Геология Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения и геохимическая характеристика нефти, газа и конденсата

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

Флексура  имеет довольно симметричное строение. Градиенты погружения юго-западного  и северо-восточного крыльев примерно одинаковы и составляют 1,8 – 2,2 км. По оси складки градиент погружения меняется от 1,4 км в центральной и юго-восточной частях до 3,3 км в северо-западной.

По  подошве осадочного чехла амплитуда  флексуры несколько меньше и составляет 50 м, но более заметна асимметрия градиентов погружения между центральной  частью складки и северо-западным склоном верхнего крыла, составляющих соответственно 0,25 и 2,5 км.

По  отложениям подсолевого карбонатного комплекса, до кровли осинского горизонта  включительно, структурный план флексуры 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 скважине 42 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 флексуры. 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.

По данным интерпретации  комплекса геофизических работ  поверхность кристаллического фундамента (отражающий горизонт Ф) является наиболее дифференцированной, что обусловлено резко переменной толщиной коры выветривания. Абсолютные отметки кровли кристаллического фундамента по площади колеблются в интервале 1,34 – 1,24 км. Колебание величин абсолютных отметок связано с общим погружением поверхности фундамента в юго-западном, северо-восточном и северо-западном направлениях. Относительный перепад отметок по площади достигает 80 - 100 м. Поверхность характеризуется переменным по площади градиентом погружения. Максимальные его значения фиксируются в северо-восточном направлении и составляют 1,8 - 2,7 км. Немного ниже (1,7 – 2,5 км) значения градиента в юго-западном направлении. Минимальные значения градиента погружения наблюдаются в северо-западном направлении и достигают уровня 0,9 – 1,0 км. По данным глубокого бурения на Верхне-Нюйской, Таранской и Делиндинской площадях Якутской части поверхность фундамента испытывает погружение также и в юго-восточном направлении от Верхнечонской площади. Таким образом, структурный план поверхности кристаллического фундамента, в целом, представляет собой северо-западную часть крупного выступа фундамента, вытянутого с юго-востока на северо-запад. Наиболее ярким отрицательным структурным осложнением выступа является Верхнечонско-Талаканский грабен, где поверхность кристаллического фундамента погружается до уровня 1,48 км. Поверхность выступа фундамента наиболее дифференцирована в западной части площади, где мощность терригенных отложений минимальна. Здесь по данным сейсморазведки фиксируется целый ряд небольших осложнений в виде носов, выступов и впадин размерами 5 км. Встречаются и более мелкие (шириной 0,2 - 1 км) врезы глубиной до 20 - 30 м. Отложениями коры выветривания все мелкие и основная часть небольших структурных осложнений поверхности кристаллического фундамента с нивелированы.

По кровле терригенных  отложений нижнемотской подсвиты (отражающий горизонт М2) структурный план претерпевает некоторые изменения, обусловленные  общим увеличением мощности терригенных  отложений в юго-восточном направлении. Абсолютные отметки изменяются от  1,18 – 1,20 км на востоке до 1,28 - 1,29 км на западе и 1,3 - 1,32 км на севере. Погружение поверхности наблюдается в юго-западном и в северном направлении. Простирание изогипс на севере площади субширотное, на юге субмеридианальное. Изменение простирания изогипс наблюдается по линии Могинско-Ленского разлома. Максимальные градиенты погружения характерны для северного направления и составляют 3,3 - 4,3 км. В юго-западном направлении градиент погружения составляет 2,2 - 2,8 км. Наиболее полого кровля терригенных отложений погружается в западном направлении вдоль Могинско-Ленского разлома. Здесь градиент погружения составляет 1,6 км. В восточном направлении (в отличие от поверхности фундамента) сохраняется подъем кровли терригенных отложений. Таким образом, в целом структурный план кровли терригенных отложений представляет собой положительный структурный элемент в виде зоны сочленения двух моноклиналей, которую условно можно отнести к структурному носу.

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

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.

- Интенсивность проявления разрывных нарушений (кроме грабена) может быть оценена как средняя и слабая, однако лишь заведомо подчиненную их часть можно отнести к категории нефтегазоконтролирующих.

 

 

5. 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 геофизическим исследованиям были выделены 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.

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 компрессора 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.

Дебиты  пластовой воды при динамических уровнях от 726 - 800 до 1580 м изменялись от 3,7 до 23,3 и в трех скважинах от 102 до 160 м³/сут.

В гидродинамическом плане район месторождения расположен в зоне регионального пьезоминимума, ограниченного изопьезой приведенных напоров терригенного комплекса + 200 м. Краевые области питания терригенного комплекса на район месторождения существенного гидродинамического влияния не оказывают. Усиление водообмена в этом комплексе происходит, в основном, за счет вертикальных (нисходящих и восходящих) внутрипластовых перетоков рассолов по дизъюнктивным нарушениям и «гидравлическим окнам» в водоупорных горизонтах.

Нисходящая  инфильтрация пресных поверхностных  вод в осадочную толщу происходит в местных внутриплатформенных  зонах питания. Наиболее крупная  из них узкой полосой протягивается  вдоль зоны сочленения Непско-Ботуобинской антеклизы с Тунгусской синеклизой, и территориально соответствует Ангаро-Вилюйской зоне разломов фундамента. Толща мерзлых пород затрудняет нисходящую инфильтрацию и снижает вертикальную составляющую напора, что является причиной снижения пластовых давлений в подмерзлотном интервале разреза.

Наряду  с нисходящей инфильтрацией, в районе месторождения известны пресные  и соленые источники с минерализацией до 20 г/л и более, многие из них  с запахом сероводорода. Соленые  и сероводородные источники поступают  из соленосных отложений.

Зоной свободного водообмена являются надсолевые отложения и верхние горизонты  соленосной толщи. Они характеризуются  безнапорными и слабонапорными водами. Основные зоны питания расположены  на различных положительных формах рельефа, междуречных пространствах. Питание вод происходит за счет инфильтрации атмосферных осадков. Имеет место и питание вод путем подтока из нижележащих горизонтов в вышележащие по тектонически ослабленным зонам. Пластовые давления обычно ниже нормальных гидростатических. Бурение глубоких скважин по этим отложениям сопровождается значительным поглощением бурового раствора.

Коэффициент аномальности ( К_ан = Р_пл / Р_гидр ) от 0,2 до 0,7, ( Р_пл - давление пластовое, Р_гидр – давление гидродинамическое ). Статические уровни от 2 до 60 м.

В соленосных отложениях режим водообмена переходный от активного к затрудненному. В нижней части этих отложений и верхней части подсолевых толщ пластовые давления превышают нормальные гидростатические (коэффициент аномальности от 1,01 до 1,26) или близки к нормальным (0,97 - 0,99).

Подсолевые  отложения в целом являются зоной  сильно затрудненного режима водообмена (он близок к застойному).

В преображенском горизонте, в пластах ВЧ1, ВЧ2 и КВ пластовые давления близки к нормальным гидростатическим ( К_ан = 0,9 – 1,1 ). Также как и в усть-кутском, осинском, христофоровском, атовском горизонтах пластовые давления, если они выше нормальных гидростатических давлений, все же недостаточны для подъема рассолов на дневную поверхность. Поэтому восходящая разгрузка рассолов из подсолевых и соленосных карбонатных комплексов может быть внутрипластовой. Возможна нисходящая разгрузка рассолов из усть-кутского горизонта в преображенский и нижележащие горизонты.

Притоки пластовой воды в законтурной  зоне были получены в пяти скважинах. Три из них находятся в законтурной зоне залежи 9 в блоке IX ( пласт ВЧ2 ): 45, 76, 74 и две скважины ( 50, 105 ) в законтурной зоне залежи 8 в блоке VIII (пласт ВЧ1 + ВЧ2, преображенский горизонт).

В скважине 76 при испытании получен приток пластовой воды с примесью фильтрата бурового раствора в объеме 0,08 – 0,45 м³/сут. Содержание брома – 3,2 г/л.

В результате испытания скважины 74 из пласта ВЧ2 в интервале 1623 - 1625 м был отмечен приток пластовой воды 2,6 м³/сут при динамическом уровне 1067 м. Содержание брома – 4,9 г/л. При испытании интервала 1630 - 1637 м дебит воды составил 19,6 м³/сут., Р_заб = 13,8 МПа ( Р_заб – давление на забое скважины ) , расчетное пластовое давление 15,2 МПа ( на глубине 1623 м ). Плотность рассола 1,3 г/см³, пластовая температура + 18,5 °С. Содержание брома в пределах 6,5 – 6,8 г/л. По химическому составу вода хлоридная кальциевая с минерализацией 393,3 – 395,4 г/л.

В скважине 50 по прямым геофизическим методам из пласта ВЧ1+ВЧ2 был зафиксирован приток пластовой воды. Плотность воды 1,28 г/см³.

Верхнечонский горизонт (пласт ВЧ1+ВЧ2) в скважине 105 в интервалах 1674 - 680 м и 1670 - 674 м при испытании проявил себя притоком пластовой воды. Дебит составил 3,2 – 3,7 м³/сут., ΔР = 3,9 – 8,3 МПа (ΔР – изменение давления скважины ) Р_пл = 15,6 МПа (Р_пл - давление пластовое ). Содержание брома в пределах 4,0 – 6,6 г/л. По химическому составу воды хлоридные кальциевые с минерализацией 380,5 – 411,3 г/л. Содержания полезных компонентов приведены в таблице 1.