Анализ термобарических характеристик залежей УВ Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области позволил установить определенную закономерность их изменения по площади и разрезу.

Рассмотрим раздельно термобарические характеристики залежей в основных продуктивных горизонтах этой НГО с севера на юг ( рисунок ).

Следует отметить малую амплитуду структур, в связи с чем значения отметок кровли продуктивных пластов в пределах одной площади близки.

Наиболее низко стратиграфически располагается вилючанский горизонт, содержащий промышленные запасы газоконденсата в пределах Верхневилючанского месторождения. При глубинах залегания кровли горизонта 2450- 2600 м пластовые давления составляют 18,2- 18,6 МПа, а замеренные температуры изменяются от 13 до 20 °С. Конденсатогазовый фактор (КГФ) составляет 21,5 г/м³.

Основным продуктивным горизонтом в пределах того же месторождения является харыстанский. При глубинах залегания, равных 2160-2260 м, он характеризуется пластовым давлением 18,6 МПа и температурой порядка 15 °С, КГФ 25,5 г/м³.

Ботуобинский горизонт - основной продуктивный на Среднеботуобинском месторождении - содержит газоконденсат и нефть в виде крупной оторочки, подстилающей газоконденсатную часть залежи. Средние глубины залегания кровли горизонта 1850-1950 м, пластовое давление 15 МПа, температура 15 °С, КГФ 21,6 г/м³.

Нефтегазоносен в пределах Верхневилючанской площади юряхский горизонт. В отличие от описанных это коллектор карбонатного типа. Кровля его находится на глубинах 1600-1700 м, пластовое давление 17,3 МПа, температура 7,5 °С.

Осинский горизонт представлен карбонатами, продуктивен в пределах Среднеботуобинского месторождения. Он содержит газоконденсат, нефть. Кровля располагается на глубинах 1450-1500 м. Пластовое давление колеблется в пределах 14,6-16,8 МПа, температура 5-8 °С.

Приведенные выше термобарические характеристики продуктивных горизонтов, содержащих залежи УВ в северной части НГО, указывают на их специфические особенности: залежи, связанные с терригенными породами-коллекторами, отличаются низкими пластовыми давлениями и температурами. Дефицит пластовых давлений по сравнению с условными гидростатическими изменяется от 4,4 до 6,7 МПа, при этом отмечается его возрастание по мере увеличения глубины залегания продуктивных горизонтов. Величины пластовых температур остаются практически одинаковыми, несмотря на разницу в глубинах залегания кровли горизонтов, достигающую 700 м; залежи, встреченные в вышележащих карбонатных породах-коллекторах, характеризуются пластовыми давлениями, близкими к условным гидростатическим и несколько превышающими их. Отличительная особенность их - стабильно очень низкая пластовая температура, несмотря на довольно существенный диапазон изменения глубины залегания пластов - 250-300 м.

В центральной части Непско-Ботуобинской НГО в пределах Верхнечонской площади продуктивны базальные песчаники, а также карбонаты вышележащих Преображенского и осинского горизонтов.

Базальные песчаники, вскрытые скв. 123 и 23, нефтеносны. Пластовое давление меняется от 15,3 до 15,9 МПа, температура 15 °С при глубине залегания кровли песчаников от 1564 до 1582 м. В скв. 122 эти же песчаники насыщены газоконденсатом. Пластовое давление 16,5 МПа, температура 26 °С при глубине залегания 1572 м, КГФ 100 г/м³. Значительная разница в пластовых температурах при близкой глубине залегания одновозрастных продуктивных пластов, вскрытых скважинами, расположенными в 15 км друг от друга, может быть объяснена влиянием мощного талика многолетнемерзлых пород или инфильтрующего разлома. Не исключено наличие здесь двух залежей с различными условиями формирования.

Преображенский горизонт нефтеносен. Пластовое давление близко к условному гидростатическому, температура 15 °С при глубине залегания его кровли от 1536 до 1605 м.

Этот же горизонт на Преображенской и Даниловской площадях насыщен газоконденсатом и при глубинах залегания кровли соответственно от 1680 до 1717 м и от 1760 до 1766 м характеризуется давлением 16,8 и 20,3 МПа.

Устькутский горизонт в пределах Даниловской площади нефтеносен. При глубине залегания кровли продуктивной части от 1610 до 1618 м пластовое давление равно 17,4 МПа, температура 21,5 °С.

Вышележащий осинский горизонт, вскрытый в пределах Верхнечонской площади, содержит газоконденсат, глубина залегания его кровли в пределах залежи от 1280 до 1300 м, пластовое давление 15,9 МПа, температура 16 °С, КГФ 56,6 г/м³.

На Даниловской площади осинский горизонт нефтеносен.

Таким образом, залежи УВ в центральной части Непско-Ботуобинской НГО, приуроченные к терригенным отложениям, характеризуются пластовыми давлениями, близкими к условным гидростатическим, и более высоким температурным градиентом по сравнению с залежами, расположенными севернее. Повышенные пластовые давления отмечаются в залежах, встреченных в карбонатных породах, которые прослеживаются к северу по направлению к скв. 200 Ербогачанской, вскрывшей карбонатные пласты с удовлетворительными коллекторскими свойствами и нефтяным насыщением.

В пределах южной части Непско-Ботуобинской НГО располагаются Аянское, Ярактинское и Марковское газоконденсатнонефтяные месторождения.

Основные запасы газоконденсата Марковского месторождения сосредоточены в парфеновском горизонте, представленном терригенными породами. Глубина залегания кровли меняется от 2500 до 2800 м. Пластовое давление 27,3 МПа, т. е. несколько выше условного гидростатического, температура 38 °С. Содержание конденсата 190 г/м³. Нефтенасыщен и осинский карбонатный горизонт, залегающий на глубине порядка 2200 м. Пластовое давление от 28,1 до 35,71 МПа, т. е. аномально высокое.

Нефтегазоконденсатная залежь Ярактинского месторождения приурочена к ярактинскому горизонту, залегающему на глубинах 2600-2660 м. Пластовое давление 25 МПа, температура 38 °С, КГФ 187,8 г/м³.

В пределах Аянского месторождения продуктивны ярактинский и верхнетирский горизонты, залегающие примерно на тех же глубинах, что и на Ярактинском месторождении. Термобарические условия также сходны, т. е. пластовое давление немного ниже условного гидростатического. Температура в верхнетирском горизонте изменяется от 31,5 до 35 °С.

Приведенные данные по термобарическим условиям залежей УВ Непско-Ботуобинской НГО свидетельствуют о наличии двух зон, резко отличающихся друг от друга. Для северной части НГО характерны низкие давления в пластах-коллекторах терригенного комплекса и близкие к условным гидростатическим в пластах-коллекторах карбонатного комплекса. В обоих комплексах установлено наличие аномально низких пластовых температур. Отмеченные особенности обусловлены наличием мощной толщи многолетнемерзлых пород, образовавшихся в плейстоцене - голоцене. Механизм влияния многолетнемерзлых пород на изменение термобарической обстановки этого района подробно рассмотрен в работе [4].

Установление связи давлений и температур с многолетнемерзлыми породами позволяет прогнозировать характер их проявления (см. рисунок ), что, в свою очередь, дает возможность внести поправку в оценку плотности запасов и предусмотреть технологические особенности бурения и испытания скважин.

Для терригенного комплекса центральной и южной частей НГО характерны пластовые давления, близкие к условным гидростатическим. Ту же картину следует ожидать в устькутском и Преображенском карбонатных горизонтах. АВПД присущи осинскому карбонатному горизонту. Это можно объяснить отсутствием развитой на большой площади единой гидродинамической системы, а также процессами вторичного засолонения значительно снижающими полезную емкость пород-коллекторов.

Фазовое состояние изученных залежей УВ тесно связано с историей геологического развития НГО и ее современными термобарическими условиями [2-5]. Результаты его изучения приводятся в табл. 1 .

Особый интерес представляет сравнение давлений начала конденсации Рн.к жидких УВ из пластовой смеси с пластовым давлением Рпл данной залежи. Характерной особенностью для всех изученных залежей является близость Рн.к к Рпл. Известны случаи превышения значения первого параметра, свидетельствующие о наличии в пластах жидких УВ. Давление максимальной конденсации Рм.к меняется в пределах 5-12 МПа, увеличиваясь по мере роста потенциального содержания С5+высш. и его молекулярной массы. По потенциальному содержанию С₅+высш. залежи терригенного продуктивного комплекса южной части НГО относятся к среднему классу (содержание С₅+высш. от 100 до 300 г/м³). Все залежи, приуроченные к карбонатной части разреза, относятся к классу с низким содержанием С₅+высш. Конденсаты месторождений НГО характеризуются малой плотностью, незначительным количеством смол, практически полным отсутствием асфальтенов, высоким содержанием легких фракций. По своему составу ( табл. 2 ) они нафтеново-метановые [1].

На основе проведенных исследований составлена схема прогнозного содержания в залежах терригенного комплекса С₅+высш. (см. рис . 1), согласно которой в южной части НГО оно максимально (200 г/м³), а в северном направлении уменьшается до 50 г/м и ниже. Приведенная зональность обусловлена вышеописанным распределением пластовых давлений и температур.

Обнаруженные на территории НГО залежи нефти в основном представляют собой оторочки газоконденсатных месторождений. К нефтяным относятся залежь осинского горизонта Марковского месторождения и, возможно, залежи, обнаруженные в устькутском и осинском горизонтах Даниловской площади, а также в базальных песчаниках и преображенском горизонте Верхнечонской площади. Нефтяной характер этих залежей подтверждается результатами гидродинамических исследований.

Изучение физико-химических свойств нефтей и конденсатов НГО, проведенное лабораторией геохимии ВостСибНИИГГиМС, указывает на определенную зональность в их изменении.

В южной части области распространены нефти пониженной плотности и вязкости с высоким выходом бензиновых фракций. Они встречены в терригенной части разреза и характеризуются практически полным отсутствием асфальтенов и низким содержанием смолистых компонентов. В карбонатной части разреза этого района встречены нефти, отличающиеся более высокой плотностью, повышенным содержанием асфальтенов и особенно серы ( табл. 3 ).

В центральной части области обнаружены две группы нефтей: первая - близкая по своим физико-химическим свойствам к нефтям терригенной толщи разреза южной части НГО, вторая - отличается высокой плотностью, вязкостью, существенно обогащена асфальтенами и смолами. Нефти с такой физико-химической характеристикой имеют локальный характер развития. В северной и северо-восточной частях НГО эта группа нефтей имеет основное развитие.

Физические свойства пластовых нефтей различаются незначительно ( табл. 4 ).

Давление насыщения Ps характеризуется величинами, близкими к пластовым. Газовый фактор и плотность пластовых нефтей изменяются соответственно от 59,15 до 149,33 м³/т и от 0,716 до 0,796 г/см³, объемный коэффициент от 1,16 до 1,37, вязкость от 1 до 3,65 мПа-c, т. е. при фильтрации таких нефтей не требуется больших перепадов давлений. В региональном плане в пределах НГО физические параметры пластовых нефтей заметнее изменяются в северо-восточном направлении, причем увеличиваются плотность, вязкость и уменьшаются газовый фактор и связанный с ним объемный коэффициент.

Отличия физико-химических свойств нефтей разных районов НГО свидетельствует об их различном генезисе. Известно, что нефтяные оторочки газоконденсатных месторождений образуются несколькими путями, в частности в результате переформирования нефтяной залежи в процессе ее развития или вследствие выпадения жидких УВ из газоконденсатной смеси при изменении термобарических условий.

В работах [2, 5, 6] на основании изучения истории геологического развития, восстановления палеотермобарических условий, экспериментального моделирования растворимости жидких УВ в газах Ярактинского месторождения рассмотрены условия образования нефтяных оторочек газоконденсатных залежей. Показано, что нефтяные оторочки Ярактинского и Марковского месторождений сформировались в основном за счет конденсации жидких УВ из исходной пластовой газоконденсатной смеси.

Нефть из оторочки Среднеботуобинского месторождения имеет иное происхождение, являясь первичной по отношению к газоконденсатной части залежи. Скорее всего, к первичным относятся нефти, встреченные в карбонатных породах центральной части НГО, где установлено наличие древнего свода, обусловившего резкое сокращение толщины базальных терригенных пород, а местами их отсутствие.

Полученные результаты позволяют прогнозировать наличие нефтяных оторочек газоконденсатного происхождения, представленных легкими нефтями в пределах южной и юго-восточной частей НГО (см. рис. 1). В центральной и северной частях НГО следует ожидать наличие нефтей первичного происхождения, отличающихся большей плотностью и повышенным содержанием смол и асфальтенов.

1. Нефти и конденсаты венда и нижнего кембрия Сибирской платформы (справочное руководство) / Р.Н. Преснова, Д.И. Дробот, О.Н. Глушкова и др. Иркутск, Восточно-Сибирская правда, 1980.
2. Состав и закономерности природных газов в рифейско-вендских отложениях терригенного комплекса юга Сибирской платформы /Д.И. Дробот, Б.Л. Рыбьяков, В.В. Самсонов, С.В. Ветров. - Геология и геофизика, 1978,№ 9, с. 39-48.
3. Старобинец И.С. Распространение и условия формирования различных типов газоконденсатных залежей и их нефтяных оторочек. -Сов. геология, 1980, № 1, с. 20-28.
4. Фукс Б.А., Фукс А.Б. Причины различных пластовых давлений в газоконденсатных залежах Непского свода. - Геология нефти и газа, 1976, № 10 , с. 45-48.
5. Фукс А.Б. Термодинамические условия формирования углеводородов Непско-Ботуобинской антеклизы. Автореф. дис. на соиск. учен, степени канд. геол.-минер. наук. Иркутск,1978, 22 с. (ВостСибНИИГГиМС).
6. Фукс А.Б., Фукс Б.А. Генезис нефтяных оторочек залежей Непско-Ботуобинской антеклизы. - Геология нефти и газа, 1979, № 2 ,с. 47-50.

Таблица 1

Данные лабораторного изучения газоконденсатных месторождений Непско-Ботуобинской НГО

Таблица 2

Физико-химические свойства конденсатов Непско-Ботуобинской НГО

Таблица 3

Физико-химические свойства нефтей Непско-Ботуобинской НГО

Таблица 4

Физические свойства пластовых нефтей Непско-Ботуобинской НГО

Рисунок

Схема расположения месторождений УВ Непско-Ботуобинской НГО.

Границы: 1 - Сибирской платформы, 2 - НГО; 3 - нефтегазоконденсатные месторождения; 4 - скв. 200 Ербогачанская; 5 - изолинии потенциального содержания конденсата (г/м³); 6 - область распространения газоконденсатных месторождений с нефтяной оторочкой; 7 - граница зоны АНПД