Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Пластовые углеводородные системы и продуктивность месторожднений южной части Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Пластовые углеводородные системы и продуктивность месторожднений южной части Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции"

рГ5 01 - Э И20Н 2300

На правах рукописи

ФУКС АЛЕКСАНДР БОРИСОВИЧ

ПЛАСТОВЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ СИСТЕМЫ И ПРОДУКТИВНОСТЬ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЮЖНОЙ ЧАСТИ ЛЕНО-ТУНГУССКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ

Специальность 04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

На правах рукописи

ФУКС АЛЕКСАНДР БОРИСОВИЧ

ПЛАСТОВЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ СИСТЕМЫ И ПРОДУКТИВНОСТЬ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЮЖНОЙ ЧАСТИ ЛЕНО-ТУНГУССКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ

Специальность 04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Работа выполнена в ОАО Компания "РУСИА Петролеум", ВостСибНИИГГиМС

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук, профессор А Н. Золотое доктор геолого-минералогических наук, профессор И.С. Старобинец доктор геолого-минералогических наук, профессор В.Г. Фоменко Ведущая организация: Научный центр при Тюменском государственном нефтяном университете.

30

часов на заседании дис-

Зашита диссертации состоится «/<!/ 2000 г. в 13

сертационного совета Д 070.01.01. по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора наук при ООО "Научно- исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГаз" по адресу: 142 717, Московская область, Ленинский район, п. Развилка.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИИГаза.

Автореферат разослан «/У

2000 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, д.г.-м.н. i/ / H.H. Соловьев /

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследований. Осадочные отложения рифея-венда-нижнего кембрия могут быть значительным источником пополнения мировых и российских запасов нефти, газа и газового конденсата. Промышленная нефтегазоносность этих отложений доказана в ряде регионов планеты. Наиболее хорошо изучена их нефтегазоносность на территории Сибирской платформы, в пределах которой выделена Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция (НГП) и открыто свыше 30 месторождений углеводородов (УВ). Подготовка значительных промышленных запасов нефти, газа и газового конденсата, приуроченных к древнейшим отложениям планеты, является приоритетом России и представляет большой научный и практический интерес.

В данное время в Лено-Тунгусской НГП подготовлены и утверждены запасы УВ, позволяющие приступить к созданию в Восточной Сибири новой нефтегазодобывающей базы России. Дальнейшее повышение перспектив создания базы нефтегазодобычи в Восточной Сибири может быть достигнуто открытием здесь крупных месторождений с благоприятным составом УВ и высокой производительностью скважин. Открытия эти возможны, так как изученность территории низкая, а разведанные запасы составляют около 3.6 % от суммарных начальных потенциальных ресурсов. Большая стоимость геологоразведочных работ на нефть и газ в условиях Восточной Сибири обуславливает требования к высокой их эффективности.

Нефтегазоносные отложения Лено-Тунгусской НГП характеризуются широким диапазоном изменения пластовых давлений, от аномально низких до аномально высоких. Необходимо выявить механизм формирования этих аномалий и оценить их влияние на перспективы нефтегазоносности.

Залежи УВ, как правило, двухфазные, нефтегазоконденсатные или газоконденсатно-нефтяные. Давления насыщения нефти газом и начала конденсации жидких УВ из газа близки к пластовым давлениям. Свободные и растворенные газы содержат в промышленных концентрациях этан, пропан, бутаны и пентан+высшие, т.е. являются сырьем для химической промышленности. Это обуславливает необходимость обобщения результатов исследований свойств и состава пластовых УВ систем, с тем чтобы определить их значения для отдельных месторождений и выявить закономерности распределения этих показателей в пределах региона.

Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, в большинстве случаев, низкие. Особенности разреза осадочных отложений обуславливают вскрытие продуктивных пластов на соленасьпценных растворах плотностью свыше 1.2 г/см\ что зачастую приводит к поглощениям промывочной жидкости при их вскрытии, осложнениям при последующем освоении скважин и попытках достижения потенциального дебита. Поэтому необходимо создавать методики освоения скважин с последующим достижением их потенциальной производительности. Особо важно при этом иметь возможность прогнозировать дебит скважин по данным промысловой геофизики, исследований керна и гидродинамических исследований скважин.

Цель работы:

Повышение эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ в Лено-Тунгусской НГП на основе прогноза свойств и состава пластовых УВ и продуктивности месторождений. Основные задачи исследования.

1. Определить закономерности изменения состава и свойств пластовых У В систем в пределах южной части Лено-Тунгусской НГП.

2. Получить уравнения связи свойств пластовых нефтей и газоконденсатных систем, концентраций отдельных их компонентов с современными термобарическими условиями месторождений региона.

3. Спрогнозировать распространение аномально низких пластовых давлений в терриген-ных продуктивных отложениях региона.

4. Разработать методики запуска, освоения и прогноза продуктивности скважин, адаптированные к условиям региона.

Научная новизна полученных результатов заключается в следующем. Впервые для данного региона'обобщены результаты изучения свойств и состава пластовых УВ систем месторождений региона, в результате доказана тесная связь свойств и состава пластовых нефтей и свободных газов месторождений южной части Лено-Тунгусской НГП, приуроченных к древнейшим на планете осадочным отложениям ри-феж-венда-нижнего кембрия, с современными термобарическими условиями. Установлены закономерности изменений свойств и состава пластовых УВ систем в пределах указанной территории. Доказано влияние мощной толщи многолетнемерзлых пород на давление и температуру в залежах северной части Непско-Ботуобинской НГО и, связанное с этим, изменение свойств и состава пластовых УВ в залежах этого региона. Тесные связи свойств и состава пластовых УВ с современными термобарическими условиями свидетельствуют об общности процессов нефтегазообразования, формирования и существования залежей в южной части Лено-Тунгусской НГП. Разработаны методы прогноза продуктивности скважин месторождений региона по данным ГИС.

Основные защищаемые положения.

1 Обнаружена тесная связь изменений свойств пластовых УВ систем месторождений южной части Лено-Тунгусской НГП и концентраций в них отдельных компонентов с современными пластовыми давлениями и температурами.

2 Доказано значительное влияние на современные свойства и состав пластовых УВ систем месторождений южной части Лено-Тунгусской НГП мощных толщ многолетней мерзлоты возникшей во время четвертичного оледенения.

3 Установлено отсутствие отрицательного влияния в большинстве случаев вскрытия терригенных отложений с применением соленасыщенных растворов на продуктивность скважин.

4 Выполнен прогноз продуктивности скважин и выделение наиболее проницаемых пропластков в продуктивной толще месторождений региона на основе комплекса ГИС, керна и гидродинамических исследований. *

Практическая значимость. Практическая ценность исследований заключается в повышении эффективности геологоразведочных работ в пределах Лено-Тунгусской НГП по следующим направлениям:

1. Обобщение результатов исследований свойств и состава пластовых систем позволяет уточнить прогнозные ресурсы углеводородов в целом и обосновать прогнозные концентрации отдельных компонентов (этан, пропан, бутаны и С5, в).

2. По результатам изучения свойств и состава пластовых нефтей и свободных газов, автором подготовлены соответствующие разделы в отчеты по подсчету запасов, утвержденные ГКЗ, для Братского, Верхнечонского, Дулисьминского, Иреляхского, центральной части Ковыктинского, Собинского, Среднеботуобинского, Талаканского, Тас-Юряхского и Ярактинского месторождений.

3. Определение границ распространения аномально низких пластовых давлений позволило уточнить прогнозные ресурсы УВ Непско-Ботуобинской НГО.

4. Знание свойств пластовых УВ позволяет повысить качество гидродинамических исследований скважин и достоверность результатов их интерпретации.

5. Анализ свойств пластовых нефтей и методов освоения скважин позволил автору разработать и внедрить методику освоения нефтенасыгценных пластов в условиях аномально низких давлений и температур месторождений северо-восточной части Непско-Ботуобинской НГО. В результате получены устойчивые фонтанные притоки нефти из терригенных отложений северо-востока Непско-Ботуобинской НГО. Апробация работы. Основные результаты работы доложены в г. Иркутске на региональных и всесоюзных конференциях 1979, 1982, 1986, 1989 г.г., на всесоюзном совещании в г. Тюмени в 1978 г., ряде совещаний, проводимых научно техническим горным обществом в г.г. Красноярске и Якутске. Опубликованы тезисы доклада в трудах 27 международного геологического конгресса 1984 г. в г. Москве. Наиболее значимые из опубликованных работ приведены в конце автореферата.

Личный вклад диссертанта в исследования, выполненные в соавторстве, заключался в постановке задач, разработке методов их решения и обобщении полученных результатов. Автор являлся научным руководителем или ответственным исполнителем всех работ Министерства геологии СССР по изучению свойств и состава пластовых нефтей и газоконденсатов Восточной Сибири с 1975 по 1993 г. г., а также ряда тематических работ по совершенствованию методов испытаний скважин на разведочных площадях региона.

В работе использованы результаты исследований проб пластовых нефтей и газокон-денсатных систем более 150 скважин месторождений региона, основная часть которых была изучена под руководством автора.

Публикации. По теме диссертации автором опубликованы 34 печатных работы.

Структура и объем работы. Диссертация состоиг из введения, пяти глав и заключения, содержит 175 страниц машинописного текста, 62 рисунка и 42 таблицы, список литературы 284 наименования.

При подготовке работы учтены критические замечания и пожелания докторов геол,-мин. наук A.C. Анциферова, В.Н. Воробьева, В.Ф. Горбачева, В.В. Самсонова. В.И Старосельского, В.М Мурадяна, докторов технических наук В.В. Ломтадзе, В.К. Федорцо-ва, кандидата геол.-мин. наук Пресновой, кандидатов технических наук B.C. Богданова, В.В. Казанского и других коллег, которым автор выражает благодарность.

Автор благодарит генерального директора ОАО Компания «РУСИА Петролеум» В.А. Казакова за содействие при подготовке данной работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ 1. ВВЕДЕНИЕ.

Во введении охарактеризованы актуальность темы диссертации, цели работы, основные задачи исследований, практическая ценность работы и личный вклад автора, защищаемые положения, ее апробация, объем и структура диссертации.

2. ОСНОВНЫЕ ЧЕРТЫ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ЮЖНОЙ ЧАСТИ ЛЕНО-ТУНГУССКОЙ НГП.

Во втором разделе работы рассмотрены в общих чертах стратиграфия, тектоника, гидрогеология, трапповый магматизм и физико-химические характеристики нефтей, свободных и растворенных газов, газовых конденсатов.

Согласно нефтегазогеологическому районированию в пределах южной части Лено-Тунгусской НГП, в тектоническом отношении являющейся южной частью Сибирской платформы, выделены с запада на восток Байкитская, Присаяно-Енисейская, Катанг-ская, Ангаро-Ленская, Непско-Ботуобинская и Предпатомская нефтегазоносные области (НГО). (рис 1) С учетом того, что ко времени подготовки данной работы в пределах Предпатомской и Присаяно-Енисейской НГО промышленных месторождений УВ не было открыто, их строение рассматривается менее детально, по сравнению с прилегающими областями.

Кристаллический фундамент южной части Сибирской платформы гетерогенный, архейского и протерозойского возраста, блокового строения. Поверхность фундамента размыта, местами есть кора выветривания. Для описываемой территории глубина залегания фундамента изменяется от 0 до 7 км, с преобладанием глубин в пределах 2.5-3.5 км.

Основной объем осадочного чехла юга Сибирской платформы представлен отложениями рифея-венда-кембрия.

Рифейские отложения залегают на фундаменте большей части территории. В большинстве разрезов внутренних частей платформы, вскрытых бурением, имеет место предвендский перерыв в осадконакоплении с частичным, иногда полным уничтожением отложений рифея. Наиболее четко предвендский перерыв фиксируется в западной части территории. Степень преобразованности отложений рифея увеличивается с востока на запад, от нормальных отложений до рассланцованных окварцованных образований. В восточных районах углы наклона отложений рифея и венда близки. В западных районах угловое несогласие между отложениями венда и рифея изменяется от 15° до 45°, иногда достигая 90°.

Положение границ между вендом и рифеем принято по кровле юдомского комплекса. Расчленение отложений венда и кембрия на свиты принято согласно решениям четвертого межведомственного стратиграфического совещания 1989 г. Для изучаемого региона отложения венда и венда и (или) кембрия представлены в основном терригенными отложениями.

Подошва отложений, уверенно отнесенных к кембрию, проводится по подошве осин-ского горизонта усольской свиты.

В пределах рассматриваемого в работе региона отложения, уверенно относимые к кембрию, хорошо выдержаны по составу и последовательности чередования фаций. Все это позволило исследоватглям строения данного района выделить в разрезе отложений кембрия единые свиты: усольскую (в северной части Непско-Ботуобинской НГО - юрегин-ская+сокуканская), бельскую, булайскую, литвинцевскую и верхоленскую ( в Байкит-схой и Катангской НГО - эвенкийскую). Бея толша отложений кембрия представлена галогенно-карбонатными породами. По мере продвижения с юга на север и северо-восток постепенно исчезают подосинские пачки солей. В краевых частях платформы кембрийские отложения солей не содержат. Изменения мощностей пород данного региона описанны в работах М.А. Жаркова, Э.И. Чечеля, Я.К. Писарчик и других исследователей.

Более молодые отложения в данном регионе не перспективны на нефть и газ, и поэтому не рассматриваются. Наиболее широко из этих отложений распространены вулканогенные и интрузивные отложения пермо-триаса.

Основные перспективы на нефть и газ в регионе связаны с отложениями рифея-венда-нижнего кембрия. В работе приведено расположение по свитам основных продуктивных горизонтов, с указанием их местных наименований для НГО и наиболее хорошо изученных районов, а также общерегиональная их индексация.

Первоначальные представления о тектоническом районировании Сибирской платформы были разработаны во второй половине 19-го века П.А. Кропоткиным и И.Д. Черским.

В результате многолетних работ ряда исследователей, в том числе Т.Н. Спижарского, М.М. Одинцова, Э.Э. Фотиади, A.A. Трофимука, А.Э. Конторовича, М.М. Мандельбау-ма, С.М. Замараева, А.Н. Золотова, В.Ф. Горбачева, B.C. Суркова, были намечены

III

О Месторождения УВ

НТО:

I Байкитская

П Катангская

III Присаяно-Енисейская

IV Ангаро-Ленская

V НепскоБсггуобинская

VI Предпатомская

- Границы Сибирской платформы

---Границы НТО

---Граница зоны распространения АНПД

в терригенных отложениях

Месторождения

1. Юрубченское

2. Куюмбинское

3. Оморинское

4. Собинское

5. Пайгинское

6. Верхнечонское

7. Даниловское

8. Дулисьминское

9. Ярактинское

10. Марковское

11. Ковыктинское

12. Братское

13. Шамановское

14. Мирненское

15. Маччобинское

16. Иреляхское

17. Северо-Нелбинское

18. Нелбинское

19. Бес-Юряхское

20. Иктехское

21. Вилюйско-Джербинское

22. Верхневилючанское

23. Тас-Юряхское

24. Среднебогтуобинское.

25. Чаяндинское

26. Тымпучиканское

27. Талаканское

Обзорная схема района работ.

структурные поверхности фундамента и обоснованы основные закономерности тектонического развития.

В раннем-среднем рифее сформировались стабильные блоки фундамента. Со среднего рифея и до его окончания имела место переходная стадия. В конце этой стадии произошло общее поднятие платформы и частичная ликвидация отложений рифея. В начале венда проявилась плитная стадия развития, подразделяющаяся на несколько этапов. В венд-кембрии происходило основное погружение всей территории юга платформы, с коренной перестройкой всего структурного плана, и формированием основных, современных крупных структур. Последующие раннепалеозойский и юрский этапы характеризуются меньшими объемами и площадями осадконакопления.

В результате сложной истории геологического развития сформировался ряд крупных пликативных структур чехла осадочно-вулканогенных пород. К надпорядковым структурам относятся:

1. Непско-Ботуобинская антеклиза, площадью 220 тыс. км2. В пределах антеклизы выделяются структуры первого порядка: Непский и Устькутский своды, Мирнинский выступ.

2. Байкитская антеклиза имеет площадь 120 тыс. км2. По кровле собинской свиты выделяется Камовский свод.

3. Присаяно-Енисейская синеклиза вытянута с запада на восток на 500 км при средней ширине 280 км. В пределах синеклизы выделены 4 структуры первого порядка: Богуча-но-Манзинский выступ, Долгомостовская, Мурско-Чунская и Катская впадины.

4. Предпатомский региональный прогиб, в составе которого выделены Нюйско-Джербинская и Березовская впадины.

5. Ангаро-Ленская ступень имеет площадь 300 тыс. км2. В ее составе выделяется Братский выступ.

В пределах юга Сибирской платформы имеется несколько структур первого порядка вне территории надпорядковых структур. Это Катангекая седловина, зона Нижнеангарских складок, Теринский мегапрогиб и Курейско-Балахнинский мегавал.

В описываемом регионе происходили значительные новейшие тектонические движения. (Варламов И.П. и др. - 1981, Конторович А.Э. идр- 1986, ЛевиК.Г. и др. - 1983) Для района исследований последняя крупная активизация тектонических движений началась в позднем эоцене - раннем олкгоцене. Амплитуда неотектонических подвижек в центре Байкитской антеклизы достигла 600 м. В пределах Непско-Ботуобинской и Ка-тангской НГО значительных неотектонических подвижек ие обнаружено. Наиболее интенсивные неотектонические подвижки, с амплитудами от 300 до 1250 м, имели место в Предпатомском прогибе и краевых частях Ангаро-Ленской НГО в результате формирования Байкало-Патомского поднятия.

Характерной чертой геологического строения Сибирской платформы является трап-повая формация, под которой понимаются эффузивные и интрузивные траппы, туфо-генные образования, кимберлиты, карбонатиты и зоны контактово-измененных пород. Эффузивные образования на территории исследований слабо развиты и отдельно не

рассматриваются. Интрузивные образования (пластовые трапповые тела или силлы) распространены на площади более 1.5 млн. км" и пронизывают весь осадочный чехол платформы. Эти образования существуют на большей части территории исследований. Влияние силлов на нефтегазоносность выражается в уплотнении вмещающих отложений и изменении их структурного плана, изменении пористости коллекторов, появлении новых путей миграции УВ. (B.C. Старосельцев - 1989, Н.В. Мельников - 1977, Сурков B.C. и др. - 1987, Феоктистов Г.Д. и др. - 1972.)

В структурно-гидрогеологическом районировании Лено-Тунгусской НГП чаще всего используется схема Е.В. Пиннекера - 1977, в которой плитная часть платформы выделяется в Восточно-Сибирскую гидрогеологическую область, в свою очередь делимую на округа и районы. В осадочном чехле Лено-Тунгусской НГП выделены три гидрогеологических формации:

1. Подсолевая, включающая в себя отложения рифея, венда и нижнего кембрия по осин-ский горизонт включительно. К этой формации относятся наиболее перспективные на нефть и газ горизонты Лено-Тунгусской НГП.

2. Соленосная, включающая отложения от литвинцевской свиты до верхней части усольской свиты, по балыхтинский горизонт включительно.

3. Надсолевая, включающая верхнюю часть отложений, в значительной мере дренируемую поверхностными водами.

Подсолевая гидрогеологическая формация характеризуется застойным режимом водообмена. Пластовые воды этой формации представлены рассолами с содержанием солей до 300 г/литр при плотности 1.24-1.28 г/см3. Соленосная формация является переходной от зоны застойного водообмена к зоне активного обмена. Здесь пластовые воды представлены также рассолами, с минерализацией до 600 г/литр и плотностью до 1.45 г/см3.

Пластовые температуры продуктивных отложений изменяются от 6 до 57 "С. В основном величины пластовых температур пропорциональны глубинам залегания продуктивных отложений. Исключением является северная часть Непско-Ботуобинской антек-лизы, где существует мощный покров многолетнемерзлых пород, мощностью до 600 м. (Ершов Э.Д. и др. - 1989, Шепелев В.Н. и др. - 1984) В целом для осадочного чехла региона имеет место низкая величина геотемпературного градиента, что характерно для древних платформ.

Пластовые давления изменяются в широких пределах, достигая 45 МПа. Отношение пластовых давлений к условному гидростатическому для различных гидрогеологических комплексов рассмотрено A.C. Анциферовым. Для литвинцевского продуктивного комплекса это отношение равно 0.88, для булай-верхнеангарского 0.92, верхнеусольско-го- среднебельского и среднемотско-осинского 1.06. рифей-вендского 0.93. При этом в соленосиой формации часто встречаются аномально высокие пластовые давления. Как уже отмечено выше, пластовые давления в наиболее перспективном на нефть и газ ри-фей-венд-нижнекембрийском комплексе близки к условным гидростатическим. Исключениями являются Собинское месторождение Катангской НГО, Ковыктинское месторо-

ждение Ангаро-Ленской НГО и месторождения северной части Непско-Ботуобинской НГО. Дефицит пластового давления в залежи парфеновского горизонта Ковыктинского месторождения является локальным и, по мнению автора, связан с неотектоническими явлениями. Аномально высокие пластовые давления в пластах BH-I-V (Рпл = 30-31 МПа при глубинах залегания пластов около 2.5 км) характерны для всей Катангской НГО и объясняются близостью локальной области питания в районе Иркинеево-Чадобецкого выступа. (Анциферов A.C. и др. - 1989)

Аномально низкие пластовые давления в терригенных отложениях Непско-Ботуобинской НГО были обнаружены в начале 70-х годов после открытия Среднеботуо-бинского месторождения. В дальнейшем выяснилось, что данное явление характерно для всего района. Реконструкция палеотермогидродинамических условий формирования и развития подсолевой гидрогеологической формации показывает, что в истории геологического развития Непско-Ботуобинской НГО до четвертичного периода не было предпосылок для возникновения обширной зоны АНПД. (А.Б. Фукс - 1979) Главными факторами, создающими аномально низкие пластовые давления, считаются: тектонические, геохимические, физико-географические, гидромеханические и геотермические. (Кор-цепштейн В.Н. - 1970, Гинсбург Г.Д. и др. - 1971) В основном, как положительная структура, Непско-Ботуобинская антеклиза сформировалась к концу ордовика. В последующие периоды существования антеклизы тектонических факторов, приводящих к возникновению АНПД, не было. Физико-географические факторы, обусловленные эрозией значительных толщ отложений, отсутствуют. Не было в четвертичном периоде на данной территории и материковых ледников, отступление которых могло создать эффект быстрой разгрузки продуктивных отложений. Геохимическими факторами, вызывающими падение пластовых давлений, являются образование газовых гидратов в маете и перетоки УВ в вышележащие отложения. Но в этих случаях падение плзстовых давлений локальное и кратковременное.

По мнению автора, основной причиной возникновения и существования АНПД в терригенных продуктивных отложениях Непско-Ботуобинской НГО является геотермический фактор. (Фукс Б.А., Фукс А.Б. - 1976) Палеотермические расчеты показывают, что в конце неогена пластовая температура залежи ботубинского горизонта Среднебо-туобинского месторождения составляла 26.5 °С, при современной ее величине 14 °С. (Фукс А.Б. Сопкалова Л.С. - 1979) Расчеты показывают, что при уменьшении температуры на 13 °С, из-за разницы температурных коэффициентов расширения воды и песчаника, происходит снижение внутрипорового давления на величину 9.6 МПа. Начало четвертичного оледенения относится к началу плейстоцена. (Бардеева A.M. - 1986, Век-лич М.Ф. - 1987, Равский Э.И. - 1971) За этот период имели место до 7 чередующихся ледниковых и межледниковых этапов. В первом случае происходило промерзание мощной толщи пород. Граница распространения мерзлоты при этом проходила в северном Китае. В периоды межледниковья происходила деградация многолетней мерзлоты и граница ее распространения примерно совпадала с полярным кругом. Последний климатический оптимум в голоцене привел к частичной деградации мерзлоты. В южной части

НГО мерзлота деградировала и пластовые давления близки к условным гидростатическим, В северной части сохранились мощная толща АНПД и дефицит пластовых давлений.

Приведенный материал позволил автору в 1976 г. дать прогноз распространения зон АНПД в терригенных отложениях Непско-Ботуобинской НГО, полностью подтвердившийся результатами последующих геологоразведочных работ. Следует отметить, что существуют иные гипотезы о причинах АНПД в данном районе. Яковлев Ю.И., Сема-шев Р.Г. - 1982 связывают АНПД с уходом пластовой воды в породы фундамента, а A.C. Анциферов - 1979 г. связывает АНПД с изолирующими свойствами мерзлых пород.

Изучение физических свойств нефтей, газовых конденсатов и газов южной части Лено-Тунгусской НГП проводилось во многих научных и производственных организациях. Обобщающие данные по свойствам УВ региона приведены в работах Ануприенко A.A. и др. - 1989, Пресновой Р.Н. и др.- 1980, 1989, Самсонова В.В. - 1975. Особенностью нефтей НГП является преобладание метановых УВ и низкое содержание ароматических УВ. Стабилизированные конденсаты легкие, 0.67-0.73 г/см3, преимущественно метановые. Среди ароматических УВ преобладают простейшие: бензол, ксилол. Твердые парафины, смолы и асфальтены в конденсатах отсутствуют.

Нефтерастворенные газы региона однотипны. В них преобладает углеводородная составляющая, в основном метан. (70-80 %) Содержание этана, пропана и бутанов в этих газах выше промышленных кондиций.

Свободные газы региона относятся к пластовым газоконденсатным системам. Содержание пентанов+высших в газах изменяется от 236 г/м3 в залежи парфеновского горизонта Марковского месторождения до 8.8 г/м3 в залежи хамакинского горизонта Ча-яндинской зоны. Данные о составе и свойствах УВ месторождений по региону приведены в 3, 4 разделах работы.

3. СОСТАВ И СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ ЛЕНО-ТУНГУССКОЙ НГП.

В первом параграфе рассмотрены методы лабораторных исследований пластовых нефтей и газокоцденсатных систем. Основным и наиболее достоверным источником сведений о свойствах и составе пластовых УВ являются лабораторные исследования с применением установок, позволяющих моделировать необходимые давления и температуры, а в некоторых случаях определять количество фаз и границы между ними. Подобная аппаратура имеет высокую стоимость, требует высокой квалификации обслуживающего персонала, специальных помещений и обладает сравнительно невысокой производительностью. Вследствие перечисленных причин стоимость исследований оказывается высокой.

Достаточно большой набор ограничений накладывается на скважины, в которых могут быть отобраны пробы для лабораторных исследований пластовых УВ. Исследования свойств и состава пластовой нефти проводятся только на глубинных пробах, т.е. на об-

разцах, отобранных с забоя скважины специальным пробоотборником при термобарических условиях, обеспечивающих однофазное состояние нефти в точке отбора. ( Мамуна В.Н. и др. - 1980, Быбочкин А.Н. и др. - 1984) Отдельным условием является ограничение количества воды в пробе. Скважины, в которых планируется отбор проб газа сепарации и сырого конденсата для дальнейших исследований в лаборатории, должны быть высокопродуктивными. Согласно работе Худякова О.Ф. и др. - 1975, скорость газа на входе в башмак НКТ должна быть не менее 4 м/сек, при депрессии на пласт не более 10 % пластового давления. Продукция скважины не должна содержать примесей нефти и воды.

Методика лабораторных работ по исследованиям свойств и состава пластовых УВ систем стандартная и описана в работах Мамуны В.Н., Требина Г.Ф., Ульянинского Б.В. - 1960, Худякова О.Ф. и др. - 1975. Объем и форма представления результатов исследований установлены соответствующими стандартами и инструкциями. ( Мамуна В.Н. и др. - 1980, Овезова A.A. и др - 1990, Старосельский В.И., Юшкин В.В. - 1986, Юшкин В.В. и др. - 1986)

Во втором, третьем, четвертом н пятом параграфах раздела рассматриваются результаты исследований свойств и состава пластовой нефти и газоконденсатных систем для месторождений региона. Приведены краткие геолого-промысловые характеристики месторождений, такие как: тип коллектора, фильтрационно-емкостные свойства, глубины залегания залежей и их термобарические условия. Указан объем исследований пластовых УВ систем и средние величины физических свойств, содержание важнейших компонентов в свободных и растворенных газах для приведенных месторождений, залежей и блоков.

Все месторождения сгруппированы по величине начального потенциального содержания пентанов+высшие в свободных газах. Это связано с тем, что все месторождения НГП содержат свободные газы. Начальное потенциальное содержание Cs,B в газах является одной из наиболее широко применяемых характеристик и определяется с высокой точностью. Содержание значительно зависит от пластовых давлений, температур, условий формирования и существования залежей, что делает этот показатель достаточно универсальным.

К первой группе, с повышенным содержанием Cj(B, отнесены месторождения, где свободные газы содержат свыше 180 г/м3 пентанов+высшие. Это Марковское, Ярактин-ское и Дулисьминское месторождения, расположенные в юго-западной части Непско-Ботуобинской НГО.

Во вторую группу, со средним содержанием С5+„ включены месторождения, содержащие в свободных газах от 110 г/м3 до 180 г/м3 пентанов+вышекипящих. Сюда относятся Оморинское, Юрубченское и Куюмбинское месторождения Байкитской НГО. В эту группу попадают Братское и Атовское месторождения Ангаро-Ленской НГО.

Третья группа включает в себя месторождения с пониженным потенциальным содержанием Cst, в свободных газах- 50-110 г/м3 К данной группе относятся Собинское ме-

сторождение Катангской НГО, Ковыктинское месторождение Ангаро-Ленской НГО, Даниловское и Верхнечонское месторождения Непско-Ботуобинской НГО.

В четвертую группу, с содержанием в свободных газах Cs+, менее 40 г/м3, попали Та-лаканское, Чаяндинское, Среднеботуобинское, Иреляхское и другие месторождения северо-восточной части Непско-Ботуобинской НГО.

Следует отметить, что, при данном делении месторождений на группы, наблюдается соответствующая тенденция изменений свойств пластовой кефти. Для месторождений с более высоким содержанием C5tB в свободных газах имеют место более низкие коэффициенты вязкости пластовых нефтей и более высокое газосодержания. У месторождений с низким содержанием С5,в коэффициенты вязкости пластовых нефтей много больше, чем в первой группе, а газосодержание ниже.

Приведенные результаты лабораторных исследований пластовых УВ систем свидетельствуют о широком диапазоне изменения их свойств и состава в пределах региона. В следующей главе работы будет показано, что данные для карбонатных коллекторов не попадают в единую с терригенными коллекторами зависимость их от термобарических условий залежей, что связано с различиями в условиях формирования и существования залежей. Из общей закономерности зависимости свойств и состава пластовых нефтей и свободных газов от пластовых давлений и температур также выпадают данные по Со-бинскому месторождению. Это объяснимо аномально высоким содержанием азота в свободных и растворенных газах месторождения. (27.2 % и 13.5 % соответственно) Высокое содержание азота в данном случае связано с широким развитием красноцветных фаций в терригенных продуктивных отложениях Катангской НГО. (Фукс А.Б., Преснова Р.Н., Косаткин В.Е.-1989)

Отсутствует зависимость свойств и состава пластовых У В систем от фильтрационно-емкостных свойств пластов коллекторов. В группе с повышенным содержанием С5 , наилучшие коллекторские свойства отмечены для ярактинского горизонта Ярактинского месторождения, а наиболее низкие - в ярактинском горизонте Дулисьминского месторождения. Однако, содержание С5+в в свободных газах этих месторождений мало отличается друг от друга. В группе месторождений с низким содержанием Cs+B наилучшими кол-лекторскими свойствами обладает ботуобинский горизонт Чаяндинской зоны. Хамакин-ский и талахский горизонты этого же месторождения характеризуются значительно более низкими фильтрационно-емкостными характеристиками, но начальные потенциальные содержания С5., в свободных газах всех залежей зоны близки.

Полученные результаты свидетельствуют о наличии зависимостей свойств и состава пластовых УВ систем Лено-Тунгусской НГП от современных пластовых давлений и температур. Наивысшее содержание пентанов+высших отмечено в свободных газах месторождений со сравнительно высокими пластовыми давлениями и температурами и наоборот. Детальное рассмотрение этих зависимостей приведено в следующем разделе работы.

4. ПРОГНОЗ СВОЙСТВ И СОСТАВА ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ И ГАЗОКОНДЕН-

САТНЫХ СИСТЕМ

Первый параграф четвертого раздела посвящен описанию аналитических методов изучения физических свойств газожидкостных углеводородных систем. Сложность, дороговизна, большая длительность лабораторных исследований и невозможность экспериментального моделирования всех возможных термобарических условий, возникающих при разведке и разработке месторождений нефти и газа, привели к развитию аналитических методов определения свойств пластовых нефтен н газоконденсатных систем. Эти методы можно разделить на три большие группы: единые уравнения состояния для описания свойств сосуществующих равновесных фаз, принцип давления схождения, комбинированные методы.

Первая группа методов чаще всего применяется при расчетах свойств и состава жидкой и газообразной частей газоконденсатных систем. При проведении этих исследований необходимо с высокой степенью точности знать состав изучаемой смеси. При обычных лабораторных исследованиях достаточно знать содержание неуглеводородных компонентов и индивидуальный состав углеводородов до пентанов включительно. Оставшаяся часть УВ принимается как С6+в. Для выполнения аналитических расчетов необходимо знать содержание гексанов и гептанов, принимая за остаток более высокие фракции. Повышение точности расчетов требует углубленного изучения индивидуального состава УВ.

Для расчетов используются различные модификации уравнений Менделеева- Клапейрона, из которых наиболее широко применяется модификация Редлиха-Квонга в виде кубического уравнения, с последующей его модификацией Пенга-Робинсона, которые ввели зависимость одного из коэффициентов от температуры и ацентрического фактора. ( Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. - 1984, Moses P.L. - 1986, Peng D.Y. Robinson D. В. -1976) В настоящее время созданы программы расчета свойств газожидкостных У В на основе указанных уравнений, обзор которых дан в работе Баталина О.Ю., Брусиловско-го А.И., Захарова М.Ю. - 1992.

Для расчетов фазового поведения и состава газонефтяных систем при сравнительно невысоких давлениях используется метод давления схождения. (Гиматуддинов Ш.К. и др. - 1983)

Комбинированный метод используется при проектировании внутрипромысловых коммуникаций нефтяных месторождений.

В практике нефтегазопромысловых исследований широкое распространение получили статистические методы определения взаимосвязей между составом, термобарическими условиями и физическими свойствами природных углеводородных систем. В этом случае используются данные лабораторных исследований свойств и состава пластовых УВ по конкретным блокам, залежам и месторождениям. На основе этих данных методами математической статистики выявляются связи между изученными величинами

и степень надежности выявленных связей. Полученные результаты могут быть представлены в аналитическом и в графическом виде.

Одной из первых работ в этом направлении является набор диаграмм Стендинга, отражающих взаимозависимости свойств пластовых нефтей и термобарических условий для месторождений Калифорнии. ( Катц Д.Л. и др. - 1965) В настоящее время имеются аналогичные зависимости, полученные Меркуловым А.Н. и др., И.М. Амерхановым, Требиным Г.Ф., Копыриным Ю.В., Хознаферовым А.И., Островской Т.Д. и другими исследователями, для многих регионов России. При этом следует учесть, что при увеличении диапазона применения полученных зависимостей, точность результатов расчетов снижается.

Набор диаграмм и уравнений, позволяющих прогнозировать содержание С5,вы<;ш для газоконденсатных систем, приведен в работах Гриценко А.И., Островской Т.Д., Юшкина В.В. и ряда других авторов.

Нужно отметить, что в нашей стране и за рубежом накоплен огромный опыт решения задач по прогнозированию поведения газожидкостных УВ систем в широком диапазоне термобарических условий. Большинство методов ориентировано на решение технологических задач, когда известен начальный состав системы и необходимо определить ее фазовое состояние, объем фаз, их состав и свойства в заданных термобарических условиях. Прогноз состава и свойств пластовых нефтей и газоконденсатных систем для подсчета запасов УВ прогнозных категорий основан на связи определяемых характеристик с глубиной залегания и ожидаемыми термобарическими условиями. Поскольку для различных регионов, а иногда и продуктивных комплексов одного региона, эти зависимости существенно отличаются, их поиск проводится индивидуально по каждому исследуемому региону и комплексу.

Второй параграф четвертого раздела посвящен прогнозу свойств и состава пластовых углеводородных систем южной части Лено-Тунгусской НГП.

Как указывалось в предыдущем параграфе данной главы, прогноз свойств и состава пластовых У В систем может бьпь осуществлен получением уравнений связи определяемых величин с термобарическими условиями и составом системы. Для получения подобных уравнений автором обработаны все известные на момент подготовки работы данные о свойствах пластовой нефти Лено-Тунгусской НГП, всего по 27 залежам и блокам. Обработка данных показала наличие значимых коэффициентов корреляции только для давления насыщения с пластовым давлением Рпл, пластовой температурой Т„;| и их произведением. Это связано с тем, что обрабатывались данные по различным продуктивным комплексам. Для получения значимых связей из анализируемого массива данных исключены свойства нефтей осинского, Преображенского, устькутского и иктехско-го горизонтов галогенно-карбонатного комплекса отложений. Из-за аномально высокого содержания азота в растворенных газах исключены данные по Собинскому месторождению. При обработке оставшихся данных по свойствам пластовой нефти 19 залежей и блоков получены достаточно надежные связи величин: давления насыщения нефти газом (Р5), газосодержания нефти (ГС), коэффициента вязкости пластовой нефти (ц™),

объемного коэффициента (Ь), плотности пластовой нефти (рпл) и плотности дегазированной нефти (рд) с пластовыми давлениями, пластовыми температурами и их произве-

дениями:

Р8 = - 0.0074 Тщ, 2+4.8027 Тпл - 756.05 Я2 =0.8565 (1)

ГС= 0.3498 РПЛ2-1.8885Р1И +32.07 Я2 = 0.8335 (2)

цпл= 136.45*е"°'2073Рш1 Я2= 0.8009 (3)

Ь=-0.00ПРпл3+0.0584Рпл2-0.9884Рпл+6.5155 Я2=0.8032 (4)

Рлл= -4* 10"5*(Рпл*Тпл) + 0.9923 Я2=0.7183 (5)

ря= -7*10"5*РПЛ3+0.0048РПЛ2-0.1032Рпл+1.5854 Я2=0.9019 (6)

Использование приведенных уравнений позволяет прогнозировать основные свойства пластовой нефти терригенного продуктивного комплекса Лено-Тунгусской НГП, исходя из ожидаемых термобарических условий.

В практике геологоразведочных работ часто встречаются случаи, когда из первых разведочных скважин получают приток нефти и по результатам испытаний определяют плотность дегазированной нефти и газовый фактор, но нет данных по свойствам пластовой нефти. В этом случае для решения текущих задач можно использовать полученные взаимосвязи свойств пластовой нефти с газосодержанием и плотностью дегазированной

нефти:

Р,= -198.28рд + 183.35, Я2 = 0.7626 (7)

ГС = 56508рд2-98402рд+42911 Я2 = 0.9216 (8)

Ь = 337.72рд2 - 582.92рд + 252.64 Я2 =0.8671 (9)

рпл= -64.978рд2+113.59рд- 48.819 Я2 = 0.8536 (10)

(хпл= 22.617*е "°0164ГС Я2= 0.8387 (11)

Данные по составу растворенных в нефтях газов для месторождений региона обработаны аналогичным образом. Расчет коэффициентов парной корреляции содержания отдельных углеводородных компонентов с величинами пластовых давлений и температур показал, что коэффициент корреляции свыше 0.7 имеется только для пар концентраций бутанов и пентанов с пластовой температурой. Разбраковка и дальнейшая обработка данных по составу растворенных в нефти газов выполнены аналогично тому, как это было сделано с данными по свойствам пластовых нефтей. Получены уравнения связи концентраций пропана, бутанов и С5+, в нефтерастворенных газах с термобарическими условиями существования залежей:

С3=-0.0012 Т„Л3+1.0245 ТПЛ2-300.66ТК,+29385 Я2 =0.6332 (12)

С4=0.0016ТШ12-0.8564ТПЛ+Н5.03 Я2 = 0.6949 (13)

С5+,=2*10-7*(Тпл*РШ1)г-0.0019Тпл*РШ1+5.0237 Я2 =0.8584 (14)

Все свободные газы месторождений углеводородов южной части Лено-Тунгусской НГ П относятся к газокопденсатным системам. Статистическая обработка данных по компонентному составу свободных газов показала, что значимый коэффициент парной корреляции, равный 0.787, имеется только между содержанием С}., и произведением пластового давления на температуру. Для определения более надежных связей состава и свойств газоконденсатных систем с современными термобарическими условиями их существования выделен массив данных, относящихся к терригенному продуктивному комплексу, аналогично тому, как это было сделано для пластовых нефтей и состава растворенного газа. Исключены из анализа данные по Собинскому месторождению из-за аномально высокого содержания азота, до 27.8%. Из массива также исключены данные по Ковыктинскому и Братскому месторождениям, как имеющим палеоглубины более 5 км и относящимся к нижней зоне газообразования. Для оставшихся 24 залежей был проведен поиск связей состава и свойств пластовых газоконденсатных систем с пластовыми давлениями и температурами. Результаты расчетов показали, что надежная связь с термобарическими условиями имеется только для содержания .С5..., и давлением начала конденсации жидких УВ из газа. Для остальных углеводородных компонентов коэффициенты корреляции с давлениями и температурами ниже 0.6. Для начального пртенци-ального содержания С?*, в свободных газах уравнение его связи с пластовым давлением имеет вид:

С,,.= 1.5832*е'и875Рпя Я2= 0.9344 (15)

Давление начала конденсации жидких УВ из газов Р„в наиболее тесно связано с произведением пластового давления на пластовую температуру, а уравнение их связи имеет вид:

Рик= 0.0028Р„„*ТПЛ+2.0437 Я2 = 0.9844 (16)

Выше приведенные уравнения позволяют прогнозировать свойства Пластовых УВ и содержание в них отдельных компонентов исходя из ожидаемых термобарических условий залегания продуктивных отложений терригенного продуктивного комплекса.

Для целей прогноза часто используются схемы распределения свойств пластовых УВ и содержания в них отдельных компонентов в пределах изучаемого региона. Впервые подобная работа для Лено-Тунгусской НГП выполнена автором в 1982-1984 г.г., когда были выделены районы с различным содержанием этана, пропана, бутанов и С5.„ в свободных газах и описано изменение основных свойств пластовых нефтей по площади региона. (Фукс Б.А.. Фукс А.Б.-1984) Следует отметить, что, несмотря на последующий значите тьный рост объема данных о свойствах и составе пластовых УВ, основные закономерности. полученные в 1984 г., не изменились. По выше указанным причинам рассматриваются данные только для терригенного комплекса. В тех случаях, когда месторождение содержит несколько залежей в терригенных отложениях, или в залежи несколько блоков, для построения схем использовались среднеарифметические значения искомой величины.

На большей части изучаемой территории пластовые нефти относятся к маловязким и средней вязкости, с коэффициентом вязкости 1-5 м11а*с. В северо-восточной части Непско-Ботуобинской НГО распространены нефти повышенной вязкости, с коэффициентом вязкости 5-10 мПа*с.

Объемный коэффициент достигает величины 2.1 в юго-восточной части Непско-Ботуобинской НГО, в центральной ее части составляет 1.2-1.3, а в северо-восточной части уменьшается до 1.1-1.15. Для Катангского свода ожидается объемный коэффициент 1.2, а для Камовского свода 1.4-1.5.

Распределение плотностей пластовой нефти обратно пропорционально распределению величин объемного коэффициента. Наибольшим объемным коэффициентам соответствуют наименее плотные пластовые нефти и наоборот. В юго-восточной части Непско-Ботуобинской НГО плотность нефти в пластовых условиях равна 0.6 г/см1. В центральной части НГО плотность пластовой нефти увеличивается до 0.78 г/см'1, а в северовосточной части плотность пластовой нефти составляет 0.85-0.88 г/см3. Для Катангской седловины плотность пластовых нефтей 0.75-0.8 г/см3, а для Камовского свода около 0.7 г/см3.

Самое высокое газосодержание пластовых нефтей, до 250 м3/т. имеет место в юго-восточной части Непско-Ботуобинской НГО. Северо-западнее Марковского месторождения выделяется зона с газосодержанием нефтей 150-200 м3/т. В центральной части НГО эта величина уменьшается до 94 м7т. Пластовые нефти северо-восточной части НГО характеризуются газосодержанием 60-100 м'/т. Для Катангской седловины предполагается газосодержание около 120 м3/т. В центральной части Байкитской НГО ожидается газосодержание в пределах 150-200 м3/т.

Из приведенных данных следует, что пластовые нефти региона содержат большие объемы растворенного газа. Из данных, приведенных в разделе 3, следует, что во всех нефтерастворенных газах месторождений региона содержатся в промышленных концентрациях этан, пропан и бутаны. Рассмотрим изменение концентраций этих компонентов в растворенных газах для территории южной части Лено-Тунгусской НГП. Основой являются результаты изучения состава растворенных в нефтях газов, осредненные и разбракованные аналогично тому, как это было сделано со свойствами пластовых нефтей.

Концентрации этана в пределах региона меняются незначительно и для основной части территории составляют 10-14 %. В отдельных залежах обнаружено повышение его содержания до 17 %.

Содержание пропана минимально в растворенных газах северо-восточной части Непско-Ботуобинской НГО. (4.5 %) Для остальной территории концентрация пропана изменяется от 5.4 до 7.4 %, достигая 7.5 % в Катангской НГО.

Наибольшее содержание бутанов, до 4 %, отмечается в юго-восточной части Непско-Ботуобинской НГО. Для остальной территории НГО содержание бутанов изменяется от 1 до 2 %. Содержание бутанов в растворенных газах Катангской седловины составляет 2-2.5 %. В растворенных газах Камовского свода прогнозируется содержание бутанов 2.4-3.6 %.

Свободные газы месторождений региона, также как и нефтерастворенные, содержат в промышленных концентрациях этан, пропан, бутаны и пентаны+высшие. Поэтому аналогичным образом построены схемы содержания отдельных компонентов в свободных газах терригенного продуктивного комплекса южной части Лено-Тунгусскон НГП.

В Ангаро-Ленской НГО содержание этана в свободных газах составляет около 5 %. В Непско-Ботуобинской НГО максимальное содержание этана , равное 7.8 %, отмечено в южной ее части, а в центральной части его содержание снижается до 5.8 %. В северовосточной части НГО содержание этана изменяется от 3.7 до 8 %, при среднем содержании 5%. В свободных газах Катангской НГО ожидается среднее содержание этана 5%, а для центральной части Камовского свода 7-8 %.

Содержание пропана в свободных газах Ангаро-Ленской НГО 1-2 %. В южной и центральной частях Непско-Ботуобинской НГО свободные газы содержат пропана от 1.6 до 4 %. а в северной части- от 2 до 2.5 %. В Катангской НГО прогнозируется содержание пропана 2-2.5%, а для Байкитской НГО-3 %.

Содержание бутанов в свободных газах региона меняется от 0.5 до 1.5 %, достигая максимума в 2.1 % в южной части Непско-Ботуобинской НГО.

Наиболее ярко выражены изменения содержания в свободных газах CstB. Залежи центральной части Ангаро-Ленской НГО содержат 140-160 г/м3 С5,„. В залежах краевых частей НГО, прилегающих к впадинам, содержание С5,в снижается, например в Ковык-тинском месторождении, до 67 г/м3. Наивысшее содержание С;,, в пределах НГП, 180240 г/м\ отмечено для залежей юго-западной части Непско-Ботуобинской НГО. В центральной части Непско-Ботуобинской НГО содержание С5+|, снижается до 40 г/м3, что связано с уменьшением глубины залегания продуктивных отложений. Наименьшее содержание Cs.„ от 13.4 до 32 г/м3, отмечается в северо-восточной части НГО, что обусловлено наличием мощной толщи многолетнемерзлых пород и связанными с этим явлением низких пластовых температур и аномально низких пластовых давлений. В Катангской седловине свободные газы содержат 90 г/м3 пентанов+высшие, что не соответствует пластовому давлению 30 МПа и температуре 30 °С. Это объясняется содержанием в свободных газах до 27.8 % азота. Предполагается, что высокое содержание азота в данном случае связано с красноцветными фациями в продуктивных отложениях и, поскольку эти фации широко распространены в седловине, для всего района ожидается содержание не более 100 г/м3. (Фукс А.Б., Преснова Р.Н., Касаткин В.Е.-1989) Для свободных газов Камовского свода ожидается содержание С;., около 150 г/м3.

Результаты, приведенные в разделе 4, позволяют сделать выводы о наличии тесных связей между современными пластовыми давлениями и температурами с составом и свойствами пластовых УВ систем месторождений нефти и газа южной части Лено-Тунгусской НГП. Полученные уравнения связи свойств пластовых УВ и содержания в них отдельных компонентов с пластовыми давлениями и температурами, а также схемы изменения этих свойств и содержания компонентов в пределах южной части Лено-Тунгусской НГП позволяют уточнить прогнозные запасы УВ в целом и по отдельным компонентам. Применение полученных зависимостей и схем распределения свойств

пластовых УВ повышает эффективность геологоразведочных работ в регионе. Наличие тесных связей свойств и состава пластовых УВ с современными термобарическими условиями указывает на то, что время окончательного формирования современного состава и величин свойств пластовых УВ систем месторождений НГП относится к концу четвертичного периода. Именно в это время установились современные границы распространения многолетнемерзлых пород и сформировались современные пластовые давления и температуры, неоднократно изменявшиеся в четвертичном периоде при формировании или деградации мерзлоты. Современное влияние мощной толщи многолетнемерзлых пород выражено в северо-восточной части Непско-Ботуобинской НГО падением пластовых давлений и температур и связанного с этим роста вязкости пластовых неф-тей, снижения содержания С5+в в свободных газах и ряде других изменений свойств и состава пластовых УВ систем. (Фукс А.Б. - 1989)

5. ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЛЕНО-ТУНГУССКОЙ НГП.

В пятом разделе работы рассмотрены результаты вскрытия продуктивных пластов бурением и последующее освоение скважин для некоторых месторождений региона. Это связано с необходимостью оценки потенциальной производительности месторождений при подготовке их к эксплуатации. Для решения этой задачи МйнГео СССР проводило опытно-методические работы по совершенствованию методов испытаний скважин на разведочных площадях Восточной Сибири. Ответственным исполнителем и научным руководителем многих из них являлся автор.

В первом параграфе раздела рассмотрены методы запуска, освоения и гидродинамических исследований скважин на разведочных площадях региона.

Испытание скважин является последним этапом их строительства. Именно этот этап является определяющим в достижении цели бурения поисковой или разведочной скважины. Производительность поисковых и разведочных скважин, достигнутая в процессе их испытаний на продуктивность, в значительной степени определяет экономическую ценность месторождения и перспективы его ввода в разработку. Этому вопросу уделяется большое внимание при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ. Запуск и освоение скважин на разведочных площадях Лено-Тунгусской НГП проводится по стандартной схеме. Поскольку основная часть объектов испытывалась под защитой эксплуатационной колонны, перед запуском производилась ее перфорация. Затем осуществлялся запуск скважины, с последующей очисткой призабойной зоны пласта путем работы на шайбе большого диаметра. Депрессия на пласт при этом достигала 70 % от пластового давления, но разрушения забоя не отмечалось. После окончания продувки записывалась первая кривая восстановления давления. (КВД) Затем проводились исследования методом установившихся отборов, с последующей записью второй КВД. Обработка результатов проводилась по стандартной методике, позволяющей определить фильтрационные свойства призабойной и удаленной зон продуктивного пласта.

Второй параграф посвяшен освоению скважин и техногенным изменениям фильтрационных свойств призаоойной зоны продуктивных пластов.

На всей территории южной масти Лено-Тунгусской НГП имеются мощные толщи галогенных отложений, перекрывающие продуктивные горизонты Это приводит к необходимости вскрытия перспективных на нефть и газ отложений бурением с применением промывочных жидкостей на основе насыщенного соленого раствора с плотностью выше 1 г/см!. При этом одновременно вскрывается весь подсолевой разрез. Вместе с карбонатными продуктивными отложениями, имеющими пластовые давления равные или выше гидростатических, вскрываются и нижележащие терригенные отложения с давлениями . как правило, ниже условных гидростатических. Такое сочетание пластовых давлений и плотностей буровых растворов приводит к значительным поглощениям растворов при вскрытии терригенных отложений бурением.

В данном разделе рассмотрено влияние поглощений промывочной жидкости на освоение скважин и и\ продуктивность для основных месторождений Ангаро-Ленской и Непско-Богуобинской НГО. Рассматриваются только терригенные пласIы-коллектора с межзерновой проницаемостью, так как именно с ними связаны основные запасы УВ в изучаемом регионе.

В Ангаро-Ленской НГО завершены разведкой Шамановское и Братское газоконден-сатные месторождения и продолжается разведка Ковыктинского газоконденсатного месторождения. Сравнение коэффициентов проницаемости, полученных методом установившихся отборов и кривой восстанов тения давления, для первых двух месторождений показывает, что. несмотря на значительные поглощения растворов при бурении, освоение скважин происходило без осложнений. После нескольких суток очистки скважины достигали потенциальной продуктивности. При этом переход от простых рассолов на соленые растворы с добавкой КМЦ значительного влияния на восстановление фильтрационных свойств призаоойной зоны не оказал. (Фукс Б.А. и др.-1982)

В настоящее время ведется разведка Ковыктинского газоконденсатною месторождения. Вскрытие песчаников парфеновского горизонта проводится на полимер-солевом, ш.там-лигниновом и полимер-фосфонопом растворах, в скв. 3 на природной высокоминерализованной воде плотностью 1.4 г/см\ Время очистки скважин перед началом исследований изменялось от 4 до 273 часов, но достигнутая производительность скважин не соответствует фильтрационно-емкостным характеристикам пласта по керну. Подтверждением этому являются результаты исследований скв 28, когда после 5 месяцев пробной эксплуатации и последующей пропитки пласта метанолом продуктивность скважины возросла на 80 "ь. По мнению автора, это обусловлено высоким содержанием глин в продуктивных песчаниках парфеновского горизонта, до 40 %. и связанным с этим высоким содержанием остаточной воды. В этих условиях даже незначительное проникновение в пласт фильтрата бурового раствора ведет к значительному снижению продуктивности скважин. В процессе дальнейшей разведки Ковыктинского месторождения планируется вскрытие пласта на равновесии, применение нефильтрующихся растворов

и проведение обработок призабойной зоны пластов для снижения их водонасыщенно-сти.

Наибольшее количество месторождений, открытых в настоящее время в Лено-Тунгусской НГП, находится в Непско-Ботуобинской НГО. В терригенных отложениях северо-восточной части этой НГО пластовые давления аномально низкие, а в остальной части - близки к условным гидростатическим. Поэтому условия вскрытия и освоения продуктивных отложений в этих районах рассмотрены отдельно.

Марковское месторождение содержит залежи УВ в трещиноватых карбонатах осинско-го горизонта и нижележащих терригенных отложениях. Осинский горизонт характеризуется АВПД, поглощений в нем не фиксировалось, и осваивался он без осложнений. При вскрытии нижележащих терригенных отложений, с пластовыми давлениями близкими к гидростатике, отмечались поглощения раствора до 8 м'/сут. Объем поглощенной жидкости достигал 320 м"\ Время очистки призабойной зоны изменялось от 24 до 360 часов. Обработка результатов гидродинамических исследований показывает , что в ряде скважин имеет место уменьшение проницаемости призабойной зоны пласта по сравнению с удаленной.

Для Ярактинского месторождения, содержащего залежи УВ в песчаниках я^зактинско-го горизонта, анализ данных показал, что имело место поглощение до 120 м соленасы-щенных растворов при вскрыгии пластов бурением. Несмотря на это. после продувки длительностью до 5 суток, коэффициент проницаемости призабойной зоны газонасыщенных пластов восстанавливался, а иногда становился выше, чем для удаленной зоны. Дтя низкопроницаемых нефтенасыщенных пластов, несмотря на отсутствие значительных поглощений при бурении, отмечалось снижение продуктивности скважин. Для высокопроницаемых нефтенасыщенных пластов снижения продуктивности скважин не отмечено.

Аналогичное влияние промывочных жидкостей отмечено и для Дулисьминского месторождения, содержащего единственную залежь в песчаниках ярактинского горизонта. (Вахромеев А.Г., Фукс А.Б. - 1988)

Верхнечонское газоконденсатнонефтяное месторождение содержит основные запасы УВ в песчаниках пластов B4i и ВЧ2. Вскрытие продуктивных отложений бурением велось на соленом растворе с добавками КМЦ и КМОЭЦ, иногда с добавками соды и асбеста. Плотность раствора составляла около 1.22 г/см1. При вскрытии продуктивных отложений бурением отмечались поглощения раствора интенсивностью до 3 м'/час. Полный объем гидродинамических исследований проведен для 27 объектов, время очистки которых составляло от 2 до 112 часов, с преобладанием периода 20-30 часов. В 24 случаях отмечено равенство или повышение коэффициентов проницаемости призабойной зоны пластов, по сравнению с удаленной. Снижение фильтрационных свойств призабойной зоны отмечено для газонасыщенного пласта скв. 42 после 2 часов очистки и нефтенасыщенных пластов в скв. 108, 114, где очистка пластов продолжалась соответственно 4.5 и 9 часов.

Для северо-восточной части Непско-Ботуобинской НГО в терригенном продуктивном комплексе пластовые давления ниже условных гидростатических до 30 %. В выше лежащем карбонатном комплексе пластовые давления близки к условным гидростатическим или несколько выше их. Такое сочетание давлений и наличие мощных пачек солей в разрезе приводит к необходимости вскрытия терригенных отложений на соленасы-щенных растворах плотностью до 1.25 г/см3. При вскрытии терригенных отложений с хорошими коллекторскими свойствами отмечались полные поглощения неструктурированных промывочных жидкостей. Однако, как свидетельствует опыт освоения газонасыщенных терригенных пластов-коллекторов на Среднеботуобинском месторождении, продувка скважины в течение нескольких суток полностью восстанавливает фильтрационные свойства призабойной зоны пластов, а иногда и улучшает их. Аналогичные явления отмечены и на других газоконденсатных месторождениях этого района. (Фукс Б. А., Фукс А.Б. и др. - 1982)

Сложнее обстоял вопрос с освоением нефтенасьиценных терригенных пластов-коллекторов данного района. Впервые в республике Саха (Якутия) значительные геологические запасы нефти были обнаружены в ботуобинском горизонте Среднеботуобин-ского месторождения. Из-за значительных объемов поглощенного бурового раствора при освоении скважин на первых этапах разведки месторождения из этого горизонта получали непереливающие притоки смеси нефти и фильтрата раствора. Получение фонтанного притока нефти из пластов с чисто нефтяным насыщением осложнялось и тем, что освоение скважин велось без подбора соответствующих режимов их работы, обеспечивающих полное использование энергии пласта и растворенного газа. Исследование свойств пластовой нефти ботуобинского горизонта и анализ работ по освоению нефте-насыщенных пластов в других регионах позволили автору предложить и внедрить методику, позволяющую получать устойчивые притоки нефти из терригенного продуктивного комплекса. Для этого скважины необходимо осваивать и исследовать на штуцерах среднего диаметра, чтобы не было опережающего всплытия газа, а так же не производится разрядка затрубного постранства, после начала работы скважины. ( Фукс А.Б. -1981)

В дальнейшем по аналогичной методике осваивались нефтяные скважины, вскрывшие терригенные нефтенасыщенные пласты, на Иреляхском, Тас-Юряхском и других месторождениях республики Саха (Якутии). В настоящее время ведется опытно-промышленная эксплуатация скважин на Иреляхском и Среднеботуобинском месторождениях. Без поддержания пластового давления скважины устойчиво фонтанируют нефтью более 10 лет.

Из приведенных данных следует, что применяемая на разведочных площадях южной части Лено-Тунгусской НГП технология вскрытия и освоения терригенных пластов позволяет, в большинстве случаев, сохранить фильтрационные свойства призабойной зоны пласта, а в некоторых случаях и улучшить их, по сравнению с удаленной зоной, для газонасыщенных пластов-коллекторов 3-го класса и выше по A.A. Ханину. Аналогичный вывод можно сделать для нефтенасьиценных терригенных коллекторов 2 и 1 клас-

сов. Это объясняется тем, что бурение и последующая перфорация колонны выполняются на высокоминерализованных буровых растворах, при контакте с которыми глины не разбухают. Часто в крупных порах песчаников, иногда в качестве цемента песчаников, находится галит, при растворении которого промывочными жидкостями улучшаются фильтрационные свойства призабойной зоны.

6. ПРОГНОЗ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН ПО ДАННЫМ ГИС, КЕРНА И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ.

Весьма актуальной задачей для разведочного бурения и начального этапа освоения месторождений является прогнозирование дебитов скважин. Основой такого прогноза является совместный анализ данных промысловой геофизики, результатов изучения керна и гидродинамических исследований скважин.

Методика исследований керна, применяемая в данном регионе, стандартная. Комплекс геофизических исследований скважин несколько отличается от стандартного, что связано с наличием в разрезе мощной толщи галогенно-карбонатных отложений. Это привело к вскрытию продуктивных отложений на соленасыщенных растворах и исключению из комплекса ГИС метода спонтанной поляризации и некоторых других методов. Глубокое проникновение соленого низкоомного раствора в пласт снижает эффективность ГИС в целом.

Имеется достаточно много примеров получения связей коэффициента проницаемости с коэффициентом пористости или другими характеристиками пласта, определяемыми по керну или ГИС, приведенных в работах Дахнова В.Н., Дебранта Р., Пирсона С., Элланского М.М. и других исследователей. Общим недостатком большинства предложенных связей является использование данных петрофизики. Длительность и сложность определения петрофизических характеристик делает подобные методики дорогими, а значит мало применимыми. Общим недостатком этих методик является получение связей коэффициента проницаемости с различными данными ГИС и петрофизики без указания, какие определения фильтрационных свойств используются. Между тем величина коэффициента проницаемости может быть определена как по керну, так и по данным газогидродинамических исследований скважин. Получаемые при этом величины фильтрационных свойств значительно отличаются друг от друга. Гидродинамические исследования скважин проводят как методом установившихся отборов, так и нестационарными методами, иногда получая при этом отличающиеся друг от друга коэффициенты проницаемости. При этом следует отметить, что исследования керна дают точечную характеристику пластов, а ГИС и ГДИ интегральную. Как правило, для коллекторов с межзерновой емкостью коэффициент проницаемости, определенный по керну, выше, чем полученный по ГДИ, что объясняется зависимостью фильтрационн>гх свойств пород от термобарических условий. При обработке ГДИ получают две величины коэффициента проницаемости, а именно: методом установившихся отборов, кривой нарастания давления или другому нестационарному методу. В первом случае получаемая величина зависит не только от свойств самого пласта, но и от качества вскрытия пласта бурением,

перфорацией и других технологических факторов. Во втором случае определяются фильтрационные свойства пласта в зоне дренажа скважины. Поскольку потенциальная производительность скважин определяется фильтрационными свойствами пласта, то наибольший интерес представляет выявление связей данных ГИС и исследований керна с проницаемостью определенной по КВД.

Первоначально эта задача решалась автором для газоконденсатных скважин Ярактин-ского месторождения. Было рассчитано уравнение связи коэффициентов проницаемости и открытой пористости, определенных по керну песчаников ярактинского горизонта \ казанного месторождения вида:

lgK =-3.3 + 0.6шо (17)

Сравнение коэффициентов проницаемости по керну и рассчитанных по (17) с использованием пористости, определенной методом МЬК, показало, что имеет место удовле-1ворительная связь с г - 0.892. Затем было получено уравнение связи коэффициентов проницаемости, определенных по кривой восстановления давления, и рассчитанных по (17). В уравнении (17) использовались коэффициенты пористости, определенные по \1БК:

lg = -0.7266+ 0.964 lg Кмьк при г = 0.9094 (18)

Для расчета дебита газовой скважины необходимо знать величины фильтрационных коэффициентов а и Ь. Величина коэффициента а рассчитывается через коэффициент проницаемости, эффективную толщину пласта и другие известные величины. Коэффициенты а и b связаны соотношением (Зотов Г.А.. Тверковкин С.М.-1970):

b Л" (19)

где с и п - константы, определяемые .тля конкретного месторождения. В данном случае получены с= Ю"4 и п=1.62.

Приведенные уравнения позволяют прогнозировать дебит по величине коэффициента пористости, определенного методами ГИС. (Фукс А.Б., Москалец А.Г.-1977)

Наиболее вероятной базой для начала добычи нефти в пределах Лено-Тунтусской НГП является Верчнечонское месторождение, основные запасы нефти которого связаны с песчаниками пластов ВЧ| и ВЧ;. Для статистической обработки были использованы данные по 24 объектам, в которых получены безводные притоки нефти с нормальным газовым фактором. Проведен поиск корреляционных связей удельной продуктивности них скважин, то есть коэффициента продуктивности, деленного на эффективную толщину. с данными ГИС. Использованы следующие показатели: коэффициент пористости по ГИС К"„. коэффициент нефтетазонасыщенности К„„ интенсивность естественного гамма-излучения пород и удельное сопротивление промытой зоны пласта. Обработка эгич величин показала отсутствие надежных статистических связей коэффициента \дельной продуктивности с ланными ГИС. Максимальный коэффициент парной корреляции получен хтя связи искомой величиной и К„. но ею величина всего 0.577. Коэффициент множественной корреляции не превысил 0.618. что тоже мало для получения надежной связи. Неудачными оказались попытки найти более надежную связь, применяя комплексные переменные из различных сочетаний данных ГИС. Поэтому был при-

менен метод распознавания образов. Все отобранные объекты разделили на три трчппы: 8 высокопродуктивных с т) более 8 м'/сут*м, 7 среднепродуктивных с г) от 8 до 1.4 м3/сут*м и 9 низкопродуктивных с г| менее 1.4 м'/сут*м. Для каждой группы провелена нормализация данных. Для полученных трех эталонных выборок проведено распознавание образов, с расчетом параметров многомерного нормального распределения вероятности внутри каждого класса. В результате распознавания образов правильно определена группа, к которой относится каждый из 24 анализируемых объектов. Таким образом, можно по данным ГИС прогнозировать продуктивность нефтенасыщенных песчаников верхнечонского горизонта Верхнечонского месторождения.

Ковыктинское газоконденсагное месторождение является крупнейшим в Лено-Тунгусской НГП. Промышленные запасы газа связаны с песчаниками парфеновского горизонта, в пределах месторождения характеризующегося высокой расчлененностью и значительной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств. В разрезе продуктивных песчаников преобладают низкопроницаемые разности. Одной из основных задач, которые необходимо решить для коммерческой рентабельности промышленного освоения месторождения, является кратное увеличение дебита скважин. Одним из способов решения этой задачи является бурение горизонтально ориентированных стволов значительной протяженности в продуктивном пласте. Для получения максимального дебита необходимо выделить в разрезе продуктивного пласта наиболее проницаемые пропласт-ки, с тем чтобы ориентировать на них основную часть длины горизонтального ствола и работать в первую очередь с этими пропластками при интенсификации притоков.

Низкий вынос керна из продуктивных отложений, особенно из высокопроницаемой их части, а также длительные сроки лабораторных исследований осложняют решение данной задачи. Поэтому в этом случае использован комплекс ГИС и исследований керна. Для поиска связей величин коэффшгиента проницаемости, определенных по керну, с параметрами определяемыми ГИС, отобраны 68 выделенных методами промысловой геофизики, пропластков из 12 скважин, равномерно распределенных по площади месторождения. Отобраны пропластки из интервалов с выносом керна свыше 60 % и охарактеризованные не менее чем двумя определениями проницаемости на метр эффективной толщины. После этого проведен поиск связей между среднеарифметическими величинами коэффициентов проницаемости по керну и данными ГИС для этих пропластков.( Кп, удельное сопротивление пласта по МБК и КС, .)„ по ГК, интервальное время по акустике и параметр пористости) Наивысший коэффициент парной корреляции, 0,424. получен для пары коэффициент проницаемости - К„, а в остальных случаях коэффициент корреляции менее 0.1.

Ввиду этого, проведена обработка данных методом распознавания образов с помощью комплекса программ СОД, разработанного В.В. Ломтадзе. Выбранные 68 пропластков были разбиты на три группы. Первая группа из 28 пропластков с коэффициентом проницаемости менее 1.5 *10"3 мкм2 вторая группа из 28 пропластков с коэффициентом проницаемости от 1.5*!0'3 до 21 *10"3 мкм2 и третья группа из 12 пропластков с Кпр> 21 ♦10"3мкм2.

При обработке исходного массива данных методом распознавания образов к третьей группе отнесены 20 пропластков, в том числе все 12, ранее отнесенные к этой группе по результатам исследований керна. Таким образом, можно достаточно уверенно предположить, что выделение наиболее проницаемых пропластков из эффективных толщин производится без риска пропу стить их. Анализ данных по 8 пропласткам, дополнительно отнесенным к третьей группе, показал, что в одном случае проницаемость по керну равна 20.65 мкм2*10'\ т. е. имеем граничное значение этой величины. В трех случаях имеет место явное несоответствие высокой пористости по ГИС и низкой проницаемости по керну. Еще в трех случаях выделенные пропластки прилегают к пропласткам третьей группы, а при этом возможны ошибки в привязке керна по глубине. Явно ошибочно отнесен к третьей группе только один пропласток.

Учитывая многофакторность и сложность связей фильтрационных свойств песчаников с их физическими свойствами, полученный результат можно считать удовлетворительным.

Приведенные примеры свидетельствуют о больших возможностях прогноза продуктивности скважин и выделения наиболее проницаемых пропластков на основе комплексного анализа данных ГДИ, ГИС и изучения керна.(Фукс А.Б., Ломтадзе В.В., Ма-карчик Н.А. - 1997)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основе результатов исследований, проведенных автором в ВостСибНИИГГиМС в 1975-1993 г.г.. а также данных других организаций, впервые составлен обзор свойств и состава пластовых УВ систем месторождений Лено-Тунгусской НГП. Впервые для тер-ригенного продуктивного комплекса региона построены схемы изменения свойств пластовых нефтей и изменения состава растворенных газов, содержания С5,, в свободных газах. (Фукс Б.А., Фукс А.Б.-1984 а, о)

Впервые для данного региона автором выявлена тесная связь свойств и состава пластовых нефтей и свободных 1азов с современными пластовыми давлениями и темпера-горами и получены уравнения связи этих свойств и состава пластовых УВ систем с современными термобарическими условиями существования залежей нефти и газа ( Фукс А.Б.- 1998. 1999) Полученные схемы распределения свойств и состава пластовых УВ, уравнения связи этих свойств и концентрации отдельных компонентов с пластовыми давлениями и температурами используются для количественного прогноза при геологоразведочных работах в Лено-Тунгусской НГП организациями, ведущими поиск и разведку месторождений УВ в регионе.

На основе полученных данных автором подготовлен ряд обоснований свойств нефтей, газов и газовых конденсатов для отчетов по подсчету запасов месторождений, законченных разведкой, прошедших апробацию и утвержденных в ГКЗ. При прогнозе свойств и состава УВ и оценке их запасов в Непско-Ботуобинской НГО необходимо учитывать влияние толщи многолетнемерзлых пород на пластовые давле-

ния и температуры, а значит, и на свойства и состав пластовых УВ месторождений этого района. ( Фукс А.Б. - 1989 а) Прогноз распространения аномально низких пластовых давлений в терригенном продуктивном комплексе этой НГО и его связь с многолетне-мерзлыми породами были даны в 1976 г. и подтверждены последующими геологоразведочными работами. (Фукс Б.А., Фукс А.Б,- 1976)

Наличие тесных связей состава и свойств пластовых УВ с современными термобарическими условиями позволяет говорить об общности процессов нефтегазообразова-ния, формирования и существования залежей нефти и газа в южной части Лено-Тунгусской Ы11. Следует обратить внимание, что рассматриваются залежи нефти и газа, приуроченные к древнейшим осадочным отложениям планеты. Отложения эти имеют сложную историю геологического развития. В четвертичном периоде в пределах исследуемой территории имело место неоднократное появление и частичное или полное промерзание мощных толщ пород. Появление и исчезновение мерзлоты вело к изменениям пластовых температур, давлений и связанных с ними свойств и состава пластовых УВ систем. Последнее отступление границы распространения мерзлоты к современному ее положению происходило около 10 тыс. лет тому назад. Таким образом, современная термобарическая обстановка продуктивных отложений во многом формировалась буквально в исторический период времени. Учитывая тесную связь свойств и состава изученных пластовых УВ систем с пластовыми давлениями и температурами, можно считать, что время окончательного формирования свойств и состава пластовых УВ систем месторождений южной части Лено-Тунгусской НГП относится к концу четвертичного периода.

Впервые для Лено-Тунгусской НГП обобщены материалы вскрытия и испытания тер-ригенных продуктивных отложений для ряда наиболее хорошо изученных месторождений региона. Анализ результатов гидродинамических исследований скважин показывает, что несмотря на значительный объем поглощенного бурового раствора, в результате очистки призабойной зоны пластов путем продувки скважин на шайбе большого диаметра, в большинстве случаев происходит полное восстановление фильтрационных свойств призабойной зоны. В результате этого продуктивность скважин становится близкой к потенциально возможной.

Предложенное автором изменение схемы освоения нефтенасьпценных терригенных пластов северо-востока Непско-Ботуобинской НГО позволило получить устойчивые фонтанные притоки нефти на режиме естественного газлифта. Это дало возможность защитить в ГКЗ извлекаемые запасы нефти категории С] для Среднеботуобинского, Тас-Юряхского и Иреляхского месторождений и повысить перспективы геологоразведочных работ на нефть в юго-западной части республики Саха (Якутия).

Комплексный анализ данных ГИС, изучения керна и гидродинамических исследований скважин для ряда месторождений Лено-Тунгусской НГП позволил выявить взаимозависимости между параметрами, определяемыми этими методами. Для Ярактинского и Марковского месторождений получены уравнения связи фильтрационнно-емкостных свойств пород-коллекторов, определенных по ГИС и гидродинамическим исследовани-

ям. что позволяет прогнозировать дебит газовых скважин по данным ГИС.(Фукс А.Б., Москалец А.Г. - 1976)

Для терригенных отложений Верхнечонского месторождения применение метода распознавания образов к данным гидродинамических исследований скважин и ГИС позволило уверенно относить рассмотренные объекты к одному из трех выделенных классов по продуктивности, т.е. прогнозировать продуктивность нефтенасьпценных песчаников по ГИС. Для Ковыктинского газоконденсатного месторождения, находящегося в разведке. автором, при обработке результатов исследования керна и ГИС, методом распознавания образов, получен удовлетворительный результат отнесения пропластков по данным ГИС к одной из трех групп величины коэффициента проницаемости. ( Фукс А.Б., Ломтадзе В.В., Макарчик H.A. - 1997)

Внедрение полученных в данной работе результатов позволило повысить эффективность геологоразведочных работ на нефть и газ в южной части Лено-Тунгусской НГП.

Основные положения диссертационной работы опубликованы в следующих работах:

1. Анализ результатов испытания скважин на Дулисьминском месторождении / А.Г.Вахромеев, А.Б. Фукс. Б.А. Фукс, А.Л. Реутов // Особенности технологии проводки и заканчивания скважин в Восточной Сибири.- Иркутск : Изд.-во ВостСиб Правда, 1988. С. 129-133.

2. Временное методическое руководство по исследованию газоконденсатных скважин в условиях Восточной Сибири / Б.А Фукс.Г.В. Фомин, А.Б. Фукс, Ю.В. Волков. - Иркутск: изд-во Вост. Сиб. Правда. 1977.- 62 с.

3. Временное методическое руководство по исследованию нефтяных скважин на разведочных площадях юга Сибирской платформы /Б.А. Фукс, А.Б. Фукс, P.M. Николаев, ОМ. Громовых. - Иркутск: Изд.-во ВостСибПравда, 1981,- 34 с.

4. Нефти месторождений Восточной Сибири / Г.Ф. Требин, Б.А. Фукс, Ю.В. Копырин,

A.Б. Фукс. Ю Н. Скороваров // Геология нефти и газа.- 1988,- № 8,- С. 20-22.

5. Палеог идродинамическая реконструкция нижнекембрийских-верхнедокембрийских терригенных отложений Непско-Бо(уобинской антеклизы. /А.Б. Фукс, Б.А. Фукс, Л.С. Сопкалова и др. // Новые данные о процессах миграции и аккумуляции углеводородов - Якутск: Изд-во ЯФ СО АН СССР, 1979. С. 14-27.

6. Промысловая характеристика продуктивных пластов юга Сибирской платформы/ Б.А. Фукс. А.Г. Москалец. А.Б Фукс и др. - М.: Недра. 1982,- 184 с.

7. Резу льтаты гидродинамических исследований нефтенасьпценных трещиноватых карбонатов Юрубчено-Тахомской зоны / Б.А. Фукс, Я.А. Иванов. А.Б. Фукс и др. // Геология и Геофизика,- 1997,- T.38. № 7,- С. 1297 - 1304.

8. Термобарическая характеристика продуктивных пластов Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области и прогноз фазового состояния залежей УВ / Б.А. Фукс, А.Б. Фукс,

B.К. Савинцев. Б.Л. Рыбъяков, // Геология нефти и газа,- 1982,-№ 12.- С. 46-50.

9. Фукс А.Б.. Москалец А.Г. О взаимосвязи коэффициентов а и b по данным испытания

газовых скважин Иркутского амфитеатра // Новые методы прогнозов и поисков полезных ископаемых в условиях Восточной Сибири. - Иркутск: Вост.-Сиб. изд-во, 1977.-С. 30-32.

Ю.Фукс А.Б. Промыслово-физическая характеристика Ярактинского месторождения. //Обмен опытом по совершенствованию технологии бурения и испытания скважин в Восючной Сибири и Якутии: Материалы семинара. - Иркутск: Изд-во Вост-Сиб. Правда, 1976,- С. 102-104.

11.Фукс А.Б., Сопкалова J1.C. Анализ изменения палеотемператур в терригенных отложениях нижнего кембрия-верхнего докембрия Непско-Ботуобинской антекли ¡ы. //Новые методы прогнозов и поисков полезных ископаемых в условиях Восточной Сибири. - Иркутск: Изд-во Вост.-Сиб. Правда, 1977.- С. 37-39.

12.Фукс А.Б. Влияние многолетнемерзлых пород на состав и свойства пластовых углеводородных систем юга Сибирской платформы // Геология и полезные ископаемые юга Восточной Сибири: Тезисы докладов к конференции.- Иркутск: Изд-во Воет -Сиб. Правда, 1989,-С. 165-166.

13 .Фукс А.Б. О времени формирования физических свойств и состава пластовых УВ-систем Непско-Ботуобинской НГО // Геология нефти и газа,- 1989,- № 2.- С. 46-68.

14.Фукс А.Б., Преснова Р.Н., Касаткин В.Е. Характеристика Собинского нефтегазокон-денсатного месторождения // Геология и геофизика.- 1989.- № 8,- С. 143.

15.Фукс А.Б., Ломтадзе В.В., Макарчик H.A. Прогноз продуктивности скважин по данным ГИС, керна и гидродинамических исследований //Геофизика -1997,- № 1 .-С.33-40.

16.Фукс А.Б. Зависимость состава и свойств пластовых углеводородных систем южной части Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции от термобарических условий // Доклады академии наук.-1999.-том 365, № З.-С. 381-382.

17.Фукс А.Б. Состав и свойства пластовых углеводородных систем южной части Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции в зависимости от термобарических условий // Геология нефти и газа.- 1998,- № 3.- С. 35-38.

18.Фукс А.Б., Фукс Б.А. К вопросу о совершенствовании методики освоения нефтяных скважин при низких пластовых давлениях и температурах // Тезисы докладов научно-практической конференции «Проблемы методики поиска, разведки и освоения нефтяных и газовых месторождений Якутской АССР».- Якутск: Изд-во Якутского филиала СО АН СССР, 1981, часть 2.- С. 93-94.

19.Фукс А.Б., Яровая A.A., Накоряков A.B. Учет свойств пластовых углеводородов в процессе поиска и разведки залежей в Восточной Сибири // Вопросы оптимизации прогноза, поисков и разведки месторождений нефти и газа на Сибирской платформе: Тезисы докладов к всесоюзному совещанию. - Иркутск: Изд.-во Вост.- Сиб Правда, 1987, С. 94-95.

20.Фукс Б.А., Фукс А.Б. О генезисе нефтяной оторочки Ярактинского газоконденсатно-нефтяного месторождения // Труды ВНИГНИ, выпуск 229,- М.: Недра, 1981. С. 120124.

21.Фукс Б.А., Фукс А.Б. Количественный прогноз углеводородов в недрах южной части Сибирской платформы и их фазовое состояние // Материалы трудов 27 геологического конгресса. Т.9, ч.2.- М.: Наука, 1984,- С. 239.

22.Фукс Б.А., Фукс А.Б. О состоянии призабойной зоны продуктивных пластов Ярактин-ского газоконденсатного месторождения // Газовая промышленность. - 1976.- № 10,-

23.Фукс Б.А., Фукс А.Б. Причины различных пластовых давлений в газоконденсатных залежах Непского свода // Геология нефти и газа. - 1976,- № 10,- С.45-48.

24.Фукс Б.А., Фукс А.Б. Прогноз физико-химических свойств пластовых УВ систем юга Сибирской платформы. // Геология и полезные ископаемые юга Сибирской платформы: Тезисы докладов Всесоюзной конференции.- Иркутск: Изд-во Вост.-Сиб. Правда, 1984,- С. 140-142.

С. 36-38.

Лицензия № 020878 от 20 мая 1994 г. Подписано к печати 31.03.2000 г. Заказ 19 Тираж 140. Ф-т 60*84/16.

Объем 2 уч-изд л

Отпечатано на ротапринте ВНИИГАЗа