Геология и перспективы нефтегазоносности восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы (Якутская часть) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Макарова Анастасия Сергеевна

• Макарова Анастасия Сергеевна
• кандидат наук
• 2023

Оглавление диссертации кандидат наук Макарова Анастасия Сергеевна

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. Общая характеристика территории исследования

Глава 2. Геологическая характеристика района работ

2.1. Структурно-стратиграфические комплексы южной части Сибирской платформы

2.2. Тектоническая характеристика территории работ

2.3. История геологического развития территории

Глава 3. Нефтегазоносность Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области

3.1. Нефтегазоносные комплексы Непско-Ботуобинской антеклизы

3.2. Характеристика залежей Непско-Ботуобинской антеклизы (Якутская часть)

Глава 4. Анализ свойств углеводородов

Глава 5. Литолого-петрофизические неоднородности

5.1. Оценка литолого-петрофизических неоднородностей продуктивных отложений

5.1.1. Юряхский горизонт

5.1.2. Ботуобинский горизонт

5.1.3. Харыстанский/ Хамакинский горизонт

5.1.4. Талахский горизонт

5.1.5. Вилючанский горизонт

5.2. Факторы осложнения строения коллекторов продуктивных горизонтов

Глава 6. Площадные неоднородности продуктивных горизонтов

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геология и перспективы нефтегазоносности восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы (Якутская часть)»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. Освоение месторождений углеводородов ВосточноСибирской мегапровинции во многом определено необходимостью восполнения ресурсной базы нефти и газа Российской Федерации. Наиболее актуальным в данном случае является геологическое исследование месторождений, расположенных на территории Непско-Ботуобинской синеклизы в связи с вводом в эксплуатацию трубопроводов Восточная Сибирь-Тихий Океан (ВСТО).

Продуктивные отложения и их фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) характеризуются резкой изменчивостью как по площади, так и разрезу. Характер развития литолого-петрофизических неоднородностей во многом определены постседиментационными преобразованиями древних отложений (рифей-вендских и раннепалеозойского возраста). Отмечается значительное ослабление корреляционных связей между коллекторскими свойствами и условиями осадконакопления, что также связано с присутствием соленосных отложений. Все это приводит к существованию ограничений современных технологий воздействия на пласт, обусловленных составом продуктивных толщ. Это существенно осложняет как оценку запасов нефти и газа, так и создание проектов их разработки.

Степень научной разработанности темы исследования. Существенный вклад в изучение геологического строения и перспектив нефтегазоносности южной части Сибирской платформы внесли Конторович А.Э., Сафронов А.Ф., Шемин Г.Г., Мельников Н.В., Анциферов А.С., Трофимук А.А. Учеными в разные временные отрезки были рассмотрены и изучены структурно-тектоническое, литологическое строение, а также были рассмотрены вопросы по геохимии и нефтегазоносности территории. Однако реализованные проекты по изученности территории ввиду сложности горно-геологического строения и недостаточности полных исследований современными методами носят преимущественно региональный характер, что дает общее представление о строении территории и перспективах нефтегазоносности. Также уделялось недостаточное внимание изучению коллекторских свойств и функциональных неоднородностей, при этом проведенные геофизические исследования скважин и кернового материала носят локальный характер для залежей внутри участков месторождений.

При этом в настоящее время накопился достаточный объем фактического материла для проведения комплексной оценки и анализа особенностей территории, а также обобщения и выявления закономерностей для повышения научных знаний в области приращения запасов углеводородов.

Объект исследования: основные (юряхский, ботуобинский,

хамакинский/харыстанский, талахский и вилючанский) продуктивные горизонты венд-кембрийского возраста, приуроченные к Непско-Ботуобинской антеклизе.

Предмет исследования: фильтрационные и ёмкостные свойства коллекторов продуктивных горизонтов в связи с постседиментационными преобразованиями, а также физические свойства флюидов.

Цель работы: исследование геологического строения, выявление закономерностей развития неоднородностей коллекторов и флюидов, которые необходимы для повышения эффективности проведения поисково-разведочных работ.

Основные задачи исследования:

1. Анализ номенклатуры стратиграфических подразделений для сопоставления одновозрастных отложений.

2. Исследование явных и функциональных неоднородностей фильтрационно-ёмкостных свойств продуктивных отложений.

3. Анализ изменчивости петрофизических свойств продуктивных пластов по площади и разрезу, а также характера их соотношений.

4. Определение факторов, влияющих на коллекторские свойства продуктивных отложений.

5. Выявление неоднородностей свойств углеводородов.

6. Исследование влияния тектонического фактора на формирование залежей углеводородов и свойств продуктивных отложений.

Научная новизна исследования:

1. Впервые определены закономерности улавливания углеводородов в процессе формирования залежей Непско-Ботуобинской антеклизы.

2. Впервые для данного региона осуществлён анализ пористости коллекторов различных классов.

3. Выявлены факторы, указывающие на ослабление влияния условий седиментации продуктивных отложений и одновременное усиление контроля вторичных процессов на современные коллекторские свойства пород.

4. Уточнен характер изменчивости фильтрационно-ёмкостных свойств продуктивных пластов.

5. Установлена связь дизъюнктивных нарушений и характера развития эпигенетического галогенеза.

6. Установлен контроль тектонического фактора на характер изменения свойств нефти.

Теоретическая ценность научной работы и ее практическая значимость.

Теоретическая значимость работы заключается в обобщении и систематизации геологических данных и результатов исследований предыдущих лет, позволивших выявить закономерности, которые способствуют приращению научных знаний о сложно-построенных геологических объектах.

Практическая значимость работы заключается в выявлении явных и функциональных неоднородностей карбонатно-терригенных отложений продуктивных горизонтов, закономерностей развития вторичных процессов, в частности, засолонения, выявлении закономерностей неоднородностей состава и свойств углеводородов с целью создания целостной базы для дальнейшего прогнозирования потенциально перспективных объектов и зон улучшенных коллекторов.

Методология и методы исследования. Поставленные задачи решались на основе комплексного анализа геолого-геофизических данных, которые послужили основой для применения статистических методов для выявления явных и функциональных неоднородностей фильтрационно-ёмкостных свойств продуктивных отложений и флюидов.

В процессе работы использовались следующие материалы и методы: результаты литолого-петрофизических исследований, материалы интерпретации промыслово-геофизических данных, результаты сейсморазведочных работ, комплексный анализ опубликованных и фондовых материалов.

Фактический материал. Диссертационная работа является итогом аналитического обобщения обширного фактического материала по геологическому строению, нефтегазоносности, геофизическим и литологическим характеристикам продуктивных отложений венд-раннепалеозойского осадочного бассейна Непско-Ботуобинской антеклизы. Проанализировано 25 месторождений по свойствам углеводородов и средним фильтрационно-ёмкостным параметрам Якутской части Непско-Ботуобинской области. Проанализировано 6 основных продуктивных горизонтов на основании литолого-петрофизических результатов исследований керна и результатов интерпретации ГИС по 108 скважинам. Обобщены результаты определений (по керну) пористости - 6 834 образца, проницаемости - 6 279 образцов, остаточной водонасыщенности - 3 975 образцов по 178 скважинам. Сбор фактического материала осуществлялся во Всероссийском геологическом фонде и российских библиотеках.

Положения, выносимые на защиту: 1. Выявлен дифференциальный характер улавливания углеводородов в ходе образования залежей: установлена тенденция увеличения вверх по разрезу плотности, вязкости нефти и содержания серы; наибольшие значения данных параметров фиксируется вблизи главной

оси Непско-Ботуобинской антеклизы, по мере удаления от окраинных участков рассматриваемого тектонического элемента прослеживается последовательное уменьшение доли газонасыщенных коллекторов, что целесообразно учитывать при проведении поисково-разведочных работ.

2. Установлены закономерности изменчивости по разрезу и латерали процессов вторичного заполнения пустот продуктивных отложений галитом. Выявлена общая тенденция контроля развития данных преобразований особенностями формирования дизъюнктивных нарушений, что подтверждают результаты количественной и качественной оценки материалов лабораторных исследований керна.

3. Эволюция продуктивных отложений вендско-кембрийского возраста определила существенное ослабление связей между условиями седиментации и их коллекторскими свойствами, на что указывает анализ явных и функциональных неоднородностей, выявленных по результатам лабораторных исследований керна и интерпретации промыслово-геофизических материалов. Фиксируется увеличение значимости типа пустот на их фильтрационные свойства и на характер латеральных изменений коллекторских свойств пород, которые являются основой для создания базы данных, позволяющей оптимизировать оценку ресурсов углеводородного сырья перспективных объектов, и для прогнозирования техногенных изменений в процессе разработки, залежей углеводородов.

Соответствие паспорту специальности. Диссертация соответствует паспорту специальности 1.6.11. Геология, поиски, разведка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений в части:

1. Условия образования месторождений нефти и газа:

■ геология нефтяных и газовых месторождений, типы месторождений, их классификация;

■ геохимия нефти и газа;

■ резервуары нефти и газа, коллекторы и покрышки;

■ условия формирования скоплений нефти и газа в земной коре (генерация, миграция и аккумуляция углеводородов);

2. Прогнозирование, поиски, разведка и оценка месторождений:

■ методология прогнозирования и критерии нефтегазоносности, методы оценки ресурсов;

3. Геолого-промысловая характеристика месторождений нефти и газа:

■ закономерности и неопределенности петрофизических свойств пород-коллекторов, и их влияние на эффективность разработки.

Личный вклад автора. Автором собрана, проанализирована и структурирована структурно-тектоническая, палеогеографическая, литолого-стратиграфическая и геохимическая информация по району исследований. Проведена аналитико-статистическая

обработка данных кернового и промыслового исследований, в результате которой: выполнены функциональные и трендовые неоднородности (233 шт.), построены площадные карты неоднородностей для продуктивных горизонтов (44 шт.), определены закономерности развития эпигенетического засолонения, а также выделены их зоны развития (на 4 рисунках) и особенности формирования залежей по площади территории. На основе фактического материала автором в целом самостоятельно выполнены графические построения (более 300 шт.), таблицы (22 шт.), а также произведен их анализ, результатом которого являются положения, выносимые на защиту.

Степень достоверности и апробация работы. Достоверность научного исследования подтверждается использованием общепринятых современных методов и методик, сформулированных в трудах российских и зарубежных ученых по геологии, поиску и разведке месторождений нефти и газа.

По теме диссертационной работы опубликовано 8 научных трудов, из них 5 статей опубликовано в рецензируемых научных изданиях, входящих в перечень ВАК РФ, 3 доклада, представленных на научных-конференциях.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из 6 глав, заключения и списка литературы. Содержание работы изложено на 169 страницах, включая 163 рисунка, 22 таблицы. Список литературы включает 96 наименований.

Глава 1. Общая характеристика территории исследования

Восточно-Сибирская нефтегазоносная мегапровинция (В-СНГМ) занимает территорию всей древней Сибирской платформы. Одной из перспективных и ныне разведанной провинцией в составе В-СНГМ является Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция (НГП), которая обеспечивает 90% запасов углеводородов в регионе. В составе Лено-Тунгусской НГП выделены 12 нефтегазоносных областей (НГО): Северо-Тунгусская, Южно-Тунгусская, Байкитская, Катангская, Присаяно-Енисейская, Непско-Ботуобинская, Северо-Алданская, Ангаро-Ленская, Анабарская, Западно-Вилюйская, Предпатомская, Сюгджарская, Турухано-Норильская [8, 47].

Непско-Ботуобинская НГО тектонически приурочена к одноименной антеклизе. На территории открыто свыше 30 месторождений, по фазовому составу месторождения газонефтяные, нефтегазовые, нефтегазоконденсатные и чисто газовые. При этом месторождения находятся на разных стадиях изученности.

Залежи в основном приурочены к вендским терригенно-карбонатным и вендско-нижнекембрийским карбонатным отложениям подсолевого комплекса. К основным продуктивным горизонтам венда относятся - вилючанский, талахский, улаханский, хамакинский, харыстанский, ботуобинский. К продуктивным горизонтам венд-кембрия относятся - телгеспитская пачка, юряхский, осинский [24, 47].

Терригенный комплекс:

Вилючанский продуктивный горизонт выделяется в составе хоронохской и бетинчинской свит и залегает на базальных отложениях венда. Он вскрыт скважинами на территории Вилючанской седловины (Верхневилючанское и Вилюйско-Джербинское месторождения) и юго-восточной части Непско- Пеледуйского свода (Талаканское месторождение, Нижнехамакинская площадь). Горизонт сложен песчаниками кварцевыми хоронохской и песчаниками полимиктовыми бетинчинской свит и отличается неоднородностью по площади и разрезу, площадное распространение коллекторских свойств не выдержано [26].

Талахский горизонт выделяется в объеме талахской свиты и широко развит на территории антеклизы - от Непского свода до Мирнинского выступа. Талахский горизонт представлен переслаиванием песчаников разнозернистых с прослоями аргиллитов. Он не выдержан по площади и неоднороден по литологическому составу, участками коллектора горизонта замещаются непроницаемыми породами. Коллекторские свойства имеет неравномерное распространение по площади.

Улаханский горизонт приурочен к арылахской пачке курсовской свиты и вскрыт скважинами на северо-востоке Непско-Ботуобинской антеклизы в пределах Мирнинского выступа. По литологическому составу горизонт неоднороден и сложен чередованием песчаников средне-мелкозернистых с прослоями алевролитов, местами аргиллитов. Площадь распространения горизонта ограничивается Маччобинским, Иреляхским и Нелбинским месторождениями, а также северной частью Среднеботуобинского [32, 47, 52]. Горизонт залегает непосредственно под ботуобинским, образуя в ряде месторождений единую гидродинамическую систему. Коллекторские свойства улаханского горизонта достаточно хорошие, в определённой степени благодаря невысоким содержанием в породах глинистого цемента, а также выдержаны по площади.

Хамакинский горизонт приурочен к нижнепаршинской подсвите и выскрыт в центральной части антеклизы - Непский свод, а также прослеживается вдоль восточного склона Мирнинского выступа. Горизонт представлен неравномерным чередованием песчаников с прослоями алевролитов и аргиллитов, неоднороден по составу. Коллекторские свойства терригенных отложений не выдержаны по площади, повышенные значения фильтрационно-емкостных свойств локализуются в линзовидных телах горизонта невысокой толщины [90].

Харыстанский продуктивный горизонт залегает внутри одноименной свиты отложений венда и распространен в пределах Вилючанской седловины и простирается на юго-западный и, вероятно, на юго-восточный склоны Сунтарского поднятия. Горизонт прослеживается в виде линзообразной полосы. В литолого-фациальном отношении харыстанский горизонт имеет невыдержанное распространение, как по разрезу, так и по площади. Харыстанский горизонт является аналогом хамакинского на территории Непского свода и приурочен к аналогу верхненепской свиты. Горизонт сложен песчаными линзами, аргиллитами, алевролитами с прослоями мергелей и песчаников. Коллекторские свойства горизонта не выдержаны по площади [90].

Ботуобинский горизонт приурочен к нижнебюкской подсвите и наиболее распространен в пределах антеклизы. Он простирается от Северо-Талаканского месторождения на юго-востоке до северного склона Мирнинского выступа. Коллектора ботуобинского горизонта сложены преимущественно песчаниками кварцевыми, а также переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов в подошве горизонта на разных участках территории. Песчаники горизонта включают несколько продуктивных баровых тел в центральной и северной части антеклизы, а количество алевролита и аргиллита в разрезе горизонта увеличивается в юго-восточном направлении. Коллекторские свойства ботуобинского горизонта высокие, при этом, толщина горизонта сокращается на границе с Предпатомским региональным прогибом, где фильтрационно-емкостные свойства песчаников резко уменьшаются [50].

Карбонатный комплекс:

Телгеспитская пачка приурочена к верхнебюкской подсвите и вскрыта на территории северовосточной части антеклизы - Мирнинский выступ, Вилючанская седловина. Пачка представлена доломитами, доломитами известковистыми и известняками, с развитой степенью трещиноватости и кавернозности. Отмечаются притоки газа и поглощения при проходке этого интервала разреза. Коллекторские свойства пачки весьма не выдержаны по площади территории [90].

Юряхский продуктивный горизонт приурочен к юряхской свите нерасчлененного венд-кембрия и вскрыт скважинами в центральной и северо-восточной частях Непско-Ботуобинской антеклизы. В составе горизонта выделяются два-три пласта Ю-1 и Ю-11 - на территории Вилючанской седловины, Ю-1, Ю-11 и Ю-Ш - на территории Непского свода. Горизонт представлен в основном доломитами, известняками доломитизированными трещиноватыми и кавернозными. Коллекторские свойства не выдержаны по площади распространения.

Осинский горизонт приурочен к билирской свите нижнего отдела кембрия и характеризуется широким площадным распространением. По литологической характеристике осинский горизонт сложен известняками доломитизированными и органогенными, доломитами [90]. Толщи коллекторов горизонта представлены известняками водорослевыми. Пустотное пространство кавернозно-порово-трещинного типа. Промышленность горизонта установлена в центральной и юго-восточной части антеклизы. Горизонт делится на два пласта О-11 и О-1, имеющие весьма отличный состав друг от друга. Толщи пласта О-11 наиболее кавернозны и трещиноваты по сравнению с породами пласта О-1. Коллекторские свойства горизонта не выдержаны по площади и по вертикали.

Месторождения Непско-Ботуобинской антеклизы Вилючанская седловина

Верхневилючанское газовое месторождение располагается в зоне сочленения Непско-Ботуобинской антеклизы и Сунтарского поднятия - Вилючанская седловина. Месторождение разбито разломами на блоки, которые контролируют залежи. Залежи приурочены к карбонатным и терригенным отложениям юряхского, харыстанского и вилючанского горизонта. Основные газовые залежи приурочены к пластам Ю-1 и Ю-11 юряхского горизонта, который сложен доломитами и известняками кавернозно-пористыми. Коэффициент открытой пористости в диапазоне от 4 до 21%, газопроницаемость достигает 0,028 мкм2. Залежи пластово-сводовые, тектонически экранированные с глубиной залегания до 1760 м. Термобарические значения: 16-17 МПа, +(6-8) °С.

Нижезалегающий терригенный харыстанский горизонт сложен песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Горизонт не однороден по составу, характерно литологическое замещение пород. Глубина залегания до 2330 м. Коэффициент открытой пористости в диапазоне от 5 до 11%,

единично значения пористости достигают 18%, газопроницаемость достигает 0,29 мкм2. Залежи пластово-сводовые, тектонически и литологически экранированные. Термобарические значения изменяются в пределах различных блоков месторождения от 17 до 18,4 МПа, от +11,5 до +15,5.

Нижезалегающий терригенный вилючанский горизонт залегает в базальном слое и сложен песчаниками и гравелитами в подошве разреза. Глубина залегания до 2670 м. Коэффициент открытой пористости в диапазоне от 4 до 17%, газопроницаемость достигает 0,117 мкм2. Термобарические значения изменяются в пределах различных блоков месторождения от 17,5 МПа, от +17,3°С.

Вилюйско-Джербинское нефтегазовое месторождение расположено в пределах Вилючанской седловины, к востоку от Верхневилючанского месторождения. Залежи месторождения связаны с карбонатными отложениями юряхского горизонта и терригенными вилючанского [47, 51, 90].

Юряхский горизонт делится на два пласта Ю-1 и Ю-11, к которому приурочена нефтегазовая залежь. Залежь пластово-сводовая, тектонически экранированная. Коллекторами являются доломиты трещиноватые и кавернозно-пористые с коэффициентом открытой пористости в диапазоне 14-16%, проницаемость - 0,3 мкм2. Глубина залегания достигает 1535 м. Термобарические значения: 16-16,3 МПа, +7°С [51, 90].

С песчаниками вилючанского горизонта связана пластово-сводовая, тектонически экранированная газовая залежь. Глубина залегания достигает 2580 м. Термобарические значения: 17,3-17,7 МПа, +22°С [90].

Мирнинский выступ

Иреляхское газонефтяное месторождение приурочено к Иреляхской брахиантиклинали, осложненной разрывными нарушениями.

Песчаники ботуобинского и улаханского горизонта образуют газонефтяные залежи с коэффициентом открытой пористости в диапазоне 7-18%, проницаемость в целом высокая. Продуктивные горизонты отличаются высоким коэффициентом песчанистости, что отражает их высокую однородность. Залежи пластово-сводовые, тектонически экранированные. Глубина залегания достигает 2180 м. Термобарические значения: 15,1-16 МПа, +(12-14) °С.

Северо-Нелбинское газовое месторождение приурочено к Северо-Нелбинской брахиантиклинальной складке, осложненной разрывными нарушениями.

Песчаники ботуобинского и улаханского горизонта образуют пластово-сводовую газовую залежь с коэффициентом открытой пористости 11,5%, проницаемость - 0,3 мкм2. Глубина залегания достигает 2085 м. Термобарические значения: 17,4 МПа, +10°С.

Нелбинское нефтегазовое месторождение расположено южнее Северо-Нелбинского месторождения. Установлена газовая залежь улаханского горизонта и ботуобинского. Отмечается аномально низкое пластовое давление 14,4 МПа [90].

Маччобинское нефтегазовое месторождение приурочено к брахиантиклинали юго-западнее Иреляхского месторождения. Промышленные залежи связаны с песчаниками ботуобинского и улаханского горизонтов.

Газонефтяная пластово-сводовая, тектонически экранированная залежь приурочена к ботуобинскому горизонту с коэффициентом открытой пористости 16%, проницаемость - 1,24 мкм2. Глубина залегания достигает 2155 м. Термобарические значения: 15,4 МПа, +11°С.

Газонефтяная залежь улаханского горизонта пластово-сводовая, тектонически экранированная. Коэффициент открытой пористости 12%, проницаемость - 0,6 мкм2. Глубина залегания достигает 2190 м. Термобарические значения: 15,3 МПа, +11°С.

Иктехское нефтегазовое месторождение расположено на границе Мирнинского выступа и Вилючанской седловины. Месторождение осложнено разрывными нарушениями. Залежи установлены в юряхском и ботуобинском горизонте на северо-западе.

Карбонатные породы юряхского горизонта делятся на три пласта Ю-1, Ю-11 и Ю-Ш, которые контролируются тектоническим и литологическим фактором. Залежи пластово-сводовые, разделены маломощными глинистыми пачками. Пластовое давление - 15,3 МПа.

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к приподнятой части Мирнинского выступа - брахиантиклиналь, имеющая северо-восточное простирание, имеет разломно-блоковое строение. Продуктивные толщи слагают карбонатный осинский горизонт, который залегает в кровле подсолевого комплекса, и нижезалегающие терригенные ботуобинский и улаханский. Залежь осинского горизонта газонефтяная. Горизонт сложен доломитами и известняками кавернозно-пористыми. Глубина залегания залежи до 1550 м. Осинский горизонт на месторождении делится на два пласта О-11 и О-1. Коэффициент открытой пористости в диапазоне от 10 до 20%, газопроницаемость достигает 0,043 мкм2. Характерно низкое пластовое давление 13,9-15,8 МПа, пластовая температура +8°С.

Нефтегазовая залежь с максимальной толщиной (до 33 м) приурочена к песчаникам ботуобинского горизонта в южной присводовой части брахиантиклинали. В северо-западном терригенный ботуобинский горизонт литологически выклинивается. Коэффициент открытой пористости в диапазоне от 12 до 19%. Абсолютная проницаемость достигает 2,5 мкм2. Залежь пластово-сводовая, тектонически экранированная. Локальный флюидоупор - ангидритизированные доломиты. Глубина залегания залежи до 1925 м. Отмечаются аномально низкие термобарические значения: 14-14,4 МПа, + (12-14) °С.

К улаханскому и талахскому горизонту приурочена газовая залежь в северном блоке месторождения. Песчаники горизонтов слагают залежь пластового типа с литологическим контролем.

Тас-Юряхское нефтегазовое месторождение приурочено к брахиантиклинали, осложненной разломно-блоковым строением. Ботуобинский горизонт является основным продуктивным горизонтом месторождения. Средневзвешенный коэффициент открытой пористости составляет 14%, газопроницаемость достигает 2,3 мкм2. Глубина залегания до 1985 м. Залежи пластово-сводовые, тектонически экранированные, с элементами литологического экранирования. Отмечаются низкие термобарические значения: 14-14,6 МПа, +(9-11,2) °С.

Северо-западная часть месторождения приурочена к терригенным толщам талахского горизонта. Залежи не крупные, пластовые с элементами тектонического и литологического экранирования. Коэффициент открытой пористости достигает 25%, газопроницаемость достигает 0,17 мкм2.

Непский свод

Алинское газонефтяное месторождение приурочено к Алинской брахиантиклинали к юго-востоку от Талаканского месторождения. Газонефтяная залежь приурочена к песчаникам хамакинского горизонта с открытой пористостью в диапазоне 12-15%. Пластовые давления - 11,2-11,5 МПа.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Макарова Анастасия Сергеевна, 2023 год

Список литературы

1. Абросимова О.О., Кулагин С.И. Особенности строения отложений кембрийского комплекса в пределах Мирнинского выступа (Непско-Ботуобинская антеклиза) // Известия Томского политехнического университета. 2010. № 1. C. 48-52.

2. Акулов Н.И., Валеев Р.Р. Особенности геологического строения Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения // Известия Иркутского государственного университета. Серия: Науки о Земле. 2016. С. 3-13.

3. Акулов Н.И., Валеев Р.Р. Палеорельеф фундамента Сибирской платформы и его влияние на формирование нефтегазоконденсатных месторождений // Отечественная геология. 2017. № 6. С. 72-79.

4. Анциферов А.С. Метаморфизм рассолов и засолонение коллекторов нефти и газа Ленно-Тунгусской нефтегазоносной провинции // Геология и геофизика. 2003. №6. С. 499-510.

5. Анциферов А.С. Причины засолонения коллекторов нефти и газа в Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции // Доклады Академии наук. 2000. Т. 370. № 1. С. 80-82.

6. Арчегов В.Б. Строение, нефтегазоносность, факторы контроля зональных скоплений углеводородов в древних комплексах сибирской платформы // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2010. № 5. C. 1-13.

7. Ахияров А.В., Семёнова К.М. Бельско-булайский галогенно-карбонатный комплекс и его литолого-фациальные и стратиграфические аналоги в пределах Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции: перспективы нефтегазоносности и возможные осложнения при бурении // Научно-технический сборник Вести газовой науки. 2013. № 5(16). С. 253-264.

8. Белонин М. Д., Маргулис Л.С. Нефтегазовый потенциал и перспективы освоения углеводородных ресурсов востока России // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2006. № 1. C. 1-18.

9. Букаты М.Б., Вожов В.И., Горохова В.А., Рахленко Е.З., Шварцев С.Л. Причины засолонения нефтегазоносных коллекторов на юге Сибирской платформы. // Геология и геофизика. 1981. №9. С.17-27.

10. Бурова И.А. Карбонатные коллекторы вендско-нижнекембрийского нефтегазоносного комплекса Восточной Сибири// Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2010. №5. С.18.

11. Бурова И.А. Палеогеографические реконструкции венд-нижнекембрийских карбонатных отложений западного склона северной части Непско-Ботуобинской антеклизы // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2014. №4. http://www.ngtp.ru/rub/4/42_2014.pdf

12. Вараксина И.В., Хабаров Е.М., Кротова М.М., Родякин С.В., Черныш П.С., Кугаколов С.А. Литология и петрофизика ботуобинского горизонта венда северо-востока Непско-Ботуобинской антеклизы // Гео-Сибирь. 2009. С. 162-165.

13. Вараксина И.В., Хабаров Е.М., Пушкарева М.М. Региональные перерывы в осадконакоплении и некоторые вопросы корреляции вендских отложений Ангаро-Ленской ступени и Непско-Ботуобинской антеклизы // Интерэкспо Гео-Сибирь. 2012. №1. С. 75-79.

14. Воробьев В.С., Жуковская Е.А., Мухидинов Ш.В. Учет эффекта засолонения пород коллекторов пластов В10, В13 непской свиты для повышения эффективности поисково-разведочного бурения на Игнялинском, Тымпучиканском и Вакунайском лицензионных участках (Восточная Сибирь) // Геология нефти и газа. 2017. № 6. С. 49-57.

15. Воробьев В.С., Клиновая Я.С. Причины засолонения терригенных пород в пределах Верхнечонского месторождения (Восточная Сибирь) // Газовая промышленность. 2017. № 4(751). С. 36-43.

16. Воробьев В.С., Чеканов И.В., Клиновая Я.С. Модель распространения терригенных коллекторов и засолоненных песчано-гравелитистых отложений в пределах месторождений центральной части Непского свода // Геология нефти и газа. 2017. № 3. С. 47-60.

17. Гажула С.В. Особенности траппового магматизма в связи с условиями нефтегазоносности Сибирской платформы // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2008. №1. http://www.ngtp.ru/rub/4/10 2008.pdf

18. Геология нефти и газа Сибирской платформы / под ред. А. Э. Конторовича, В. С. Суркова, А. А. Трофимука. М.: Недра, 1981. 552 с.

19. Городнов А.В., Черноглазов В.Н., Давыдова О.П. Определение фильтрационно-емкостных свойств засолоненных коллекторов в терригенных отложениях Непского свода Восточной Сибири // Каротажник. 2012. №12. С. 26-41.

20. Губина Е.А. Венд-нижнекембрийский карбонатный нефтегазоносный мегакомплекс Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области// Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. №4. С.7.

21. Гурова Т.И., Чернова Л.С., Богданова В.Н. Литология и условия формирования резервуаров нефти и газа Сибирской платформы, М.: Недра, 1988. 254 с.

22. Еременко Н.А. Геология нефти и газа, М.: Недра. 1968. 385 с.

23. Ивченко О.В., Поляков Е.Е., Ивченко М.В. Влияние разрывной тектоники на нефтегазоносность вендско-нижнекембрийских отложений южных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская антеклиза и сопредельные территории // Научно-технический сборник Вести газовой науки. 2016. № 6. С. 40-62.

24. Каламкаров Л.В. Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран: учеб. пособие. М.: «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. 570 с.

25. Карцев А.А. Основы геохимии нефти и газа, М.: Недра.1969. 272 с.

26. Каширцев В.А. Органическая геохимия нафтидов востока Сибирской платформы. Якутск: СО РАН, 2003. 160 с.

27. Кирюхин Л.Г., Хакимов М.Ю. Освоение ресурсов углеводородов Восточной Сибири -важнейшая задача России //Вестник Российского университета дружбы народов. 2009. №1. С.66-70.

28. Конторович А.Э., Беляев С.Ю., Конторович А.А., Старосельцев В.С., Мандельбаум М.М., Мигурский А.В., Моисеев С.А., Сафронов А.Ф., Ситников В.С., Филипцов Ю.А., Хоменко А.В., Еремин Ю.Г., Быкова О.В. Тектоническая карта венд-нижнепалеозойского структурного яруса Лено-Тунгусской провинции Сибирской платформы // Геология и геофизика. 2009. № 8. С. 851-862.

29. Конторович А.Э., Бурштейн Л.М., Вальчак В.И., Губин И.А., Гордеева А.О. , Кузнецова Е.Н., Конторович В.А., Моисеев С.А., Скузоватов М.Ю. , Фомин А.М. Нефтегазогеологическое районирование Сибирской платформы (уточненная версия) // ИНТЕРЭКСПО ГЕО-СИБИРЬ. 2017. № 1. С. 57-64.

30. Конторович В.А., Моисеев С.А., Скузоватов М.Ю., Следина А.С. Сейсмогеологическая модель строения терригенных отложений венда центральных районов Непско-Ботуобинской антеклизы // Геология нефти и газа. 2009. № 1. С. 20-26.

31. Коротков С.Б., Крючков В.Е., Семёнова Е.В., Франчук А.А. Литолого-стратиграфическое районирование глубокозалегающих рифей-нижнекембрийских отложений Сибирской платформы на лицензионных объектах ОАО «Газпром» // Научно-технический сборник Вести газовой науки. 2014. № 3(19). С. 89-98.

32. Косачук Г.П., Буракова С.В., Буточкина С.И., Мельникова Е.В., Будревич Н.В. К вопросу о формировании нефтяных залежей (оторочек) месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы// Научно-технический сборник Вести газовой науки. 2013. №5(16). С. 114-123.

33. Крючков В.Е., Пензин А.А. Литологические условия формирования, размещения и прогнозирования скоплений углеводородов в терригенных породах нижнего венда Сибирской платформы // Научно-технический сборник Вести газовой науки. 2018. №3(35). С.157-166.

34. Кузнецов В.Г., Илюхин Л.Н., Постникова О.В., Бакина В.В. и др. Древние карбонатные толщи Восточной Сибири и их нефтегазоносность. М.: «Научный мир», 2000. 104 с.

35. Кушмар И.А., Григоренко Ю.Н., Ананьев В.В., Белинкин В.А. Нефть и газ Восточной Сибири. СПб: Недра, 2006. 102 с.

36. Лебедев М. В., Моисеев С. А., Топешко В. А., Фомин А. М. Стратиграфическая схема терригенных отложений венда Северо-Востока Непско-Ботуобинской антеклизы // Геология и геофизика. 2014. № 5-6. С. 874-890.

37. Лебедев М.В., Моисеев С.А. Результаты детальной корреляции терригенных отложений венда северо-востока Непско-Ботуобинской антеклизы // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2012. № 8. С. 4-13.

38. Лобусев А.В., Мартынов В.Г., Страхов П.Н. Исследование неоднородностей нефтегазопродуктивных отложений // Территория нефтегаз. 2011. №12. С. 54-61.

39. Лобусев А.В., Страхов П.Н., Лобусев М.А, Антипова Ю.А., Осин Д.А. Возможность использования данных сейсморазведки для прогнозирования коллекторских свойств продуктивных отложений Тымпучиканского месторождения // Территория нефтегаз. 2014. №3. С. 18-23.

40. Маргулис Л.С., Семенов В.П., Родина Т.В. Прогноз распространения литологических ловушек углеводородов в терригенных отложениях венда северо-запада Непско-Ботуобинской антеклизы // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2015. Т. 10. № 2. С. 5. - DOI 10.17353/2070-5379/16_2015.

41. Маслов Д.В. Особенности распространения ботуобинского горизонта на Востоке Центрально-Тунгусской (Сюгджерской) НГО Республики Саха (Якутия) // Булатовские чтения. 2018. Т. 1. С. 153-156.

42. Мельников Н.В. Венд-кембрийский соленосный бассейн Сибирской платформы (Стратиграфия, история развития). Новосибирск: СО РАН, 2009. 148 с.

43. Мельников Н.В. Нефтегазоносные комплексы Лено-Тунгусской провинции // Геология и геофизика. 1996. №8. с. 196—205.

44. Мельников Н.В., Мельников П.Н., Смирнов Е.В. Зоны нефтегазонакопления в районах проведения геолого-разведочных работ Лено-тунгусской провинции // Геология и геофизика. 2011. №4. С.12.

45. Мигурский А.В. Опыт изучения Чайкинского поднятия - крупного объекта нефтегазопоисковых работ на Сибирской платформе / А.В. Мигурский, В.С. Старосельцев, Н.В. Мельников, Л.В. Рябкова, П.Н. Соболев, А.И. Сурнин, Л.С. Чернова // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. 2010. № 4. С. 14-25.

46. Мухидинов Ш.В., Воробьев В.С. Методические особенности петрофизического изучения засолоненных терригенных пород нефтегазовых месторождений Чонской группы // PROнефть. Профессионально о нефти. 2017. № 1(3). С. 32-37.

47. Непско-Ботуобинская антеклиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР; под ред. А.С. Анциферова, В.Е. Бакина, В.Н. Воробьева и др. Новосибирск: Наука, 1986. 245 с.

48. Нигаматов Ш.А., Исмагилова Л.Р., Бощенко А.Н. Прогноз зон засолонения песчаников ботуобиноского горизонта на примере Чаяндинского месторождения (Восточная Сибирь) // PROнефть. Профессионально о нефти. 2019. № 3(13). С. 35-40. Б01 10.24887/2587-73992019-3-35-40.

49. Пономаренко А.С. Образование ловушек и залежей углеводородов на территории южной части Сибирской платформы // Технологии нефти и газа, 2022. №3. - С. 35-41.

50. Пономаренко А.С. Особенности строения пустотного пространства ботуобинского горизонта // Вестник Евразийской науки. — 2021. №5. - С. 9.

51. Пономаренко А.С. Геология залежей карбонатных коллекторов Непско-Ботуобинской антеклизы // Вестник Евразийской науки. 2020. №6. С.14.

52. Пономаренко А.С. Геология залежей углеводородов, приуроченных к терригенным коллекторам Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области // Наука и техника в газовой промышленности. 2021. №1. С. 3-10.

53. Пономаренко А.С. Оптимизация освоения продуктивных горизонтов Непско-Ботуобинской антеклизы // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых: материалы XIII Всерос. науч.-техн. конф. 2020. Т. 1. С.102-108.

54. Рапацкая Л.А. Многофакторная и разнополярная роль дизъюнктивной тектоники в онтогенезе углеводородов (Сибирская платформа) // Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле Российской академии естественных наук. Геология, поиски и разведка рудных месторождений. 2016. № 2 (55). С. 40-50. DOI 10.21285/0301-108Х-2016-55-2-40-50.

55. Рапацкая Л.А. О роли шарьяжно-надвиговой тектоники в формировании месторождений углеводородов на юге Сибирской платформы // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2014. № 10. С. 102-109.

56. Решения Четвертого межведомственного регионального стратиграфического совещания по уточнению и дополнению стратиграфических схем венда и кембрия внутренних районов Сибирской платформы / Под ред. Н.В. Мельникова, Л.Н. Репина. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1989. 64 с.

57. Рыжов А.Е. Типы и свойства терригенных коллекторов венда Чаяндинского месторождения // Научно-технический сборник Вести газовой науки. 2013. № 1(12). С. 145-160.

58. Рыжов А.Е., Крикунов А.И., Филиппова Л.А. (Рыжова), Канунникова Н.Ю., Саприна О.А. Выяснение внутреннего строения хамакинского продуктивного горизонта и местоположения его стратиграфических границ в южной части Чаяндинского месторождения // Научно-технический сборник Вести газовой науки: Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. М.: ГазпромВНИИГАЗ. 2014. № 2 (18). С. 19-26.

59. Рыжов А.Е., Крикунов А.И., Филлипова (Рыжова) Л.А., Канунникова Н.Ю., Саприна О.А. Уточнение истории формирования в докембрийское время Южного и Саманчакитского блоков, выделяемых на Чаяндинском месторождении // Научно-технический сборник Вести газовой науки. 2014. №2(18). С.12-18.

60. Рыжов А.Е., Крикунов А.И., Филлипова Л.А., Канунникова Н.Ю., Земченков А.С. Уточнение местоположения ряда стратиграфических границ на Чаяндинском, Среднеботуобинском и Тас-Юряхском нефтегазоконденсатных месторождениях // Научно-технический сборник Вести газовой науки. 2017. № 2(30). С. 162-174.

61. Рыжов А.Е., Перунова Т.А., Орлов Д.М. Структура порового пространства Пород-коллекторов ботуобинского горизонта Чаяндинского месторождения // Научно-технический сборник Вести газовой науки. 2011. № 1(6). С. 162-174.

62. Рыжов А.Е., Склярова З.П., Крикунов А.И., Михалкина О.Г., Канунникова Н.Ю, Филиппова Л.А. Уточнение внутреннего строения терригенного комплекса нижнего венда Верхневилючанского нефтегазоконденсатного месторождения // Научно-технический сборник Вести газовой науки. 2021. №1(46). С. 87-105.

63. Сафронов А.Ф. Зоны нефтегазонакопления на северо-востоке Непско-Ботуобинской антеклизы // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2006. № 7. С. 18-24.

64. Сафронов А.Ф. Нефтегазоносность востока Сибирской платформы: историко-генетический анализ, размещение месторождений нефти и газа // Наука и образование. 2014. № 3. С. 6369.

65. Севостьянова Р.Ф. Хамакинский горизонт Чаяндинского месторождения в свете новых геологических и поисково-разведочных данных // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2017. № 1. С. 7

66. Сизых В.И. Шарьяжно-надвиговая тектоника окраин древней платформы. Новосибирск, СО РАН, 2001. 154 с.

67. Ситников B.C., Алексеев Н.Н., Павлова К.А. Новые представления о крупном нефтеносном потенциале центральных районов Западной Якутии // Наука и образование. 2016. № 4. С. 57-63.

68. Ситников В.С., Павлова К.А., Севостьянова Р.Ф. Перспективы нефтеносности центральных районов Западной Якутии //Геология нефти и газа. 2018. №6. С.63-72.

69. Соколов В.А., Бестужев М.А., Тихомолова Т.В. Химический состав нефтей и природных газов в связи с их происхождением, М.: Недра.1972. 276 с.

70. Старосельцев В.С. Актуальные проблемы тектоники нефтегазоперспективных регионов, Новосибирск: Наука. 2008. 211 с.

71. Страхов П.Н., Колосков В.Н., Богданов О.А., Сапожников А.Б. Исследование неоднородностей нефтегазоносных отложений, М.: Издат. центр РГУ нефти и газа (НИУ) им. И. М. Губкина. 2018. 189 с.

72. Страхов П.Н., Колосков В.Н., Богданов О.А., Сапожников А.Б., Мазанова А.В. Освоение залежей углеводородов Непско-Ботуобинской антеклизы//Вестник ассоциации буровых подрядчиков, 2017. -№3.- С.39-43.

73. Страхов П.Н., Сапожников А.Б., Богданов О.А. Геология освоения залежей с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов (учебное пособие), М.: Российский университет дружбы народов. 2021. 90 с.

74. Страхов П.Н., Филиппов В.П., Мазанова А.В., Фадеев И.Ю. Проблемы освоения залежей углеводородов, приуроченных к коллекторам сложного строения //Нефтяное хозяйство. 2015. №12. С.98-100.

75. Топешко В.А., Рябкова Л.В. Типы залежей нефти и газа юга Сибирской платформы // Геология и геофизика. 2000. № 6. C. 896-904.

76. Фомин А. М., Моисеев С. А., Топешко В. А. Талахский продуктивный горизонт (условия формирования, строение и перспективы нефтегазоносности) // ИНТЕРЭКСПО ГЕОСИБИРЬ. 2012. №1. С.14-18.

77. Фомин А.М., Данькина Т.А. Распределение пород-коллекторов в нефтегазоносных горизонтах северо-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы // Известия Томского политехнического университета. 2010. № 1. С. 57-61.

78. Фомин А.М., Моисеев С.А. Ботуобинский продуктивный горизонт (условия формирования, строение и перспективы нефтегазоносности) // ИНТЕРЭКСПО ГЕО-СИБИРЬ. 2012. № 1. С. 19-23.

79. Фомин А.М., Моисеев С.А. Особенности палеогеографии ботуобинского горизонта на территории Мирнинского выступа // ИНТЕРЭКСПО ГЕО-СИБИРЬ. 2017. №1. С.31-35.

80. Фомин А.М., Моисеев С.А. Строение и условия формирования ботуобинского нефтегазоносного горизонта на северо-востоке Непско-Ботуобинской антеклизы // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. 2014. №S2. С. 60-65.

81. Чуриков Ю. М. Основные закономерности изменения статистических оценок фильтрационно-емкостных свойств вендских отложений по глубине залегания для месторождений, входящих в газотранспортную систему "Сила Сибири" // Научно-технический сборник Вести газовой науки. 2019. № 4(41). С. 91-105.

82. Чуриков Ю.М., Пылев Е.А., Силаева Е.А., Чурикова И.В. Литофациальное районирование как основа уточнения зависимостей фильтрационно-емкостных свойств для сложнопостроенных терригенных коллекторов венда Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения // Территория нефтегаз. 2019. №1-2. С.20-41.

83. Чурикова И.В., Пылёв Е.А., Семёнов Е.О., Чуриков Ю.М., Семёнова Е.В., Чудина А.А., Симонов А.В. Особенности распространения и свойства засолоненных коллекторов венда Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения // Научно-технический сборник Вести газовой науки. 2019. №4(41). С.153-163.

84. Шемин Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина). Новосибирск: СО РАН, 2007. 530 с.

85. Шемин Г.Г., Фортунатова Н.К. Детальная корреляция вендско-нижнекембрийских подсолевых отложений Предпатомского регионального прогиба и смежной территории Непско-Ботуобинской антеклизы (Сибирская платформа) // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. 2012. №4. С. 8-25.

86. Шемин Г.Г., Чернова Л.С., Потлова М.М., Ващенко В.А., Дорогиницкая Л.М., Ларичев А.И. Опорный разрез преображенского продуктивного горизонта вендско-нижнекембрийского карбонатного комплекса// Геология и геофизика. 2012. № 2. С. 226-236.

87. Щетинина Н.В. Гильманов Я.И., Анурьев Д.А., Бусуек Е.С. История развития петрофизической модели верхнечонского горизонта // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2015. № 3. С.30-38.

88. Юрова М.П., Томилова Н.Н. Разломно-блоковые модели залежей углеводородов Мирнинского свода Непско-Ботуобинской антеклизы// Научно-технический сборник Вести газовой науки. 2012. № 1(9). С. 139-147.

89. Якуцени В.П. Сырьевая база гелия в мире и перспективы развития гелиевой промышленности // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2009. № 2. С. 6.

90. иКЬ: https://studopedia.ru/3_124066_taas-yuryahskoe-neftegazovoe-mestorozhdenie.html

Фондовые материалы

91. Отчёт «Окончательный подсчет запасов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения, технико-экономическое обоснование КИН и КИК», Книги 3, 4 (табличные приложения), 2015 г.

92. Отчёт «Оперативный подсчет запасов нефти, газа и конденсата по ботуобинскому горизонту на лицензионном участке Восточные блоки IV, V, VI Среднеботуобинского месторождения», 2012 г.

93. Отчёт «Подсчёт запасов газа, конденсата и нефти Верхневилючанского месторождения (по состоянию на 01.03.2003 г.), Том II, IV (табличные приложения), 2005 г.

94. Отчёт «Подсчёт запасов газа, конденсата и нефти Чаяндинского месторождения», Том I, II (табличные приложения), 2000 г.

95. Отчёт «Разработка модели геологического строения Тымпучиканского лицензионного участка», Том I (табличные приложения), 2007 г.

96. Отчёт «Создание базы геолого-геофизических данных и программы геолого-разведочных работ по Тымпучиканскому лицензионному участку», 2005 г.