Ангаро-Ленская нефтегазоносная область
Ковыктинское газоконденсатное месторождениенаходится в Жигаловском районе Иркутской области в 90 км северо-восточнее пос. Жигалово. В структурно-геологическом плане оно располагается на Ангаро-Ленской ступени (НГО) к северу от Жигаловского вала, контролируется крупным одноименным разломом фундамента северо-восточного простирания. Жигаловский разлом разделяет Ангаро-Ленскую ступень на две зоны, различные по условиям геологического развития.
Ковыктинское ГКМ открыто в 1987 г., когда промышленная значимость притоков газа из газоконденсатной залежи, установленная параметрической скв. 281, была подтверждена поисковой скв. 1. (промышленный приток газоконденсата).
Месторождение приурочено к пластовой литологически ограниченной ловушке, расположенной на моноклинальном склоне Ангаро-Ленской ступени (связано с терригенными отложениями нижнемотской подсвиты и приурочено к пласту песчаников парфеновского горизонта – средний венд).
Точные границы газонасыщенной зоны ГКМ в 2002 г. оставались не установленными. Определенный в скв. 54 ГВК залежи на абс. отм. -2289 м пока не является полностью достоверным. Дело в том, что при испытании Грузновской скв. 1, расположенной значительно выше скв. 54 (положение подошвы парфеновского горизонта - -2264.7 м), получен приток пластовой воды с дебитом 12 м3/сут. Вполне возможно, что в скв. 54 был зафиксирован не ГВК собственно Ковыктинской площади, а новая литологически ограниченная залежь.
Ковыктинское ГКМ все еще остается слабоизученным. Основная часть его высокоперспективной территории глубоким бурением и сейсморазведкой почти не изучена. Так, при лицензионной площади 7296 км2 (ОАО Компания «РУСИА Петролеум»), территория по которой подсчитаны запасы кат. А+В+С1 составляет 607 км2, а по кат. С2 – 2255 км2 или, соответственно, 8.3 % и 30.9 % рассматриваемой площади.
Проведенный на региональном уровне прогноз развития пород-коллекторов позволяет высокоперспективную территорию месторождения оценить 9 тыс. км2.
По кровле продуктивного парфеновского горизонта прослеживается пологая волнистая моноклиналь. Основным контролирующим залежь фактором является распределение «коллектор-неколлектор» в пределах продуктивного горизонта. Достаточно мозаичное изменение коллекторских свойств по площади во многом обусловлено наличием малоамплитудных разломов, пока нераспознаваемых сейсморазведкой. Сетка малоамплитудных нарушений на морфологию структуры ощутимо не влияет; ухудшение коллекторских свойств парфеновских песчаников в «замке» залежи, а, соответственно, и выклинивание залежи в юго-восточном направлении, в сторону Жигаловского разлома, без сомнения, обусловлено наличием здесь тектонических нарушений северо-восточного простирания.
Общая толщина парфеновского горизонта в пределах разведанной части колеблется от 13-35 и до 75 м. Эффективная толщина парфеновского горизонта составляет от 3 до 29 м.
Пористость газонасыщенных песчаников парфеновского горизонта Ковыктинского ГКМ колеблется от 2.5 до 16 %. Проницаемость песчаников (межзерновая) сильно колеблется от скважины к скважине. Так, в скв. 4 она составляет 1.3 х 10-15 м2, в скважине-открывательнице 281 – 3.9 х 10-15 м2, а в скв.1 – 9.8 х 10-15 м2. Очевидно, колебания величин приницаемости соответствующим образом отражаются на дебитах скважин.
Газонасыщенность в среднем составляет 75 %, пластовое давление на уровне парфеновского горизонта – 25.7 МПа, пластовая температура – 530С. Продуктивность скважин сильно колеблется по площади – от 40 до 193 тыс.м3/сут, составляя в среднем величину около 90 тыс.м3/сут. Газ содержит стабильный конденсат плотностью 0.718 г/см3, вынос конденсата зависит от дебита газа и колеблется от 1.57 до 9.2 м3/сут, среднее содержание конденсата на площади – 67.0 г/м3.
Состав газа может быть продемонстрирован на примере скважин 11 и 4 (соответственно в %): СН4 – 92,44 и 92,53; С2Н6 – 4,17 и 4,12; С3Н8 – 0,81 и 0,84; С4Н10 – 0,38 и 0,35; С5Н12+высш. – 0,22 и 0,14; Не – 0,22 и 0,26; СО2 – 0,14 и 0,02; N2 – 1,57 и 1,59.
Среднее содержание ТУВ составляет 6.1 %, азота – 1.55 %, гелия – 0.26 %. Примеси в добываемом газе: сероводород – до 0.2 мг/нм3; меркаптаны – менее 1.0 мг/нм3 (С1 - 60%, С2 – 30 %, С3 – 10 %); механические примеси – до 1 / 1000 нм3. Данный компонентный состав принят при расчетах технологических процессов промысловой подготовки нефти, конденсата и газа.
Комплексы пород (ордовика и верхнего кембрия, среднего и нижнего кембрия, венда), составляющие разрез Ковыктинского ГКМ, существенно отличаются друг от друга по степени буримости, устойчивости к промывочным жидкостям и обвалообразованию, создавая технологические трудности при бурении скважин (пример скважин 270, 18, 27, 52, которые из-за геологических осложнений не выполнили поставленные перед ними задачи). Отрицательное влияние на проводку скважин оказывают многочисленные зоны поглощения, известные в разрезах ордовика и кембрия. В северо-восточной части месторождения прослежены водоносные горизонты и линзы рассолов с аномально-высокими пластовыми давлениями (АВПД).
В гидрогеологическом разрезе ГКМ выделяются надсолевая, солевая и подсолевая формации. Пробы пластовой воды получены из водоносных горизонтов, приуроченных к соленосной формации (скв. 3, 18, 52, 60). Указанные пробы пластовых вод отражают химический состав кислых предельно насыщенных рассолов хлоридного магниево-кальциевого типа с минерализацией 533.9 – 581.4 г/л, которые содержат высокие концентрации кальция (148.3 – 169.3 г/л), брома (5.3 – 8.5 г/л), калия (7.3 – 18.0 г/л) и других элементов. Изучение проб рассолов из бильчирского горизонта показывает, что они содержат (мг/л): К 18000, Мg – 10336, Br -6467, Li – 312, Rb – 37 , Sr – 4528 и В – 79. Рассолы соленосной формации уникальны по содержанию микроэлементов!
Водоносные горизонты, вскрытые в скв. 18 и 52, характеризуются хорошей водообильностью. Дебиты воды при переливе составили от 100 до 5000 м3/сут. Пластовые давления аномально высокие 36.8 -46.0 МПа и превышают нормальные гидростатические в 1.9 – 2.2 раза. Пластовые температуры на глубине 2000 – 2100 м составляют 60 -700С по скв. 18, что соответствует геотермальному градиенту 3 – 3.50С, характеризующему температурную аномалию, т.к. в других скважинах в интервале залегания парфеновского горизонта (гл. 2800 – 3000 м) температура составляет 51 – 580С, т.е. средний геотермический градиент в пределах осадочного чехла значительно ниже – менее 20С на 100 м.
Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождениеприурочено к северному погружению Непско-Пеледуйского свода, к зоне перехода от последнего к Мирнинскому выступу. В современных контурах оно объединяет Озерную, Нижнехамакинскую, Восточно-Талаканскую и собственно Чаяндинскую площади бурения прошлых лет. До 1989 г. Озерная и Нижнехамакинская площади рассматривались как самостоятельные месторождения, залежи которых связывались с ловушками сводового типа.
После переинтерпретации геолого-геофизических материалов, уточнения геологической модели и проведения дополнительных сейсморазведочных работ МОГТ к бурению была подготовлена крупная неантиклинальная ловушка. К настоящему времени Чаяндинское месторождение является одним из наиболее крупных углеводородных скоплений Лено-Тунгусской НГП. Здесь пробурено свыше 50 скважин, выявивших залежи в ботуобинском, хамакинском, талахском и вилючанском горизонтах нижневендского терригенного комплекса. Непромышленные притоки получены из карбонатов осинского горизонта и межсолевых прослоев нижнего кембрия.
Площадь месторождения разбита на ряд блоков, ограниченных продольными и поперечными нарушениями. На большой его части, в пределах отдельных выделенных блоков, ботуобинский горизонт полностью газонасыщен, что обусловлено высотой газовой части залежи. Более сложно построена северная часть месторождения. Здесь достаточно четко выделяется нефтегазонасыщенный блок, в котором ГНК находится на абсолютной отметке – 1491,0 м (скв. №№ 321-07, 321-12, 321-14). Этот блок отделен от всей остальной части месторождения поперечными нарушением. Южнее этого нарушения ГНК наблюдается на абсолютной отметке значительно выше, чем в северном блоке.
Характерной чертой ботуобинской залежи Чаяндинского месторождения является отсутствие в её северо-западной части нефтяной оторочки. Здесь газ подпирается непосредственно водой - несомненна аналогия со Среднеботуобинским месторождением. По видимому, общей причиной на обоих месторождениях является тот факт, что чисто газовые блоки связаны с зонами регионального сокращения емкости продуктивного горизонта на фоне общего выклинивания вендского терригенного комплекса с востока на запад.
Залежь ботуобинского горизонта – нефтегазовая, пластовая, неантиклинальная, литологически ограниченная, блоковая. Высота ее – около 280 м, при высоте нефтяной оторочки 12 м. Последняя установлена в северо-восточной части месторождения. Мощность песчаников – от 2,0 до 26 м. Коллектор – поровый с пористостью 9-15%. Пластовое давление является аномально низким и на глубине 1900 м составляет 13,6 МПа, температура 10-120С. Максимальный дебит газа 458 тыс. м3/сут., нефти – 30 м3/сут. Залежь в юго-восточной части площади разрывными нарушениями разбита на отдельные блоки, имеющие разновысотные газожидкостные контакты. Контур залежи изучен недостаточно. Учитывая характер площадного распределения песчаников, можно полагать, что залежь будет расширяться в юго-восточном и, возможно, западном направлениях.
Залежь хамакинского горизонта - газовая, пластовая, неантиклинальная, литологически ограниченная. Литологическим барьером она разобщена на два изолированных углеводородных скопления. Первое из них приурочено к Озерной площади. Мощность горизонта составляет здесь около 12 м, пористость уменьшается в южном направлении от 12% до 1-2%. Пластовые давление и температура характеризуются аномально низкими значениями. Максимальный дебит газа – 360 тыс. м3/сут. Углеводородное скопление, приуроченное к Нижнехамакинской площади, по своей морфологии аналогично первому, здесь проявляются также и элементы стратиграфического экранирования. Мощность горизонта изменяется от 15 до 45 м при эффективной мощности от 0 до 22 м. В целом по залежи мощность пласта В10 достигает 40-45 м, пористость песчаников 10-15%.
Залежь талахского горизонта залегает в среднем на 90 м глубже по разрезу и связана с литологической ловушкой в глинистых песчаниках талахской свиты венда. Серией тектонических нарушений залежь разделена на два крупных блока. Залежь пластовая, литологически и тектонически экранированная, по фазовому состоянию газоконденсатная.
Для хамакинского и талахского горизонтов характерно наличие многочисленных проявлений постседиментационных изменений. С учетом относительно сложного сочетания палеофациальных обстановок первичной седиментации это привело в итоге к весьма неравномерному распределению эффективных мощностей соответствующих коллекторов по площади. Достаточно сложная ситуация фиксируется, в частности, по хамакинскому горизонту. Здесь наряду с полями развития коллекторов разных классов и мощностью от 0-6 м до 20-34 м, отмечаются обширные участки полного отсутствия проницаемых пород. Примерно такая же картина наблюдается и по талахскому горизонту. Мощность коллекторов колеблется здесь на одних участках от 0 до 12 м, на других достигает 30-46 м.
Залежь вилючанского горизонта – газовая, неантиклинальная, литологически и стратиграфически ограниченная. Приурочена залежь к южной части Нижнехамакинского участка. Мощность горизонта изменяется от 0 до 120 м. Существенной промышленной значимости залежь, видимо, не имеет.