Класс Месторождения: Уникальное
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение: Суша
Местность: Лес
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1982
Источник информации:
Метод открытия: Сейсмика
Площадь: 3431.76 км²
Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в 145 км южнее пос. Байкит. Открыто в 1982 г. Приурочено к одноименному поднятию выступа дорифейского кристаллического фундамента Камовского свода. Размеры поднятия по замкнутой изогипсе -1750м 10х12 км, амплитуда 60м. Нефтегазоносность связана в основном с эродированной поверхностью карбонатных осадочных образований рифейского возраста. Продуктивны органогенно-доломитовые породы усть-куюмбинской свиты среднего рифея и песчаные горизонты оскобинской и панаварской свит венда. Залежи в рифее пластовые, массивные, с размытым сводом, экранированные глинисто-карбонатными породами оскобинской свиты венда. Глубина залегания 2222 м. ГНК условно принят на а.о. -2026 м. ВНК -2070 м. Коллектор нефтяной залежи с газовой шапкой в рифее карбонатный трещинно-кавернозного типа с преобладанием вертикальных и субвертикальных трещин. Трещиноватость пород существенно меняется в пределах месторождения. Нефтенасыщенная толщина 45 м, газонасыщенная — 60. Вторичная открытая пористость 0,80—0,85%, проницаемость 0,001—0,12 мкм2. Пластовое давление 21 МПа, t 27°C. Начальные дебиты нефти 40—60 т/сут, газа — 250 тыс. м3/сут. Нефть легкая (0,821—0,825г/см3), малосернистая (0,61%), малопа-рафинистая (1,63—3,3%), малосмолистая (4,45—4,95%), маловязкая (1,09 мПа-с) с высоким выходом светлых фракций, недонасыщена газом. Газ метановый (83%), содержание гомологов метана 10—11%, азота 5—6 %. В газе отмечается высокая концентрация гелия, газового конденсата, этан-бутанов. Конденсаты плотностью 0,698—0,712 г/см3, сера и парафин отсутствуют. Вендские газоконденсатные залежи пластовые сводовые литологические экранированные. ГВК на отметке -2015 м. Коллектор поровый, пористость песчаников в среднем 15%, проницаемость 0,5 мкм2, газонасыщенная толщина 0,6—3,4 м, содержание конденсата до 167,1 г/м3. По плотности и составу газ и конденсат рифейских и вендских залежей идентичны.
Месторождение введено в пробную эксплуатацию в 1987 году, а освоение началось с 2009 года. Лицензией на право пользования недрами владеет АО «Востсибнефтегаз», дочернее предприятие НК «Роснефть». В 2011 году было пробурено 3 горизонтальные скважины с горизонтальной секцией более 1000 м.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Юрубчено-Тохомское месторождение расположено в Восточной Сибири в пределах Сибирского кратона рядом с Байкитским сводом. Площадь находится между Саяно-Енисейским складчатым поясом на западе и Курейкской или Тунгусской впадиной на севере. В период между ранним протерозоем и средне-протерозойским – рифейским временем здесь произошло мощное рифтообразование. В рифейское время (возраст 1,65-0,65 млрд. лет) внутренняя часть кратона претерпела погружение, что привело к отложению серии осадочных циклов, состоящих из песчаников, карбонатов и глин на архейском – ранне-протерозойском фундаменте, представленном гранитами и гнейсами. Большая часть рифейского разреза в районе Юрубчено-Тохомского месторождения была затем размыта в течение нескольких сотен миллионов лет. Рифтовые процессы продолжались в вендское время (от 0,65 до 0,57 млрд. лет), затем последовало платформенное осадконакопление в фанерозое, в основном в течение палеозоя и триаса, в результате которого сформировались широко развитые по площади осадочные и вулканические свиты кембрийского, девонского и триасового возраста. В разрезе Юрубчено-Тохомского месторождения кембрий представлен мощной (1750-2500 м) толщей известняков, доломитов и в подчинённых количествах глин. Кембрийские эвапориты считаются здесь региональной покрышкой. Нижележащие вендские отложения расчленяются следующим образом: собинская свита – доломиты с прослоями вулканических пород; катангская свита – доломиты и доломитистые мергели; оскобинская свита – вулканогенные породы, песчаники и доломиты; ванаварская свита – песчаники, глины, алевролиты (красноцветы), брекчии с доломитами и гранитными обломками.
Модель осадконакопления рифейских отложений Юрубчено-Тохомской зоны отражает изменение гидродинамических условий и пространственное размещение пород. Она выделяет три основных этапа формирования (юрубченский, долготинский, куюмбинский), каждый со своей спецификой.
1. Юрубченское время: Условия: Крайнее мелководье, непостоянный гидродинамический режим, частые колебания уровня моря. Породы: Преимущественно пластовые строматолитовые доломиты. Процессы: Отложения неоднократно осушались, что приводило к их выщелачиванию, окремнению и перекристаллизации. Формировались обломочные разности и предположительные иловые постройки. Поздний этап: На востоке зоны произошло погружение бассейна, накапливались слабоглинистые доломиты с прослоями аргиллитов.
2. Долготинское время: Условия: Снижение уровня моря, продвижение приливно-отливных равнин, повышенный приток обломочного материала. Породы: Массивные коричневые строматолитовые доломиты с примесью кварца и пирита, переслаивающиеся с аргиллитами.
3. Куюмбинское время: Условия: Прибрежная обстановка, формирование и разрушение водорослевых построек волнами и течениями. Породы: Пластово-строматолитовые доломиты различных оттенков серого, часто окремнённые. Поздний этап: Образование мелководной депрессии с накоплением массивных, сильно перекристаллизованных доломитов. Появление выдержанных глинистых пластов указывает на подъём уровня моря.
Седиментация происходила в тёплом мелководном морском бассейне с непостоянным гидродинамическим режимом (от приливно-отливных равнин до шельфа), периодически нарушаемом штормами и осушениями.
>
Газовый конденсат обнаружен в песчаниках и некоторых доломитах ванаварской и оскобинской формаций. Потенциально нефтеносными могут быть ванаварские пласты на участках, где они залегают выше водонефтяного контакта (ВНК) в южной части Юрубчено-Тохомского месторождения. Однако основные залежи находятся в верхней части рифейского разреза, который может достигать общей мощности до 3000 м в наиболее полных разрезах. Единого представления о расчленении рифея Юрубченского блока к настоящему времени не выработано. Главной причиной этого является то, что рифейские отложения перекрываются различными свитами венда с угловым несогласием и в разных частях блока скважины вскрывают разные уровни рифея. Полный разрез рифейских отложений в едином пересечении не вскрыт.
С тектонической точки зрения Юрубчено-Тохомское месторождение расположено в юго-западной части Сибирской платформы, в разрезе которой выделяется два структурных этажа: 1) кристаллический фундамент; 2) осадочный чехол. В свою очередь, осадочный чехол платформы подразделяется на два структурных яруса: 1) рифейский; 2) венд-девонский. Рифейский и венд-девонский ярусы разделены угловым несогласием. Юрубчено-Тохомское месторождение расположено в центральной части Камовского мегасвода – положительной структуры I порядка в составе Байкитской гемиантеклизы. Камовский мегасвод ограничен изогипсой – 2000 м кровли тэтэрской свиты и изогипсы – 2400 м предвендской эрозионной поверхности. На востоке его граница проводится по крупному региональному разлому, имеющему амплитуду смещения до 400 м. Положение данного разлома совпадает с границей Байкитской гемиантеклизы и Курейской синеклизы. Мегасвод имеет изометричную форму и вытянут в северо-западном направлении, его размеры 390 на 190 км. В пределах Юрубченского блока отложения венд-девонского структурного яруса падают в юго-западном направлении, углы падения не превышают 1,5°. Дизъюнктивных нарушений, пересекающих данные отложения, в пределах участка достоверно не выявлено. Рифейский структурный ярус в юго-западной части Сибирской платформы представлен терригенно-карбонатными отложениямимощностью до 7 км. При структурных построениях рифейского структурного яруса в качестве базового использовался отражающий горизонт R4, приуроченный к отложениям вэдрэшевской свиты. В ярусе выделяются те же четыре над- порядковых элемента, что и для более молодых отложений, хотя их границы не- сколько смещаются. При выделении структурных элементов более низкого ранга районирование рифейского структурного яруса существенно отличается от районирования вышележащих отложений. Юрубчено-Тохомское месторождение приурочено к юго-восточному склону Юрубчено-Куюмбинского свода, который осложняет мегасвод в ранге струк- турного элемента второго порядка. По подошве камовской серии свод ограничен изогипсой – 2450 м и тремя дизъюнктивными нарушениями: 1) нарушение северо-западного направления на юго-востоке свода, амплитуда которого изменяется от 1250 м (в районе скважины № Юр-66) до постепен- ного затухания в северо-западном и юго-восточном направлении; 2) субмеридиональное нарушение на западе свода амплитудой до 150 м; 3) нарушение на севере свода, имеющее северо-восточное направление и амплитуду до 400 м. Размеры свода 105 на 85 км, но форма далека от изометричной. Свод не- сколько вытянут в субмеридиональном направлении и имеет амплитуду более 650 м. В центральной части свода отложения камовской серии размыты и на предвендскую эрозионную поверхность выходят образования фундамента (граниты и гранито-гнейсы). Cеверо-западная часть Юрубченского участка по подошве камовской серии относится к Мадринско-Тычанскому мегазаливу – отрицательной структуре первого порядка, вдающейся в Байкитскую антеклизу со стороны Курейской синек- лизы. В пределах участка мегазалив граничит с Вельминско-Деланинским мегас- водом по изогипсе – 3600 м и субширотному разлому, амплитуда смещения по которому достигает 1500 м. Рассматриваемая часть мегазалива осложнена весьма контрастной локальной положительной структурой (Мадринское поднятие), амплитуда которого превышает 1000 м.
Коллекторские свойства и продуктивность рифейских отложений Юрубчено-Тохомского месторождения. Рифейские отложения Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления вызывают большой интерес, так как к ним приурочены большие запасы углеводородов. Впервые в мире из древнейших отложений рифея получены промышленные притоки нефти и газа во многих скважинах. Несмотря на большое число исследователей, занимающихся оценкой и изучением этого месторождения, до настоящего времени нет единого мнения об условиях формирования коллекторов и модели строения резервуара; также дискуссионным остаётся вопрос о типах коллекторов. Юрубчено-Тохомское месторождение имеет сложное блоковое строение рифейского комплекса, осложнённого серией дизъюнктивных нарушений. На рисунке ниже приведено современное строение Юрубчено-Тохомского месторождения, схематично показаны выходы рифейских толщ на предвендскую эрозионную поверхность и отмечены продуктивные скважины.
Схематическая карта выхода рифейских отложений на предвенд- скую эрозионную поверхность и продуктивность скважин. (Сауткин Р.С. 2016)
Сейсмогеологический разрез рифейских отложений Ю 52 рубчено-Тохомского месторождения (по материалам ОАО «НК «Роснефть»). (Сауткин Р.С. 2016).
Кровля рифея представляет размытую поверхность, которую несогласно перекрывают вендские отложения. Проведённый анализ продуктивности скважин позволил установить, что наиболее перспективной является свита Юр3, которая отличается высокими дебитами нефти (до 600 м3/сут.) и газа (40-302 тыс. м 3/сут.), большой эффективной ёмкостью за счёт трещин и каверн и выдержанной толщиной в разрезе. Трещиноватость рифейских отложений Юрубчено-Тохомского месторождения развита интенсивно, но весьма неодинакова по разрезу. Трещины имеют различную морфологию, ориентировку, протяжённость и раскрытость. Роль трещин в формировании фильтрационно-емкостных свойств коллекторов рифейский отложений Юрубчено-Тохомского месторождения переоценить сложно, поскольку именно они являются проводящими каналами для миграции минерализованных растворов, способствующих выщелачиванию пород, и играют основную роль при фильтрации углеводородов. Следует подчеркнуть, что открытые микротрещины, широко развитые в продуктивной толще рифея, своим возникновением обязаны тектоническим процессам, но морфология, раскрытость и протяжённость их обусловлены литогене- тическими особенностями образования пород и дальнейшим движением по ним подземных вод. Детальные исследования характера трещиноватости позволили сделать вывод, что породы рифея макро- и микротрещиноваты. Преобладают разноориентированные трещины, часто образующие сложную систему, которая и обеспечивает высокие фильтрационные характеристики пород-коллекторов. Вдоль трещин отмечены многочисленные пустоты выщелачивания. Протяжённые секущие трещины осложнены короткими и тонкими, за счёт чего обеспечивается их взаимосвязь. Вертикальные трещины, как правило, прямые, горизонтальные секущие слабоизвилистые, оперённые короткими. Именно протяжённые вертикальные и горизонтальные трещины обеспечивают высокую фильтрацию флюидов (проницаемостью более 1 Дарси) и соединяют кавернозные прослои (пористость до 10-15 %) и редкие крупные каверны объёмом 10-20 см3 (общая эффективная ёмкость 2-3 %). Отличительной особенностью трещин в рифейских отложениях Юрубчено-Тохомского месторождения является значительное удаление их друг от друга, т.е. широкий «шаг» – расстояние между ними составляет 3-5 см, иногда более. Удалённость трещин друг от друга определяет сложность их выявления и определения фильтрационно-емкостных свойств стандартными методами, именно поэтому применяется метод капиллярной дефектоскопии, основанный на 5 см образцах кубической формы. Метод даёт объёмную характеристику геометрии пустот в породе.
Результаты исследований различных строений порового пространства рифейских доломитов приведены в виде порометрических кривых.
Структура пустотного пространства рифейских доломитов Юрубчено-Тохомского месторождения по данным ртутной порометрии. (Сауткин Р.С. 2016).
Из полученных данных видно, что в низкоёмких доломитах преобладают системы взаимопересекающихся микротрещин раскрытостью 40-64 мкм и небольшим количеством субкапиллярных пор диаметром менее 0,2 мкм, содержание которых редко превышает 15-20 %. В плотных разностях содержание субкапиллярных пор может достигать 75 %. Наиболее сложным строением пустотного пространства характеризуются кавернозно-трещиноватые доломиты. Каверны вторичные, округлой формы, они образовались за счёт выщелачивания и расширения полостей трещин.
Проведённые исследования позволили установить, что свита ЮР3 выдержана по площади месторождения, характеризуется высокой степенью трещиноватости, обладает высокими фильтрационно-емкостными свойствами и продуктивна на углеводороды во всех скважинах, т.е. наиболее перспективна на Юрубчено-Тохомском месторождении.
К настоящему времени для Юрубченского участка выделены четыре гидродинамически самостоятельных горизонта: 1) Б-VIII1; 2) В-I; 3) Б-IХ; 4) Р1-2Д.
Пласт Б-VIII1 приурочен к средней части оскобинской свиты и распространён в юго-западной части Юрубченского участка. В северо-восточном на- правлении он выклинивается и замещается глинистыми породами. Максималь- ная эффективная мощность равна 4,0 м. Средняя пористость равна 0,16 доли ед., газонасыщенность – 0,675 доли ед., нефтенасыщенность – 0,00727 доли ед. Притоки газа из этого пласта получены в семи скважинах: скважина № 6 Юрубчено-Тохомского месторождения (Юр-6), Юр-18, Юр-29, Юр-30, Юр-35, Юр-37, Юр- 54. Максимальный дебит газа в скважине Юр-18 − 251,5 тыс. м 3/сут. Приток нефти получен только в одной скважине Юр-72 − 142 м3/сут. Притоков пластовой воды не получено. Уровни ВНК и газонефтяного контакта (ГНК) из-за незначительной мощ- ности пласта скважинами не вскрыты и их обоснование по материалам геофизических исследований скважин (ГИС) невозможно. Условно они приняты как для пласта Р1-2Д: на абсолютных отметках – 2072 м и – 2023 м соответственно. Залежь пластовая, литологически экранированная, газоконденсатнонефтяная. Коллектор порово-трещинно-кавернового типа.
Пласт Б-IX распространён в юго-восточной части Юрубченского участка. Притоки нефти получены в скважинах Юр-18 (3,2 м3/сут.) и Юр-72 (39,3 м3/сут. и 78 м3/сут. на 6 и 10 мм диаметра штуцера). Положение ВНК и ГНК приняты на абсолютных отметках – 2023 м и – 2072 м. Залежь пластовая, литологически экранированная, газоконденсатнонефтяная. Максимальная эффективная толщина пласта равна 6 м. Коллектор порово-трещинно-кавернового типа. Пласт В-I приурочен к отложениям ванаварской свиты, распространён в южной и юго-восточной частях Юрубченского участка, выклинивается в северном направлении. Приток газа получен пока по единственной скважине № 13 Вдр-6 (118 тыс. м 3/сут.). Газонефтяной контакт условно принят на абсолютной отметке – 2022 м, ВНК принят на абсолютной отметке – 2072 м. Эффективные мощности пласта достигают 16,7 м. Залежь газоконденсатнонефтяная, пластовая, литологически экранированная. Коллектор порового, возможно трещинно-порового типов.
Горизонт Р1-2Д рассматривается наиболее подробно, так как с входящей в него Юрубченской толщей связана наибольшая нефтегазоносность района. Границы горизонта отделяются от вышележащих пластов преимущественно глинистыми толщами рифея – копчерской и токурской. Пласт РI-2Д имеет наибольшую площадь распространения: площадь газовой шапки составляет 528,1 км2 (69 % от общей), водонефтяная зона равна 228,3 км2 (29,8% от общей), водонефтегазовая зона – 465,4 км2 (60,8 %), нефтяная зона – 8,5 км2 (1,1 %), нефтегазовая зона – 23,5 км2 (3,1 %). Залежь приуро- чена к доломитам Юрубченской толщи, тип залежи – массивный, тип коллектора – каверново-трещинный. Максимально высокие (более 100 м3/сут.) дебиты нефти из пласта Р1-2Д получены в скважинах №№ Юр-5, 5б, 5вг, 8, 14, 22, 24, 25, 50, 57, 71, 1046, 1061 и Вдр-4. Максимально высокие (более 100 тыс. м 3/сут.) дебиты газа из пласта Р1-2Д получены в скважинах №№ Юр-4, 12, 16, 25, 28, 33, 48, 49, 50, 51 и Вдр-4. По результатам испытания и данным ГИС уровень ГНК принят на абсолютной отметке – 2023 м, ВНК − 2072 м. С юга залежь ограничена пересечением ВНК с эрозионной поверхностью рифея, являющейся кровлей для толщи коллекторов. Северо-западная граница связана с выходами на эрозионную поверхность древних глинистых отложений рифея, в центральной части северная граница залежи связана с тектоническим нарушением, по которому в северном (поднятом) блоке на эрозионную поверхность также выходят древние глинистые отложения рифея и фундамент. На востоке граница проходит по линии выхода на эрозионную поверхность отложений глинистой пачки в долгоктинской толще.
Плотность нефти в пластовых условиях варьировалась между 648,6-745,4 кг/м3; в среднем согласно опыту по дифференциальному разгазированию – 699 кг/м3, вязкость нефти в пластовых условиях составила 0,48-2,56 мПа·с (в среднем 1,67 мПа·с согласно дифференциальному разгазированию), газосодержание варьировалось между значениями 80,3-232,8 м3/т (согласно опыту по дифференциальному разгазированию пробы пластовой нефти в среднем – 167,84 м 3/т (при принятом по результатам моделирования – 194 м3/т)), объёмный коэффициент составил 1,141-1,5073, согласно опыту по дифференциальному разгазированию в среднем – 1,36 (при принятом по результатам моделирования – 1,38). По своим свойствам товарная нефть относится к типу особо лёгких (плотность нефти в стандартных условиях после дифференциального разгазирования глубинных пробы составила 821 кг/м3), по содержанию серы нефть относится к классу малосернистых (в среднем 0,22 %), по содержанию парафинов – к пара- финистым (в среднем 1,95 %), по значению вязкости (в среднем 8,36 мПа·с) товарная нефть Юрубченской залежи относится к маловязким нефтям. По суммарному содержанию асфальто-смолистых веществ – к малосмолистым (в среднем 4,84 %: асфальтенов – 0,18 %, силикагелевых смол – 4,66 %).
Газ газовой шапки по своему составу относится к жирным (содержание С2+ в среднем равно 16,02 %) с содержанием метана в среднем 74,63 %. Плотность свободного газа в среднем равна 0,886 кг/м3 (относительная плотность – 0,736). Коэффициент сухости газа в среднем составил 0,57. 6.3. Конденсат Плотность конденсата в стандартных условиях по поверхностным пробам в среднем по Юрубченской залежи составила 0,734 г/см3. Вязкость в среднем составила 1,34 мПа·с. Содержание серы в среднем составило 0,09 %, содержание парафина – 0,85 %, содержание силикагелевых смол – 1,81 %, асфальтенов – 0,08 %. Конденсатно-газовый фактор (КГФ) в скважине № Юр-25 составил 457,76 см3/м3 по сырому и 251,17 см3/м3 по стабильному конденсату. Давление начала конденсации составляет 20,0-21,0 МПа, давление максимальной конденсации 3,1 МПа. Потенциальное содержание конденсата 133,93 г/м3, коэффициент извлечения 0,58, плотность конденсата в стандартных условиях 0,721 г/см 3 .6.4.
Свойства пластовой воды охарактеризованы 79 поверхностными и 3 глубинами пробами, согласно которым по степени минерализации она относится к крепким рассолам (минерализация в среднем 238 г/дм3). Плотность пластовой воды в поверхностных условиях в среднем составила 1139 кг/м3 (в пластовых – 1171 кг/м3). Генетическая классификация пластовых вод позволяет отнести их к водам хлоридно-кальциевого типа. Газосодержание составило в среднем 0,22 м 3/м3 . 7
Нефтегазоносность связана с карбонатными и терригенными отложениями вендского и рифейского возрастов. Подсчёт запасов растворённого газа и нефти производился по месторождению несколько раз: 2008 год – оперативный подсчёт запасов углеводородов по Усть- Чавичинской и Юрубченской залежам пласта PI-2д; 2010 год – оперативный подсчёт запасов нефти, газа и конденсата в рифейских отложениях в пределах Юрубченского и Терско-Камовского (южного) лицензионного участка; 2011 год – оперативный подсчёт запасов нефти, газа и конденсата в рифейских отложениях в пределах Юрубченского и Терско-Камовского (южного) лицензионного участка.
На данный момент извлекаемые запасы Юрубчено-Тохомского месторождения составляют:
нефти: по категории С1 – 64,5 млн. тонн; по категории С2 – 172,9 млн. тонн;
газа: по категории С1 + С2 – 387,3 млрд. м 3 .
текущие извлекаемые запасы нефти категории АВС1 + С2 в пределах Юрубченской залежи составляют 174 млн. тонн.
К 2020 году предполагаемая добыча нефти должна возрасти до отметки 5 млн. тонн/год.
Карта перспективных зон Юрубчено-Тохомского месторождения. (Сауткин Р.С. 2016).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
Сауткин Р.С. Коллекторские свойства и продуктивность рифейских отложений Юрубчено- Тохомского месторождения // Георесурсы, 2015. № 4-2 (63). – С. 25-34
Сауткин Р.С. Формирование и свойства карбонатных коллекторов рифея Юрубчено-Тохомского нефтегазоконденсатного месторождения. Диссертация, Москва 2016.
Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран /Каламкаров Л.В. - Издательство Нефть и газ, Москва, 2005 г., 570 стр.
Следующее Месторождение: Чапаевское(Саратов)