Пластовые углеводородные системы и продуктивность месторождений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

• Автор: Фукс, Александр Борисович
• Шифр специальности: 04.00.17
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2000
• Место защиты: Иркутск
• Количество страниц: 271 с. : ил.

ВВЕДЕНИЕ
2.0СН0ВНЫЕ ЧЕРТЫ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ЮЖНОЙ ЧАСТИ ЛЕНО-ТУНГУССКОЙ НГП
2.1.Стратиграфия, литология и фациальная характеристика
2.2. Тектоника
2.3.Трапповый магматизм
2.4. Гидрогеология
2.5. Физико-химические свойства нефтей, газов и конденсатов
3. СОСТАВ И СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ
ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ ЛЕНО-ТУНГУССКОЙ НГП
3.1.Методы исследования свойств пластовых нефтей и конденсатов
3.1.1. Лабораторные методы изучения пластовых нефтей
3.1.2. Лабораторные методы изучения газоконденсатных систем
3.2. Месторождения с повышенным содержанием С 5+„
3.3.Месторождения со средним содержанием С5+в
3.4. Месторождения с пониженнным содержанием Cs+B
3.5. Месторождения с низким содержанием C5V
4.ПРОГНОЗ СВОЙСТВ И СОСТАВА ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ
4.1.Аналитические методы изучения свойств и состава пластовых УВ систем
4.2. Прогноз свойств и состава пластовых нефтей и газоконденсатных систем Лено-Тунгусской НГП
5. ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЛЕНО-ТУНГУССКОЙ НГП
5.1. Методы освоения и испытания скважин
5.2. Освоение скважин и восстановление проницаемости призабойной зоны продуктивных пластов по данным газогидродинамических исследований скважин189
6. ПРОГНОЗ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН ПО ДАННЫМ тис, КЕРНА И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Список рисунков Рис. 2.1. Обзорная схема района работ
Рис. 2.2. Стратиграфическая схема расчленения отложений рифея-кембрия юга Сибирской платформы Рис. 2.3 Схема индексации основных продуктивных горизонтов рифея-кембрия юга Сибирской платформы Рис. 2.4. Тектоническая схема осадочного чехла южной части Лено-Тунгусской НГП
Рис. 2.5. Схема распространения трапповых силлов в осадочном чехле южной части Лено-Тунгусской НГП Рис. 2.6. Сводный гидрогеологический разрез рифей-вендских и кембрийских отложений юга Сибирской платформы Рис. 3.1. Структурная схема Марковского нефтегазоконденсатного месторождения по кровле осинского горизонта Рис. 3.2. Структурная схема Марковского нефтегазоконденсатного месторождения по кровле парфеновского горизонта Рис. 3.3. Профильный разрез парфеновского горизонта Марковского нефтегазоконденсатного месторождения Рис. 3.4. Структурная схемаЯрактинского нефтегазоконденсатного месторождения по кровле продуктивных отложений Рис. 3.5. Профильный разрез продуктивных отложений Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения Рис. 3.6. Структурная схема Дулисьминского нефтегазоконденсатного месторождения по кровле ярактинской пачки Рис. 3.7. Профильный разрез продуктивных отложений Дулисьминского нефтегазоконденсатного месторождения Рис. 3.8. Структурная карта Оморинского газоконденсатного месторождения по кровле пласта Б-VII Рис. 3.9. Профильный разрез продуктивных отложений Оморинского газоконденсатного месторождения Рис.3.10. Юрубченское нефтегазоконденсатное месторождение.
Залежь в отложениях рифея Рис. 3.11. Профильный разрез продуктивных отложений Юрубченского нефтегазоконденсатного месторождения Рис. 3.12. Структурная карта Куюмбинского газоконденсатнонефтяного месторождения

Рис. 3.13 Профильный разрез продуктивных отложений Куюмбинского газоконденсатнонефтяного месторождения Рис. 3.14. Структурная схема Братского газоконденсатного месторождения по кровле парфеновского горизонта
Рис. 3.15. Профильный разрез продуктивных отложений Братского газоконденсатного месторождения Рис. 3.16. Структурная схема Атовского газоконденсатного месторождения по кровле парфеновского горизонта
Рис. 3.17. Профильные разрезы продуктивных отложений Атовского газоконденсатного месторождения Рис. 3.18. Структурная схема Собинского нефтегазоконденсатного месторождения по кровле продуктивного пласта ВН-1 Рис. 3.19. Профильный разрез продуктивных отложений Собинского нефтегазоконденсатного месторождения Рис. 3.20. Структурная схема Ковыктинского газоконденсатного месторождения по кровле продуктивной части парфеновского горизонта Рис. 3.21. Профильный разрез парфеновского горизонта Ковыктинского газоконденсатного месторождения Рис. 3.22. Структурные схемы залежей Даниловского газоконденсатнонефтяного месторождения Рис. 3.23. Профильный разрез продуктивных отложений Даниловского газоконденсатнонефтяного месторождения Рис. 3.24. Структурная схема Верхнечонского газоконденсатнонефтяного месторождения по кровле продуктивного пласта ВЧ-1 Рис. 3.25. Структурная схема Верхнечонского газоконденсатнонефтяного месторождения по кровле продуктивного пласта ВЧ-2 Рис. 3.26. Структурная схема Верхнечонского газоконденсатнонефтяного месторождения по кровле продуктивных пластов ВЧ-1 + ВЧ-2 Рис. 3.27. Профильный разрез продуктивных отложений Верхнечонского газоконденсатнонефтяного месторождения Рис. 3.28. Структурная схема Талаканского газоконденсатнонефтяного месторождения по кровле осинского горизонта Рис. 3.29. Профильный разрез продуктивных отложений центрального блока Талаканского газоконденсатнонефтяного месторождения Рис. 3.30. Структурная схема Чаяндинской зоны по кровле ботуобинского горизонта
Рис. 3.31. Профильный разрез продуктивных отложений Чаяндинской зоны пефтегазонакопления

5. Предпатомский региональный прогиб отделяет Непско-Ботуобинскую антеклизу от складчатых сооружений Байкало-Патомского нагорья. Имеет площадь 150 тыс. км2, при длине 1250 км и средней ширине 100 км. Осадочный чехол прогиба выполнен, в основном, карбонатно-терригенными отложениями ри-фея и терригенно-карбонатными соленосными породами венда и кембрия, с общей мощностью 2.5 км на юго-западе и до 6.0 км на северо-востоке. Как было указано в предыдущем разделе данной работы, в зоне, примыкающей непосредственно к складчатым сооружениям, соленосные отложения отсутствуют.
На территории прогиба выделены 2 отрицательные структуры I порядка: Нюйско-Джербинская и Березовская впадины. Березовская впадина, как находящаяся за пределами района работ, не рассматривается.
Нюйско-Джербинская впадина занимает центральную часть прогиба и имеет площадь 40 тыс. км2 при длине 300 км и средней ширине 120 км. Подошва кембрийских отложений во впадине погружена свыше 2.0 км.
6. Ангаро-Ленская ступень занимает южную часть Иркутского амфитеатра и имеет площадь 300 тыс. км2. Глубина залегания поверхности фундамента слабо дифференцирована и изменяется от 2.0 до 3.0 км. Основная часть осадочного чехла сложена терригенными рифей-вендскими и терригенно-карбонатными соленосными кембрийскими породами. Встречаются ордовикские, силурийские, юрские отложения.
В качестве пликативной структуры I порядка выделен Братский выступ, площадью 16 тыс. км2. Шарнир выступа по базальным горизонтам венда погружается на северо-запад от 3.0 до 4.0 км с амплитудой в поперечном сечении по подошве кембрия порядка 500 м. На территории района исследований, кроме вышеперечисленных надпорядковых структур, выделяется несколько структур I порядка, расположенных вне территории надпорядковых структур, рассмотренных ниже.
Катангская седловина расположена между Байкитской и Непско-Ботуобинской антеклизами, Присаяно-Енисейской и Курейской синеклизами. Осадочный чехол сложен, в основном, терригенно-карбонатными отложениями рифея и терригенно-карбонатными соленосными отложениями венд-кембрия. Глубина залегания фундамента 4-5 км. Подошва кембрийских отложений имеет глубины 2.5 - 3.0 км, с уменьшением глубины залегания к антеклизам.
С севера к Присаяно-Енисейской синеклизе примыкает зона Нижнеангарских складок. Еще севернее, между Нижнеангарской зоной складок и Байкитской антеклизой,, выделен по результатам региональных геофизических работ Терин-ский мегапрогиб. Площадь мегапрогиба 17 тыс. км2 , при длине 375 км и средней ширине 75 км. Подошва кембрийских отложений залегает на глубине 2.5 км