Месторождение: Криволукское (ID: 38288)

Свойства

Класс Месторождения: Среднее

Тип Месторождения: Нефтяное

Местоположение:

Местность: Болото

Стадия разработки: Открытие

Год открытия: 2011

Источник информации: ПП_2023г. (плохая привязка)

Метод открытия:

Площадь: 41.43 км²

Описание

Криволукское месторождение

В административном отношении Криволукская площадь находится на территории Киренского района Иркутской области большей частью в левобережье р. Лена. Административным центром является г. Киренск, расположенный в 25 км к северо-востоку от района работ.

Месторождение открыто скважиной Криволукская 3-Р, пробуренной в 1965 г. и давшей при испытании приток безводной нефти дебитом 34,47 м³/сут. на 8-мм штуцере. Ближайшими месторождениями, содержащими нефтяные залежи, являются:

−                  расположенное севернее Пилюдинское месторождение с нефтяной залежью в осинском пласте;

−                  расположенное западнее Марковское месторождение с нефтяной залежью в осинском пласте;

−                  расположенные севернее Дулисьминское и Ярактинское месторождения с нефтяными залежами в ярактинском пласте нижнекембрийского возраста.

По результатам геологоразведочных работ на Криволукском месторождении открыты промышленные залежи УВС в пластах парфеновского, надпарфеновского и осинского горизонта.

Последний пересчет запасов УВС по Криволукскому месторождению выполнен по состоянию изученности на 01.01.2012 г. и утвержден протоколом Роснедра № 18/983-пр
от 29.12.2011 г.

По состоянию на 01.01.2018 г., на Государственном балансе числятся остаточные запасы УВС в следующих количествах:

нефть

по категории С₁ (геологические/извлекаемые) –  785/378 тыс. т,

по категории С₂ (геологические/извлекаемые) – 2446/1030 тыс. т.

растворенный газ

по категории С₁ (извлекаемые) – 98 млн м³,

по категории С₂ (извлекаемые) – 266 млн м³.

Добыча УВС на месторождении не велась.

Основной транспортной магистралью Киренского района является река Лена, протекающая с юго-запада на северо-восток через Криволукский участок, разделяя его на западную и восточную части. Западная часть отвечает Лено-Тунгусскому водоразделу, восточная часть - Лено-Киренскому водоразделу.

Криволукский ЛУ расположен в зоне северной тайги и характеризуется большой залесенностью. Климат района резко континентальный с продолжительной суровой зимой и коротким летом. Отрицательная среднегодовая температура определяет распространение многолетнемерзлых пород мощностью 50-100 м и более (до 200 м).

Криволукское месторождение нефти находится в 50 км северо-восточнее Марковского нефтегазоконденсатного месторождения, в 60 км юго-восточнее Ярактинского нефтегазоконденсатного и Аянского газоконденсатного месторождений и в 90 км южнее Дулисьминского нефтегазоконденсатного месторождения.

Площадь работ относится к IV категории трудности проведения работ.

Литолого-стратиграфический разрез

Основу стратиграфического расчленения разреза изучаемого месторождения составляет Решения Четвертого Межведомственного регионального стратиграфического совещания по уточнению и дополнению стратиграфических схем венда и кембрия внутренних районов Сибирской платформы (Новосибирск, СНИИГГиМС, 1989 г.). Сводный литолого-стратиграфический разрез Криволукского месторождения представлен на графическом приложении 1.

Осадочный чехол подразделяется на три структурно-литологических комплекса: нижний-подсолевой, средний-соленосный и верхний – надсолевой.

Подсолевой комплекс включает терригенно-карбонатные отложения чорской, катангской собинской, тэтэрской (мотской) свит венда-нижнего кембрия. Комплекс отличается слабой дислоцированностью, характеризуется моноклинальным погружением в юго-восточном направлении.

Солевой комплекс представлен галогенно-карбонатными породами усольской, бельской, булайской, ангарской и литвинцевской свит нижнего кембрия. Для комплекса характерно проявление соляной тектоники в интервалах усольской, ангарской и литвинцевской свит.

Надсолевой комплекс сложен преимущественно терригеиными образованиями верхоленской и илгинской свит среднего-верхнего кембрия и ордовикскими отложениями. Породы смяты в пологие, небольшие по размерам малоамплитудные складки, которые частично подтверждаются в плане подсолевых отложений.

Завершается разрез осадочной толщи маломощными четвертичными отложениями, представленными песчано-глинисто-галечными образованиями.

Общая толщина осадочной толщи колеблется от 2745 м (скв. 13 Криволукская) до 2610 м (скв. 9 Криволукская). Стратиграфическое описание разреза дается снизу вверх согласно принятой стратиграфической схеме.

Протерозой Pr

Докембрийский фундамент платформы вскрыт в рассматриваемом районе непосредственно на Криволукской площади, а так же на соседних площадях (Марковской, Потаповской и др.) и представлен гранитами, гранодиоритами, гнейсами, кристаллическими сланцами.

Венд-нижний кембрий V-Є₁

Нерасчлененные венд-кембрийские отложения, ранее называемые мотской серией, представлены терригенными и карбонатными породами. В пределах площади работ породы они трансгрессивно, с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на выветрелой поверхности кристаллического фундамента.

Нижняя терригенная часть этих отложений включает, согласно последней стратиграфической схеме, непский и тирский горизонты и характеризуется преимущественно аргиллито-алевролитовым составом с подчиненными прослоями песчаников, реже доломитов. Песчаники на доломито-глинистом цементе зеленовато-серые мелкозернистые, массивные, иногда окварцованные плотные, крепкие, встречаются рыхлые разности, участками пиритизированные.

Аргиллиты темно-серые, зеленовато-серые, иногда черные, тонкослоистые, плотные, тонко-среднеплитчатые, с включениями кристаллов пирита и желваков ангидрита. Алевролиты темно-серые, зеленовато-серые, иногда красно-бурые, слюдистые, массивные, косослоистые. Доломиты встречаются в виде редких прослоев.

В разрезе терригенной части выделяются три продуктивных горизонта (снизу вверх): безымянный (базальный), марковский, парфеновский. Отложения парфеновского горизонта, завершающего терригенный разрез, представлены песчаниками серыми, светло-серыми, кварцевыми с незначительным содержанием полевых шпатов, слюд, пирита, обломков. По площади песчаники имеют локальное распространение, на внешних контурах полей развития песчаников наряду с сокращением толщин происходят фациальные изменения вплоть до полного замещения песчаников аргиллитами. Парфеновский горизонт является наиболее перспективным в пределах Криволукской площади.

Толщина терригенной части разреза венд-кембрийских отложений изменяется в пределах 151-184 м.

Средняя часть мотская серии, залегающая выше парфеновского горизонта, представляет собою преимущественно сульфатно-карбонатную толщу, сложенную доломитами, прослоями глинистыми, ангидрито-доломитами, брекчиевидными ангидрито-доломитами с подчиненными прослоями аргиллитов, в нижней части – песчаников с включениями ангидритов (с этой частью разреза, как известно, связаны отложения надпарфёновского надгоризонта. Породы преимущественно сероцветные и темно-серые, реже красноцветные, количество терригенных прослоев увеличивается в разрезе по направлению сверху вниз. Доломиты глинистые, серые и темно-серые, реже светло-серые с коричневатым оттенком, горизонтальнослоистые и косослоистые. Ангидрито-доломиты и доломито-ангидриты серые тонкозернистые, скрытокристаллические. Аргиллиты и алевролиты темно-серые до черных, иногда бурые слюдистые, иногда косослоистые плотные.

Толщина этой части разреза увеличивается в западном направлении с 73 до 80 м.

Верхняя часть мотской серии в объеме даниловской свиты представлена однообразной толщей доломитов. Доломиты тонко и микрозернистые темно-серые и серые с коричневатым оттенком, участками слабоизвестковистые, окремненные и ангидритизированные. Доломиты плотные, зачастую со стилолитовыми швами и сутурными линиями. В верхней части подсвиты выделяется усть-кутский горизонт, представленный двумя пластами трещиноватых доломитов. Усть-кутский продуктивный горизонт сложен трещиноватыми и кавернозными доломитами и известняками с прослоями аргиллитов. В горизонте выделяется два, иногда более прослоев с хорошими коллекторскими свойствами, между которыми залегают непроницаемые доломиты с аргиллитами. Тип коллектора порово-каверно-трещинный, трещинно-каверно-поровый. Толщина горизонта в целом изменяется от 22 до 62 м. Залежь нефти в усть-кутском горизонте установлена на Даниловской площади.

Толщина подсвиты изменяется от 150 до 155 м.

Нижний кембрий Є₁

Усольская свита Є₁us. Доломиты верхней части мотской серии сменяются мощными галогенно-сульфатно-карбонатными отложениями усольской свиты. Нижняя граница проводится по подошве первого пласта каменной соли. За верхнюю границу принимается подошва нижнебельской подсвиты, представленной карбонатами. Эта часть разреза представлена чередованием мощных пластов каменной соли крупнокристаллической серой, молочно-белой, и карбонатных пород разной толщины, нередко глинистых и интенсивно засолоненных. Толщина верхней части усольской свиты, залегающей над осинским горизонтом, резко изменяется за счет пластических деформаций каменной соли. Так, в скв. 2 Криволукская мощность усольской свиты
равна 387 м, а в одноименной скв. 3 – 451 м.

В нижней части свиты залегает осинский горизонт, представленный доломитами, известковыми доломитами, известняками в различной степени глинистыми и засолоненными, с включениями ангидрита, преимущественно с мелко-среднезернистой, а иногда органогенно-водорослевой структурой. Толщина горизонта 60-65 м.

Осинский горизонт, как известно, проявил себя на ряде площадей как нефтеносный (Марковская, Осинская, Атовская площадь) или газоносный (Илимская площадь). Горизонт имеет региональное распространение. Литологический состав его изменчив: в южных районах он представлен доломитами, в северо-восточных – преимущественно водорослевыми известняками. Коллекторские свойства улучшаются в зонах развития тектонических нарушений, обусловивших повышенную трещиноватость и выщелачивание пород, а также в районах развития коллекторов биогенной природы. Ухудшение коллекторских свойств связано с засолонением, сульфатизацией, кальцитизацией и окремнением пород. Тип коллектора – поровый, трещинно-каверно-поровый, Толщина горизонта 30-100 м, эффективная толщина в среднем составляет 15 м. Залежи УВ в осинском горизонте в этом типе разреза открыты на Марковской, Даниловской, Верхнечонской, Поймыгинской и др. площадях.

Подосинская часть разреза имеет довольно постоянную величину в пределах 40-60 м и сложена чередованием пластов каменной соли и доломитов. В верхней части разреза усольской свиты в 20-30 м ниже кровли вскрывается балыхтинский горизонт, сложенный доломитами и известковистыми доломитами темно-серыми, мелкозернистыми, комковатыми, нередко трещиноватыми и битуминозными.

Толщина свиты, в зависимости от соленасыщенности разреза, изменяется в широких пределах - от 305 м до 450 м.

Бельская свита (Є₁bs). Отложения усольской свиты согласно перекрываются породами бельской свиты. В районе Криволукского участка бельская свита имеет двучленное деление. Выделить в бельской свите три самостоятельные подсвиты, как для южных районов Иркутского амфитеатра, в силу однообразия литологического состава и бедности фаунистических остатков в нижней карбонатной части не представляется возможным. По литологическим признакам она подразделяется на две части: нижнюю – сульфатно-карбонатную в объёме нижней и средней подсвит и верхнюю – галогенно-сульфатно-карбонатную в объёме верхней подсвиты.

Нижне-среднебельская подсвита (Є₁bs_1-2). Представлена комплексом карбонатных пород, включающим доломиты, участками известковистые, известняки мелкозернистые с подчиненными прослоями доломито-ангидритов, доломитов глинистых. Цвет пород, в основном, серый, корчневато-серый, пепельно-серый и темно-серый до черного. Породы мелкозернистые, участками глинистые, трещиноватые, засолоненные, содержат пятна ангидрита неправильной формы. Трещины заполнены кальцитом и ангидритом, реже солью и гипсом. Доломито-ангидриты иногда брекчированы и перемяты. В кровле подсвиты залегает атовский горизонт, сложенный доломитами и известняками мелкозернистыми, серыми, коричневато-серыми и темно-серыми с включениями ангидрита. К подошве свиты приурочен христофоровский горизонт, сложенный доломитами серыми, коричневато-серыми с прослоями известняков, реже доломитов глинистых и доломито-ангидритов.

Толщина подсвиты изменяется в пределах 275-295 м.

Верхнебельская подсвита (Є₁bs₃). Сложена чередующимися пластами каменной соли и доломитов. Каменная соль белая, серая, крупнокристаллическая, полупрозрачная с включениями зерен доломитов и ангидритов. Доломиты темно-серые, светло-серые и коричневато-серые, микро-мелкозернистые, от толсто- до тонкоплитчатых, засолоненные, кавернозные, часто глинистые, окремненные. В разрезе подсвиты отмечаются подчиненные прослои серых ангидритов и зеленовато-серых мергелей. Встречаются зеркала скольжения.

Толщина подсвиты 16-202 м. Общая толщина бельской свиты 438-491 м.

Булайская свита (Є₁bl). Бельская свита согласно перекрывается отложениями булайской свиты, которая в разрезе нижнего кембрия выделяется довольно постоянным литологическим составом, своеобразной каротажной характеристикой и является надежным маркирующим горизонтом для всего Иркутского амфитеатра. Представлена доломитами массивного сложения тонко- и мелкозернистыми, темно-серыми и серыми с голубоватым оттенком, нередко битуминозными. В кровле встречаются прослои светло-серых мелкозернистых массивных доломитов.

Толщина свиты изменяется в пределах 120-133 м.

Ангарская свита (Є₁an). Ангарская свита представлена переслаиванием сульфатно-карбонатных пород и каменной соли. В большинстве районов, прилегающих к изучаемой площади, не затронутых элементами соляной тектоники, ангарская свита делится на две подсвиты – нижнюю и верхнюю.

Нижнеангарская подсвита (Є₁an₁). Представлена доломитами серыми, темно-серыми с коричневатым оттенком, тонко- мелкозернистыми, глинистыми, участками засолоненными, и доломито-ангидритами с подчиненными прослоями каменной соли.

Верхнеангарская подсвита (Є₁an₂). Сложена доломитами, известковистыми доломитами и пластами каменной соли.

Суммарная толщина ангарской свиты изменяется от 307 м до 558 м. Колебания в толщине подсвиты связаны с проявлениями соляной тектоники.

Нижний-средний кембрий Є _1-2

Литвинцевская свита (Є_1-2lt). Литвинцевская свита без видимого перерыва залегает на отложениях ангарской свиты. Нижняя часть разреза сложена первичными известняками с характерной пятнистой и участками оолитовой структурой.

Среди преобладающей массы известняков встречаются прослои доломитов и доломитов известковистых. Породы серые, грязно-серые пятнистые, массивные и плитчатые, мелкозернистые, иногда трещиноватые, слабобитуминозные. Верхняя часть свиты сложена преимущественно доломитами темно-серыми и серыми массивными, нередко полосчатыми, в кровле залегает гипс-ангидрито-доломитовая пачка брекчированных пород со значительной примесью глинистого материала.

Толщина свиты 80-153 м.

Средний-верхний кембрий Є_2-3

Верхоленская свита (Є_2-3vl). Согласно перекрывает отложения литвинцевской свиты. Верхоленская свита повсеместно сложена однообразной толщей красноцветных мергелей, глин и реже песчаников. В основании свиты лежит пачка бурых и фиолетово-бурых мергелей с подчиненными тонкими прослоями песчаников с волноприбойными знаками. Выше по разрезу преобладают бурые и коричневато-бурые мергели и глины с прослоями песчаников с преобладанием последних в верхней части свиты. Широко распространены прожилки и гнезда гипса и ангидрита.

Толщина свиты изменяется от 340 до 420 м.

Илгинская свита (Є₃il). Разрез кембрийских отложений заканчивается породами илгинской свиты, согласно залегающей на красноцветах верхоленской свиты. Нижняя часть свиты представлена доломитами серыми и желтовато-серыми мелкозеренистыми, участками водорослевыми, с прослоями алевролитов и аргиллитов и песчаников. Выше по разрезу доломиты постепенно переходят в песчаники буровато- и коричневато-серые мелкозернистые с прослоями буровато-коричневых алевролитов и аргиллитов.

Толщина свиты не превышает 50 м.

Ордовикская система О

Ордовикские отложения изучены колонковыми и глубокими скважинами и по многочисленным обнажениям при геологической съемке.

Нижний отдел О₁

Усть-кутская свита (О₁uk). По литологическим признакам подразделяется на две подсвиты.

Нижнеустькутская подсвита (О₁uk₁). Сложена пестроцветными доломитами с прослоями водорослевых и оолитовых известняков и известковистых доломитов. Породы мелко - тонкокристаллические, участками ожелезненные, с прослоями песчаников и алевролитов светло-зеленых, коричневато-серых.

Толщина подсвиты 60-80 м.

Верхнеустькутская подсвита (О₁uk₂). Представлена в нижней части коричневато-бурыми мергелями слюдистыми, с прослоями песчаников, алевролитов и аргиллитов. Выше по разрезу мергели сменяются песчаниками мелкозернистыми, с редкими тонкими прослоями алевролитов и аргиллитов.

Толщина верхнеустькутской подсвиты 30-120 м.

Общая толщина усть-кутской свиты до 200 м.

Средний отдел О₂

Криволукская свита (О₂kr). Со стратиграфическим несогласием перекрывает породы устькутской свиты. Подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита сложена алевролитами зеленовато-серыми глинистыми с редкими прослоями зеленовато-серых песчаников. Верхняя – преимущественно песчаниками кварцевыми светло-серыми, зеленоватыми, разнозернистыми.

Общая толщина свиты 70-125 м.

Средний и верхний отдел О_2-3

Макаровская и чертовская свиты (O_2-3mk+čr) объединенные. Залегают согласно на подстилающих отложениях. Представлены красно-бурыми аргиллитами и алевролитами, с прослоями кварцевых песчаников.

Толщина отложений 0-150 м.

Кайнозойская группа Kz

Четвертичная ситема

Сложена гравийно-галечными отложениями, песками, супесями, суглинками, глинами. Толщина 5-10 м.

Тектоническое строение

Рассматриваемый регион приурочен к юго-восточной части Непско-Батуобинской антеклизы юга Сибирской платформы (рис. 1).

В структурном плане юг Сибирской платформы по поверхности фундамента представляет крупную, резко асимметричную синеклизу, с максимальным погружением в западной, Саяно-Енисейской ее части. Основная площадь включает в себя Ангаро-Ленскую ступень и южную часть Непско-Ботуобинской антеклизы. По данным бурения и геофизических материалов в его пределах по поверхности фундамента и вендско-рифейских отложений выделяется несколько структурных элементов первого порядка: Усть-Кутское куполовидное поднятие, Непский свод, Братский выступ, Иркутский выступ фундамента и другие структурные элементы, расположенные на значительном удалении от района проектируемых работ.

Рис.1. Обзорная тектоническая схема

Согласно структурно-тектонической схеме юга Сибирской платформы Криволукская площадь расположена на юго-восточном борту Непско-Ботуобинской антеклизы в зоне его сочленения с Предпатомским (Прибайкальским) региональным прогибом в пределах седловины, разделяющей Усть-Кутское куполовидное поднятие и Непский свод.

В целом по площади отмечается пологое погружение поверхности фундамента
и подсолевых вендско-нижнекембрийских отложений в юг-юго-восточном направлении (градиент погружения порядка 3-3,5 м на 1 км). Его абсолютные отметки по данным бурения глубоких скважин в пределах района составляют: -2273м– в скв. 3 Карелинская, -2208 м в скв. 3 Марковская, -2397 м в скв. 4 Криволукская, -2453 м в скв. 110 Верхнеульканская.

По структурно-литологическим признакам в разрезе осадочного чехла выделяется три комплекса: подсолевой, соленосный и надсолевой. Они отражают и три разных этапа в истории геологического развития территории.

Подсолевой комплекс включает в себя терригенно-карбонатные отложения венда, также карбонаты усольской свиты нижнего кембрия до осинского горизонта включительно. Также, как и по поверхности фундамента, наблюдается погружение подсолевых отложений в юго-восточном направлении. Абсолютные отметки поверхности мотской серии отложений уменьшаются от -1889 м в скв. 3 Карелинской до -1991 м в скв. 4 Криволукской, -2022 м в скв. 110 Верхнеульканской, -1970 м в скв. 87 Потаповской. Погружение толщи в юго-восточном направлении происходит сравнительно плавно, без резких структурных осложнений. Выделенные на ранней стадии сейсморазведочных исследований антиклинальные структуры по данным бурения в большинстве случаев не подтвердились. Выявленная на Криволукской площади по отражающему горизонту Б одноименная антиклинальная структура по данным бурения также не подтвердилась, и она, скорее всего, представляет собой небольшое по размеру и амплитуде структурное осложнение.

Поскольку в пределах Криволукской площади продуктивными являются именно терригенные отложения подсолевого комплекса, отметим некоторые их особенности.

По данным сейсмических отчетов, эта толща характеризуется наличием геологических тел литофациального замещения и выклинивания. К такому выводу приводит сравнение залегания поверхности фундамента и поверхности терригенного подсолевого комплекса. Происходит воздымание протерозойского фундамента и покрывающей его продуктивной подсолевой терригенной толщи – отложений нижнемотской подсвиты в направлении с юго-востока на северо-запад (от скв. 7 к скв. 9 через скважины 8 и 3). С другой стороны, в направлении с северо-востока на юго-запад (почти вдоль западной границы Предпатомского регионального прогиба) отложения парфеновского горизонта здесь залегают практически полого, несмотря на воздымание протерозойского фундамента и покрывающих его отложений безымянного (базального) горизонта с существенно меньшим градиентом (от скв. 1 к скв. 2 Криволукские). По всей вероятности, увеличение толщин терригенных отложений в районе Криволукской площади связано с накоплением полосы песчаников парфеновского горизонта, к которой приурочена литологически ограниченная ловушка. Зона распространения песчаников с улучшенными коллекторскими свойствами выявлена также и по данным электроразведки по обширной протяженной аномалийной зоне повышенной проводимости подсолевых терригенных отложений. В пределы этой зоны попадают и продуктивные скважины Марковского месторождения, и именно по Марковской площади определены граничные значения проводимости 6-9 сименс, по которым выделены перспективные зоны в пределах исследуемого участка.

Соленосный комплекс включает в себя карбонатно-галогенные отложения от кровли осинского пласта до подошвы литвинцевской свиты. Внутреннее строение соленосного комплекса достаточно сложное, обусловленное, по мнению ряда исследователей, проявлением пластической деформации отдельных частей разреза за счет тангенциальных напряжений со стороны Байкальской складчатой зоны, традиционно понимаемое на практике как «соляная тектоника». В ряде районов осложнение разреза обуславливается также внедрением в его основание трапповых интрузий. Вследствие вышеуказанных причин наблюдаются явления перетоков солей, особенно в ангарских и усольских толщах, которые приводят к формированию структур надсолевого комплекса. Такие нарушения нередко прослеживаются и на поверхности, но очень редко распространяются за пределы соленосных отложений вниз по разрезу.

Тектоническое строение надсолевого комплекса сложное, но вместе с тем хорошо изученное по данным детальных геолого-съемочных работ, геофизических методов, а также по данным колонкового бурения. В его строении принимают участие ордовикские, верхне- и среднекембрийские отложения. Этот комплекс в пределах Приленского района слагает серию вытянутых в северо-восточном направлении линейных валообразных поднятий, разделенных прогибами, под названием Марковско-Ичерской зоны пологих, ундулирующих по простиранию валообразных поднятий.

В пределах Криволукской площади выделены (с запада на восток) и чередуются Ульканский (Леоновский) прогиб, Криволукский вал, Макаровский прогиб и Киренский вал.

Криволукский вал расположен в центральной части площади. Сводовая часть вала представлена отложениями усть-кутской свиты, на восточном крыле развиты породы чертовской и макаровской свит, на западном – криволукской и чертовской.

В правобережье реки Лена вал имеет меридиональное направление, которое в междуречье р.р. Лена и Н.Тунгуска сменяется на север-северо-восточное. Максимальная амплитуда по ордовикским отложениям доходит до 370 м, сводовая часть осложнена куполовидными поднятиями, расположенными кулисообразно.

По данным глубокого бурения и сейсморазведки на Криволукской площади вал проявляется только до уровня карбонатно-галогенных отложений ангарской свиты и обусловлен, повидимому резким раздувом мощности солей в верхнеангарской подсвите. Так, по линии поисковых скважин 3, 1, 2 Криволукские происходит увеличение мощности ангарской свиты в западном направлении, в сторону сводовой части вала на 160 м. По материалам сейсморазведки и поискового бурения надсолевая часть разреза в районах развития валообразных поднятий подвержена тектоническим нарушениям дизъюнктивного характера.

В отличие от Криволукского вала протяженные прогибы имеют более простое строение. Ульканский (Леоновский) прогиб расположен к западу от Криволукского вала. По подошве верхоленской свиты он имеет субмеридиональное простирание. В районе Криволукской площади ширина прогиба составляет 18-20 км, амплитуда 125-200 м.

Макаровский прогиб занимает восточную часть изучаемой территории между Криволукским и Киренским валами. По данным сейсморазведки прогиб проявляется по всем отражающим горизонтам в разрезе нижнего кембрия-венда. Занимает узкую полосу северо-восточного простирания и, по данным геологосъемочных и сейсморазведочных работ, наблюдается на расстоянии свыше 50 км. По подошве верхоленской свиты Макаровский прогиб является наиболее опущенным относительно других структурных элементов района. В центральной части его абсолютные отметки подошвы верхоленской свиты имеют значения -550÷-575 м, в то время как в Леоновском прогибе – -400÷-450 м. Амплитуда прогиба по подошве верхоленской свиты составляет 250-300 м, ширина составляет 12-14 км.

Следует заметить, что практически каждый из вышерассмотренных комплексов (надсолевой, соленосный и подсолевой) характеризуется сложным взаимоотношением структурных планов, которые выражены в несогласном залегании продуктивных и потенциально продуктивных нижнекембрийских отложений.

Нефтегазоносность месторождения

Криволукский участок приурочен к Непско-Ботуобинской НГО крупной Лено-Тунгусской провинции и находится вблизи границы этой области с соседней Предпатомской НГО (рис. 2). Нефтегазоносность Непско-Ботуобинской НГО, в частности, Непского свода, доказана открытием Ярактинского, Аянского, Дулисьминского, Марковского месторождений. Криволукский участок находится в 50 км северо-восточнее Марковского нефтегазоконденсатного месторождения, в 60 км юго-восточнее Ярактинского нефтегазоконденсатного и Аянского газоконденсатного месторождений и в 90 км южнее Дулисьминского нефтегазоконденсатного месторождения.

Рис.2. Фрагмент схемы нефтегазогеологического районирования юга Сибирской платформы (под ред. А.Э. Конторовича, 2007 г.). Границы: 1 - Российской Федерации, 2 - административные, 3 - тектонических элементов; нефтегазоносные области: 4 - преимущественно с газовым составом залежей УВ, 5 - преимущественно с газонефтяным составом залежей УВ; месторождения: 6 - нефтяные, 7 - газоконденсатные, 8 - газонефтяные, нефтегазовые и газонефтеконденсатные; 9 - гидрографическая сеть; 10 - Криволукский  лицензионный участок

Продуктивные пласты месторождений принадлежат вендскому терригенному НГК.

В его пределах выделяется три продуктивных горизонта (снизу вверх): безымянный (базальный), марковский (ярактинский) и парфеновский. Результаты глубокого бурения, выполненного на Криволукской площади в 60-80-х годах прошлого столетия, свидетельствуют, что основными продуктивными отложениями здесь являются отложения парфеновского горизонта терригенного венда, это доказано получением промышленного притока нефти из этих отложений. Кроме того, в отложениях терригенного венда продуктивными могут быть также отложения марковского и безымянного (базального) горизонтов.

Помимо этих объектов, здесь также возможно наличие залежей в кавернозно-трещиноватых коллекторах кембрийского галогенно-карбонатного НГК, в частности, в отложениях осинского горизонта, представленного доломитами, известняковыми и органогенными доломитами. В последних получены промышленные притоки и нефтегазопроявления на сопредельных площадях (в частности, на Марковской и др. площадях).

Безымянный (базальный) горизонт песчаников залегает на породах коры выветривания фундамента. Литологически горизонт представлен серыми и светло-серыми, разнозернистыми песчаниками, в нижней части разреза – гравелитами (скв. 8 и 9- Криволукские). В пределах участка в северо-западном направлении, вверх по восстанию моноклинального склона, отложения горизонта полностью выклиниваются, в юго-восточном направлении отмечается погружение пород фундамента и толщина горизонта возрастает до 30 м. Проницаемость песчаников изменяется от первых единиц до 100 мД, пористость – от
2-3 % до 10 %. При испытании безымянного горизонта в скважине 1 Криволукской в интервале 2646-2670 м получен приток воды дебитом 25 м³/сут. с растворённым газом и плёнкой нефти. При испытании скважины 2 Криволукской в интервале 2630-2690 м  получен приток рассола дебитом 11,2 м³/сут. с пленками нефти, в скв. 13 получен небольшой приток газа.

На Марковской площади при испытании горизонта в скважине 9 был получен приток газа дебитом до 1000 м³/сут.

Марковский горизонт залегает в средней части подсолевой терригенной толщи. Литологически горизонт почти повсеместно представлен двумя пластами песчаников, разделенных глинистой перемычкой. Иногда песчаники почти полностью замещаются алевролитами и аргиллитами. Песчаники  серые, темно-серые, с коричневатым оттенком, кварцевые и кварц-полевошпатовые, чаще всего среднезернистые, с линзочками и тонкими прослойками до 2-3 мм серо-зеленых аргиллитов. В песчаниках отмечается засолонение порового пространства. Толщина горизонта составляет 8-15 м, иногда достигает 20 м (скв. 1 Криволукская). Отмечено, что в пределах Марковского месторождения, песчаники марковского горизонта с улучшенными коллекторскими свойствами приурочены в виде отдельных линз или разобщенных полей к зонам максимальных толщин. Коллекторские свойства марковского горизонта изменяются в широких пределах. Значения  пористости колеблются от 1-3 до 15-20 %, проницаемости – от десятка долей до сотен мД.

Горизонт продуктивен на Марковском месторождении. Из скв. 15 получен приток газа дебитом 150 тыс. м³/сут., конденсата – 40-45 м³/сут. Также получены небольшие притоки газа с конденсатом при опробовании марковского горизонта в скважинах 6, 21, 23 (до 1000 м³/сут. – газа и до 1,5 м³/сут. – конденсата). Западнее Криволукского участка в скважине 55 Потаповской площади при испытании интервала 2702-2680 м получен приток газа, конденсата и пластовой воды. Максимальный дебит газа 22 тыс. м³/сут.,
конденсата 3,2 м³/сут., пластовой воды – 10,5 м³/сут.

При вскрытии марковского горизонта в скважинах 1 и 2  Криволукских отмечались повышенные газопоказания и разгазирование бурового раствора.

Парфеновский горизонт залегает в верхней части подсолевого терригенного комплекса и повсеместно развит на рассматриваемой территории. От марковского горизонта парфеновский горизонт отделяется пачкой переслаивания алевролито-аргиллитовых пород с выдержанными толщинами 30-40 м. Литологически горизонт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов, доломитов, иногда с преобладанием доломитов.

Песчаники парфеновского горизонта светло-серые до серых, массивные, кварцевые, с незначительным содержанием полевых  шпатов, слюды, включениями пирита. На территории Криволукского участка горизонт прослеживается повсеместно и  толщины его составляют  20-33 м. Необходимо отметить, что в пределах Криволукской площади в кровельной части терригенных венд-кембрийских отложений, кроме парфеновского, прослеживается еще и надпарфеновский горизонт. Он отделен от парфеновского пласта глинистой пачкой толщиной 3-4 м. На Марковском месторождении толщина горизонта изменяется от 0 м на севере, до 12-14 м в центральной части и затем вновь уменьшается в южном направлении до полного выклинивания. Общая толщина достигает 17,3 м, эффективная – 8 м. Коллекторские свойства пород горизонта изменчивы. На Марковском месторождении открытая пористость колеблется от 8 до 18 %, с преобладанием значений 8-10 %. Проницаемость изменяется от единиц до 150-160 мД при единичных значениях до 500-700 мД. Ухудшение коллекторских свойств песчаников происходит в основном за счет увеличения содержания в них цемента. При содержании цемента более 15 % песчаники становятся практически непроницаемыми, участки с повышенным содержанием цемента могут являться экранами для залежей нефти и газа.

С отложениями парфеновского горизонта связано уникальное по запасам Ковыктинское газоконденсатное месторождение и газоконденсатная залежь Марковского нефтегазоконденсатного месторождения.

На Криволукской площади в скважине 3 при опробовании интервала 2570-2488 м из парфеновского и надпарфеновского горизонта получен приток нефти с дебитом 34,5 м³/сут. на штуцере 8 мм, газовый фактор – 259 м³/м³. Юго-западнее Криволукского участка, промышленные притоки газа были получены также из скважин 58 Марковской, 87 Потаповской. Так, в скважине 58 при испытании парфеновского горизонта из интервала 2636-2618 м был получен приток газа на шайбе 9,6 мм дебитом 21,2 тыс. м³/сут. Пластовое давление составляло 256 атм., а температура пласта +34 °С. В скважине 87 Потаповской дебит газа составил 140 тыс. м³/сут., конденсата 40 м³/сут. (интервал 2640-2659 м).

Вышеприведенные данные по парфеновскому и надпарфеновскому горизонтам, а также относительная близость к Марковскому месторождению, позволяют считать эти горизонты Криволукской площади первоочередным объектом при дальнейших поисках залежей нефти и газа на Криволукском участке.

Осинский горизонт залегает в нижней части соленосной толщи, усольской свите. Литологически горизонт представлен известняками, доломитами, засолоненными ангидрито-доломитовыми породами с прослоями каменной соли. Толщина горизонта 50-70 м. Залежи нефти открыты на Пилюдинском месторождении, расположенное севернее участка и Марковском месторождении, расположенное западнее участка.

На соседнем Марковском нефтегазоконденсатном месторождении к этому горизонту приурочена нефтяная залежь, открытая в 1962 году опорной скважиной № 1, давшей фонтанный приток нефти дебитом около 1000 м³/сут. Тип коллектора трещинно-кавернозный, трещинный.

Нефтегазопроявления в осинском горизонте  отмечены и на других площадях.
На Илимской площади в скв. № 3 в осинском горизонте вскрыта локальная залежь, экранированная тектоническим нарушением, с дебитом газа до 337 м³/сут.
на шайбе 38.1 мм. На Большетирской площади (скв. № 204) при вскрытии осинского горизонта отмечались интенсивные нефтегазопроявления  и перелив раствора на устье. При испытании горизонта в колонне  в интервале 2300-2310 м на штуцере 10 мм получен приток нефти дебитом 29,7 м³/сут. и газа дебитом 1,5 тыс. м³/сут.

На Криволукской площади при бурении скважины № 3 с глубины 2155 м (осинский горизонт) наблюдалось увеличенное содержание углеводородных газов в растворе и наличие нефтяной пленки. Бурение было прекращено и после суточного простоя скважина начала переливать нефтью с дебитом 1 м³/сутки (визуально), наблюдалось свободное выделение газа.

Описание залежей Криволукского нефтяного месторождения

Продуктивными пластами Криволукского месторождения являются парфеновский, надпарфеновский и осинский горизонты. Горизонты безымянный и марковский являются перспективными на нефть и газ и в данном отчете не рассматриваются.

Парфеновский продуктивный пласт

Согласно керновым данным, отложения парфеновского горизонта представлены переслаиванием среднезернистых кварцевых песчаников с прослоями аргиллитов, алевролитов и доломитов. Коллектор поровый.

На Криволукском месторождении парфеновский горизонт в разрезе скважин 1, 2, 3, 13, 22, 101 по материалам интерпретации ГИС имеет нефтенасыщенные коллектора.

В скважине 1 испытан в интервале перфорации 2510-2538 м (а.о. -2240.2-2268.2 м), притока не получено. В скважине 2 в результате опробования (ИПТ) в интервале 2525-2594  м получен приток ФБР с пленкой нефти (в инструменте после подъема 1.2 м³ раствора, 5 л нефти, газопроявления), результате испытания в интервале перфорации 2525-2560 м получен слабый приток воды Qв=100 л/сут. с пленкой нефти, газопроявления (удельный вес воды 1,02 г/см³). В скважине 3 при опробовании отложений парфеновского и надпарфеновского горизонтов в интервале 2570-2488 м получен приток нефти дебитом 34,5 м³/сут. на штуцере 8 мм, газовый фактор – 259 м³/м³. В скважине 13 при опробовании отложений парфеновского и надпарфеновского горизонтов в интервале 2560-2753 м притока не получено, после суточного стояния при спуске инструмента на 101 свече вытеснено 0,25 м³ нефти из устья скважины. После спуска ЭК (до гл. 2543 м) из интервала 2543-2753 м получен незначительный приток бромоносного рассола Qр-ра=1,5 м³/сут.
(уд. вес 1,27-1,28 г/см³), за все время стояния на притоке в скважину поступило 2,5 м³ нефти. В скважине 101 при опробовании (КИИ3-146) отложений парфеновского и надпарфеновского горизонтов в интервале 2543-2664.5 м получен приток нефти Qн=20,1 м³/сут.

Уровень водонефтяного контакта залежи парфеновского горизонта принимается на а.о. -2250 м по подошве нижнего нефтенасыщенного коллектора в скважине 3П.

Залежь пластовая, сводовая, литологически ограниченная. Залежь пласта вскрыта на отметках от а.о. -2235 м (скважина № 13П) до -2240 м (скважина № 1П). Размеры залежи: длина – 12,7 км; ширина – 3,4 км; высота – 25 м. Площадь нефтеносности составляет 23713 тыс. м². Средневзвешенная по площади залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4,54 м, (графическое приложение 8).

Надпарфеновский продуктивный пласт

Согласно керновым данным, отложения парфеновского горизонта представлены переслаиванием среднезернистых кварцевых песчаников с прослоями аргиллитов, алевролитов и доломитов. Коллектор поровый.

На Криволукском месторождении надпарфеновский горизонт в разрезе скважин 1, 2, 3, 13, 22, 101 по материалам интерпретации ГИС имеет нефтенасыщенные коллектора. В скважине 1 испытан совместно с парфеновским горизонтом в интервале перфорации 2484-2538м, притока не получено, в трубах жидкость удельный вес 1,07 г/см³. В скважине 2 в результате испытания в интервале перфорации 2493-2511 м притока не получено.
В скважине 3 при опробовании отложений парфеновского и надпарфеновского горизонтов в интервале 2570-2488 м получен приток нефти дебитом 34,5 м³/сут. на штуцере 8 мм, газовый фактор – 259 м³/м³. В скважине 13 при опробовании отложений парфеновского и надпарфеновского горизонтов в интервале 2560-2753 м притока не получено, после суточного стояния при спуске инструмента на 101 свече вытеснено 0,25 м³ нефти из устья скважины. После спуска ЭК (до гл. 2543 м) из интервала 2543-2753 м получен незначительный приток бромоносного рассола Qр-ра=1,5 м³/сут. (уд. вес 1,27-1,28 г/см³), за все время стояния на притоке в скважину поступило 2,5 м³ нефти. В скважине 101 при опробовании (КИИ3-146) отложений парфеновского и надпарфеновского горизонтов в интервале 2543-2664.5 м получен приток нефти Qн=20,1 м³/сут.

Уровень водонефтяного контакта залежи надпарфеновского горизонта принимается на а.о. -2232 м по подошве нижнего нефтенасыщенного коллектора в скважине 3П.

Залежь пластовая, сводовая, литологически ограниченная. Залежь пласта вскрыта на отметках от а.о. -2201,7 м (скважина № 13П) до -2219,5 м (скважина № 4П). Размеры залежи: длина – 14 км; ширина – 3,8 км; высота – 25 м. Площадь нефтеносности составляет 33547 тыс. м². Средневзвешенная по площади залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 6,34 м. (графическое приложение 6)

Осинский продуктивный пласт

По керновым данным породы, слагающие этот горизонт, представлены известняками темно-серыми до черных и доломитами серовато-коричневыми, слабозасолоненными, отмечена кавернозность и трещиноватость пород. Тип коллектора в этом пласте сложный, порово-каверново-трещинный. По всему керну отмечены пятна и прослои органического вещества, порода имеет резкий запах УВ.

Продуктивность осинского пласта на Криволукской площади подтверждена при бурении скв. № 3: с глубины 2155 м (осинский горизонт, верхняя часть пласта) наблюдалось увеличенное содержание углеводородных газов в растворе и наличие нефтяной пленки. Бурение было прекращено и после суточного простоя скважина начала переливать нефтью с дебитом 1 м³/сутки (визуально), наблюдалось свободное выделение газа.

По данным ГИС в верхней части осинского пласта, из которой были получены нефтепроявления, выделены коллекторские пропластки с невысокой пористостью
(Кп 0,062-0,067) и суммарной эффективной толщиной 2 м. В нижней части пласта в интервале глубин 2203,3-2204,1 м выделен единственный тонкий пропласток, отделенный от вышележащих мощной  (38 м) толщей непроницаемых по ГИС пород. Определить по ГИС характер насыщения коллекторов невозможно из-за отсутствия методов. Поскольку продуктивность подтверждена при бурении скважины в верхней части пласта, а  выделенный в нижней части единственный пропласток является изолированным, запасы нефти подсчитаны только для верхней части осинского продуктивного пласта.

Выделенная в пласте залежь является нефтяной, тип залежи – пластовая сводовая литологически ограниченная. На юге и юго-западе залежь ограничена линией замещения коллекторов непроницаемыми породами, проведенной условно на середине расстояния между скв.3 и скв.8, как это принято для нижележащих продуктивных пластов. На севере и северо-западе залежь ограничена контуром условного подсчетного уровня. УПУ принят по подошве нижнего нефтенасыщенного коллектора, выделенного в верхней части осинского пласта, на абс. отм. -1896,4 м.

Продуктивные объемы залежи осинского горизонта определены в соответствии с известной методикой определения объемов продуктивных пород на поисковой стадии, т.е. в чистонефтяной зоне объем пород определен как произведение площади ЧНЗ на продуктивную толщину по скважинным данным, а в водонефтяной зоне – как произведение площади ВНЗ на половину продуктивной толщины по скважинным данным.

Источник: Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа Криволукского нефтяного месторождения Иркутской области. Договор № СГП-01/08/18 от 01.08.2018 г. Вингалов В.В., Баймухаметова О.А., Кычкин Д.А., и др. 2018

Следующее Месторождение: Заборское