием окварцеванности в цементе и средней зернистостью кварцевых зерен, мощность до 1.8 м.

Нижняя часть. Интервал 3120-3144 м. Алевролиты темно-бурые, слабоглинистые, м/з, плотные, с прослоями алевритистых аргиллитов серых (плотных). Песчаники серые, темно-серые кварцполевошпатовые, м/з, цемент регенерационный, крепкие, от алевритистых до кварцитовидных - абразивных. Песчаники преобладают.

На глубине 3144,4 м. при остановке циркуляции по причине испытания пласта, появилась первая аномалия накопления, высокой интенсивности Гс=38%, Сс=0.06%.

Вероятно, её можно приурочить к пройденному парфеновскому горизонту, насыщенного пластовыми водами с разбавленным в нем газом, и высвобожденным в результате испытания пласта. В дальнейшем пачки газа накопления высокой интенсивности не наблюдались. ЛБА - 4БГ-ЛБ.

Шамановский горизонт (3210-3244 м.) представлен переслаиванием темно-серых песчаников кварцевых, слюдистых, плотных с алевролитами темно-серыми, слюдистыми, плотными, на кварцевом цементе, и аргиллитами темно-серыми, окварцованными.

Гсум =0.11%; Ссум =0.03%. ЛБА - 2БГ-ЛБ.

Боханский горизонт (3275-3320) представлен переслаиванием темно-серых песчаников кварц-полевошпатовых, слюдистых, плотных с алевролитами темно-серыми до черных, глинистых. Гсум = 1.37%; Ссум = 0.32%. ЛБА - 1БГ-ЛБ. Прилагаются пробы флюида.

В интервалах 3090-3144,4 м; 3210-3243,4 м.; 3275-3281,3 м. проводился отбор керна. Керн прилагается.

Ушаковская свита (3320-3345) - песчаники кварцевые темно-серые, цемент регенерационный, мелкозернистые, среднекрепкие, темно-серые разности песчаников с включениями слюдистых минералов, с тонкими прослоями белых "сахаровидных" песчаников (м/з, среднекрепкие, с кварцевыми прожилками). Встречаются песчаники по составу близкие к кварцитам - скрыто - и тонкозернистые, весьма плотные, вязкие, крепкие.

Песчаники содержат редкие прослои алевролитов, светло-серые, серые и, реже, коричневато-серые, кварцевые, т/з - м/з. Преобладают темно-серые песчаники, ниже более распространены серые и светло-серые разности. Песчаники со слабыми коллекторскими свойствами отличаются наличием известковистости в цементе, кальцитовыми прожилками и средней зернистостью кварцевых зерен, присутствие ограниченное. Гсум = 6.64%; Ссум = 0.58%. ЛБА - 2БГ-ЛБ.

Кристаллический фундамент - вскрыт на глубине 3345 м. и представлен пегматоидными породами, состоящими из полевого шпата (60%), кварца (35%), и темноцветов (5%). Кварц в большей степени выбурен из пород и представлен в виде неокатанных обломков в шламе.

По данным испытания скважины.

Базальный горизонт.

Интервал 3323-3333 м вскрыт ПРК-42С по 24 отв. на 1 п. м. Опробован КИИ-95 с опорой на голову аварийного инструмента 2680 м. Буфер 200м- пресная вода над ИП + 643 м бурового раствора удельного веса 1,06г/см3 под ИП. Расчетная депрессия на пласт = 202атм.

Qгкс расчетный = 63тыс.м3/сутки.

Интенсификация притока технологической жидкостью: перекись водорода, мочевина, хлористый калий. Дополнительная перфорация ПРК-42С интервала 3322-3334 м по 12 отв. на 1 п. м. Взрыв ТШ-35 на глубине 3332 м.

Снижение уровня ПС до глубины 2680 м.

Qг=0,4тыс.м3/сутки, Qпл.в.=1м3/сутки удельного веса 1,22г/см3(приток пластовой воды из нижнего пласта боханского горизонта после ТШ-35).

Насыщение горизонта - газоконденсатное.

Боханский горизонт.

Интервал 3252-3260 м, 3277-3284 м (совместно) вскрыт ПРК-42С по 24 отв. На 1п. м. Снижение уровня ПС до глубины 2680 м.

Приток нефти 50-70 л в сутки и 1м3/сутки пластовой воды удельного веса, 2г/см3 при Нср.дин. 2586 м.

Расчетная депрессия на пласт 207 атм.

Дострел интервала 3260-3270 м ПРК-42С по 24 отв. на 1п. м. Снижение уровня ПС до глубины 2680 м. Увеличение притока не получено.

Насыщение горизонта: верхняя часть - нефтяное, нижняя часть - пластовая вода.

Парфеновский горизонт.

Верхняя и нижняя части горизонта опробованы раздельно КИИ-95 в процессе бурения (интервал залегания горизонта 3101-3139 м). При забое 3113 м и МП 3052 м (в колонне 168 мм) опробована верхняя часть горизонта. Буфер 843 м - буровой раствор плотностью 1,04г/см3. На притоке 1час, КВД-1 час. 30 мин.

Давления: 310-100-103-223-310 атм. Притока, разгазированый, пленок нефти - нет. Расчетная депрессия 170 атм.

При забое 3144,4 м и МП 3052 м (в колонне 168 мм) горизонт опробован полностью. Буфер 1194 м - буровой раствор плотностью 1,04г/см3 и 38 м-пресная вода. На притоке 11 час. 43 мин., на КВД 12 час. 14 мин. Получен приток разгазированной пластовой воды удельного веса 1,24 г/см3 дебитом 32 м3/сутки при средней депрессии 70 атм. Восстановленное пластовое давление 283 атм.

Давления 311-184-283-283-311 атм.

Насыщение горизонта - пластовая вода.

Заключение

По материалам данной работы можно сделать заключение: район поисковых работ, слабо изучен и именно скважина №7-П на Левобережном лиц. участке пролила свет на содержание недр в этом районе.

Так же нужно отметить, что при бурении поисковой скважины не удалось качественно отобрать керн по всем продуктивным пластам. И испытания были осложнены поставарийным состоянием скважины. Заключительный вывод: нужно продолжить поисково-разведочные работы на данной площади. В дипломной работе, думаю, продолжить рассмотрение: геологического строения и перспектив нефтегазоносности Аталанской площади.

углеводородный термобарический осадочный левобережный

Используемая литература

1. Геологический проект на Левобережную лицензионную площадь. / ФГУП ВостСибНИИГГиМС / Воробьев В.Н. / 2002 г.

2. Отчеты партии ГИС. Газокаратаж / Мухамедянов Р.И., Стенин В.П., Мозморов А.А. / 2004 г.

3. «Методические указания по ведению работ на стадиях поисков и разведки месторождений нефти и газа, 1982».

4. Проект на строительство поисковых скважин П--7 и П--4. / Под ред. гл. геол. Вахромеев А.Г. / 2002 г.

Размещено на Allbest.ru