Даниловское газонефтяное месторождение
Даниловское газонефтяное месторождение расположено на территории Катангского района Иркутской области в 150 км к северу от г. Киренск.
На территории прилегающей к месторождению населенных пунктов нет, коренное население не проживает и встречаются лишь редкие охотничьи зимовья. Ближайшая деревня Нэпа расположена в 30 км к югу, в устье р. Нэпы – левого притока р. Нижней Тунгуски. В 50 км севернее, также на р. Нижней Тунгуске, находится деревня Верхне – Калинино, в 60 км – деревня Преображенка.
Ближайшим крупным населенным пунктом является г. Киренск, расположенный в 150 км к югу на р. Лена, в котором находятся речной порт и аэропорт. Ближайшая железнодорожная станция и крупнейший речной порт находятся в 350 км к юго--западу в г. Усть-Кут.
Район характеризуется плохой проходимостью, бездорожьем, сильной залесенностью и заболоченностью.
В районе месторождения железные и автомобильные дороги отсутствуют, и основной объем грузов на месторождение перевозится автотранспортом на расстояние 350 – 400 км по автозимнику от г. Усть – Кут, пос. Подволошино и Надеждинск (бывшая база Преображенской экспедиции). В период навигации грузы доставляются на расстояние 240 км по р. Нижняя Тунгуска. Для доставки срочных грузов и обслуживающего персонала используются вертолеты.
ЛЭП на территории месторождения отсутствуют и для обеспечения буровых электроэнергией используются дизельные электростанции.
В 140 км к юго – западу от Даниловского расположены разрабатываемые нефтегазоконденсатные Дулисьминское и в 110 км к северо- востоку - Верхнечонское месторождение, запасы которых утверждены ГКЗ.
Кроме того, в 30 – 40 км южнее Даниловского расположено Непско – Гаженское месторождение калийных солей.
Ближайшие магистральные нефтепроводы Омск-Ангарск проходит в 700 км, а «Восточная Сибирь - Тихий океан (ВСТО)» в 140 км к юго - востоку.
Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Геологический разрез Даниловского месторождения изучен по данным глубокого бурения как непосредственно на месторождении, так и по наиболее представительным скважинам Верхнечонской (скв. 24, 125, 150), Усть-Непской (скв. 192), Чангильской (скв. 188) и Буриндинской (скв.1) площадей, а также по материалам геологической съемки ИГУ масштаба 1: 200 000 и ВСГУ – 1 : 50 000.
Разрез осадочного чехла представлен кайнозойскими и палеозойскими отложениями, залегающими на архей – протерозойском фундаменте, глубина залегания которого в пределах площади изменяется от 1764 (скв. 4) до 2058 м (скв. 13).
Архей – Протерозой (Аr – PR)
Породы кристаллического фундамента вскрыты 14 скважинами из 29, пробуренными на Даниловской площади (кроме скв. 2, 21, 30, 64) и представлены гранитами, гранитогнейсами, хлористовыми сланцами и гранодиоритами, поверхность которых сильно преобразована во время длительного предпалеозойского перерыва. По данным ГИС породы коры выветривания отличаются высокими значениями БК, НГК, низкими – АК и достигают толщины 6 м.
Граниты серые, темно-серые, но встречаются и ярко-красные, средне-кристаллические иногда разгнейсованные. Среди гранитов встречаются аляскиты и мигматиты.
Кристаллические сланцы имеют зеленые окраски и, как правило, выветрелые и трещиноватые.
Вскрытая толщина фундамента изменяется от 13 м (скв. 3) до 57 м (скв. 10).
Палеозойская группа (Pz)
Вендская система (V)
Нижний венд (V1). Непская свита
Отложения непской свита нижнего венда, залегающие в основании осадочного комплекса на площадях, расположенных к югу от Даниловского месторождения, на рассматриваемой территории не отлагались и, скорее всего, выпадают из разреза.
Наиболее полные разрезы непской свиты вскрыты и описаны на Марковском месторождении, где в основании свиты залегают терригенные отложения безымянного горизонта, представленные сероцветными разнозернистыми кварцевыми песчаниками участками гравелитистыми.
Выше по разрезу в районе Марковской площади залегает марковский продуктивный пласт, сложенный алевролитами и аргиллитами с прослоями песчаников грязновато-серых, кварцевых, разнозернистых, неотсортированных с включениями пирита.
На Ярактинской, Аянской и Дулисьминской площадях, расположенных к северу от Марковской основной объем песчаных отложений непской свиты, образующих продуктивную часть разреза сокращается и представлен более молодыми образованиями ярактинского горизонта, залегающего непосредственно на породах фундамента.
По всей вероятности, по направлению к центральной части Непского свода тенденция омоложения базальных отложений сохраняется и на Даниловской площади в основании осадочного разреза залегают терригенные аналоги тирской свиты верхнего венда.
Верхний венд (V2).
Тирская свита (V2 tir)
Отложения тирской свиты с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на породах коры выветривания фундамента. На Даниловской площади количество терригенного материала возрастает, и разрез свиты представлен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Пласты песчаников преобладают в нижней части разреза, толщина их непостоянная, и закономерности в их распространении по площади пока не совсем ясны.
В разрезах скважин 144 и 3, пробуренных на выступах фундамента, терригенные отложения полностью отсутствуют.
Общая мощность терригенной части разреза тирской свиты увеличивается в юго-западном направлении меняется от 0 (скв. 144, 3) до 60-64 м (скв. 13, 9, 70).
Катангская свита (V2 kat)
Нижняя граница свиты проводится по смене терригенных пород тирской свиты массивными доломитами, выделяемыми в качестве регионального геофизического репера m2, отличающегося высокими сопротивлениями на диаграммах ГИС. На Преображенской площади из этого пласта получены притоки нефти и газа, что послужило основанием для выделения его в самостоятельный преображенский горизонт.
Ербогаченский горизонт, представленный переслаиванием ангидрито-доломитов с доломитами разнокристаллическими с реликтовой органогенно-водорослевой структурой бежевато-серых, участками кавернозных с неяснослоистой, пятнистой и массивной текстурой с пористостью до 10-12%.
Породы-коллекторы в ербогаченского горизонта представлены строматолитовыми доломитами с реликтовой органогенно-водорослевой структурой. В стоматолитовых доломитах пустоты имеют первичный характер и связаны с внутрикаркасным и межкаркасным пространством. В доломитах с реликтовой органогенно-водорослевой структурой пустоты обусловлены процессами выщелачивания, причем наиболее пористые разности приурочены к кровельной части ербогаченского пласта, формировавшейся в условиях перерыва в осадконакоплении.
Толщина горизонта на Даниловской площади составляет 20- 30 м,
Преображенский горизонт (пласт Б12) выделяется в подошве катангской свиты, хорошо выдержан по площади и представлен серыми, коричневато-серыми органогенными мелко-тонкозернистыми доломитами с прослоями доломитовых мергелей. Отмечается ангидритизация, засолонение и трещинообразование пород. Толщина горизонта изменяется от 12 (скв. 144) до 20 м в среднем составляя 16-18 м. В скв. 3, вскрывшей приподнятый блок фундамента, преображенский горизонт, также как и терригенные отложения тирской свиты, выпадает из разреза. На диаграммах ГИС этот пласт характеризуется повышенными значениями КС и низкой гамма активностью. При общей толщине горизонта 16 м его эффективная толщина достигает 12м, открытая пористость изменяется от 5,32 до 19,6 % в среднем составляя 14,1 %, при этом проницаемость колеблется от 0 до 29,4×10-3 мкм2.
В скв. 144 Даниловской площади из преображенского горизонта при испытании в колонне на штуцере 6 мм получен промышленный приток газа дебитом 69 тыс. м3/сут и отмечено падение пластового давления с 21,6 до 18,2 МПа, что свидетельствует об ограниченных размерах выявленной литологически - и тектонически - экранированной газоконденсатной залежи.
Горизонт перекрыт плотными сероцветными глинистыми участками окремнелыми и сульфатизированными доломитами, с тонкими стилолитовыми швами, заполненными черным глинисто-органическим веществом. Кроме того, встречаются тонкие прослои черных аргиллитов и белых ангидритов в виде линз и маломощных прослоев.
Толщина верхней части катангской свиты превышает 60 м, что обеспечивает надежное экранирование преображенского резервуара. Общая толщина катангской свиты на Даниловской и близлежащих Чангильской, Усть-Непской, Верхнечонской площадях довольно постоянна и изменяется в диапазоне 80 – 84 м. Уменьшение толщины катангской свиты до 72 – 65 м отмечается в центральной части Даниловской площади в районе скв. 144 и 3.
Собинская свита(V2 sb)
Разрез свиты представлен массивными доломитами с прослоями ангидрито- доломитов, реже ангидритов. Породы серые, тёмно - и коричневато-серые, прослоями глинистые, участками окремнелые с включениями ангидрита, с редкими трещинами, иногда кавернозные. В подошве залегает пласт массивных высокоомных доломитов, выделяемый в качестве регионального геофизического репера m3, с характерными высокими и резко дифференцированными значениями КС. Общая мощность свиты составляет около 70 м.
Тэтэрская свита(V2tt)
Верхняя граница свиты проводится по подошве первого пласта каменной соли усольской свиты и уверенно идентифицируется по данным ГИС, по резкому спаду сопротивлений при переходе от доломитов к солям.
В разрезе свиты выделяется устькутский горизонт, представленный двумя пластами доломитов, серых, коричневато - и тёмно-серых, участками окремнённых с подчинёнными прослоями ангидритов, ангидрито - доломитов и глинистых доломитов.
Нижний пласт устькутского горизонта (Б5) мощностью от 18 до 26 м сложен коричневато-серыми массивными доломитами пористыми и кавернозными участками глинистыми плотными. Поры и каверны нередко выполнены солью.
На Даниловской площади в нижнем пласте УК - 2 устькутского горизонта выявлены четыре промышленные залежи нефти в р-не скв. 15, 144, 5 и 3.
Верхний пласт устькутского горизонта (Б4) мощностью 22 - 30 м представлен доломитами глинистыми, участками засолоненными и окремнелыми с трещинами, заполненными ангидритом, иногда с выпотами нефти. ФЕС верхнего пласта устькутского горизонта на Даниловской площади низкие и при его опробовании притоков получено не было. Общая толщина тэтэрской свиты составляет 56 - 66 м.
Общая толщина вендского комплекса изменяется от 234 до 277м, сокращаясь до 192 и 201 в р-не скв. 144 и 3.
Нижний кембрий (Є1). Ленский ярус (Є1 l)
Усольская свита (Є1 us)
Разрез усольской свиты сложен неравномерным чередованием пластов каменной соли с доломитами, известняками, известковыми доломитами, согласно залегающими на отложениях вендского комплекса.
Нижняя, подосинская часть свиты толщиной 20 - 30 м, сложена чередованием пластов каменной соли и карбонатных пород.
Осинский горизонт (ОS) выделяется в средней части свиты (геофизический репер - А) и сложен известняками с подчиненными прослоями доломитов.
Толщина горизонта на Даниловской площади изменяется от 20 (скв. 4) до 49 м (скв. 8), причем ее наибольшая величина (42-49 м) отмечается на юго-востоке в р-не скв. 8, 9, 13, 55, 56, 70.
Верхняя часть свиты представлена корбонатно-галогенной толщей, в которой суммарная толщина прослоев каменной соли изменяется в пределах от 100 до 230 м (скв. 17). В ряде скважин в различных частях усольской свиты прослеживаются прослои траппов, представленных диабазами темно-серыми до черных, крепкими, участками трещиноватыми.
Толщина усольской свиты в разрезах, где траппы отсутствуют (скв. 144, 5, 4, 14, 18, 56, 10) составляет 320-380 м.
Приналичии траппов в разрезе (скв. 1, 2, 3, 6, 7, 8, 9, 11, 13, 15, 16, 17, 20, 21, 22, 30, 55, 70) толщина свиты увеличивается до 413 - 449 м, при этом толщина трапповых тел достигает 60 - 129 м.
Бельская свита (Є1 bs)
Разрез бельской свиты, представлен сульфатно-карбонатными породами, согласно залегающими на отложениях усольской свиты. По литологическим признакам свита подразделяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю. Ввиду однотонности состава нижняя и средняя подсвиты объединены.
Нижне-среднебельская подсвита (Є1 bs1+2)
Представлена известняками, доломитизированными известняками, доломитами серыми, массивными, местами кавернозными с включениями гипса и ангидрита, отличающимися высокими значениями и средними значениями ГК и НГК.
Христофоровский горизонт (ХР) толщиной 74 - 85 м приурочен к подошве подсвиты и сложен доломитами с прослоями известняков, доломито-ангидритов и глинистых доломитов.
В скв. 144 при опробовании ИП отмечалось разгазирование раствора. В скв. 1 за 1,5 часа было получено 50 л газоконденсата и отмечалось разгазирование раствора. После СКО был получен приток пластовой воды дебитом 0,37 м3/сут.
В скв. 4 при опробовании ИП получен приток фильтрата бурового раствора с примесью пластовой воды дебитом 7,8 м3/сутки.
В скв. 2, 3, 6, 10 горизонт оказался «сухим», а в остальных скважинах из-за низких коллекторских свойств горизонт не опробовался.
Атовский горизонт (АТ) толщиной порядка 50 - 55 м выделяется в верхней части подсвиты и представлен серыми плотными органогенно - водорослевыми комковатыми доломитами, с прослоями глинистых известняков и доломитов.
Подошва горизонта проводится по кровле каменных солей или замещающих их доломито-ангидритов. Кровля – по подошве каменных солей верхнебельской подсвиты. По данным керна (скв. 3, 5, 6, 14) и ГИС коллекторские свойства горизонта низкие и при опробовании ИП скв. 1, 2, 3, 5, 6, 10 притоков пластовых флюидов не было получено.
В пяти скважинах Даниловской площади в разрезе подсвиты установлено наличие тел долеритов, локализованных на различных циклостратиграфических уровнях. В скв. 10 траппы толщиной 47 м выделены в кровле подсвиты. В скв. 18 и 56 трапповые тела толщиной 110 и 187 м установлены в основании разреза, а в скв. 14 и 144 в средней части подсвиты (в 66 - 68 м от кровли) толщина траппов составляет 90 и 52 м соответственно. Толщина подсвиты, с учетом траппов, достигает 360 м, а без их учета изменяется в пределах от 174 до 280 м.
Верхнебельская подсвита (Є1 bs3)
Представлена переслаиванием пластов каменных солей, белых, прозрачных, светло-розовых, крупнокристаллических с менее мощными пластами доломитов и известняков серых, прослоями глинистых, ангидритизированных и засолоненных. В кровле подсвиты залегает пласт каменной соли. Толщина подсвиты 154 м
Общая толщина бельской свиты на Даниловской площади колеблется от 399м до 412м.
Булайская свита (Є1 bl).
Разрез булайской свиты представлен массивными темно-серыми и коричневато-серыми доломитами тонко-, мелкозернистыми, прослоями глинистыми, слабо трещиноватыми и кавернозными. В объеме свиты выделяется биркинский горизонт (БК), который на стадии геологического проекта рассматривался как перспективный. В процессе бурения нефтегазопроявлений в биркинском горизонте не наблюдалось и опробование ИП не проводилось. Коллекторские свойства пласта низкие, что значительно снижает перспективы горизонта на Даниловской площади.
Толщины свиты на площади изменяются от 79 до 96 м.
Ангарская свита (Є1 an)
В нижней части представлена чередованием каменных солей и доломитов. Соль бледно-розовая, серая, прозрачная, кристаллическая, массивная, нередко с прослоями глинистого материала.
В средней части нижней галитовой пачки выделяются пласты калийных солей, представленные карналлитами и сильвин-карналлитами, толщиной их от нескольких до шестидесяти метров. Толщина соленосной части разреза изменяется от нуля (скв. 15) до 220 - 270 м (скв. 3, 10, 6, 55, 70 и др.)
Верхняя часть свиты сложена преимущественно доломитами и доломито-ангидритами серыми, зеленовато-серыми, средне-мелкокристаллическими, массивными, трещиноватыми, участками глинистыми и засолоненными.
В скв. 5 в нижней части свиты отмечается трапповое тело, толщиной 87 м. Общая толщина ангарской свиты на Даниловской площади меняется в широких пределах – от 205 до 453 м.
Нижний-средний отделы (Є1-2)
Амгинский ярус (Є1-2am)
Литвинцевская свита (Є1-2 lt)
В разрезе нижнего – среднего кембрия выделены отложения литвинцевской свиты, которая без видимого перерыва залегает на породах ангарской свиты. Разрез литвинцевской свиты, представлен светло-окрашенными известняками, известковистыми доломитами и глинистыми доломитами мелкозернистыми, брекчированными, участками окремнелыми и трещиноватыми.
Кровля литвинцевской свиты соответствует геофизическому реперу Н1.
Толщина литвинцевской свиты изменяется в пределах от 58 до 80 м.
Средний-верхний отделы (Є2-3)
Верхоленская свита(Є2-3 vl)
Разрез верхоленской свиты представлен пестроцветными мергелями без видимого несогласия залегающими на доломитах литвинцевской свиты и по данным ГИС идентифицируются по монотонно низким значениям КС и повышенным ГК.
Верхоленская свита сложена преимущественно мергелями, чередующимися с прослоями доломитов, алевролитов, аргиллитов, а также розовых и белых, гипсов в нижней части разреза и песчаников - в верхней.
Толщина отложений верхоленской свиты 193 – 364 м.
Иглинская свита(Є2-3 il)
Завершается разрез кембрийской системы отложениями илгинской свиты в нижней части представленной доломитами серыми, зеленовато - и светло-серыми, водорослевыми, слабо трещиноватыми с тонкими прослоями алевролитов и песчаников.
В верхней части разреза преобладают песчаники зеленовато - и розовато -серые, кварцевые, мелкозернистые с карбонатно -глинистым цементом, с единичными прослоями алевролитов и мергелей. Толщина свиты составляет 35 - 40м.
Ордовикская система (О)
На Даниловской площади отложения ордовика представлены средним отделом.
Средний отдел (О2)
Средний ордовик представлен отложениями криволуцкого яруса в объеме криволуцкой свиты.
Криволуцкая свита (О2 kr)
Отложения криволуцкой свиты со стратиграфическим несогласием залегают на породах верхнего кембрия. Несогласное залегание обусловлено выпадением из разреза отложений чунского яруса в составе ийской и бадарановской свит.
В нижней части криволуцкая свита сложена песчаниками и алевролитами грязно-зелёными, жёлто-серыми, серыми с прослоями и линзами аргиллитов. Верхняя часть свиты представляет собой однородную песчаниковую толщу желтовато-серого, светло-серого и серого цвета. Общая толщина криволуцкой свиты составляет 30 м.
Четвертичная система (Q)
Четвертичные отложения повсеместно распространены по площади и представлены элювиальными, делювиальными и аллювиальными образованиями. В разрезе четвертичных отложений преобладают суглинки, супеси, глины с обломками различных пород, а также пески и галечники. Толщина четвертичных отложений 5-10 м.
Региональная тектоника
Даниловское газонефтяное месторождение расположено на юго-западном склоне Непского свода, входящего в состав Непско-Ботуобинской антеклизы (НБА), являющейся крупнейшим структурным элементом Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (рис.2.3.1, 2.3.2).
Непско-Ботуобинская антеклиза, площадь которой в пределах замкнутой изогипсы -2100 м по поверхности фундамента составляет 300 тыс. км2, имеет северо-восточное простирание. С юга антеклиза ограничена Ангаро-Ленской ступенью, с востока - глубоким Предпатомским региональным прогибом. На западе и северо-западе антеклиза граничит с Присаяно-Енисейской синеклизой, Катангской и Сюгджерской седловинами.
В центральной, наиболее приподнятой части антеклизы выделяется крупный погребенный Непский мегасвод, площадью более 250 тыс. км2 и амплитудой более 1000 м (см. рис. 1). С учетом последних данных поисково-разведочного бурения и полевых геофизических исследований контур мегасвода проведен по фундаменту и нижнепалеозойским отложениям по изогипсе 2250-2500 м, за исключением юго-восточной части, где он соответствует зоне резкого нарастания толщин терригенно-карбонатных отложений северо-восточного борта Предпатомского прогиба.
Рис.1. Фрагмент тектонической карты нефтегазоносных провинций Сибирской платформы (ред. В.С. Старосельцев, 2001 г.)
Непский свод осложнен серией положительных и отрицательных структур более низкого ранга типа выступов, структурных носов и прогибов. Центральное, наиболее приподнятое положение в пределах Непского мегасвода занимает Чонский свод площадью 30 тыс.км², в пределах которого глубина залегания фундамента не превышает 1200-1600 м. По поверхности фундамента Чонский свод имеет северо-восточное простирание, по кровле непско-тирского комплекса оно близко к субширотному.
В центральной части Чонского свода расположено Чоно-Пеледуйское куполовидное поднятие, амплитуда которого достигает 300 м. По поверхности непско-тирского коплекса это поднятие представляет собой конседиментационную структуру на юго-восточном склоне которого, обращенном в сторону Предпатомского регионального прогиба, толщина терригенных отложений увеличивается от 40 до 600 и более метров.
На северо-востоке Непско-Ботуобинская антеклиза осложнена Мирнинским и Сюльдюкарским выступами, пределах которых поверхность фундамента залегает на глубинах 1800-2200 м. Структуры осложнены разрывными нарушениями архейского и раннепротерозойского заложения амплитудой 10 - 30 м, к которым приурочены дайки траппов и кимберлитовые трубки.
В пределах Мирнинского выступа выделен целый ряд крупных поднятий, включая Среднеботуобинское и Таас-Юряхское, с амплитудами от 35 до 40 - 60 м и углами падения крыльев 0,5 - 3º, содержащих залежи углеводородов в харыстанском, ботуобинском, улаханском, юряхском и осинском продуктивных горизонтах.
В разрезе Непско-Ботуобинской антеклизы и юго-западного склона Непского свода выделяются два структурных этажа: нижний включающий - архей – раннепротерозойский складчатый фундамент, и верхний, объединяющий палеозойско-четвертичный осадочный чехол (табл.1).
Если в районе Ярактинской площади мощность осадочного чехла составляет в среднем 2500 м, то на Даниловской, расположенной в 170 км к северо-востоку, толщина разреза сокращается до 2000 - 1780 м (рис.2).
В присводовой части Непского свода на Приображенской площади, толщина осадочного разреза уменьшается до 1600 м, что свидетельствует о длительном, унаследованном развитии структуры. Непосредственно на Даниловской площади по данным сейсморазведки и глубокого бурения поверхность кристаллического фундамента регионально погружается в юго-западном направлении со средним градиентом 3-3,5 м/км, величина которого на отдельных участках меняется. Максимальный подъем фундамента до отм. -1462 и -1519 м зафиксирован скв. 4 и 11 в северной части площади.
Рис.2. Обзорная структурно–тектоническая карта юга Сибирской платформы
I - границы: 1- административные; 2- структурных элементов; 3- горного обрамления. II - пликативные структуры: 1-положительные; 2- отрицательные; а- надпорядковые, б- первого порядка. III - месторождения нефти и газа: 8-Марковское; 9-Ярактинское; 10- Аянское; 11- Дулисминское; 12- Пилюдинское; 13- Даниловское; 14- Верхнечонское; 15- Вакунайское. IV –железня дорога, V – населенные пункты, VI – Даниловский ЛУ.
В центральной части площади в р-не скв. 15, 18, 17, 20, 30 отмечается относительно ровная структурная терраса, которая в р-не скв. 144 и 3 осложнена двумя приподнятыми на 20 м блоками, ограниченными тектоническими нарушениями субширотного простирания. В южной части площади фундамент продолжает погружаться в юго-западном направлении, опускаясь до отм. –1590 -1609 м в р-не скв. 70, 10, 5. Между породами фундамента и вышележащими отложениями чехла установлено угловое несогласие. В осадочной толще отчетливо выделяется три структурно-тектонических подэтажа: подсолевой, солевой и надсолевой.
Нефтегазоносность
Даниловское месторождение находится в пределах Непско–Ботуобинской нефтегазоносной области, входящей в состав Лено–Тунгусской нефтегазоносной провинции, на территории Приленского нефтегазоносного района, где открыт ряд месторождений нефти и газа: Марковское, Ярактинское, Аянское, Верхнечонское, Дулисьминское, Пилюдинское, Даниловское (Иркутская область), продуктивность которых связана с горизонтами тирской, катангской и тэтэрской свит подсолевого комплекса венда (рис 3).
Рис.3. Обзорная схема нефтегазогеологического районирования Лено-Тунгусской НГП (по А. Э. Конторовичу и др.)
Нефтегазоносность Даниловского месторождения
В разрезе нефтегазоконденсатного Даниловского месторождения выявлены залежи УВ в преображенском, устькутском и осинском горизонтах. До 2012 г. основные запасы нефти были разведаны в четырех залежах пласта Б5 нижнеустькутского горизонта, открытых в р-не скв. 5, 144, 15 и, и в залежи пласта Б4 верхнеустькутского горизонта, открытой скв. 71 в ноябре 2011 г. В пласте Б12 преображенского горизонта была выявлена одна газоконденсатная залежь в р-не скв. 5, 144.
В 2012 г. промышленные залежи нефти в осинском и преображенском горизонтах были выявлены скв. 71 в р-не скв. 3 – 20 (табл. 5.2.1).
Газоконденсатная и нефтяная залежи в карбонатных отложениях преображенского горизонта (пласт Б12) в представляемом отчете не пересматриваются.
Нефтяные залежи пласта Б5 нижнеустькутского горизонта
Промышленная нефтеносность пласта Б5 установлена в 1977 г. скв. 144, когда при опробовании в колонне инт. 1882 - 1887 м (абс. отм. -1839,8-1844,8) на штуцере 10 мм был получен приток безводной нефти дебитом 15 м3/сут. Двумя годами позже промышленную значимость месторождения была подтверждена скв. 3, в которой при опробовании в колонне после СКО из пласта Б5 нижнеустькутского горизонта на 8 мм штуцере был получен приток нефти 93,6 м3/сутки и открыта залежь в р-не скв. 3-71.
В 1982 г.в скв. 5 из пласта Б5 был получен приток нефти дебитом до 79,5 м3/сут и открыта залежь 4. В 1983 г. в скв.15 из пласта Б5 был получен непромышленный приток нефти и открыта четвертая по счету залежь нефти.
Каждая из выявленных залежей приурочена к обособленной линзе коллекторов, при этом линза в р-не скв.15 и 144 осложнена экранирующим тектоническим нарушением.
Залежи пластовые литологически – ограниченные и тектонически - экранированные. Залежи нефти, главным образом, контролируются зонами замещения и засолонения коллекторов, а также тектоническими нарушениями, выделенными и протрассированы в результате комплексирования материалов линеаментного анализа космоснимков и топокарт с данными сейсморазведки.
Границы зон замещения и засолонения коллекторов протрассированы по данным сейсморазведки и уточнены по данным бурения. Обоснование положения водонефтяных разделов (ВНК) проведено по результатам опробования скважин и данным ГИС (рис. 4).
Рис.4. Схема обоснования ВНК залежей нефти пласта Б5 нижнеустькутского горизонта
Залежь 1 вскрыта скв. 15, в которой получен приток воды с пленкой нефти. По данным ГИС в скв.15 выделено 3,2 м эффективных толщин, из которых 1,2 м нефтенасыщены. Подошва нефтенасыщенных коллекторов залегает на отм.-1337,6 м, а кровля водонасыщенного пропластка на отм. -1341 м. ВНК принят так же как в предыдущем подсчете 2006 г. на отм. -1340 м.
Залежь пластовая, литологически - и тектонически-экранированная. С юга залежь ограничена тектоническим нарушением, с севера, востока и запада – зонами выклинивания коллекторов. Залежь целиком располагается за пределами Даниловского ЛУ .
Залежь 2 +3 вскрыта скв.144, в которой из инт. -1292,5 - 1325,5 м получен приток нефти дебитом 15м3/сут. Скважина вскрыла нефтяную зону залежи. По данным ГИС в скважине выделено 16,7 м нефтенасыщенных толщин.
Залежь пластовая, литологически ограничена с запада, юга и востока и тектонически-экранирована с севера Пластовое давление 16,9 МПа, пластовая температура 21°С.
Южная часть залеживскрыта скв. 20 и 30.
В скв. 20 при испытании инт. -1324 - 1334м получен приток нефти дебитом 2,56 м3/сут, а при испытании инт. -1338 – 1342 м – приток пластовой воды дебитом 12 м3/сут. После проведения взрыва ПГД-БК в интервале – 1338 – 1342 м был получен приток нефти, но при отработке скважины на 4 мм штуцере произошла задавка скважины пластовой водой.
По данным ГИС в скв.20 выделено 15,0 м эффективных толщин, из которых 10м нефтенасыщены. При подсчете 2006 г. ВНК залежи был принят по ГИС на отм. -1336 м и в представляемом подсчете его положение не пересматривалось.
В скв.30 при испытании в процессе бурения инт. -1307,7— -1376 м получен приток пластовой воды дебитом 88 м3/сут. По данным ГИС в скв. 30 выделено 6,7 м эффективных толщин, из которых 2,7 м нефтенасыщены. Подошва нижнего нефтенасыщенного интервала отбивается на отм. -1331,1 м, а кровля водонасыщенных коллекторов – на отм. -1336,6 м, что вполне согласуется с утвержденным уровнем ВНК (рис. 5.4).
Скв.6, пробуренная восточнее скв.30, вскрыла зону замещения коллекторов нижнего пласта устькутского горизонта и при испытании скважины в процессе бурения притока получено не было. Пластовое давление 17,4 МПа, пластовая температура 21оС.
По материалам оперативного подсчета запасов, выполненного в 2012 г. залежь в районе скв. 144 и залежь в районе скв. 3 – 71 приурочены к двум небольшим линзам, разделенным обширной зоной выклинивания коллектора
В 2013 г. в непосредственной близости от границы распространения коллекторов, в 1 км к северо – востоку от скв. 20 была пробурена эксплуатационная скв. 325, а в 1,2 км к востоку северо – востоку скв. 326, а также пробурен боковой ствол от скв. 20.
Скв. 325 вскрыла 15,6 м нефтенасыщенной толщины пласта Б5, а скв. 326 – 13,6 м нефтенасыщенного коллектора. Все три сквжины введены в эксплуатацию с дебитами до 125 т/сут. В результате, геологическую модель залежи пришлось пересмотреть.
По данным 3Д сейсмики Даниловское поднятие вытянуто в северо – западном направлении и осложнено в центральной части неглубокой седловиной. Скв. 325, 326 и 336 показали, что замещения коллекторов в северо – западном направлении не происходит. По данным сейсмики Даниловское поднятие унаследованно развивалось на протяжении венда и кембрия, что позволяет предположить, что мелководные участки палеобассейнов, в пределах которых существовали благоприятные условия для формирования коллекторов, приурочены к наиболее приподнятой осевой части Дониловской структуры. По направлению к крыльям структуры палеобассейн углублялся, условия для формирования коллектора ухудшались, что выразилось в выклинивании коллекторов на периферии поднятия (р-н скв.17 и 18).
Получение новой информации о структурных особенностях Даниловской площади и тенденции приуроченности коллектора с осевой части поднятия позволило объединить в единую залежь р-н скв. 144 и скв. 3 – 71, которые в предыдущем подсчете представлялись как самостоятельные объекты.
Залежь пластовая сводовая литологически ограниченная с запада, востока и юга, и тектонически ограниченная с севера.
В юго - западной части Даниловского поднятия, в пределах зоны распространения коллекторов, выявлен приподнятый блок, вскрытый скв. 3, 71, 305, 307, 308 и отделенный от основной залежи серией тектонических нарушений, протрасссираванных по данным 3Д сейсмики
В скв. 3 при испытании инт. -1307,4 – 1324,4 м после СКО получен приток нефти дебитом 97,2 м3/сут. По данным ГИС целиком нефтенасыщен, а его эффективная толщина равна 14 м. Также нефтяную зону залежи вскрыли эксплуатационные скв. 305 и 307, в которых нефтенасыщенная толщина пласта Б5 составляет 9,8 и 18,2 м соответственно.
Скв. 71, вскрыла водонефтяную зону, что позволило установить положение ВНК в юго – западном блоке на отм. – 1326 м, что подтвердилось бурением скв. 308, вскрывшей законтурную часть пласта на отм. -1329 м и скв. 329 также оказавшейся в водонасыщенной части пласта, кровля которого установлена на отм. -1334 м.
Залежь 2 +3 пласта Б5 пластовая, сводовая литологически ограничена с юга, запада и востока, и тектонически экранирована с северо-запада. Линейные размеры залежи 10,5 × 4,5 км, высота достигает 35 м, а ее границы не выходят за пределы Даниловского ЛУ (табл.5.2.1).
Нефтенасыщенные толщины пласта по скважинам варьируют от 2,5 до 15,6 м, при этом Кп определенный по ГИС составляет 12 -13%, при этом Кн равен 0,72 (см. прил.8).
Залежь пласта Б5 разрбатывается скважиной 3, 20, 71, 307, 325 и 326 с дебитами до 125 м3/сут. Законтурная скв. 308 переведена под нагнетание.
Залежь 4 вскрыта скв. 5, в которой при испытании инт. -1395,9 - 1402,9 м на 6 мм штуцере получен приток нефти дебитом 65,6м3/сут. По данным ГИС в этом интервале выделено 7,6 м эффективных нефтенасыщенных толщин. При испытании инт. -1402,9 -1409,9 м получен приток нефти дебитом 13,5 м3/сут, при этом по данным ГИС коллектора в этом интервале не выделены и приток нефти обусловлен наличием трещин. Залежь приурочена к линзе, граница которой при подсчете запасов 2006 г. была формально проведена на середине расстояния между продуктивной скв. 5 и непродуктивными скв. 64 и 10. В отчете 2011 г. положение контура залежи определено по данным сейсмики с учетом градиента уменьшения толщины коллектора, определенной в скважинах.
Пластовое давление 19,8 МПа, пластовая температура – 26оС.
Нефтяная залежь пласт Б4 верхнеустькутского горизонта
Промышленная нефтеносность пласта Б4 установлена в ноябре 2011 г. когда при испытании разведочной скв. 71, при опробовании в колонне инт. 2344 - 2351 м (абс. отм. --1292,8 – 1296,7 м) на штуцере 10 мм был получен приток безводной нефти дебитом 116,3 м3/сут и газа 12,6 тыс. м3/сут. По данным ГИС пласт Б4 в скв. 71 целиком нефтенасыщен, а его эффективная толщина составляют 5,1 м. Подошва нефтенасыщенных коллекторов определена на отм. - 1296,3 м (прил. 9).
Кроме того, залежь вскрыта скв. 3, 302, 305, 307, 308 и 329, а скв. 20, расположенная к северу от продуктивной скв.307, оказалась в зоне замещения коллекторов, что, в частности, подтверждено результатами опробования. При испытании пласта Б4 в процессе бурения скв. 20 (инт. 1732 - 1767 (абс. отм. -1284 - 1319 м) притока получено не было.
Скв. 3 вскрыла нефтенасыщенную часть пласта в наиболее приподнятой части структуры, но пласт Б4 опробован не был.
В 2013 г. за пределами границы распространения коллекторов, в 1 км к северо – востоку от скв. 20 была пробурена эксплуатационная скв. 325, а в 1,2 км к востоку северо – востоку скв. 326. Скв. 325 вскрыла 9,2 м нефтенасыщенной толщины пласта Б4, а скв. 326 – 11,6 м нефтенасыщенного коллектора. Кроме того, в скв.144, в которой коллекторы в пласте Б4 ранее не выделялись было диагностировано 12,3 м нефтенасыщенного коллектора.
Поскольку закономерности распределения карбонатных коллекторов верхне и нижнеустькутского горизонта в значительной степени схожи, имеются предпосылки для объединения продуктивных участоков в районе скв.144 и скв.3 – 71 в единую нефтяную залежь, УПУ которой проведен по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скв. 329 на отм. -1315 м (рис. 5).
Рис.5. Схема обоснования ВНК залежей нефти пласта Б4
верхнеустькутского горизонта
Пласт Б4 в скв. 144, 325 и 326 пока не опробован, запасы в районе этих скважин отнесены к категории С2.
Залежь пластовая, сводовая литологически ограничена с северо-востока. Линейные размеры залежи 10,3 × 4,5 км, высота достигает 47 м, а ее границы не выходят за пределы Даниловского ЛУ Пластовое давление 19,3 МПа, Тпл. 21°С.
Нефтенасыщенные толщины пласта по скважинам варьируют от 3 до 13,1 м, при этом Кп определенный по ГИС составляет 10%, при этом Кн равен 0,94 (см. прил.14).
Залежь пласта Б4 разрбатывается скважиной 71, 302 и 307 с дебитами 118, 17 и 107 м3/сут соответственно.
Нефтяная залежь пласта Б3 осинского горизонта
На Даниловской площади на этапе разведки осинский горизонт опробован ИП в 14 скважинах и в колонне в скв. 1. В двух скважинах (144, 1) были получены незначительные притоки нефти и газа.
В скв. 144 при вскрытии осинского горизонта наблюдалось разгазирование раствора и пленка нефти. При опробовании ИП при динамическом уровне 1170 м получен приток нефти 1,3 м3/сут и 2 - 3 тыс. м3/сут газа. При общей толщине 27 м эффективная толщина пласта составляет 5,8 м, Кп достигает 17 %, но в среднем не превышает 6,5 %, при этом Кпр колеблется от 0 до 47,52 мд. Пластовое давление 18,2 МПа.
В скв. 1 при испытании ИП за 1,5 часа было получено 9 литров нефти, а при опробовании в колонне - незначительный приток нефти и пластовой воды дебитом 0,016 и 0,05 м3/сутки соответственно.
В скв. 3 при вскрытии осинского горизонта отмечалось разгазирование раствора, пленки нефти и увеличение газопоказаний, при опробовании ИП притока не получено. Все скважины, пробуренные в р-не скв.3 вскрыли нефтяную зону залежи, за исключением скв. 20, и 336 оказавшиеся в зоне выклинивания коллектора .
В 2011 г при испытании которой в процессе бурения скв. 71 в интервале -1222.9 м -1251 м из пласта Б3 осинского горизонта был получен безводный приток нефти дебитом 2,97 м3/сут. Пробуренные в 2012 г. скв. 305, 307 и 308 так же дали притоки нефти дебитом 4,05, 3,8, и 0,1 м3/сут соотвественно.
В 2013 г. скв. 325 и 326 подтвердили тенденцию приуроченности коллекторов к осевой части Даниловского поднятии и их распространения на северо – запад в направлении скв. 144, в которой в процессе интерпретации данных ГИС в пласте Б3 осинского горизонта было выделено 8,2 м эффективной толщины.
В результате, по осинскому горизонту была оконтурена линза распространения коллекторов, приуроченная к осевой части поднятия аналогичная тем, наличие которых обосновывается по пластам Б4 и Б5.
Линейные размеры залежи состовляют 10,0 × 4,0 км, а высота достигает 47 м. Нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется в пределах от 0,9 до 12,1 м Пористость, определенная по данным ГИС и анализам керна скв. 71 в пределах залежи составляет 9%, коэфициент нефтенасыщенности в среднем по залежи составляет 0,91 д.ед.
Залежь пластовая сводовая литологически ограниченная и тектонически- экранированная с северо - запада. Условный подсчетный уровень (УПУ) залежи принят на отм. -1263 м по подошве нижнего проницаемого пропластка в скв. 329, нефтенасыщенность которого определена по ГИС (рис.6).
Рис.6. Схема обоснования ВНК залежи нефти пласта Б3 осинского горизонта
Поскольку пласт Б3 в 325 и 326 пока не опробован, а скв. 144 при опробовании ИП был получен незначительный приток нефти, запасы нефти пласта Б3 в северной части Даниловской структуры отнесены к категории С2.
Залежь пластовая, сводовая литологически ограничена с северо-востока. Линейные размеры залежи 10,0 × 4,0 км, высота достигает 47 м, а ее границы не выходят за пределы Даниловского ЛУ. Нефтенасыщенные толщины пласта по скважинам варьируют от 0,9 до 12,1 м, при этом Кп определенный по ГИС составляет 8 – 9 %, при этом Кн равен 0,91 (см. прил.15).
Залежь пласта Б3 разрбатывается горизонтальной скважиной 303 с дебитам 13,2 м3/сут.
Источник: Оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа Даниловского нефтегазоконденсатного месторождения Иркутской области. Постников Е.В., Исакова Т.Г., Рапопорт А.Б., и др. 2013