ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.11.2023
Просмотров: 402
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
и отрицательных аномалий, которые предположительно связывались с развитием коллекторов в разрезе и различным их насыщением.
Кроме того, с 1974 г. Иркутской геофизической партией ВГТ применялась корреляционная методика прямых поисков по данным обработки на ЭВМ сейсморазведочных материалов по программе «залежь», а выявленные по этой методике аномалии связывались с наличием скоплений УВ в разрезе. В результате проведенных работ были выявлены перспективные аномалии на Ярактинской, Поймыгинской и других площадях [1] В 1974 г. методической геологической партией ВСГУ (Зарунин В.М., Лебедь Г.Г.) по долине реки Непы проведены опытно-методические работы по прямым геохимическим методам. В результате этих работ был выявлен ряд геохимических аномалий, которые авторы объясняют наличием миграционных потоков газа над залежами нефти и газа [1]
Глубокое бурение в прилегающих районах с Ярактинским месторождением было начато в 1961 г. с заложения Марковской опорной скважины 1, бурение которой осуществлялось Марковской нефтеразведочной экспедицией треста «Востсибнефтегеология», позднее переименованной в Ленскую нефтеразведочную экспедицию.
18 марта 1962 г. из опорной скважины 1, расположенной в поселке Верхнемарково, в 90 км южнее Ярактинского месторождения, из осинского карбонатного горизонта усольской свиты нижнего кембрия был получен мощный фонтан нефти с дебитом до 1000 м3/сут.
В процессе разведки месторождения установлено, что основная газоконденсатная залежь приурочена к структурно-литологической ловушке терригенного парфеновского горизонта нижнемотской подсвиты
, а к осинскому карбонатному горизонту приурочена лишь небольшая залежь нефти.
Открытие Марковского месторождения, запасы которого утверждены в ГКЗ в 1968 г., определено начало нового этапа значительного расширения и концентрации геолого-геофизических работ в северо-восточных районах Иркутской области. Первоначально поисковые и параметрические скважины закладывались в пределах Марковского и сходных с ним линейно-вытянутых валов (1962–1968 гг.). В этот период глубоким бурением изучаются Марковский, Бочактинский, Казаркинский, Криволукский, Усть-Киренгский и Усть-Кутский валы, перспективы нефтегазоносности которых связываются с осинским и парфеновским горизонтами. При этом предполагалось, что их структурный план, в общих чертах, соответствует структуре верхних горизонтов.
В северо-восточных районах амфитеатра бурятся региональные колонковые профиля: Илимский, Жигалово-Усть-Кутский, Усть-Кут- Марковский, Марково-Ичерский.
В результате проведенных в этом периоде работ было доказано резкое несоответствие строения надсолевых и подсолевых этажей.
В подсолевых отложениях по данным глубинного бурения был выявлен моноклинальный склон крупного погребенного поднятия, полого поднимающийся в северном и северо-восточном направлении. Кроме того, установлено сокращение мощности терригенных отложений непской и тирской свит по направлению к вершине Непского свода, и сложный характер формирования и распространения пород-коллекторов.
Изучение региональной структуры Непского свода проводилось параметрическим бурением в комплексе с геофизическими работами. По проекту, утвержденному Министерством геологии РСФСР, с целью
предварительной оценки перспектив нефтегазоносности юго-восточного склона и выявления зон развития пластов-коллекторов в терригенных отложениях нижнего венда, предусматривалось начать бурение по трем профилям в северном направлении от Марковского месторождения.
Первый профиль по реке Нижней Тунгуске из скв. 1 и 7; второй по реке Большая Тира из скв. 2 и 6; третий по реке Малая Тира из скв. 3, 4, 5. Заложение скважин 3, 4, 6, 7 ставилось в зависимость от результатов бурения скв. 1, 2, 5 и результатов площадных сейсморазведочных работ. Бурение пяти скважин на Северо-Марковской площади подтвердили продолжение моноклинального подъема пород по нижнему структурному этажу в северном направлении.
В разрезе нижнемотской подсвиты были установлены литолого- фациальные изменения и общее сокращение мощности терригенной части разреза по сравнению с разрезом нижнемотской подсвиты на Марковской площади.
На Северо-Марковской площади из терригенной части нижнемотской подсвиты во всех скважинах были получены притоки пластовой воды дебитом до 31 м3/сут, с содержанием брома более 6 г/л (скв. № 5СМ), а при испытании скв. 4 и 5 также пленки нефти.
После проведения в скв. 5 дополнительных работ по изоляции водоносного горизонта и интенсификации притока из интервала 2610–2615 была получена чистая нефть, дебитом 1,5 м3/сут.
Для изучения геологического строения и размеров выявленной залежи нефти был составлен проект по разбуриванию Ярактинской площади 13-ю поисковыми скважинами. В проекте в качестве первоочередных предусматривалось бурение трех скв.
6, 7, 8, которые должны были закладываться вверх по восстанию моноклинального склона, соответственно на расстояниях 3, 10 и 3,5 км к востоку, северу и северо-западу от скважины 5СМ.
Скважины 6 и 7 оказались непродуктивными, а из скв. 8 получен фонтанный приток нефти дебитом 144 м3/сут. Полученный приток нефти подтвердил наличие Ярактинской залежи и значительно повысил оценку перспектив нефтегазоносности терригенной толщи на обширной территории северо-восточной части Иркутского амфитеатра.
Дальнейшее бурение скв. 11 и 13 показало, что Ярактинское месторождение является не нефтяным, как считалось вначале, а нефтегазоконденсатным.
С целью разведки и оконтуривания Ярактинского месторождения на 1 августа 1978 г. (дату первого подсчета) было пробурено 40 скважин, из которых 21 скважина оказалась продуктивной [1].
Геологическое строение Ярактинского месторождения изучалось по материалам глубокого бурения с учетом промысловой геофизики и по результатам геолого-съемочных работ. На основании этих материалов составлен литолого-стратиграфический разрез Ярактинского месторождения.
В геологическом строении рассматриваемого района принимают участие породы архей-протерозоя, палеозоя и кайнозоя. Породы осадочного чехла полностью вскрыты на Ярактинской площади всеми пробуренными скважинами. Толщина осадочной толщи составляет от 2570 м до 2740 м.
Наиболее древними образованиями на Ярактинском месторождении являются кристаллические породы фундамента, вскрытые всеми пробуренными скважинами. Толщина вскрытой части фундамента достигает 37 м. Породы фундамента и коры выветривания представлены, в основном, гранитами и гранодиоритами, в меньшей мере сланцами хлоритово-серицитовыми и хлоритово-амфиболитовыми. Возраст пород фундамента датируется как среднепротерозойский.
Отложения кембрия составляют основную часть разреза Ярактинского месторождения и представлены всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.
В разрезе нижнего кембрия выделяются отложения мотской, усольской, бельской, булайской, ангарской свит. Толщина мотской свиты в пределах площади изменяется
Кроме того, с 1974 г. Иркутской геофизической партией ВГТ применялась корреляционная методика прямых поисков по данным обработки на ЭВМ сейсморазведочных материалов по программе «залежь», а выявленные по этой методике аномалии связывались с наличием скоплений УВ в разрезе. В результате проведенных работ были выявлены перспективные аномалии на Ярактинской, Поймыгинской и других площадях [1] В 1974 г. методической геологической партией ВСГУ (Зарунин В.М., Лебедь Г.Г.) по долине реки Непы проведены опытно-методические работы по прямым геохимическим методам. В результате этих работ был выявлен ряд геохимических аномалий, которые авторы объясняют наличием миграционных потоков газа над залежами нефти и газа [1]
Глубокое бурение в прилегающих районах с Ярактинским месторождением было начато в 1961 г. с заложения Марковской опорной скважины 1, бурение которой осуществлялось Марковской нефтеразведочной экспедицией треста «Востсибнефтегеология», позднее переименованной в Ленскую нефтеразведочную экспедицию.
18 марта 1962 г. из опорной скважины 1, расположенной в поселке Верхнемарково, в 90 км южнее Ярактинского месторождения, из осинского карбонатного горизонта усольской свиты нижнего кембрия был получен мощный фонтан нефти с дебитом до 1000 м3/сут.
В процессе разведки месторождения установлено, что основная газоконденсатная залежь приурочена к структурно-литологической ловушке терригенного парфеновского горизонта нижнемотской подсвиты
, а к осинскому карбонатному горизонту приурочена лишь небольшая залежь нефти.
Открытие Марковского месторождения, запасы которого утверждены в ГКЗ в 1968 г., определено начало нового этапа значительного расширения и концентрации геолого-геофизических работ в северо-восточных районах Иркутской области. Первоначально поисковые и параметрические скважины закладывались в пределах Марковского и сходных с ним линейно-вытянутых валов (1962–1968 гг.). В этот период глубоким бурением изучаются Марковский, Бочактинский, Казаркинский, Криволукский, Усть-Киренгский и Усть-Кутский валы, перспективы нефтегазоносности которых связываются с осинским и парфеновским горизонтами. При этом предполагалось, что их структурный план, в общих чертах, соответствует структуре верхних горизонтов.
В северо-восточных районах амфитеатра бурятся региональные колонковые профиля: Илимский, Жигалово-Усть-Кутский, Усть-Кут- Марковский, Марково-Ичерский.
В результате проведенных в этом периоде работ было доказано резкое несоответствие строения надсолевых и подсолевых этажей.
В подсолевых отложениях по данным глубинного бурения был выявлен моноклинальный склон крупного погребенного поднятия, полого поднимающийся в северном и северо-восточном направлении. Кроме того, установлено сокращение мощности терригенных отложений непской и тирской свит по направлению к вершине Непского свода, и сложный характер формирования и распространения пород-коллекторов.
Изучение региональной структуры Непского свода проводилось параметрическим бурением в комплексе с геофизическими работами. По проекту, утвержденному Министерством геологии РСФСР, с целью
предварительной оценки перспектив нефтегазоносности юго-восточного склона и выявления зон развития пластов-коллекторов в терригенных отложениях нижнего венда, предусматривалось начать бурение по трем профилям в северном направлении от Марковского месторождения.
Первый профиль по реке Нижней Тунгуске из скв. 1 и 7; второй по реке Большая Тира из скв. 2 и 6; третий по реке Малая Тира из скв. 3, 4, 5. Заложение скважин 3, 4, 6, 7 ставилось в зависимость от результатов бурения скв. 1, 2, 5 и результатов площадных сейсморазведочных работ. Бурение пяти скважин на Северо-Марковской площади подтвердили продолжение моноклинального подъема пород по нижнему структурному этажу в северном направлении.
В разрезе нижнемотской подсвиты были установлены литолого- фациальные изменения и общее сокращение мощности терригенной части разреза по сравнению с разрезом нижнемотской подсвиты на Марковской площади.
На Северо-Марковской площади из терригенной части нижнемотской подсвиты во всех скважинах были получены притоки пластовой воды дебитом до 31 м3/сут, с содержанием брома более 6 г/л (скв. № 5СМ), а при испытании скв. 4 и 5 также пленки нефти.
После проведения в скв. 5 дополнительных работ по изоляции водоносного горизонта и интенсификации притока из интервала 2610–2615 была получена чистая нефть, дебитом 1,5 м3/сут.
Для изучения геологического строения и размеров выявленной залежи нефти был составлен проект по разбуриванию Ярактинской площади 13-ю поисковыми скважинами. В проекте в качестве первоочередных предусматривалось бурение трех скв.
6, 7, 8, которые должны были закладываться вверх по восстанию моноклинального склона, соответственно на расстояниях 3, 10 и 3,5 км к востоку, северу и северо-западу от скважины 5СМ.
Скважины 6 и 7 оказались непродуктивными, а из скв. 8 получен фонтанный приток нефти дебитом 144 м3/сут. Полученный приток нефти подтвердил наличие Ярактинской залежи и значительно повысил оценку перспектив нефтегазоносности терригенной толщи на обширной территории северо-восточной части Иркутского амфитеатра.
Дальнейшее бурение скв. 11 и 13 показало, что Ярактинское месторождение является не нефтяным, как считалось вначале, а нефтегазоконденсатным.
С целью разведки и оконтуривания Ярактинского месторождения на 1 августа 1978 г. (дату первого подсчета) было пробурено 40 скважин, из которых 21 скважина оказалась продуктивной [1].
- 1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 34
Геологическая характеристика района и месторождения
Геологическое строение Ярактинского месторождения изучалось по материалам глубокого бурения с учетом промысловой геофизики и по результатам геолого-съемочных работ. На основании этих материалов составлен литолого-стратиграфический разрез Ярактинского месторождения.
В геологическом строении рассматриваемого района принимают участие породы архей-протерозоя, палеозоя и кайнозоя. Породы осадочного чехла полностью вскрыты на Ярактинской площади всеми пробуренными скважинами. Толщина осадочной толщи составляет от 2570 м до 2740 м.
Наиболее древними образованиями на Ярактинском месторождении являются кристаллические породы фундамента, вскрытые всеми пробуренными скважинами. Толщина вскрытой части фундамента достигает 37 м. Породы фундамента и коры выветривания представлены, в основном, гранитами и гранодиоритами, в меньшей мере сланцами хлоритово-серицитовыми и хлоритово-амфиболитовыми. Возраст пород фундамента датируется как среднепротерозойский.
Отложения кембрия составляют основную часть разреза Ярактинского месторождения и представлены всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.
В разрезе нижнего кембрия выделяются отложения мотской, усольской, бельской, булайской, ангарской свит. Толщина мотской свиты в пределах площади изменяется