Характеристика коллекторов углеводородов основных месторождений Восточной Сибири

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Характеристика коллекторов углеводородов основных месторождений Восточной Сибири

Введение

Разведанные запасы нефти Восточной Сибири превышают 2 млрд т, запасы газа -- более 10 трлн м3. Это приоритетный район России для развития масштабной нефтегазодобычи и экспорта углеводородов в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Но экстремальные природно-климатические условия при очень слабой заселенности и неразвитой инфраструктуре крайне затрудняют освоение нефтегазовых ресурсов этого богатейшего нефтью и газом региона. Большую часть Восточной Сибири занимает Лено-Тунгусский нефтегазоносный бассейн (НГБ), в котором продуктивны древнейшие осадочные породы Земли рифейского, вендского и кембрийского возраста.

1. Особенности строения, состава флюидов месторождений нефти и газа Сибирской платформы

Рифейские отложения образуют нижний структурный ярус осадочного чехла бассейна. Структурная самостоятельность этого комплекса подтверждается наличием регионального несогласия как с породами кристаллического архейско-протерозойского фундамента, так и с вышележащими вендскими отложениями. Сложен рифей преимущественно карбонатными отложениями морского генезиса, их максимальная мощность -- 5 км.

В конце рифея территория Сибирской платформы испытала региональное воздымание, верхняя часть рифейских отложений была размыта. Полностью отсутствуют рифейские отложения в пределах Анабарского массива, Непско-Ботуобинскойантеклизы и на ряде поднятий в северо-западной и южной ее частях. Рифейские отложения смяты в крутые складки с углами падения пород до 40--50° и осложнены многочисленными разрывами. На породах рифея и на тех структурах, где он отсутствует, на кристаллическом фундаменте, с резким угловым несогласием залегают терригенные отложения венда.

В раннем венде на юге Сибирской платформы накапливались терригенные пестроцветные отложения. В позднем венде морской бассейн охватил большую часть платформы, а терригенный режим осадконакопления сменился на карбонатный. В раннем кембрии и в начале среднего кембрия на значительной части платформы располагался солеродный бассейн. По его краям формировались сначала сравнительно невысокие разобщенные органогенные постройки, а затем к началу среднего кембрия -- краевые рифы значительной высоты и протяженности.

После кратковременного воздымания в среднем кембрии территория Сибирской платформы вновь становится бассейном седиментации, в котором накапливались морские, прибрежно-морские и лагунные терригенно-карбонатныеотложения кембрия, ордовика, силура и девона. В карбоне и перми на большей части этой территории накапливалась континентальная терригенно-угленосная формация и формировалась Тунгусская синеклиза, наложенная на ранее сформированные структуры. По ресурсам угля синеклиза является одним из крупнейших угольных бассейнов мира.

В раннем триасе на большей части Сибирской платформы формируется мощная толща (до 1500 м) траппов. Верхнюю часть траппов слагают базальты, занимающие центральную часть Сибирской платформы и образующие многочисленные покровы. Кроме триаса траппы достаточно широко внедрились в отложения палеозоя.

Осадочный чехол платформы обладает всеми параметрами, которые определяют высокие перспективы его нефтегазоносности. В разрезе широко развиты нефтегазоматеринские толщи (НГМТ). Наиболее распространены они среди рифейских пород, где пласты, обогащенные органическим углеродом (5--10% на породу), имеют мощность 100--700 м. Вторым крупным этапом формирования НГМТ был конец раннего -- начало среднего кембрия, когда в предрифовых зонах, обрамлявших солеродный бассейн, накапливались битуминозные глины мощностью от 70 до 200 м с содержанием в них органического углерода 18-- 22%. Третьим этапом накопления богатых органическим веществом отложений были поздний карбон и пермь, когда в Тунгусской синеклизе накапливались угленосные толщи. В них доминирует гумусовый тип органического вещества, источником которого была высшая наземная растительность.

Итак, главными чертами Лено-Тунгусского нефтегазоносного бассейна являются:

-- нефтегазоносность древнейших осадочных образований земли: рифея, венда и кембрия, в которых открыты крупные и уникальные месторождения нефти и газа;

-- широкое распространение траппов и интрузий триасового возраста.

Траппы оказали существенное влияние на нефтегазоносность. Оно выразилось в ускоренном прогибании структур под влиянием огромной массы внедрившейся магмы, в значительном усложнении структурного плана, в формировании новых путей миграции углеводородов, а также в термическом воздействии на вмещающие породы. Это привело с одной стороны к резкому ухудшению свойств поровых коллекторов, с другой стороны обеспечило повышенную степень катагенеза органического вещества НГМТ.

В Лено-Тунгусском НГБ открыто более 40 месторождений нефти, газа и газоконденсата. Базовыми для организации широкомасштабной добычи являются Юрубчено-Тохомское в Красноярском крае, Ковыктинское и Верхнечонское в Иркутской области, Талаканское, Среднеботуобинское, Чаяндинское в Республике Саха (Якутия).

2. Характеристика месторождений восточной Сибири

Уникальное Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в пределах Байкитской антеклизы на западе Ленно-Тунгусского НГБ. Извлекаемые запасы нефти месторождения -- около 600 млн т, газа -- 900 млрд м3. Нефтегазоносна самая верхняя часть рифейского комплекса, подвергшаяся длительному предвендскому размыву и денудации. В разрезе дислоцированных рифейских толщ, представленных известняками и доломитами с прослоями аргиллитов, в связи с частичным растворением и выщелачиванием карбонатов в зоне выветривания образовались вторичная пористость, каверны и даже карстовые пустоты. Суммарный эффект от вторичной пористости, кавернозности и трещиноватости способствовал формированию достаточно высоких фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. Рифейский резервуар очень неоднороден. Залежи нефти -- пластовые сводовые тектонически и литологически экранированные. Глубина их залегания 2150--2320 м. Коллектор -- карбонатный трещинно-кавернозно-порового типа с преобладанием вертикальных и субвертикальных трещин. Трещиноватость пород существенно меняется в пределах месторождения. Поэтому, несмотря на большое количество поисковых и разведочных скважин (более 70), детали строения залежей неясны. Начальные дебиты нефти 40--60 т/сут, в отдельных скважинах до 250--500 т/сут.

В терригенных отложениях венда на месторождении содержится пластовая сводовая залежь свободного газа. Коллекторы сложены кварцевыми и кварцевополевошпатовыми песчаниками с открытой пористостью 14--17%, газонасыщенная толщина 2,6--1,5 м.

На месторождении высока доля запасов категории С2, поэтому требуются значительные объемы разведочного бурения для их перевода в более высокую категорию.

Ковыктинское газоконденсатное месторождение.

На юге Восточной Сибири в нескольких сотнях километров к западу от озера Байкал расположено крупнейшее в Восточной Сибири уникальное Ковыктинское газоконденсатное месторождение с запасами газа свыше 2 трлн м3. Залежи пластовые литологически и тектонически ограниченные. Продуктивный горизонт нижнего кембрия сложен разнозернистыми песчаниками мощностью 20--40 м. Эффективная газонасыщенная толщина 5--16 м. Открытая пористость 11--13%, проницаемость до 1 мкм2. Дебиты газа -- до 300 тыс. м3/сут.

Вблизи Ковыктинского месторождения разведываются крупное Ангаро-Ленское газоконденсатное месторождение и несколько высокоперспективных ловушек, поэтому есть все основания полагать, что запасы газа Прибайкальского региона будут значительно увеличены. Здесь может быть создан крупнейший газодобывающий центр мирового значения.

Крупные запасы нефти, газа и конденсата разведаны в юго-восточной части Лено-Тунгусского НГБ в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы. Здесь открыто 25 месторождений, в том числе такие крупные как Верхнечонское, Среднеботуобинское, Талаканское и уникальное Чаяндинское.

Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к сложно построенной брахиантиклинальной складке размерами 65 Ч 45 км. Разрез сложен отложениями венда, кембрия и юры общей толщиной до 1700 м. Встречаются интрузии траппов. Площадь сильно осложнена разрывными нарушениями, что привело к формированию нескольких продуктивных блоков. Месторождение многозалежное, нефть и газ выявлены в карбонатных пластах нижнего кембрия и терригенных отложениях венда. Залежи пластовые, тектонически и литологически экранированные.

Наибольшие по запасам газоконденсатно-нефтяные залежи связаны с верхнечонском горизонте венда, сложенном кварцевыми песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Коллектор трещинно-поровый с пористостью 2--14%, проницаемостью до 0,3--0,4 мкм2. Эффективная толщина пластов 2--26 м, глубина залегания 1615--1640 м. Дебиты нефти до 150 т/сут, газа -- до 380 тыс. м3/сут. Запасы нефти месторождения -- 200 млн т, газа -- 100 млрд м3.

Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к центральной части Непско-Ботуобинской антеклизы. Размеры структуры, нарушенной многочисленными разрывами, 65 Ч 40 км, амплитуда 150 м. Продуктивны два пласта: хамакинский горизонт венда и осинский горизонт нижнего кембрия. Залежи пластовые, реже пластовые сводовые с литологическими и тектоническими ограничениями.

Пласты-коллекторы хамакинского горизонта представлены разнозернистыми песчаниками с подчиненными прослоями алевролитов. Открытая пористость 11--13%. Залежь газоконденсатная с нефтяной оторочкой. Начальные дебиты газа до 200 тыс. м3/сут.

Осинский горизонт сложен обломочными известняками. Основные по промышленной значимости залежи -- нефтегазоконденсатные, структурно-литологического типа, глубина залегания 1100 м. Высота газовой части 100 м, нефтяной оторочки -- 60 м. Коллекторы порово-кавернозные и трещинные. Пористость до 24%. Начальные дебиты нефти 80--95 т/сут, газа до 550 тыс. м3/сут. Запасы нефти месторождения 120 млн т, газа 55 млрд м3.

Уникальное Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение, запасы газа которого составляют 1,3 трлн м3, нефти -- 50 млн т. Главные нефтегазоносные объекты НГО - базальные отложения рифей-венд-нижнекембрийского терригенно-карбонатного комплекса.

Чаяндинское НГКМ приурочено к крупной неантиклинальной ловушке в северо-восточной части Непского свода и связано с зонами выклинивания песчаников венда.

Основные газовые залежи находятся в ботуобинском, хамакинском и талахском продуктивных горизонтах венда.

Ботуобинский горизонт соответствует нижней подсвитебюкской свиты; Хамакинский горизонт - верхней подсвитепаршинской свиты.

Горизонты сложены линзовидными телами преимущественно средне- и мелкозернистых хорошо сортированных песчаников с кварцевым и сульфатно-карбонатным цементом. Мощность тел достигает 20 м.

Залежь в породах талахского продуктивного горизонта, соответствующего талахской свите венда распространена локально, только в центральных частях месторождения.

Коллектор терригенный.

Содержит 8 залежей, в тч, 2 - нефтегазоконденсатные, 6 - газоконденсатные. Все залежи пластовые, литологически и тектонически экранированные, с особыми термобарическими пластовыми условиями.

Глубина залегания залежей: 1 450-1 850 м.

Заключение

Таким образом, месторождения Восточной Сибири многопластовые, разбитые разломами на отдельные блоки. Среди залежей преобладают литологически и тектонически экранированные.

Продуктивные горизонты отличаются неоднородностью литологического состава и частым замещением проницаемых пластов слабопроницаемыми или непроницаемыми как по вертикали, так и по латерали. Важная роль в формировании фильтрационно-емкостных свойств принадлежит трещиноватости и вторичным процессам выщелачивания.

Нефти месторождений -- легкие, малосернистые, маловязкие, с высоким выходом светлых фракций. Они суммарно содержат около 200 млрд м3 попутных нефтяных газов -- важнейшего сырья для газохимической промышленности.

Газ месторождений содержит конденсат, суммарные запасы которого составляют около 10% российских запасов.

Свободный газ и газ газовых шапок характеризуются уникальным составом. Кроме метана он содержит этан, пропан, бутан. Их запасы составляют около 14% запасов России. Газ также содержит повышенные концентрации гелия. На долю Восточной Сибири приходится 90% от запасов гелия России и 27% его мировых запасов. По своему стратегическому ресурсу гелия Ковыктинское и Чаяндинское уникальные месторождения конкурируют с крупнейшими месторождениями

Список литературы

нефтегазоносный триасовый выщелачивание месторождение

1. Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Перспективы поставок природного газа из России в страны Азиатско-Тихоокеанского региона // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. -- 2008. -- № 1. -- С. 5--8.

2. Санду С.Ф. "Разработка нефтяных и газовых месторождений": учебное пособие /С.Ф. Санду, А.Т. Росляк, В.М. Галкин. - Томск: Издво: ТПУ, 2011. - 88с.

Размещено на Allbest.ru