Материал: 1 Утверждена приказом по университету от

иотрицательныханомалий,которыепредположительносвязывалисьсразвитиемколлектороввразрезе и различнымихнасыщением.Крометого,с1974г.ИркутскойгеофизическойпартиейВГТприменялась корреляционная методика прямых поисков по данным обработкина ЭВМ сейсморазведочных материалов по программе «залежь», а выявленныепо этой методике аномалии связывались с наличием скоплений УВ в разрезе. ВрезультатепроведенныхработбыливыявленыперспективныеаномалиинаЯрактинской,Поймыгинской идругихплощадях[1] В 1974 г. методической геологической партией ВСГУ (Зарунин В.М.,Лебедь Г.Г.) по долине реки Непы проведеныопытно-методические работы попрямым геохимическим методам. В результате этих работ был выявлен рядгеохимических аномалий, которые авторы объясняют наличием миграционныхпотоковгаза надзалежами нефтиигаза[1]ГлубокоебурениевприлегающихрайонахсЯрактинскимместорождениембылоначатов1961г.сзаложенияМарковскойопорнойскважины 1, бурение которой осуществлялось Марковской нефтеразведочнойэкспедициейтреста«Востсибнефтегеология»,позднеепереименованнойвЛенскуюнефтеразведочную экспедицию.18марта1962г.изопорнойскважины1,расположеннойвпоселкеВерхнемарково,в 90 кмюжнееЯрактинскогоместорождения, изосинскогокарбонатногогоризонтаусольскойсвитынижнегокембриябылполученмощныйфонтан нефтисдебитом до1000 м³/сут.Впроцессеразведкиместорожденияустановлено,чтоосновнаягазоконденсатнаязалежьприуроченакструктурно-литологическойловушкетерригенного 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,которыедолжныбылизакладываться вверх по восстанию моноклинального склона, соответственно нарасстояниях3,10 и3,5 кмк востоку,северуи северо-западуотскважины 5СМ.Скважины6и7оказалисьнепродуктивными,аизскв.8полученфонтанныйпритокнефтидебитом144м³/сут.ПолученныйпритокнефтиподтвердилналичиеЯрактинскойзалежиизначительноповысилоценкуперспектив нефтегазоносности терригенной толщи на обширной территориисеверо-восточнойчасти Иркутскогоамфитеатра.Дальнейшеебурениескв.11и13показало,чтоЯрактинскоеместорождениеявляетсяненефтяным,каксчиталосьвначале,анефтегазоконденсатным.С целью разведки и оконтуривания Ярактинского месторождения на 1августа 1978 г. (дату первого подсчета) было пробурено 40 скважин, из которых21 скважина оказаласьпродуктивной[1].

3. 1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   34

Геологическая характеристика района и месторождения

ГеологическоестроениеЯрактинскогоместорожденияизучалосьпоматериаламглубокогобурениясучетомпромысловойгеофизикиипорезультатамгеолого-съемочныхработ.Наоснованииэтихматериаловсоставленлитолого-стратиграфическийразрезЯрактинскогоместорождения. В геологическом строении рассматриваемого района принимают участиепородыархей-протерозоя,палеозояикайнозоя.ПородыосадочногочехлаполностьювскрытынаЯрактинскойплощадивсемипробуреннымискважинами.Толщинаосадочной толщисоставляетот2570мдо2740 м.НаиболеедревнимиобразованияминаЯрактинскомместорожденииявляются кристаллические породы фундамента, вскрытые всеми пробуреннымискважинами.Толщинавскрытойчастифундаментадостигает37м.Породыфундаментаикорывыветриванияпредставлены,восновном,гранитамиигранодиоритами,вменьшеймересланцамихлоритово-серицитовымиихлоритово-амфиболитовыми.Возрастпородфундаментадатируетсякаксреднепротерозойский.Отложения кембрия составляют основную часть разреза Ярактинскогоместорожденияипредставленывсемитремяотделами:нижним,среднимиверхним.В разрезе нижнего кембрия выделяются отложения мотской, усольской,бельской,булайской,ангарской свит. Толщинамотскойсвитывпределахплощадиизменяется