Геологическое строение, нефтегазоносность и анализ точности подсчета запасов нефти пласта ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2 блока 2 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения

Геологическое строение, нефтегазоносность и анализ точности подсчета запасов нефти пласта ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2 блока 2 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения

Министерство образования и науки РФ

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Иркутский государственный университет»

(ФГБОУ ВПО «ИГУ»)

Геологический факультет

Геологическое строение, нефтегазоносность и анализ точности подсчета запасов нефти пласта ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2 блока 2 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения

Выпускная квалификационная работа по специальности «Геология и геохимия горючих ископаемых»

Введение

Верхнечонское газоконденсатнонефтяное месторождение открыто в 1978 году, его промышленная нефтегазоносность установлена в 1981 году. Разведочное бурение на месторождении проводилось до конца 1993 года.

Основная продуктивность месторождения приурочена к терригенным отложениям нижненепской подсвиты.

По состоянию изученности на 01.06.95 ГКЗ утверждены следующие запасы:

Таблица 1

Запасы нефти Верхнечонского месторождения

Модель месторождения имеет сложное строение за счет наличия системы тектонических нарушений, разбивающих структуру на значительное количество блоков, к девяти из которых приурочены залежи нефти и газа, а также высокой степени невыдержанности продуктивных пород и наличия обширных зон замещения их плотными породами.

Промышленная продуктивность приурочена к песчаникам терригенного комплекса нижненепской подсвиты (верхнечонский горизонт - пласты ВЧ1, ВЧ2 и зона слияния пластов ВЧ1 + ВЧ2) и карбонатам нижнеданиловской подсвиты (преображенский горизонт - пласт ПР) и усольской свиты (осинский горизонт - пласт ОС) кембрия.

В соответствии с классификацией запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов Верхнечонское месторождение по величине извлекаемых запасов нефти относится к крупным, по сложности геологического строения - к очень сложным.

В данной дипломной работе был произведен подсчет запасов нефти пласта ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2 блока 2 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения с учетом кондиционных значений подсчетных параметров. Также была проанализирована точность данного подсчета запасов.

1.Общая часть

.1 Физико-географический очерк

В административном отношении Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Катангском районе Иркутской области. Районный центр-поселок Ербогачен находится в 100 км северо-западнее месторождении, село Преображенка - в 50 км к западу. Наиболее крупные населенные пункты расположены: г. Киренск в 250 км юго-восточнее, г. Усть-Кут в 420 км юго-западнее от Верхнечонского месторождения.

Район слабо заселен и освоен, местность покрыта труднопроходимой тайгой. Обустроенных автомобильных дорог в районе месторождения нет.

В качестве источников энергоснабжения при проведении буровых работ на месторождении использовались дизельные станции внутреннего сгорания (ДВС), так как ЛЭП на территории месторождения отсутствуют.

Верхнечонское месторождение расположено в пределах Среднесибирского плоскогорья и представляет собой слабовсхолмленную равнину с относительными превышениями 120-150 м.

Ландшафты района существенно нарушены деятельностью человека, связанной в большинстве своем с разведкой и эксплуатацией месторождений нефти.

Данный ландшафтный район отличается развитием мерзлотно-болотных среднетаежных лиственничных типов ландшафтов, развитых на пониженных, слабо расчлененных по отношению ко всей территории трассы формах рельефа. Характерно наиболее широкое развитие многолетнемерзлых пород. Этому району присуще внедрение северо-таежных лиственничных мерзлотных типов ландшафтов и тундровых элементов - торфяных болот. Таежные ландшафты региона осложнены ландшафтными элементами смежных единиц северной и южной тайги, что определяет их буферность (переходность). Резкая континентальность климата, развитие мерзлоты, процессов заболачивания и связанных с ними процессов, низкая биологическая активность растительных сообществ обусловили доминирование неустойчивых типов ландшафтов, которые значительно преобразованы антропогенной деятельностью.

На территории Верхнечонского НГМ в настоящее время обитает около 20 видов животных и птиц, являющихся объектами охоты.

В субмеридиональном направлении территорию месторождения пересекает р. Чона с ее многочисленными притоками, из которых по площади месторождения протекают: Нельтошка, Бирая, Молчалун, Игняла. Наряду с реками в районе месторождения имеются озера, старицы и болота. Озера большей частью пойменные и термокарстовые, развитые на плоских вершинах водоразделов и пологих склонах. Болота распространены по долинам рек и ручьев, относятся к типу надмерзлотных.

Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и жарким коротким летом. Среднегодовая температура -5 ºС, -5,5 ºС. В зимний период происходит промерзание грунтов на 1,5-2 м и островное развитие многолетней мерзлоты. Первые заморозки начинаются с конца августа. Толщина снегового покрова колеблется от 40 до 70 см и держится с октября по апрель. Среднегодовое количество осадков 300-500 мм в год. Преобладают юго-восточное и северо-западное направления ветров со скоростью 1-3 м/с.

К юго-западу от Верхнечонского месторождения расположены Дулисьминское (190 км), Ярактинское (250 км) и Марковское (310 км) нефтегазоконденсатные месторождения, запасы которых утверждены ГКЗ, соответственно, в 1989, 1978, 1969 годах (рис. 1).

Рис.1. Обзорная схема месторождений нефти и газа Иркутской области

Условные обозначения:

 - железная дорога,  - автодорога,  - автозимник,

 - действующий трубопровод,  - строящийся трубопровод,

 - месторождения нефти и газа.

2. Геологическая часть

.1 Геолого-геофизическая изученность

Открытие Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения датируется 1978 г., промышленная нефтегазоносность установлена в 1981 г. Геологоразведочные работы осуществлялись ПГО"Востсибнефтегазгеология" и ПГО "Иркутскгеофизика" в период 1977-1993 гг. В период с 1993 по 2002 гг. недропользователем являлось ОАО «РУСИА-Петролеум», в настоящее время - ОАО «Верхнечонскнефтегаз», которое обладает лицензией на добычу углеводородного сырья и геологическое изучение недр на Верхнечонском нефтяном месторождении (серия ИРК № 11287 НЭ от 22 августа 2002 г.). Площадь лицензионного участка - 1481,6 кв. км.

Верхнечонская структура была подготовлена к глубокому бурению сейсморазведочными работами в 1976 г. В процессе разбуривания размеры поднятия уточнялись в сторону увеличения, что потребовало проведения детализационных сейсморазведочных работ параллельно с бурением скважин. Сопоставление структурных построений по данным полевых геофизических исследований и глубокого бурения показало их удовлетворительную сходимость.

Верхнечонское месторождение многопластовое, с залежами структурно-литологического типа, с элементами стратиграфического выклинивания и тектонического экранирования и является сложным при выявлении и прослеживании контуров нефтегазоносности в процессе поиково-разведочного бурения. Тем не менее, соотношение количества скважин, вскрывших залежи нефти и газа, к скважинам, оказавшимся за пределами контура нефтеносности, свидетельствует в целом о достаточно удачной расстановке сети разведочных скважин [1].

Разбуривание базисного объекта разведки месторождения производилось по ползучей системе от известного к неизвестному с корректировкой мест заложения скважин по получаемым результатам, что оправдано в условиях резкой фациальной неоднородности продуктивных пластов Верхнечонского горизонта. Расстояния между скважинами изменялись от 2-3 км в зонах с большими эффективными толщинами до 4-6 км на периферийных участках и в зонах газового насыщения.

По заключению экспертизы ГКЗ такие расстояния между скважинами, при отсутствии повсеместно проведенных детализационных сейсморазведочных исследований (24-х кратного ОГТ) и без применения современных методик интерпретации имеющегося материала, отрицательно сказались на точности трассировки некоторых нарушений, особенно мелких.

Всего пробурено 3 параметрических, 8 поисковых и 87 разведочных скважин.

На основе всего объема данных сейсморазведочных работ и поисково-разведочного бурения были геометризированы площади основных залежей и представлена модель их геологического строения, которая принята за основу для подсчета запасов по категории С1+С2.

Несмотря на довольно высокую степень изученности, анализ фактического материала показывает, что месторождение нуждается в доразведке. Это касается в основном залежей нефти категории С2 в отложениях преображенского и осинского горизонтов, а также отдельных блоков и участков залежей верхнечонского горизонта, в которых нефтеносность определена по данным ГИС, но не подтверждена результатами опробования.

2.2 Стратиграфия

нефтегазоконденсатный месторождение нефть

Расчленение разреза на стратиграфические комплексы (свиты, подвиты) было выполнено в работе 1994 г. «Подсчет запасов нефти и газа Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения» и осуществлялось по стандартному комплексу ГИС (геофизических исследований скважин) с помощью региональных реперов, в качестве которых использовались пласты доломитов большой толщины, залегающие в подошве нижнеданиловской подсвиты; осинский пласт в подошвенной части усольской свиты. Для глинистых доломитов характерно повышение показаний на кривых ГК (гамма-каротаж) и снижение - на КС (каротаж сопротивлений) и НГК (нейтронный гамма-каротаж). Приуроченность реперов к стратиграфическим границам позволила однозначно расчленить разрез по каждой скважине.

Верхнечонское месторождение приурочено к гемиантиклинали северо-западного простирания, осложняющей северо-западный склон Пеледуйского поднятия, расположенного на юго-восточном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы.

В строении осадочного чехла рассматриваемого района принимают участие породы протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза приводится по данным бурения скважин Верхнечонской площади, результатам сейсморазведочных работ, материалам структурно-геологической съемки 1:50000 (рис. 2).

Общая толщина осадочных отложений изменяется от 1176 до 1729 м.

Рис. 2. Сводный литолого-стратиграфический разрез Верхнечонского НГКМ

Условные обозначения:

 - доломит,  - доломит глинистый,  - доломит засолоненный,  - доломит кавернозный,  - известняк,  - известняк доломитистый,  - ангидрит,  - гипс,  - алевролит,  - алевролит с прослоями песка,  - аргиллит,  - мергель,  - каменная соль,  - песчаники, гравелиты,  - брекчии,  - кора выветривания,  - фундамент,  - траппы.

Архей Протерозой (AR-PR)

Породы фундамента вскрыты в 93 из 98 пробуренных на площади скважин и представлены гранитами, гранито-гнейсами, грано-диоритами, пегматитами серыми, розовато-серыми, красными. В верхней части цоколя гранитоиды часто выветрелые, разуплотненные, темно-серые, почти черные. Толщина коры выветривания изменяется от 1 до 34 м. Вскрытая толщина фундамента составляет от 1 до 93,4 м.

Протерозой - PR

Верхний отдел - PR2

Рифей - PR2R

Сохранились отложения в пределах узкого грабена, прослеженного на площади скважинами 82, 94, 95, 96.

В разрезе, вскрытом скважиной № 82, это сравнительно монотонная толща гравелитов песчаных, галечников полимиктовых серого, зеленовато-серого, реже темно-коричневого цвета, рыхлых. Гравий и галька окатанные, редко полуокатанные размером до 0,05 м, представлены кварцем, микроклином, гранитоидами, кварцитами. Промежутки между крупными обломками заполнены песчаным, алевролито-глинистым, линзами карбонатно-сульфатным материалом. Юго-восточнее, в скважинах 94, 95, 96 разрез представлен пестроцветными песчано-глинистыми породами с примесью гравийного материала, прослоями песчаников и алевролитов, иногда трещиноватых. Вскрытая толщина отложений рифея на Верхнечонской площади составляет 63 - 132,8 м.

Венд - V

Непская свита - Vnp

Нижненепская подсвита (Vnp1) залегает на большей части площади непосредственно на породах фундамента, в пределах грабена на разуплотненных гравелитовых отложениях рифея. Литологически разрез ее неоднороден. Нижняя, базальная часть представлена песчаниками кварцевыми, реже полевошпатово-кварцевыми серыми, коричневато-серыми, в объеме которых на площади выделяется верхнечонский продуктивный горизонт (ВЧ). В юго-восточной половине территории месторождения он разделен глинисто-алевритовыми породами на два пласта. За этими пластами закреплены индексы ВЧ2 для нижнего и Вч1 для верхнего. Выше песчаниковых пластов залегает регионально выдержанная пачка аргиллитов темно-, реже зеленовато-серых толщиной 6,0-14,2 м, которые перекрываются породами терригенно-сульфатно-карбонатной пачки.

Кембрийская система - Є

Нижний отдел - Є1

Даниловская свита - Є1dn

Нижнеданиловская подсвита (Є1dn1) сложена доломитами с прослоями темно-серых алевролитов. Нижняя граница подсвиты проводится по подошве массивного пласта доломитов преображенского горизонта (Є1ПР).

Верхнеданиловская подсвита (Є1dn2) сложена ритмичным переслаиванием доломитов серых, доломитов - ангидритов, доломитов глинистых темно - серых, участками окремненных. В объеме этих пластов выделяется усть-кутский горизонт. Существенную роль в строении верхней части разреза занимают водорослевые образования, являющиеся в ряде случаев основными породообразующими элементами. Нижняя граница подсвиты проводится по подошве пласта массивных доломитов. Верхняя граница прослеживается по смене доломитов глинистых темно-серых тонкослоистыми доломитами, реже известняками, засолоненными каменными солями усольской свиты.

Усольская свита - Є1us

Представлена переслаиванием каменных солей розовых, грязно-серых, прозрачных, доломитов, известняков, доломито-ангидритов, ангидритов темно- и коричневато-серых, серых. В нижней части свиты в 18-29 м выше ее подошвы залегает осинский продуктивный горизонт, сложенный доломитами, доломитами и известняками. Толщина горизонта на площади 39,5-60,0 м. В 53-140 м выше его кровли прослеживаются два-три сближенных пласта карбонатов толщиной 13-34 м, в которых спорадически отмечаются газо-нефте-водопроявления. Подосинская часть усольской свиты на большей части территории сложена каменными солями с подчиненными прослоями карбонатов. К Верхнечонской площади и далее к северо-востоку каменные соли постепенно выклиниваются и осинский горизонт отделен от нижележащих пород даниловской свиты тонкопереслаивающимися сульфатно-карбонатными породами с единичным прослоем каменных солей толщиной 0-6 м, редко 7,0-9,5 м, залегающим непосредственно под осинским горизонтом.

Бельская свита (Є1bs)

По литологическим признакам отложения свиты в пределах Иркутского амфитеатра подразделяются на три подсвиты: нижнюю, среднюю, верхнюю. В виду однородности состава в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы нижняя и средняя подсвиты не разделяются.

Нижнее - среднебельская подсвита (Є1bs1-2) в верхней части представлена доломитами серыми, коричневато - серыми, среднемелкозернистыми с редкими прослоями известняков, доломито - ангидритов, доломитов глинистых. Нижняя часть подсвиты представлена известняками серыми, разнозернистыми с прослоями доломитов, доломито - ангидритами глинистыми, редко каменными солями. Ниже известняки серые, иногда доломитизированные с прослоями доломитов, доломитов глинистых, доломито - ангидритов, ангидритов голубовато - серых, серых.

Верхнебельская подсвита (Є1bs3) представлена неравномерным чередованием пластов каменной соли с доломитами. Каменные соли прозрачные, розовые с прослоями доломитов, известняков темно - серых или сульфатно-карбонатные брекчии.

Булайская свита (Є1bl)

Сложена доломитами светло-коричневато-серыми, в средней части известняками серыми. В нижних 35-40 м свиты отмечаются прослои доломитов глинистых темно-серых, доломито-ангидритов серых, которые характеризуются повышенными значениями гамма активности. В объеме свиты выделяется биркинский горизонт.

Ангарская свита (Є1an)

По своим литологическим особенностям отложения ангарской свиты разделяются на две подсвиты: нижнюю - доломитовую и верхнюю - галогенно-карбонатную.

Верхняя часть представлена доломитами, известняками темно-коречнивато - серыми, разнозернистыми, мраморизорованными с прослоями каменных солей, сульфато - карбонатных брекчий. Каменная соль белая, серая, крупнокристаллическая с редкими прослоями доломитов, реже ангедрито-доломитов тонко-среднепластинчатых. Траппы могут достигать - 90 м.

Нижняя часть представлена ангидритами, доломито - ангидритами пепельно-серыми с прослоями доломитов глинистых тёмно-серых.

Нижний-средний отдел - Є1-2

Литвинцевская свита - Є2lt

Нижнелитвинцевская подсвита (Є1-1lt1) сложена доломитами, известняками доломитизированными светло-серыми, пятнистыми, кавернозными, в подошве с прослоями доломитов глинистых темно-серых, песчаников, гипсов.

Верхнелитвинцевская подсвита (Є1-2lt2) сложена преимущественно доломитами с подчиненными прослоями известняков, брекчий обрушения, гипсов, доломитов глинистых. Породы светлоокрашенные, участками окремненные.

Средний-верхний отдел - Є2-3

К этому возрасту отнесены верхоленская и илгинская свиты (Є2-3vl+il), отложения которых сохранились от предюрского размыва на большей части территории месторождения. Представлены они красноцветными и зеленовато-серыми глинисто-алевролитовыми породами, чередующимися в средней и нижней частях разреза с мергелями. В подошве верхоленской свиты отмечаются доломиты глинистые, зеленовато-серые с включениями и прослоями гипсов розовых, белых.

Каменноугольная система - С

Нижний отдел - С1

Тушамская свита - С1ts

Тушамской свиты (С1ts), залегающая с угловым и стратиграфическим несогласием на породах верхоленской и илгинской свит, сохранились отложения спорадически на водораздельных участках преимущественно в западной части площади. Представлены они алевролитами, песчаниками и аргиллитами с прослоями известняков. Цвет пород голубовато- и темно-серый.

Мезозой - MZ

Юрская система - J

Нижний отдел - J1

Чайкинская свита (J1cj) залегает на размытой поверхности верхоленской, тушамской свит или долеритах пермо-триаса. Представлена песчаниками серыми, светло-серыми, желтыми и алевролитами желтовато-серыми. Сохранились отложения на водораздельных участках.

Кайнозой - KZ

Четвертичная система - Q

Представлены отложения глинами, суглинками, супесями с галечниками, валунами и обломками нижележащих пород. Толщина отложений 5-10 м.

.3 Тектоника

Верхнечонское месторождение приурочено к гемиантиклинали юго-восточного простирания, входящей в состав Непско-Ботуобинской антеклизы и осложняющей западный склон Пеледуйского куполовидного поднятия (рис. 3).

Представление о тектоническом строении месторождения сформировалось в результате обобщения комплекса сведений, полученных по материалам геолого-съемочных, структурно-картировочных, геофизических исследований и глубокого бурения.

Складка представляет собой изометричную вытянутую структуру юго-восточного простирания, отчетливо выраженную по структурным подсолевым и, особенно, базальным поверхностям осадочного чехла.

В строении гемиантиклинали выделяются два структурных яруса: фундамент, представленный кристаллическими породами протерозой-архейского возраста, и осадочная толща, представленная отложениями нижнего, среднего и верхнего кембрия, нижнего отдела карбона и нижнего отдела юры, общей толщиной от 1176 м до 1729 м (без траппов).

В верхней части фундамента сформировалась кора выветривания, возникшая в результате преобразования магматических пород под влиянием факторов выветривания.

В осадочном чехле выделяются три структурных комплекса пород: подсолевой, солевой и надсолевой.

Принципиальное совпадение структурных планов отмечается по поверхностям фундамента, подсолевых отложений и осинского горизонта, а все вышележащие дислоцированы более сложно. Это обусловлено проявлением соляной тектоники, внедрением пластовой интрузии долеритов и, предположительно, гипергенным выщелачиванием каменных солей ангарской свиты.

Рис. 3. Тектоническая карта юго-западной части Сибирской платформы.

Условные обозначения:

 - изогипсы по кровле даниловской свиты;  - тектонические нарушения;  - зоны отсутствия сейсмического материала;  - скважины глубокого бурения;  - месторождения нефти и газа;  - административные границы Иркутской области;  - Ангаро - Ленский лицензионный участок; нефтегазоперспективные объекты:  - резервный фонд (подготовленные объекты);  - выявленные;  - введенные в бу

Структурные поверхности подсолевого комплекса характеризуются наибольшей точностью построений, поскольку, кроме глубокого бурения, они изучены и сейсморазведочными работами, включающими детализационные исследования методом общей глубинной точки (МОГТ). Здесь фиксируются локальные пликативные изменения (осложнения) в виде структурных носов, выступов, террас, куполов, выраженность которых не превышает 5-10-15 м.

Изменение толщин терригенного комплекса контролируется двумя факторами.

Первый из них связан с сокращением толщин базального пласта ВЧ2 в северо-западном направлении вплоть до его выклинивания в районе скважин № 50, 81, 73, 72, 101, 99, 89, 85, 64. Аналогичная ситуация наблюдается и в отношении глинистой перемычки, разобщающей пласты ВЧ1 и ВЧ2, выклинивание которой происходит по линии скважин 21, 84, 79, 122, 52, 33, 51, 27, 35, 58, 40, 102, 104. Толщина пласта ВЧ1 также сокращается до минимума в этом же направлении, но более плавно, приближаясь к нулевым значениям далеко за пределами площади.

Вторым фактором является возрастание толщин терригенных отложений в юго-восточном направлении за счет увеличения толщин пласта ВЧ2 и глинистой перемычки, что наряду с довольно стабильными толщинами пласта ВЧ1 приводит к возрастанию контрастности складки по подошве осадочного чехла и изменению ее площади и амплитуды.

По кровле терригенного комплекса, отождествляемого с отражающим горизонтом М2 (8-12 м выше кровли пласта ВЧ1), гемиантиклиналь имеет размеры 55 × 50 км по изогипсе -1260 м и площадь 1850 км2. Высота складки составляет 80 м.

По отложениям подсолевого карбонатного комплекса, до кровли осинского горизонта включительно, структурный план гемиантиклинали практически совпадает с вышеописанным планом кровли терригенного комплекса. Выше, до кровли бельской свиты, наблюдается удовлетворительное сохранение структурного плана и конфигурации складки, которые обусловливают стабильные толщины карбонатных и галитовых пластов.

Эта закономерность позволяет сделать заключение об унаследованном формировании осадочного чехла в мотско-бельское время и дает возможность картирования структур, подобных Верхнечонской, по отражающим поверхностям подсолевого и нижней части (до кровли бельской свиты) галогенно-карбонатного комплексов (горизонты А и Б). Однако, отдельные усложнения структурного плана, связанные, в частности, с локальными увеличениями толщин усольских каменных солей в юго-восточной части месторождения в скважинах 42, 95 здесь уже присутствуют.

По маркирующим горизонтам ангарской и литвинцевской свит структурный план претерпевает очень резкие изменения, приводящие к обособлению ряда локальных поднятий и мульд в контуре гемиантиклинали. Контрастность их по сравнению с нижележащими горизонтами сильно возрастает, достигая 150-200 и более метров. Причины подобной перестройки заключаются в изменении толщин пластов и пачек каменных солей, что приводит, в свою очередь, к изменению соленасыщенности ангарской свиты.

Вторым существенным фактором, усложняющим структурный план по верхним горизонтам галогенно-карбонатного комплекса, является пластовая интрузия долеритов, приуроченная к отложениям ангарской, литвинцевской, верхоленской свит и карбона.

Траппы имеют сплошное распространение в пределах месторождения за исключением западной (скв. 67, 69) и юго-восточной окраины (скв. 15, 24, 34, 42, 44, 48, 61, 62, 63, 68, 70, 95, 96, 98, 98, 106, 107, 108, 116, 128). Большая часть траппового тела расположена в ангарской свите, изменяясь в толщинах от 78 до 177 м. Однако, в центральной части месторождения (скв. № 52), а также на западной и юго-восточной его окраинах происходит структурный переход интрузии на более высокий стратиграфический уровень литвинцевской и верхоленской свит. Здесь толщины траппового тела варьируют от 51 до 255 м (скв. № 52). И, наконец, в юго-восточной (скв. 64, 88, 65, 104) и западной (скв. 101) частях месторождения траппы расположены в самой верхней части осадочного чехла - тушамской свите нижнего карбона, местами выходя на дневную поверхность, имея толщины от 60 до 180 м.

В целом толщины траппового тела изменяются в пределах месторождения плавно, однако, влияние интрузии на структурный план верхней части осадочного чехла проявляется достаточно четко. Выражается это в неравномерном распространении толщин ангарской, литвинцевской, верхоленской свит и карбона за счет постседиментационного внедрения интрузивной магмы.

Еще одно значительное осложнение в тектоническое строение месторождения внес грабен, находящийся в северо-восточной части площади.

Характеристика грабена может быть дана только по материалам скважин 82 и 94, вскрывших его в пределах месторождения.

Форму грабен имеет узкую, вытянутую в юго-восточном направлении. Размер в поперечнике не превышает 2-3 км. Размер по длинной оси (в пределах Иркутской области) составил 23 км (от скв. № 82 до границы с республикой Саха). Далее, на якутской территории, грабен прослеживается в том же направлении скважинами 95 и 96.

Амплитуда погружения в пределах месторождения не установлена, так как опущенную часть скважинами 82 и 94 вскрыть не удалось, хотя вскрытые толщины осадочных отложений здесь максимальны (1881 м - скв. № 82, 1810 м - скв. № 94).

Заполнен грабен рифейскими отложениями, кровля которых находится на уровне поверхности фундамента смежных участков. Вскрытая толщина рифея 133 и 63 м соответственно.

Анализ волновой картины временных разрезов МОГТ позволил выделить в разрезе и протрассировать по площади целый ряд разрывных нарушений, осложняющих структурные планы поверхности фундамента и осадочных отложений.

В целом, для основной части выделенных разрывных нарушений соотношение поднятых и опущенных крыльев соответствует общему характеру поведения структурных планов подсолевых горизонтов и поверхности фундамента.

Среди выделенных зон разрывных нарушений наиболее высокими амплитудами смещения характеризуются Могинско-Ленский разлом, Верхнечонско-Талаканский и Усольский грабены. По специфике проявления наиболее контрастно выделяются Могинско-Ленский разлом, Верхнечонско-Талаканский и Усольский грабены.

Таким образом, по полученным сейсморазведочным данным северо-западная часть выступа фундамента, а по подсолевым отложениям - зона сочленения двух относительно полого погружающихся моноклиналей оказывается раздробленной выявленными разрывными нарушениями на целый ряд блоков.

Обобщая материалы по тектоническому строению месторождения, следует сделать ряд выводов.

· В разрезе Верхнечонской площади четко обособляются четыре стратиграфических интервала, отличающихся степенью дислоцированности - кристаллический фундамент, включая его кору выветривания; отложения терригенного, подсолевого карбонатного и нижней части галогенно-карбонатного (до кровли бельской свиты включительно) комплексов; отложения ангарской, литвинцевской, верхоленской свит и, наконец, отложения карбона и юры.

· По поверхности кристаллического фундамента фиксируется отчетливо выраженный выступ, осложненный малоамплитудными смещениями различных знаков, а в северо-восточной части площади - грабеном.

· По базисному горизонту ВЧ1 выраженность складки несколько снижается с соответствующим уменьшением ее высоты.

· По горизонтам подсолевого карбонатного и галогенно-карбонатного комплексов, вплоть до кровли бельской свиты включительно, проявляется удовлетворительная унаследованность структурного плана от целевых горизонтов.

· По маркирующим поверхностям булайской, ангарской, литвинцевской и верхоленской свит фиксируется резкое усложнение структурного плана вплоть до обособления ряда локальных куполов и мульд.

· Влияние интрузии долеритов на перекрывающие и вмещающие ее отложения (ангарская, литвинцевская, верхоленская свиты и карбон) более значительно, чем на подстилающие.

.4 Гидрогеология

Водоносность Верхнечонского месторождения изучена по материалам глубокого и колонкового бурения, а также по данным изучения родников и рек.

В пределах месторождения водоносные горизонты проявляли себя как водопроявлениями, так и поглощениями промывочной жидкости. Были зафиксированы и самоизливы в верхоленской, литвинцевской, булайской свитах (в основном с глубин до 500 м). Поглощающие зоны отмечались в различных интервалах разреза. Интенсивность поглощений различная - от 0.1 м3/час до полной потери циркуляции.

По ГИС было выделено 15 водоносных объектов, рекомендованных для испытания в 14 скважинах глубокого бурения. В 10 объектах (9 скважин) насыщение подтвердилось, из 2 объектов в 2 скважинах получен приток фильтрата бурового раствора. Из 3 объектов (3 скважины) получены притоки нефти или газа [1].

При опробовании в открытом стволе вода с нефтью или газом была получена из 4 объектов в 4 скважинах, вода без нефти или газа - только из 3 объектов в 3 скважинах, фильтрат бурового раствора с пластовой водой, газ, нефть - из 30 объектов в 24 скважинах. Из 2 объектов в 2 скважинах получена водонефтяная эмульсия. Практически во всех объектах замерялись динамические уровни.

При испытании в колонне «чистая» вода получена из 14 объектов в 11 скважинах, пластовая вода с нефтью или газом - из 40 объектов в 23 скважинах, фильтрат бурового раствора с примесью пластовой воды, нефти или газа - из 36 объектов в 23 скважинах. В отдельных объектах были замерены динамические уровни. Замерены пластовые и забойные давления.

На территории месторождения пробурены 72 гидрогеологические скважины для питьевого и технического водоснабжения. Практически во всех скважинах замерены статические уровни, за исключением скважин: 45 - без воды, 43, 76, 78 - переливали.

Из скважин глубокого бурения отобраны пробы воды на химический анализ.

Водяные объекты в колонне были испытаны в 20 скважинах (30, 31, 37, 39, 46, 53, 59, 70, 73, 74, 76, 77, 82, 83, 91, 103, 105, 113, 122, 128) - 34 объекта. Проведены исследования верхнечонского, преображенского, усть-кутского, осинского горизонтов и коры выветривания.

Вызов притока осуществляли с помощью комплекта КИИ-95, компрессора АКС-8М путем снижения уровня до установления постоянства химического состава воды, которое контролировали по ее плотности.

После достижения постоянства состава жидкости регистрировали кривые притока и восстановления уровня (давления). Определяли статический уровень, замеряли пластовые давления и температуры.

При длительном периоде восстановления пластовое давление определялось путем экстраполяции или методом долива скважины пресной водой. Глубинные пробы отбирались при достижении постоянства химического состава с помощью желонки или пробоотборника ВПП-300. Анализы пластовых вод выполнены в ВостСибНИИГГиМС.

Дебиты пластовой воды при динамических уровнях от 726-800 до 1580 м изменялись от 0.2-3.7 до 5.1-23.3 и в трех скважинах от 102 до 160 м3/сут.

Высокое содержание в пластовых водах полезных компонентов (лития, рубидия, цезия, стронция, калия, йода, брома, бора, марганца, натрия, кальция, магния, хлора) позволяет рассматривать их как сырьё для химической промышленности (табл. 2).

Таблица 2

Содержание полезных компонентов и оценка экономической эффективности извлечения их из попутных подземных вод

.5 Нефтегазоносность

Верхнечонское месторождение находится на территории Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, входящей в состав Ленско-Тунгусской нефтегазоносной провинции.

Верхнечонское месторождение многопластовое, по степени геологического строения сложное. С помощью построенной схемы корреляции (рис. 4) и разреза (рис.5) по линии скважин 103-12-113-56-54-52 установлено, что пласты не однородны по своему вещественному составу, повсеместно происходит фациальное замещение глин на песчаники. За основной репер сопоставления была взята подошва карбонатов нижнеданиловской подсвиты (преображенский горизонт). Были выделены  нефтенасыщенные толщи пласта ВЧ1+2.

Рис. 4. Схема корреляции по линии скважин 103-12-113-56-54-52

Условные обозначения :  - ритмы,  - репер,  - интервал нефтенасыщенных толщин.

Рис. 5. Геологический разрез по линии скважин 103-12-113-56-54-52

Условные обозначения: - фундамент, - кора выветривания,

 - песчаники,  - алевролиты,  - аргиллиты,  - доломиты глинистые,  - нефтенасыщенные песчаники,  - ритмы,  - репер.

Промышленная нефтегазоносность на месторождении связана с песчаниками нижненепской подсвиты (верхнечонские пласты BЧ1 и BЧ2,), карбонатами нижнеданиловской подсвиты (преображенский пласт ПР.), карбонатами усольской свиты (осинский горизонт - пласт ОС).

Перспективными на нефть и газ на месторождении являются карбонаты верхнеданиловской подсвиты (усть-кутские пласты - УК1 и УК2) и бельской свиты (христофорский пласт - ХР.).

Разведанные залежи углеводородов характеризуются сложным строением резервуаров в связи с невыдержанностью коллекторов как за счет изменения литологии пород, так и за счет локального засолонения их порового пространства. Выделенные сейсморазведочными работами разрывные нарушения, контролируют залежи с разным по фазовому состоянию углеводородным насыщением пластов-коллекторов.

Кроме того, контролирующим элементом является также стратиграфический фактор, выраженный в выклинивании базального нижнего продуктивного пласта BЧ2 и выклинивании глинистой перемычки между пластами BЧ1 и BЧ2.

При выделении подсчетных объектов руководствовались следующими критериями:

- взаиморасположение продуктивных пластов по разрезу;

- наличие надежных покрышек;

- тип коллектора, его литолого-физическая характеристика;

- получение промышленных притоков флюидов;

- различие в составе и свойствах насыщающих флюидов.

По состоянию изученности месторождения на 01.01.07 г. выявлено 18 залежей нефти и газа, из них 10 в песчаниках верхнечонского горизонта, 4 в доломитах преображенского горизонта, 4 в карбонатах осинского горизонта.

Разведанные залежи, из которых 5 - нефтяные, 9 - газонефтяные, 4 - газоконденсатные, неантиклинального типа, приурочены к флексуре северо-западного простирания пород подсолевого структурного этажа осадочного чехла (табл. 3).

Таблица 3

Типы залежей Верхнечонского месторождения

Общая толщина верхнечонского терригенного комплекса по площади месторождения изменяется от 8 до 63 м. Уменьшение толщины происходит в направлении с юго-востока на северо-запад.

Представлен комплекс двумя продуктивными песчаниковыми пластами, разделенными в восточной и центральной частях площади месторождения аргиллитовой перемычкой. Аргиллиты зеленые и бледно-серые, тонкогоризонтально слоистые, гидрослюдистые. Толщина ее уменьшается с юго-востока к северо-западу от 22,0-31,0 м до 2,5-0 м. В сторону уменьшения толщины аргиллитов отмечается опесчанивание разреза.

Тип коллектора верхнечонских продуктивных пластов поровый. Типы выявленных залежей пластовые, стратиграфически, литологически и тектонически экранированные. Значения пористости алевролитов и песчаников пласта по результатам ГИС и лабораторным данным до 18-22 %, редко 24-26 %, газопроницаемость до 262-2332 мД.

Нефтяное и газовое насыщение пластов связано с блоками I, II, III, IV, V, VIII, IX. Покрышкой для залежей служит регионально выдержанная пачка аргиллитов, толщиной 7-11 м (репер).

Пласт BЧ2

Сложен песчаниками кварцевыми, полевошпатовокварцевыми. Общая толщина пласта меняется от 0 до 23 м. В скважинах 21, 25, 26, 47, 55, 63, 69, 75, 104, 106, 107, 128 коллектор пласта замещен плотными непроницаемыми породами. Пласт опробован на приток в 68 скважинах, из них в 20 скважинах в процессе бурения и в 48 скважинах в колонне. Совместно с залегающим выше пластом BЧ1, соответственно, в 10 и 11 скважинах.

Пласт BЧ1

Прослеживается по площади месторождения повсеместно. Сложен песчаниками кварцевыми, хорошо отсортированными. Прослои глинисто-алевролитовых пород тонкие, редкие. Их толщина составляет 0,4-0,8 м. В скважинах 21, 26, 35, 47, 49, 53, 63, 64, 68, 69, 71, 72, 73, 75, 76, 79, 84, 88, 91, 94, 98, 104, 106, 107, 116, 123, 128 коллектор пласта замещен непроницаемыми глинистыми породами. Общая толщина пласта составляет 2,5-22 м. Пласт опробован на приток в 78 скважинах, из них в 39 скважинах в колоннах.

Ниже приводится характеристика залежей пластов Верхнечонского месторождения по блокам.

Залежи блока I

В этом блоке открыты две залежи, связанные с пластами BЧ2, BЧ1+2 и с пластом BЧ1.

Залежь № 1, пласт BЧ2 - нефтяная, ограничена зонами замещения коллектора непроницаемыми разностями пород пласта BЧ2 (скв. 25, 26, 47, 15, 63, 128) и дизъюнктивным нарушением, экранирующим залежь, а с северо-востока границей распространения залежи 1 по пласту служит линия выклинивания глинистой перемычки между пластами BЧ1 и BЧ2. Залежь вскрыта 12-ю скважинами. В колонне 8-ми скважин пласт был опробован на приток. Дебиты нефти составили 3,6-108 м3/сут (скв. 70, 28).

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в пределах залежи меняется от 3,2 м до 12 м. Этаж нефтеносности составляет 21 м. Размеры залежи 13×20,5 км.

Запасы нефти участка залежи в границах расположения опробованных на приток скважин оценены по категории С1. Остальная часть залежи, на которой пласт BЧ2 характеризуется как нефтенасыщенный лишь по ГИС, отнесена к категории С2.

Залежь 1, пласт BЧ1+2 - нефтяная, вскрыта скважинами 33 и 52. Границы залежи с северо-запада и северо-востока контролируются разрывными нарушениями, а на юго-восток залежь распространяется до линии выклинивания глинистой перемычки, за которой она переходит в залежь пласта Bч2. При испытании пласта (скв. № 52) из интервала перфорации 1572-1584 (-1235,5-1247,4) получен приток нефти дебитом 150,6 м3/сут

(шт. 8 мм). Пласт BЧ1+2 в скважине № 33 не опробован, его насыщение охарактеризовано лишь данными ГИС. Следовательно, запасы нефти залежи 1 оценены по двум категориям:

- к категории С1 отнесен участок северо-восточной части площади залежи, ограниченный линией, проходящей на середине расстояния между скважинами 52 и 33;

- к категории С2 - участок площади в восточной части залежи, в районе расположения скважины № 33.

Нефтенасыщенные толщины пласта BЧ1+2 составляют 13,6-14,0 м. Этаж нефтеносности 18 м, размеры залежи 2-4,5 × 5-6,5 км.

Залежь № 2, пласт BЧ1 - нефтяная с газовой шапкой, ограничена с востока и юга зонами литологического замещения коллектора пласта непроницаемыми или слабопроницаемыми породами. С северо-востока и юго-запада экранируется дизъюнктивными нарушениями.

Коллектор пласта BЧ1 вскрыт 10-ю скважинами. Газонефтяная зона приурочена к восточной, гипсометрически наиболее приподнятой части залежи. Притоки газа дебитом 105 тыс. м3/сут и 123,4 тыс. м3/сут получены из скважин 28 и 70, соответственно.

Газонефтяной контакт (ГНК) принят по результатам испытания скважин 42, 28, 62, 70 и 37 на абсолютной отметке минус 1215 м. Запасы газа газовой шапки и газонефтяной зоны оценены по категории С1.

Нефтяная зона имеет заливообразную форму распространения коллектора. При опробовании пласта BЧ1 в колоннах скважин 25, 29, 37 были получены притоки нефти с дебитами от 16,6 м3/сут до 63 м3/сут.

Запасы нефти, приуроченные к участкам расположения указанных выше скважин, подсчитаны по категории С1.

Залежь № 3, пласт BЧ1 - нефтяная с газовой шапкой. Коллектор пласта, до границы выклинивания глинистой перемычки между пластами BЧ1 и BЧ2, ограничен зоной замещения и линией, проведенной между продуктивными скважинами (38, 34) и непродуктивными (скв. 36, 44, 61, 24), в которых при опробовании получены притоки нефти непромышленного значения.

Пласт BЧ1 в границах залежи представлен в виде двух нефтегазонасыщенных участков. Один участок залежи № 3 приурочен к району расположения скважин 38, 41, а другой - к району скважины № 34.

Газовая зона пласта BЧ1 вскрыта скважиной № 38, в которой из интервала минус 1226,4-1238,4 м получен приток газа дебитом 107,9 тыс. м3/сут. В скважине № 41 из интервала перфорации минус 1245-1249 м в результате испытания получен приток нефти дебитом 17,7 м3/сут и газа - 13,3 тыс. м3/сут. С учетом данных исследований пласта на приток ГНК по залежи в районе расположения скважин 38 и 41 принят на абсолютной отметке минус 1240 м. Газонасыщенная толщина пласта составляет 2,9 м, нефтенасыщенная равна 4,3 м. Высота газовой шапки 7,1 м. Этаж нефтеносности равен 17,1 м.

При опробовании пласта BЧ1 в колонне скважины № 34 получен приток газа 28 тыс.м3/сут и нефти 1,4 м3/сут из интервала абсолютных отметок минус 1232,6-1243,6 м. Газонефтяной контакт по залежи вскрытой скважиной № 34 принят на абс. отметке минус 1238 м. В пределах рассматриваемого участка залежи 3 выделяются газонефтяная и нефтяная зоны. Эффективная газонасыщенная толщина пласта равна 0,7 м, нефтенасыщенная - 5 м. Этаж нефтеносности - 5,6 м.

Запасы нефти оставшейся части площади залежи относятся к категории С2, т.к. при испытании ВЧ1 на приток, из интервалов перфорации скважин 62 и 39 были получены малодебитные притоки нефти (не более 1,4 м3/сут).

Нефтенасыщенные толщины пласта Вч1 изменяются по площади залежи от 3,7 м до 8,6 м - в границах категории С1 и от 1,4 м до 4,2 м (по категории С2). Газонасыщенная толщина составляет 2,9-3,4 м. Высота газовой шапки 5 м. Этаж нефтеносности 16 м. размеры газонефтяной зоны 5×11 км. Протяженность нефтяной зоны с с-з на ю-в составляет 15-20 км, с запада на восток 1×11 км.

Залежи блока II

В пределах блока II выделяется залежь № 3 (пласты ВЧ2, ВЧ1, ВЧ1+2).

Залежь № 3, пласт ВЧ2 - нефтяная, ограничена зонами отсутствия коллектора пласта и экранирована с северо-востока Могинско-Ленским разломом. Граница литологического выклинивания глинистой перемычки между пластами ВЧ1 и ВЧ2 также служит ограничением распространения залежи для пласта ВЧ2 с северо-запада.

Залежь вскрыта 11-ю скважинами, из них в 10-ти пласт опробован на приток. В скважинах 34 и 36 совместно с пластом ВЧ1 (открытым забоем). Притоки нефти составили 1,04 м3/сут. и 125 м3/сут., соответственно. Из интервалов перфораций в скважинах 38,41,16,123 из пласта ВЧ2 получены притоки безводной нефти дебитом от 13,1 м3/сут. до 80,6 м3/сут.

Запасы нефти участков расположения этих скважин оценены по категории С1, а запасы остальной площади залежи - по категории С2, т.к. в результате испытаний пласта из скважин 44, 61, 108 получены небольшие притоки нефти (1,5-4,95 м3/сут.).

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта ВЧ2 по площади залежи меняется от 8,2 м до 12,8 м, составляя в среднем 7,5 м (категория С1). Размеры залежи 17×19,5 км. Этаж нефтеносности 41 м.

Залежь № 3, пласт ВЧ1+2 - нефтяная с газовой шапкой. С юго-запада ограничена линией, проведенной на половине расстояния между продуктивными скважинами 12, 111, 60, 102 и непродуктивными 65, 103. С севера, запада и северо-востока залежь ограничена разрывными нарушениями, а с юго-востока, востока ограничением является граница выклинивания глинистой перемычки.

Газонефтяная зона пласта вскрыта скважинами 51, 54 в которых в результате опробования получены притоки газа дебитом 258 тыс.м3/сут. (скв. № 51) и нефти дебитом 105,5 м3/сут. (скв. № 54). На основании испытания этих скважин ГНК принят на абсолютной отметке минус 1240 м. Газонасыщенная толщина пласта составляет 2,6-4 м. Высота газовой шапки, в принятых границах, равна 7,8 м. Размеры газовой шапки 5×8,5 км.

Нефтяная зона пласта ВЧ1+2 занимает большую часть залежи № 3, вскрыта тринадцатью скважинами, в 11-ти из которых пласт опробован на приток. Притоки нефти составили 9,6 м3/сут.-128 м3/сут. Нефтенасыщенная толщина пласта меняется по площади залежи от 4,4 до 13,0 м. Этаж нефтеносности равен 52 м. Размеры залежи в целом 11,5-17,5×13-15 км.

Запасы нефти и газа по залежи № 3 пласта ВЧ1+2 оценены по категории С1 и С2.

Залежи блоков III и IV

При утверждении запасов нефти и газа Верхнечонского месторождения в ГКЗ (протокол № 306 от 22.03.95) залежи указанных блоков из объектов подсчета исключены, вследствие недоказанности их промышленной значимости.

Залежи блока V

Углеводородное насыщение в верхнечонском горизонте в блоке V приурочено к пласту ВЧ1+2 и выделено в залежь № 7.

Залежь № 7, пласт BЧ1+2 - нефтяная с газовой шапкой. Ограничена зоной отсутствия коллектора пласта с юго-запада и с северо-востока (скв. 67, 69 и 72). При опробовании верхнечонского горизонта в этих скважинах притоков получено не было. С юго-востока, северо-запада, северо-востока залежь № 7 экранирована разрывными нарушениями.

Газонефтяная зона вскрыта скважиной № 66, в которой из интервалов перфорации минус 1244,2-1249,2 м и минус 1253,7-1256,2 м получены притоки газа 122,64 тыс. м3/сут. (с конденсатом) и нефти 6,4 м3/сут с газом (0,412 тыс. м3/сут), соответственно.

По результатам опробования пласта в скважине № 66 принят газонефтяной контакт на абсолютной отметке минус 1248 м. Эффективная газонасыщенная толщина составляет 3,3 м. Высота газовой шапки также - 3,3 м. Размеры газовой зоны 4,1×5,0 км.

Нефтяная зона залежи № 7 вскрыта скважинами 87, 89, 99, 101, 112. Во всех указанных скважинах пласт опробован на приток. Дебиты нефти составили 5,1 м3/сут - 230 м3/сут. Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется по площади залежи от 3,2 м до 7,7 м, составляя в среднем 5,4 м.

Этаж нефтегазоносности - 10,6 м. Размеры залежи 8×10 км.

Запасы нефти и газа оценены по категории С1.

Залежи блока VIII

Скопления УВ в блоке VIII связано с пластом ВЧ1+2, BЧ1 и выделены в залежь №8.

Залежь № 8 - газонефтяная. Границами залежи с юго-запада и северо-востока служит зона отсутствия коллектора пласта (район расположения непродуктивных скв. 73, 80, 77, 75, 79.

С юго-востока, северо-востока, юго-запада залежь экранируется разрывными нарушениями. С севера залежь подпирается пластовой водой и ограничивается ВНК, принятым на абс. отметке минус 1283 м, которая соответствует кровле водонасыщенного пласта BЧ1 и подтверждена данными опробования.

Газовая шапка пласта вскрыта скважинами 78 и 122. При испытании пласта получен приток газа дебитом до 270 тыс. м3/сут (скв. 122). В скважине 78 - дебит газа из интервала минус 1248,1-1262,1 м составил 216,7 тыс. м3/сут. Из интервала перфорации минус 1260,1-1262,1 м получен приток газа 122,7 тыс. м3/сут и конденсата - 4,7 м3/сут.

На основании результатов испытания пласта на приток уровень ГНК принят на абс. отметке минус 1260,5 м, которая соответствует кровле пропластка, характеризующегося по ГИС скважины 78, как нефтенасыщенный.

Эффективная газонасыщенная толщина пласта составляет 8,1-8,3 м. Высота газовой шапки - 12,9 м, а размеры 2,5×5 км.

Нефтяная зона вскрыта скважинами 11, 32, 81, 114. Во всех указанных скважинах пласт опробован на приток. Дебиты нефти составили от 19 до 163 м3/сут. (скв. 81, 114).

В скважине 105 при испытании пласта BЧ1 получен приток пластовой воды из интервала минус 1285-1289 м и приток воды с пленкой нефти из интервала минус 1279-1283 м. Кроме того, из интервала перфорации минус 1278,2 - 1283,2 м в скважине 81 из пласта Bч1 получен приток безводной нефти дебитом 55 м3/сут. Пласт в этой скважине по данным ГИС в интервале абс. отметок от минус 1275,2 м (кровля) до минус 1282,9 м (подошва) характеризуется как нефтенасыщенный.

С учетом результатов опробования пласта и данных ГИС скважины 105, в которой кровля водонасыщенного пласта Bч1 вскрыта на отметке минус 1282,7 м, ВНК по залежи 8 принят на абсолютной отметке минус 1283 м.

Нефтенасыщенная толщина пласта по площади залежи колеблется от 7 до 11,2 м (скв. № 32), составляя в среднем 8,3 м. Этаж нефтеносности равен 23 м. Размеры газонасыщенной залежи 2,5×22 км.

Запасы нефти рассматриваемой залежи подсчитаны по категории С1 - это площадь расположения опробованных продуктивных скважин. К категории С2 отнесены запасы остальной части залежи.

Залежь блока IX

В пределах блока залежи нефти и газа связаны с пластом BЧ2 (залежь № 9) и пластом BЧ1 (залежь № 10).

Залежь № 9 - нефтяная. При утверждении запасов нефти и газа по Верхнечонскому месторождению в 1995 г. (протоки № 306) запасы нефти и растворенного газа пласта BЧ2 оценены по категории С1 в районе скважины № 91 на площади в радиусе 1 км.

Пласт BЧ2 в скважине № 91 представлен песчаником толщиной 13,8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 7,3 м. Остальная часть площади залежи из объектов подсчета исключена, хотя пласт BЧ2 по ГИС характеризуется как нефтенасыщенный (скв. 30, 31, 53), но при испытании была получена минерализованная вода с непромышленными притоками нефти дебитом 0,9-2,1 м3/сут.

Залежь № 10, ВЧ1 - газовая, запасы которой подсчитаны по категории С2 в радиусе дренирования скважины 31, равном 1 км.

Пласт в указанной скважине представлен песчаником с прослоями аргиллитов, толщиной 9,9 м. Эффективная газонасыщенная толщина пласта составляет 6,6 м.

В результате опробования пласта из интервала перфорации минус 1228,6 -1233,6 получен приток газа дебитом 56,7 тыс.м3/сут и конденсата - 6,4 м3/сут.

Преображенский пласт (ПР).

Приурочен к нижней подошвенной части нижнеданиловской подсвиты, отличается относительно однородным строением по всей площади месторождения.

Сложен доломитами коричневато-серыми, серыми, микрофитолитовыми, песчаниковидными. В кровле и подошве горизонта - хемогенными породами с прослоями глинистых, алевритистых разностей. Общая толщина пласта изменяется от 15,3 (скв. 88) м до 22 (скв. 30) м, преимущественно имеет толщину 18-20 м. Коллектор пласта выделяется в реликтово-органогенных перекристаллизованных доломитах. Коллектор поровый. Величины открытой пористости доломитов по данным ГИС и лабораторным исследованиям до 8.0-19.3 %, газопроницаемость преимущественно до 2-8 мД, редко до 45-129 мД (скв. 51, 75, 114, 36).

В тектоническом отношении преображенский пласт полностью унаследует структурный план нижезалегающих терригенных отложений с той лишь разницей, что дизъюнктивное нарушение в северо-западной части месторождения (между скв. 72, 900 и 66, 101, 112) в преображенских горизонтах либо затухает, либо не является экранирующим.

Преображенский пласт обладает низкой проницаемостью, что затрудняет освоение скважин и выяснение его насыщения. В большинстве скважин притоки получены после кислотных обработок.

По состоянию изученности на 01.01.07 г. доказано наличие трех нефтяных залежей.

Осинский горизонт

Вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами. В скважине № 30 горизонт ассимилирован траппами. Общая толщина горизонта 39,5-60 м. Для осинского горизонта характерны пластовые давления превышающие нормальное гидростатическое.

В осинском горизонте достоверно сохраняется только Могинско-Ленский разлом и разлом, пересекающий его в центральной части месторождения в направлении с юго-запада на северо-восток. Остальные оперяющие разломы в осинском горизонте затухают, в результате чего происходит соединение блоков (I+II; III+IV+V+VI; VII+VIII) и слияние приуроченных к ним залежей. На северо-востоке роль тектонического экрана в осинском горизонте играет грабен северо-западного простирания, вскрытый скважинами 82, 94, 95, унаследованный от подстилающих терригенных отложений.

На большей части площади Верхнечонского месторождения пласт осинского горизонта (ОС) является коллектором. Тип коллектора каверново-поровый. Открытая пористость пород по данным ГИС до 11.0-16.7 %, редко до 19.1-23.6 %, по лабораторным исследованиям - до 9.6-16.2 %, редко 18.0-19.9 %. Газопроницаемость преимущественно до 5-42 мД. Насыщение горизонта, также как и преображенского, определяется лишь при испытании в колонне с применением кислотных ванн, кислотных обработок.

Осинский горизонт опробован в 38 скважинах в процессе бурения. Из них в 8 получены притоки. В колонне горизонт испытан в 15 скважинах, в 14 из них получены притоки флюидов.

Получение промышленных притоков являлось основанием для выделения одной нефтяной и трех газоконденсатных залежей, по которым проведен подсчет запасов по категориям С1 и С2. Типы выявленных залежей пластовые, литологически и тектонически экранированные.

3.Специальная часть

.1 Анализ точности подсчета запасов нефти пласта ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2 блок 2 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения

.1.1 Подсчет запасов нефти пласта ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2 блок 2 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения

Методика выделения кондиционных пределов значений эффективных нефтенасыщенных толщин

Кондиционный предел - количественный критерий, определяющий границу коллектор - неколлектор. При установлении кондиционных пределов я использовал данные акустического каротажа (АК) и продуктивности по скважинам [1]. Это связано с тем, что на графике зависимости ГК (гамма - каротаж) от продуктивности скважины получаемое значение R2 (квадрат коэффициента корреляции) очень низкое, что является следствием слабой связи между ГК и продуктивностью (рис. 6). А на графике зависимости АК от продуктивности значение R2 достаточно большое и не значительно меняется при повторных пересчетах (рис. 7).

Рис. 6. График зависимости ГКконд от продуктивности

Гк - относительная амплитуда параметра ГК; η - удельная продуктивность скважин.

Рис. 7. График зависимости АКконд от продуктивности

Ак - относительная амплитуда параметра АК; η - удельная продуктивность скважин.

Для удобства сопоставления данных по множеству скважин воспользуемся относительной амплитудой аномалий [2]:

АК = (Акγχ -Акγmin) / (Акγmax-Акγmin)

Где:

Ак -относительная амплитуда;

Акγχ - конкретное значение интенсивности акустического каротажа в изучаемом пласте;

Акγmax - максимальное значение.

Для каждой скважины подсчитываем ΔАк , затем находим графически зависимость ΔАк от продуктивности скважины (рис. 7). Пересечение линии тренда с осью ординат - искомое кондиционное значение. Полученное значение - 0,68 отображаем на всех диаграммах акустического каротажа. Области диаграммы слева от линии АКконд соответствуют коллекторам (рис. 8.).

Рис. 8. Выделение коллектор по кондиционному значению

Определение эффективных нефтенасыщенных толщин - hn

Эффективные нефтенасыщенные толщины пластов определены по материалам промысловой геофизики с учетом кондиционного предела по АК, данных керна, результатов опробования и испытания скважин. Качественным критерием выделения пластов-коллекторов являлся набор типичных признаков на диаграммах ГИС, указывающих на радиальное проникновение в пласты фильтрата бурового раствора. Кроме этого, качественная характеристика коллекторов подтверждалась проведением гидродинамического каротажа. Плотные прослои, отмеченные на диаграммах микрометодов, из числа эффективных толщин исключались. Качественно охарактеризованные интервалы коллекторов оценивались на основе количественных критериев, установленных в результате лабораторных исследований керна и обработки данных испытания скважин. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина hн определялась внутри контура запасов (рис. 9, рис. 11, рис.13) и вычислялась как средневзвешенная по площади (рис. 10, рис. 12, рис. 14).

Рис. 9. Карта нефтенасыщенных толщин пласта ВЧ1+2 с учетом ошибки

Условные обозначения:  - изолинии,  - номер скважины,  - линия разломов.

Рис. 10. Вероятностная модель распределения нефтенасыщенных толщин коллекторов пласта ВЧ1+2 ВЧ НГ

Мо-мода=6,2; Х-среднее=6,2

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина для ВЧ1+2-6,2м

Рис. 11. Карта нефтенасыщенных толщин пласта ВЧ1 с учетом ошибки

Условные обозначения:  - изолинии,  - номер скважины,

 - линия разлома.

Рис. 12. Вероятностная модель распределения нефтенасыщенных толщин коллекторов пласта ВЧ1 ВЧ НГ

На графике видно что нефтенасыщенная толщина изменяется экспоненциально. Следовательно средневзвешенная нефтенасыщенная толщина для ВЧ1 определяется по формуле: hср.вз=Xmax-Xmin/ln(Xmax/Xmin) [2]

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина для ВЧ1 - 3,6м

Рис. 13. Карта нефтенасыщенных толщин пласта ВЧ2 с учетом ошибки

Условные обозначения:  - изолинии,  - номер скважины,

 - линия разлома.

Рис. 14. Вероятностная модель распределения нефтенасыщенных толщин коллекторов пласта ВЧ2 ВЧ НГ

Мо-мода=3,5; Х-среднее=3,2

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина для ВЧ2-3,2м

Определение площади нефтеносности - F

Площадь нефтеносности определялась на подсчетных планах, совмещенных со структурной картой по кровле коллекторов (рис. 15.) [3]. Площадь нефтеносности пласта ВЧ1+2 - 311291592 м2, ВЧ1 - 72624490 м2, ВЧ2 - 102056570 м2.

Рис. 15. Подсчетный план пластов ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения

Условные обозначения:  - границы лицензионного участка, - изогипсы горизонта ВЧ1+2,  - Площадь распространения нефтенасыщенной толщи пласта ВЧ1+2, - линии разломов, - номер разломных блоков,  - площадь распространения нефтенасыщенной толщи пласта ВЧ1,  - площадь распространения нефтенасыщенной толщи пласта ВЧ2.

Определение количественных значений открытой пористости - Kpo

Коэффициент открытой пористости был рассчитан в два этапа по глубине в каждой скважине как средневзвешенное, а затем по площади месторождения, отдельно для пластов ВЧ1+2 (рис. 16, рис. 17), ВЧ1 (рис. 18, рис. 19) и ВЧ2 (рис. 20, рис. 21).

Рис. 16. Карта пористости пласта ВЧ1+2 с учетом ошибки

Условные обозначения:  - изолинии,  - номер скважины,

 - линия разлома,  - граница распространения нефтенасыщенной толщи пласта ВЧ1+2.

Рис. 17. Вероятностная модель распределения пористости коллекторов пласта ВЧ1+2 ВЧ НГ

Мо-мода=9; Х-среднее=9,8; Пористость ВЧ1+2=0,098.

Рис. 18. Карта пористости пласта ВЧ1 с учетом ошибки

Условные обозначения:  - изолинии,  - номер скважины,

 - линия разлома,  - граница распространения нефтенасыщенной толщи пласта ВЧ1.

Рис. 19. Вероятностная модель распределения пористости коллекторов пласта ВЧ1 ВЧ НГ .

Мо =6,1; Хср=6,2 Пористость ВЧ1 - 0,062

Рис. 20. Карта пористости пласта ВЧ2 с учетом ошибки

Условные обозначения:  - изолинии,  - номер скважины,

 - линия разлома,  - граница распространения нефтенасыщенной толщи пласта ВЧ2.

Рис. 21. Вероятностная модель распределения пористости коллекторов пласта ВЧ2 ВЧ НГ.

Мо =11; Хср=9,2. Пористость ВЧ2 - 0,092

Определение количественных значений нефтенасыщенности - Кn

Коэффициент нефтенасыщенности определялся по данным лабораторных исследований керна и результатов интерпретации ГИС. Для расчета брались средние значения: ВЧ1+2 - 0,854; ВЧ1 - 0,874; ВЧ2 - 0,835.

Определение значений пересчетного коэффициента - Θ

Пересчетный коэффициент определялся по данным лабораторных исследований проб нефти. Для расчета брались средние значения. Для ВЧ1+2 - 0,89; ВЧ1 - 0,94; для ВЧ2 - 0,85.

Определение значений плотности нефти - ρn

Количественные значения плотности нефти определялись по данным лабораторных исследований проб нефти. Дегазированные нефти пласта ВЧ1 имеют среднюю плотность 0, 856; ВЧ2 - 0,848; ВЧ1+2 -0,854.

Подсчет запасов

Запасы нефти, газа и сопутствующих компонентов Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения блока II ВЧ1, ВЧ2, ВЧ1+2 подсчитаны объемным методом (табл. 4).

Таблица 4

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти Верхнечонского месторождения блока II пластов ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2

Таблица 5

Извлекаемые запасы Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения

.2 Статистический анализ точности подсчета запасов нефти пласта ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2 блока 2 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения

Для определения категории запасов проводим анализ точности подсчета запасов. Анализ осуществляется по значению относительной ошибки.

Исходные данные и результаты расчета сведены в таблицы.

Таблица 6

Таблица подсчетных параметров математической статистики

- случайная величина, - относительная частота встречаемости;- число значений случайных величин в каждом классе; - общее количество случайных величин; общ =Σ Zi* Xi - общее среднее (центральное) положение модели;

D = Σ zi*(xi-xобщ)2 - дисперсия (неоднородность);

AS= Σ zi*(xi-xобщ)3 - асимметрия;

Ex = Σ zi*(xi-xобщ)4 - эксцесс (пикообразность);

H=-1* Σ zi*lnzi - энтропия (мера неопределенности модели);

σ =√ D - среднеквадратичное отклонение; абс =√D/√N - абсолютная ошибка;

Εотн = (Xобщ/Eабс)*100% - относительная ошибка; - критерий стьюдента (при N меньше 37 равен 1) [3]

Если [AS/ σ] < 3 и [Ex / σ] < 3, то выполняется нормальный закон распределения случайных величин [3]. Данные эффективной нефтенасыщенной толщины, площади нефтеносности и открытой пористости были обработаны с помощью математической статистики. В виду большого количества расчетов в приложениях представлены примеры статистического анализа.

Рассчитываем ошибку подсчета запасов для нефтенасыщенных толщин и пористости. Для нефтенасыщенных толщин ошибку находим отдельно для ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2:

Таблица 7

Таблица подсчетных параметров математической статистики для нефтенасыщенных толщин пласта ВЧ1+2

Относительная ошибка рассчитывается по формуле:

Εотн = (Xобщ/Eабс)*100%

где:общ- общее среднее, Eабс - абсолютная ошибка

Εотн.ВЧ1+2 = 17,1% - относительная ошибка для нефтенасыщенных толщин пласта ВЧ1+2.

Таблица 8

Таблица подсчетных параметров математической статистики для нефтенасыщенных толщин пласта ВЧ1

Εотн.ВЧ1 = 21,4% - относительная ошибка для нефтенасыщенных толщин пласта ВЧ1.

Таблица 9

Таблица подсчетных параметров математической статистики для нефтенасыщенных толщин пласта ВЧ2

Εотн.ВЧ2 = 18,4% - относительная ошибка для нефтенасыщенных толщин пласта ВЧ1+2.

Общая ошибка для нефтенасыщенных толщин рассчитывается по формуле:

Εотн.общ = √Σ( Εотн1-n)2

Εотн.общ = √17,12 +21,42+18,62= 33,1%

По пористости ошибку находим отдельно для пластов ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2:

Таблица 10

Таблица подсчетных параметров математической статистики для пористости пласта ВЧ1+2

Εотн.ВЧ1+2 = 6,3% - относительная ошибка по пористости пласта ВЧ1+2.

Таблица 11

Таблица подсчетных параметров математической статистики для пористости пласта ВЧ1

Εотн.ВЧ1= 6,9% - относительная ошибка по пористости пласта ВЧ1.

Таблица 12

Таблица подсчетных параметров математической статистики для пористости пласта ВЧ2

Εотн.ВЧ2= 7,2% - относительная ошибка по пористости пласта ВЧ2.

Общая ошибка для пористости равна:

Εотн.общ = √6,3 2 +6,92+7,22=11,8%

Для остальных подсчетных параметров (S, kn , Θ, ρн) подсчитываем среднюю ошибку:

Εотн.ср=(33,1%+11,8%)/2=22,45%

Общая ошибка подсчета запасов:

Еотн.общ=√33,12+11,82+4*22,452= 57%общ=Emin√7общ=11,8*√7=31,2% - минимальная ошибка

Что соответствует категории запасов С1 [2].

Запасы нефти пласта ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2 блок 2 составляют: Q ВЧ1+2,ВЧ1,ВЧ2 = 129938тыс. т ±740064 тыс.т.

Заключение

Верхнечонское НГКМ характеризуется очень сложным геологическим строением:

Повсеместно происходит литологическое замещение глин на песчаники.

Месторождение осложнено целым рядом тектонических нарушений, произошли значительные тектонические постседиментационные движения.

Залежи структурно-литологического типа, часто изолированы в связи с тектоническими и литологическими экранами, плохими ФЕС, структурными ловушками.

Подсчитанные в дипломной работе запасы пластов ВЧ1, ВЧ2, ВЧ1+2 блока II составляет 129938 тыс. т, меньше чем уже подсчитанных в 1994 г. 141842 тыс. т [4]. Расхождение в запасах, связано с тем, что на предприятии рассчитывали эффективные толщины пластов с заведомо завышенными значениями. Величина расчетных запасов находится в прямой зависимости от эффективной толщины, как следствие расхождение в результатах. Остальные параметры совпадали с расчетами данной работы или отличались незначительно. Так же следует сделать вывод о том, что не один из методов геофизических исследований скважин не является точным для определения нефтенасыщенных толщин.

Список использованной литературы

Головко А. А. Создание базы данных геолого-геофизической информации и создание геологической и гидродинамической моделей Верхнечонского газоконденсатнонефтяного месторождения / А. А. Головко, Т. В. Соколова, И. Н. Поздняков. - Самара: 2007. - 171 с.: - Библиограф.: с. 129-134.

Гутман И. С. Методы подсчета запасов нефти и газа: учебник для вузов / И. С. Гутман. - М.: Недра, 1985. - 223 с.: - Библиограф.: с. 35-36.

Дэвис Дж. С. Статистический анализ данных в геологии: перевод с английского в 2 книгах. Книга 1 / пер.: В. А. Голубевой; под ред.: Д. А. Родионова. - М.: Недра, 1990. - 319 с.: Библиограф.: с. 102-103.

Отчет по подсчету запасов нефти и газа Верхнечонского газоконденсатнонефтяного месторождения / В. Л. Неустроев [и др.]. - Иркут.: ГГП «Востсибнефтегеология», 1994. - 256 с.: Библиограф.: с. 50-51.