Нефтегазогеологическое районирование Куонамской формации отложений нижне-среднекембрийского возраста Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

В северной и восточной частях Сибирской платформы достаточно широко распространены высокоуглеродистые глинисто-кремнисто-карбо-натные сланцевые отложения куонамской свиты ранне-среднекембрийского возраста. По содержанию ОВ эта свита сравнима с такими нефтепроизводящими толщами, как породы доманикового типа верхнего девона Волго-Уральской и Тимано-Печор-ской нефтегазоносных провинций. История изучения обогащенного ОВ куонамского комплекса отложений нижнего и среднего кембрия насчитывает более 80 лет. Детальные и длительные исследования литологии, стратиграфии и органической геохимии проводились многочисленными научно-исследовательскими организациями: Якутским и Красноярским геологическими управлениями, НИИ геологии Арктики, институтами Министерства геологии и Академии наук СССР — ВСЕГЕИ, СНИИГГиМС, ГИН, ВНИГРИ, ПИН, ВНИГНИ, Институтом геологии и геофизики СО АН СССР и др. Труды сотрудников этих организаций позволили накопить и проанализировать большой объем фактического материала, опубликованного в статьях и монографиях [1, 2].

Отложения куонамской, иниканской и шум-нинской свит распространены в пределах Северо-Тунгусской, Сюгджерской, Анабарской, За-падно-Вилюйской, Алдано-Майской, частично Северо-Алданской и Предверхоянской нефтегазоносных областей Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции, протягивающейся более, чем на 2500 км от Игарского района на северо-западе (шумнинская свита) через современное Прианабарье и бассейн р. Оленек (куонамская свита) до Алданского щита на юго-востоке Сибирской платформы (иниканская свита).

Породы куонамской свиты и ее аналоги охарактеризованы крайне неравномерно, вскрыты в пределах Анабарской антеклизы, в скважинах Сох-солохская-706, Айхальская-708, Северо-Линден-ская-1, Мархино-Андойская-3231, Эйикская-3430, Дьяпальская-1, Ханнинская-3220, на территории Курейской синеклизы, в разрезе параметрической скв. Чириндинская-1, а также изучены в естественных обнажениях в бассейнах рек Б. Куонамка, М. Куонамка, Арга-Сала и т. д., в том числе рядом с неглубокими колонковыми скважинами. Отложения иниканской свиты вскрыты на востоке Алданской антеклизы, в скважинах Мокуйская-1, Хо-чомская-1, Баппагайская-1, Уордахская-1. Но при бурении данных скважин практически отсутствовал отбор керна иниканской свиты. Исключение представляет скв. Усть-Майская-366, из которой поднято 8 м керна из иниканской свиты. Отложения иниканской свиты изучены в естественных обнажениях в бассейнах рек Юдома, Мая и др. Отложения шумнинской свиты установлены в разрезах рек Кулюмбэ, Брус и Сухариха и в скважинах в районе Норильска и Игарки, где мощность их колеблется от 30 до 150 м.

Указанная информация по изученности рассматриваемых отложений показана на рис. 1. Здесь также приведены результаты выполненного авторами статьи структурно-фациального районирования.

Проведенные авторами статьи работы по сбору, упорядочиванию, оцифровке и анализу данных (104 скважины с различным комплексом ГИС) и изучению естественных обнажений куонамской свиты и ее возрастных аналогов (40 обнажений) позволили выполнить литофизическую дифференциацию по разрезу и площади Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции.

Породы куонамской и иниканской свит отличаются крайне неоднородным и смешанным составом и представлены переслаиванием темно-коричневых до черных, листоватых высокоуглеродистых карбонатно-кремнистых пород, органогенных и кремнистых известняков и прослоев кремней. В переслаивании преобладают карбонатно-кремнистые породы. Особенностью данных отложений является повсеместная обогащенность их ОВ, коричневые и черные тона окраски, резко отличающие породы куонамского комплекса от перекрывающих и подстилающих толщ. Количество ОВ на породу колеблется от десятых долей до 30–35 %.

На всей площади своего распространения куо-намская свита и ее стратиграфические и фациальные аналоги согласно надстраивают глинисто-кар-бонатную пестроцветную толщу, выделенную на северо-востоке как еркекетская и эмяксинская свиты, а на юго-востоке — как пестроцветная свита. Перекрывается комплекс терригенно-глини-сто-карбонатными отложениями оленекской и маяктахской свит на севере Юдомо-Оленекского региона, на юго-востоке — чайской и усть-майской свитами [3].

Структурно-фациальное районирование

Авторами статьи впервые проведена диагностика генетических типов отложений по результатам изучения керна и интерпретации ГИС, построена схема корреляции скважин в зоне распространения куонамской и иниканской свит и на прилегающих площадях. Анализ толщин, строения и распространения потенциально продуктивного горизонта позволил выделить в изучаемых отложениях три основные структурно-фациальные зоны (рис. 2).

Основными критериями для проведения районирования нижне-среднекембрийских отложений куонамской свиты и ее аналогов являются границы распространения отложений, степень преобразованности и объем ОВ, строение разрезов, их толщины и глубины залегания.

На практике разделение на зоны куонамской формации было выполнено по двум основным критериям:

– общей толщине куонамской свиты и ее аналогов;

РЕСУРСЫ И ЗАПАСЫ УВ

Рис. 1. Карта структурно-фациального районирования нижне-среднекембрийских отложений куонамской и иниканской свит Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Fig. 1. Structural and facies zoning of Lower-Middle Cambrian Kuonamsky and Inikansky formations of the Lena-Tungussky Petroleum Province

2 9 9

а Алт-1 _b Д ир-1

Границы ( 1 – 5 ): 1 — нефтегазоносных провинций (ЛТ — Лено-Тунгусская, ЛВ — Лено-Вилюйская), 2 — нефтегазоносных областей, 3 — административные; распространения пород куонамской свиты и ее возрастных и фациальных аналогов ( 4 , 5 ): 4 — эрозионные (a — достоверные, b — предполагаемые), 5 — фациальные (a — достоверные, b — предполагаемые); 6 — зона шарьяжных дислокаций (Нелькано-Кыллахского надвига); 7 — нефтегеологические области нижнесреднекембрийских отложений куонамской формации Восточной Сибири (1 — Северо-Тунгусская, 2 — Сюгджерская, 3 — Анабарская, 4 — Западно-Вилюйская, 5 — Северо-Алданская, 6 — Алдано-Майская, 7 — Предверхоянская, 8 — Ви-люйская); 8 — скважины (a — глубокие, b — колонковые); 9 — обнажения; структурно-фациальные зоны ( 10 – 12 ): 10 — депрессионная, 11 — удаленно-склоновая (переходная), 12 — склоновая

Boundaries ( 1 – 5 ): 1 — petroleum provinces (ЛТ — Lena-Tungussky, ЛВ — Lena-Vilyuisky), 2 — petroleum areas, 3 — administrative; occurrence of Kuonamsky Fm rocks and its age and facies analogues ( 4 , 5 ): 4 — erosion (a — reliable, b — supposed), 5 — facies (a — reliable, b — supposed); 6 — zone of overthrust dislocations (Nel’kano-Kyllakhsky thrust); 7 — geopetroleum areas of Lower-Middle Cambrian Kuonamsky deposits in Eastern Siberia (1 — North Tungussky, 2 — Syugdzhersky, 3 — Anabarsky, 4 — West Vilyuisky, 5 — North Aldansky, 6 — Aldano-Maisky, 7 — Predverkhoyansky, 8 — Vilyuisky); 8 — wells (a — deep, b — core holes); 9 — outcrops; structural and facies zones ( 10 – 12 ): 10 — depression, 11 — remote slope (transition), 12 — slope

Рис. 2. Схема корреляции отложений куонамской и иниканской свит Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции Fig. 2. Correlation chart of Kuonamsky and Inikansky formations of the Lena-Tungussky Petroleum Province

– соотношению карбонатной и углеродистой частей разреза.

Рассмотрим выделенные структурно-фациальные зоны.

Склоновая структурно-фациальная зона характеризуется повышенными общими толщинами куонамской свиты и ее стратиграфических и фациальных аналогов. В разрезе преобладают карбо-натизированные разности. При этом отмечается замещение черносланцевых образований на органогенно-обломочные с общим увеличением толщин синхронных отложений, значительно меньшая концентрация растворенного ОВ. Склоновая структурно-фациальная зона вскрыта скважинами Хан-нинская-3230, Сохсолохская-706, Мархино-Андой-ская-3231, Эйикская-3430 со средней мощностью отложений до 250 м. Она выделяется и прослеживается в пределах присклоновой части зоны развития Танхайской рифовой системы.

Удаленно-склоновая структурно-фациальная зона (переходная) характеризуется развитием глинисто-кремнисто-карбонатных отложений, обогащенных рассеянным ОВ, и карбонатных пород в равном соотношении. В некоторых скважинах отмечается неявное преобладание углеродистых разностей за счет увеличения их толщин. К данной зоне отложений относятся скважины Чирингдин-ская-1, Северо-Линденская-1, Баппагайская, Кенке-менская-1, Уордахская-1 со средней мощностью отложений 65–70 м. Удаленно-склоновые отложения наиболее характерны для южной части Анабарской, Западно-Вилюйской и Северо-Алданской нефтегазоносных областей.

Депрессионная структурно-фациальная зона представлена типичной конденсированной толщей (возникшей благодаря крайне медленному осадконакоплению), характеризуется наиболее обогащенными рассеянными ОВ породами и минимальными толщинами — 25–30 м. Формирование этих отложений происходило в открытом морском бассейне вдали от источников карбонатного материала, при медленном тектоническом погружении дна бассейна, некомпенсируемом накоплении осадков, в теплом, сравнительно глубоководном бассейне при слабой циркуляции придонных вод и ниже базиса штормовых волн. О последнем свидетельствуют текстурные особенности куонамской формации, а именно тонкая горизонтальная ненарушенная микрослоистость, выдержанность пластов и горизонтов на обширной изученной территории — все это говорит о том, что режим осадконакопления был спокойным на протяжении всего времени формирования изучаемых отложений. Депрессионная структурно-фациальная зона картируется в пределах Анабарской, Западно-Вилюйской, Вилюйской, Северо-Алданской, Алдано-Майской нефтегазоносных областей и северной части Предверхоянской нефтегазоносной области. Данная зона охарактеризована скважинами Усть-Майская-366, Мокуйская-1 и Дьяпальская-1 со средней мощностью отложений

30 м. Основными типами пород, слагающими де-прессионную структурно-фациальную зону, являются микрослоистые черные карбонатно-кремнистые породы, тонколистоватые, сланцеватые и тонкоплитчатые, залегающие в виде прослоев и пачек различной мощности — от долей миллиметра до нескольких метров. Для них характерна ненарушенная тонко- и микрослоистость, черные кремни, плитчатые и линзовидно залегающие с микро-тонкослойчатой текстурой, часто в виде линзовидных включений с пиритовой оторочкой, тонкослоистые темно-серые известняки и доломиты и породы смешанного состава.

На северо-западе (Норильский, Игарский районы) возрастными аналогами куонамских отложений являются породы шумнинской свиты. Эта свита имеет значительно большую мощность (300–400 м) по сравнению с куонамской. Представлена серыми известняками, доломитистыми известняками, темноцветными кремнисто-карбонатными породами, темно-серыми известняками с прослоями кремней. Средневзвешенные значения Сорг в шумнинской свите составляют 0,4–0,86 %, а в куонамской на востоке Сибирской платформы достигают 3,3–10 % на породу. В связи с повышенным уровнем катагене-тического преобразования рассеянного ОВ пород шумнинской свиты они не рассматриваются в качестве потенциально нефтегазоносных [4].

Оценка прогнозных ресурсов отложений куонамской и иниканской свит

Для оценки ресурсного потенциала районов и разрезов нижне-среднекембрийских отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (куонамская, иниканская свиты) были выделены расчетные участки распространения потенциально продуктивных отложений куонамской и иникан-ской свит по нефтегазоносным областям Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Рассчитаны их площади, выделены эталонные скважины, характеризующие каждый участок (рис. 3).

Эталонными являются те скважины, которые отражают строение разрезов конкретных фациальных зон и стратиграфических интервалов палеобассейна, наиболее охарактеризованные керном и комплексом ГИС, отличающиеся определенными выдержанными параметрами строения осадочного комплекса. Таким образом подобрано семь типовых геолого-геофизических разрезов скважин в имеющихся структурно-фациальных зонах. В качестве примера приведен типовой геолого-геофизический разрез депрессионной структурно-фациальной зоны скв. Усть-Майская-366 (см. рис. 3).

В расчетных участках с отсутствием скважин использованы параметры эталонных скважин аналогичных участков с близкими литолого-физическими и геохимическими особенностями разрезов, по которым имеется геолого-геофизическая информация, основанная на результатах представительного комплекса ГИС, геохимических, химико-битумино-

HYDROCARBON RESOURCES AND RESERVES

Рис. 3. Типовой геолого-геофизический разрез депрессионной структурно-фациальной зоны скв. Усть-Майская-366

Fig. 3. Characteristic geological and geophysical cross-section of depression structural and facies zone, Ust’-Maiskaya-366 Well

Скв. Усть-Майская-366

Скважина	Средняя мощность, м	Суммарная мощность углеродистых пластов, м	Суммарная эффективная мощность, м	Коэффициент содержания углеродистых пластов, %	Коэффициент эффективной мощности, %
Усть-Майская-366	29,75	27,6	23	0,92	0,77

Скв. Усть-Майская-366 относится к депрессионной структурно-фациальной зоне. Данная зона характеризуется наиболее обогащенными рассеянным ОВ породами и минимальными мощностями (25–30 м). Является типичной конденсированной толщей, формировавшейся в открытоморском бассейне вдали от источников карбонатного материала при аридном климате и слабой циркуляции придонных вод в бескислородных условиях. Эти породы имеют тонко-горизонтально-микрослоистую текстуру, содержат линзовидные включения серого известняка и прослои черных кремней. Депрессионная структурно-фациальная зона картируется в пределах Анабарской, Алдано-Майской нефтегазоносных областей и северной части Предверхоянской нефтегазоносной области.

Данная зона охарактеризована скважинами Усть-Майская-366, Мокуйская-1 и Дьяпальская-1 со средней мощностью 30 м. Основными типами пород, слагающими депрессионную структурно-фациальную зону, являются микрослойчатые черные карбонатно-кремнистые породы тонколистоватые, сланцеватые и тонкоплитчатые, залегающие в виде прослоев и пачек различной мощности — от долей миллиметра до нескольких метров. Характерна ненарушенная тонко-и микрослойчатость. Черные кремни, плитчатые и линзовидно залегающие с микро-тонкослойчатой текстурой, часто в виде линзовидных включений с пиритовой оторочкой. Тонкослоистые темно-серые известняки, доломиты и породы смешанного состава. Скв. Усть-Майская-366 является эталонной для расчетных участков с номерами 8, 18 и является внутренним эталоном для участка 18 с мощностью отложений иниканской свиты 30 м.

Свита представлена углеродистые кремнисто-карбонатными сланцеватыми породами с прослоями высокоуглеродистых карбонатно-кремнистых сланцеватых пород и известняков микрозернистых

РЕСУРСЫ И ЗАПАСЫ УВ

логических и других видов лабораторных исследований керна и ОВ. Для каждого расчетного участка рассчитаны площади, эффективные толщины, коэффициенты содержания углеродистых пластов.

Дана оценка начальных суммарных ресурсов нижне-среднекембрийских отложений куонамской и иниканской свит Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции, полученная объемным методом.

Площадь перспективной территории, рассчитанная авторами статьи, составляет 269 925 тыс. км2.

При прогнозировании нефтегазоносности принимается, что высокоуглеродистые кремни-сто-глинисто-карбонатные породы являются одновременно и нефтепроизводящими и нефтесодержащими. Степень катагенетических преобразований вмещающих пород и ОВ в перспективных районах определяли условия и масштабы генерации УВ, а выполненный анализ литологических, петрофизических и геохимических параметров позволил локализовать потенциально нефтеперспективные площади для первоочередного изучения и освоения [5].

Расчет прогнозных ресурсов нефти в отложениях куонамской и иниканской свит проводится объемным методом по формуле

Q н = S ∙ h н ∙ K п ∙ К н ∙ ϴ ∙ ρ ∙ K си , где Q _н — геологические ресурсы нефти, тыс. т; S — площадь расчетного участка, тыс. м²; h _н — нефтенасыщенная толщина, м; K _п — коэффициент пористости (пустотности), доли ед.; К _н — коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; ϴ — пересчетный коэффициент, доли ед.; ρ — плотность нефти, т/м³.

При этом отметим следующее. Под эффективной (нефтенасыщенной) толщиной разреза понимается весь интервал развития углеродистых карбонатно-кремнистых пород с повышенным содержанием ОВ, определяемый экспертно по повышению показаний каротажа естественной радиоактивности (гамма-каротажа). На рис. 2 показано разделение нефтенасыщенных толщин по данным ГИС в отложениях куонамской и иниканской свит. При выделении эффективной толщины из интервала развития углеродистых отложений исключаются пласты известняков (или доломитов), глин и высокоуглеродистых (ОВ > 10–15 %) карбонатно-кремнистых пород. В пределах Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции общая мощность нижне-среднекембрийских отложений куонамской и иниканской свит достигает 150 м. При этом средняя суммарная эффективная толщина высокоуглеродистых пород составляет около 40 м. Авторы статьи надеются на возможность в дальнейшем (при разбуривании изучаемых отложений) уточнить методику и результаты выделения эффективных толщин за счет использования данных геолого-технологических (газового каротажа) и геохимических исследований герметизированного керна глубоких скважин [2].

Коэффициент пористости принимается на основании данных исследований на образцах из обнажений нижне-среднекембрийских отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Пористость была принята условно равной 4 % по аналогии с доманиковыми отложениями Волго-Уральского и Тимано-Печорского бассейнов. Ясно, что в дальнейшем это значение будет уточнено.

В отличие от традиционных резервуаров, которые, помимо УВ, содержат воду, высокоуглеродистые формации являются практически гидрофобными, т. е. свободной воды в них практически нет. Это позволяет считать, что все пустотное пространство породы заполнено УВ и коэффициент нефтенасыщенности близок к 1, поэтому принято среднее значение — 0,9. Пересчетный коэффициент принят равным 0,735. В связи с отсутствием месторождений нефти в отложениях куонамской формации в пределах Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции, нефтенасыщенность и пересчетный коэффициент приняты по аналогии с Троицким месторождением нефти в отложениях доманиково-го типа в Бузулукской впадине.

Плотность УВ определена по результатам исследований химического состава и плотности нефти отложений в пределах Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции, а также в отложениях доманикового типа уже открытых месторождений в Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинциях. Средние значения для подсчета ресурсов были взяты 0,838 т/м3.

Наибольшей неопределенностью при оценке ресурсов нефти в породах доманикового типа отличается коэффициент извлечения. В настоящее время, в связи с условностью выделения интервалов нефтенасыщенных пород, отсутствием на этапе поисковых работ информации о фильтрационно-емкостных характеристиках продуктивных пластов и опыта разработки залежей подобного типа, методов определения коэффициента извлечения нефти из отложений доманикового типа нет [2]. По данным общества инженеров по оценке запасов нефти и газа (SPEE), коэффициент извлечения нефти нетрадиционных коллекторов изменяется от 2 до 8 %. При таких значительных изменениях оценок значений коэффициента извлечения нефти, оценка извлекаемых ресурсов нефти объемным методом характеризуется высокой неопределенностью.

Авторы статьи считают, что при оценке ресурсов нижне-среднекембрийских отложений куонамской и иниканской свит Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции значение коэффициента извлечения нефти может быть принято условно равным 3 %.

Учитывая слабую изученность территорий и специфику высокоуглеродистых отложений с высокой сорбционной емкостью, а также достаточно обширную область распространения отложений куонамской свиты и ее аналогов, авторами статьи

HYDROCARBON RESOURCES AND RESERVES было принято решение включить в расчет коэффициент слабой изученности К _си — 0,5. По мере изучения отложений куонамской свиты вопрос о необходимости и численном значении коэффициента К _си будет уточняться.

Начальные суммарные ресурсы оценивались по 26 расчетным участкам, результаты расчетов приведены в табл. 1 и на рис. 4.

Из данной таблицы и рисунка следует, что в пределах Северо-Тунгусской нефтегазоносной области выделяются: Вилюйский участок площадью 10 480,45 км². Катагенетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК₄–МК₅. В качестве внешнего эталона использована скв. Ханнинская-3230 с мощностью отложений куонамской свиты 272 м. Суммарные ресурсы составляют 2,291 млн т, извлекаемые ресурсы — 69 млн т. Верхневилюйский участок площадью 2266 км². Катагенетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК₄– МК₅. В качестве внешнего эталона использована скв. Сохсолохская-706 с мощностью отложений ку-онамской свиты 135 м. Суммарные ресурсы оценены в 1,263 млн т, извлекаемые ресурсы — 38 млн т. Чирингдинский участок имеет площадь 2628 км². Катагенетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК₄–МК₅. В качестве внутреннего эталона использована скв. Северо-Линденская-1 с мощностью отложений куонамской свиты 62,5 м. Суммарные ресурсы оценены в 1,166 млн т, извлекаемые ресурсы составляют 35 млн т.

В пределах Сюгджерской нефтегазоносной области выделяются: Нижне-Вилюйский участок площадью 10 086 км². Катагенетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК₃– МК₄. В качестве внешнего эталона использована скв. Ханнинская-3230 с мощностью отложений ку-онамской свиты 272 м. Суммарные ресурсы оценены в 2,203 млн т, извлекаемые ресурсы — 66 млн т. Могдынский участок площадью 5184 км². Катаге-нетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК₃–МК₄. В качестве внешнего эталона использована скв. Сохсолохская-706 с мощностью отложений куонамской свиты 135 м. Суммарные ресурсы оценены в 2,888 млн т, извлекаемые ресурсы составляют 87 млн т. Сюгджерский участок площадью 6872 км². Катагенетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК₃–МК₄. В качестве внутреннего эталона использована скв. Северо-Лин-денская-1 с мощностью отложений куонамской свиты 62,5 м. Суммарные ресурсы оценены в 3,048 млн т, извлекаемые ресурсы — 91 млн т.

В пределах Анабарской нефтегазоносной области выделяются: Линденский участок площадью 42 364 км2. Катагенетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК2–МК4. В качестве эталона использована скв. Северо-Линденская-1 с мощностью отложений куонамской свиты 62,5 м. Суммарные ресурсы оценены в 18,787 млн т, извлекаемые ресурсы — 564 млн т. Оленекский участок площадью 15 477 км2. Катагенетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК2–МК4. В качестве внешнего эталона использована скв. Усть-Майская-366 с мощностью отложений иниканской свиты 29,7 м. Суммарные ресурсы оценены в 5,813 млн т, извлекаемые ресурсы — 174 млн т. Онхойдохский участок площадью 7019 км2. Катагенетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК2–МК3. В качестве внешнего эталона использована скв. Ханнинская-3230 с мощностью отложений куо-намской свиты 272 м. Суммарные ресурсы оценены в 1,533 млн т, извлекаемые ресурсы — 46 млн т. Сохсолохский участок площадью 22 998 км2. Ката-генетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК1–МК3. В качестве внутреннего эталона использована скв. Сохсолохская-706 с мощностью отложений куонамской свиты 135 м. Суммарные ресурсы оценены в 12,813 млн т, извлекаемые ресурсы — 384 млн т. Мархино-Андойский участок площадью 16 313 км2. Катагенетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК2–МК3. В качестве внутреннего эталона использована скв. Мархино-Андойская-3231 с мощностью отложений куонамской свиты 175 м. Суммарные ресурсы оценены в 7,585 млн т, извлекаемые ресурсы — 263 млн т.

В пределах Западно-Вилюйской нефтегазоносной области выделяются: Ханнинский участок площадью 3921 км². Катагенетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК₃–МК₄. В качестве внутреннего эталона использована скв. Хан-нинская-3230 с мощностью отложений куонамской свиты 272 м. Суммарные ресурсы оценены в 856 млн т, извлекаемые ресурсы составляют 26 млн т. Мар-хинский участок площадью 2113 км². Катагенетиче-ская преобразованность ОВ соответствует уровню МК₃–МК₅. В качестве внешнего эталона использована скв. Сохсолохская-706 с мощностью отложений куонамской свиты 135 м. Суммарные ресурсы оценены в 1,177 млн т, извлекаемые ресурсы — 35 млн т. Тюнгский участок площадью 14 527 км². Катаге-нетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК₃–МК₅. В качестве внешнего эталона использована скв. Северо-Линденская-1 с мощностью отложений куонамской свиты 62,5 м. Суммарные ресурсы оценены в 6,443 млн т, извлекаемые ресурсы — 193 млн т.

В пределах Вилюйской нефтегазоносной области выделяются: Северо-Линденский участок площадью 18 858 км². Катагенетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК₃–МК₅. В качестве внутреннего эталона использована скв. Северо-Линденская-1 с мощностью отложений куонамской свиты 62,5 м. Суммарные ресурсы оценены в 8,363 млн т, извлекаемые ресурсы составляют 251 млн т. Олекминский участок площадью 3363 км². Катагенетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК₄–МК₃. В качестве эталона использована скв. Ханнинская-3230 с мощностью отложений куонамской свиты 272 м. Суммарные ресурсы оценены в 735 млн т, извлекаемые ресурсы — 22 млн т. Тымтайдахский участок площадью

РЕСУРСЫ И ЗАПАСЫ УВ

Таблица. Начальные суммарные ресурсы нефти нижне-среднекембрийских отложений куонамской и иниканской свит по расчетным участкам Лено-Тунгусской НГП

Table. Total initial oil resources of Lower-Middle Cambrian Kuonamsky and Inikansky formations in calculation areas within the Lena-Tungussky Petroleum Province

Нефтегазоносная область	Порядковый номер	Участок	Площадь, км2	Объем ресурсов нефти, млн т
				Суммарные геологические ресурсы по расчетным участкам	Извлекаемые ресурсы по расчетным участкам	Суммарные геологические ресурсы по НГО	Извлекаемые ресурсы по НГО
				Є1-2kn-in	КИН = 0,03	Є1-2kn-in	КИН = 0,03
Северо-Тунгусская	1	Вилюйский	10 489,45	2 291	69	4 719	142
	2	Верхне-вилюйский	2266,5	1 263	38
	3	Чирингдинский	2628,63	1 166	35
Сюгджерская	4	Нижне-вилюйский	10 086,77	2 203	66	8 139	244
	5	Могдынский	5184,63	2 888	87
	6	Сюгджерский	6872,66	3 048	91
Анабарская	7	Линденский	42 364,34	18 787	564	46 804	1 404
	8	Оленекский	15 477,63	5 813	174
	9	Онхойдохский	7019,1	1 533	46
	10	Сохсолохский	22 998,86	12 813	384
	11	Мархино-Андойский	16 313,14	7 858	236
Западно-Вилюйская	12	Ханинский	3921,16	856	26	8 476	254
	13	Мархинский	2113,12	1 177	35
	14	Тюнгский	14 527,75	6 443	193
Вилюйская	15	Северо-Линденский	18 858,15	8 363	251	21 619	649
	16	Олекминский	3363,13	735	22
	17	Тымтайдахский	1414,89	788	24
	18	Андреевский	26 456,81	11 733	352
Северо-Алданская	19	Северо-Синский	4083,41	892	27	9 114	273
	20	Ленский	2475,91	1 379	41
	21	Баппагайский	15 429,41	6 842	205
Алдано-Майская	22	Усть-Майский	4484,11	1 684	51	15 699	471
	23	Алданский	2903,64	1 571	47
	24	Хандинский	18 413,47	10 258	308
	25	Хочомский	4040,22	2 186	66
Предверхоянская	26	Дьяпальский	5737,49	509	15	509	15

1414 км2. Катагенетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК3–МК4. В качестве эталона использована скв. Сохсолохская-706 с мощностью отложений куонамской свиты 135 м. Суммарные ресурсы оценены в 788 млн т, извлекаемые ресурсы — 24 млн т. Андреевский участок площадью 26 456 км2. Катагенетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК3–МК5. В качестве внешнего эталона использована скв. Северо-Линденская-1 с мощностью отложений куонамской свиты 62,5 м. Суммарные ресурсы оценены в 11,733 млн т, извлекаемые ресурсы — 352 млн т.

В пределах Северо-Алданской нефтегазоносной области выделяются: Северо-Синский участок площадью 4083 км2. Катагенетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК2–МК4. В качестве внешнего эталона использована скв. Ха-нинская-3230 с мощностью отложений куо- намской свиты 272 м. Суммарные ресурсы оценены в 892 млн т, извлекаемые ресурсы составляют 27 млн т. Ленский участок площадью 2475 км2. Ка-тагенетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК2–МК4. В качестве внешнего эталона использована скв. Сохсолохская-706 с мощностью отложений куонамской свиты 135 м. Суммарные ресурсы оценены в 1,379 млн т, извлекаемые ресурсы — 41 млн т. Баппагайский участок площадью 15 429 км2. Катагенетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК2–МК4. В качестве внутреннего эталона использована скв. Баппагайская-1 с мощностью отложений иниканской свиты 95 м. В данной зоне расположено 3 скважины (Баппагай-ская-1, Кенкеменская-1, Уордахская-1) со средней мощностью отложений иниканской свиты 78,5 м. Суммарные ресурсы оценены в 6,842 млн т, извлекаемые ресурсы — 205 млн т.

HYDROCARBON RESOURCES AND RESERVES

Рис. 4. Подсчетный план начальных суммарных ресурсов УВ по расчетным участкам в нижне-среднекембрийских отложениях куонамской и иниканской свит Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

Fig. 4. Total initial oil resource estimation plan for calculation areas in Lower-Middle Cambrian Kuonamsky and Inikansky deposits within the Lena-Tungussky Petroleum Province

• 1    — территории с неблагоприятными условиями для сохранности УВ; 2 — нефтегеологические области нижне-среднекембрийских отложений куонамской формации Восточной Сибири.

Расчетные участки: 1 — Вилюйский, 2 — Верхневилюйский, 3 — Чирингдинский, 4 — Нижневилюйский, 5 — Мог-дынский, 6 — Сюгджерский, 7 — Линденский, 8 — Оленекский, 9 — Онхойдохский, 10 — Сохсолохский, 11 — Мар-хино-Андойский, 12 — Ханинский, 13 — Мархинский, 14 — Тюнгский, 15 — Северо-Линденский, 16 — Олекминский, 17 — Тымтайдахский, 18 — Андреевский, 19 — Северо-Синский, 20 — Ленский, 21 — Баппагайский, 22 — Усть-Майский, 23 — Алданский, 24 — Хандинский, 25 — Хочомский, 26 — Дьяпальский.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

• 1    — territories with settings unfavourable for HC preservation; 2 — geopetroleum areas in Lower-Middle Cambrian Kuonamsky Fm deposits, Eastern Siberia.

В пределах Алдано-Майской нефтегазоносной области выделяются: Усть-Майский участок площадью 4484 км². Катагенетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК₁–МК₂. В качестве внутреннего эталона использована скв. Усть-Майская-366 с мощностью отложений иниканской свиты 29,7 м. В данной зоне расположено две скважины (Усть-Майская-366 и Мокуйская-1)

со средней мощностью отложений иниканской свиты 31 м. Суммарные ресурсы оценены в 1,684 млн т, извлекаемые ресурсы — 51 млн т. Алданский участок площадью 2903 км2. Катагенетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК1–МК2. В качестве внешнего эталона использована скв. Хочом-ская-1 с мощностью отложений иниканской свиты 67,5 м. Суммарные ресурсы оценены в 1,571 млн т, извлекаемые ресурсы — 47 млн т. Хочомский участок площадью 4040 км2. Катагенетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК1–МК2. В качестве внутреннего эталона использована скв. Хочомская-1 с мощностью отложений иникан-ской свиты 67,5 м. Суммарные ресурсы оценены в 10,258 млн т, извлекаемые ресурсы — 308 млн т. Хандинский участок площадью 18 413 км2. Ката-генетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК1–МК2. В качестве внешнего эталона использована скв. Сохсолохская-706 с мощностью отложений куонамской свиты 135 м. Суммарные ресурсы оценены в 2,186 млн т, извлекаемые ресурсы — 66 млн т.

В пределах Предверхоянской нефтегазоносной области выделяется Дьяпальский участок площадью 5738 км². Катагенетическая преобразованность ОВ соответствует уровню МК₂–МК₃. В качестве внутреннего эталона использована скв. Дьяпальская-1 с мощностью отложений куонамской свиты 11,5 м. Суммарные ресурсы оценены в 509 млн т, извлекаемые ресурсы — 15 млн т.

Всего прогнозные геологические ресурсы отложений куонамской свиты и ее аналогов в пределах Тунгусской нефтегазоносной провинции составляют 115 млрд т. Учитывая то, что коэффициент извлечения ресурсов нефти из этих отложений принят в 3 %, суммарные извлекаемые ресурсы нефти будут составлять около 3,45 млрд т. Плотности начальных геологических ресурсов составили от 88– 557 тыс. т/км2. Максимальные значения плотностей ресурсов прогнозируются в пределах Анабарской, Вилюйской и Северо-Алданской нефтегазоносных областей. Для этих зон характерно оптимальное сочетание повышенных толщин высокобитуминозных отложений и благоприятных катагенетических условий [6].

Выводы

• 1.    Истощение запасов нефти из традиционных источников, с одной стороны, и успехи добычи сланцевой нефти в мировой практике, с другой стороны, обеспечили высокий интерес нефтяников к добыче УВ из нетрадиционных источников. Этот интерес подогревается и бурно развивающимися технологиями бурения скважин с зарезкой горизонтальных стволов и проведением в них операций многоступенчатого гидроразрыва пласта, что существенно повышает нефтеотдачу и снижает себестоимость добычи. В Российской Федерации такие компании, как Роснефть, Сургутнефтегаз и Газпромнефть, уже получили лицензии на добычу нефти из нетрадиционных источников — как из доманиковой формации в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, так и из баженовской формации в За-

• падно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Нет сомнений, что добыча нефти в России из сланцевых толщ с течением времени будет возрастать и расширяться географически, благодаря вовлечению в разработку новых сланцевых формаций. Авторам статьи представляется, что куонамская кремни-сто-карбонатная битуминозная формация, широко распространенная на территории Восточной Сибири и Республики Саха – Якутия, в ближайшие годы привлечет внимание добывающих компаний и будет вовлечена в разработку на территории Сибирской платформы.

• 2.    Куонамская формация по всей площади распространения имеет явно выраженную фациальную зональность, что установлено авторами статьи при диагностике генетических типов отложений. После детального изучения керна и интерпретации ГИС, построения схемы корреляции скважин в зоне распространения куонамской и иниканской свит и на прилегающих площадях, анализа толщин, строения и распространения потенциально продуктивного горизонта авторы статьи в изучаемых отложениях выделили три основные структурно-фациальных зоны и построили карту структурно-фациальных зон нижне-среднекембрийских отложений куо-намской и иниканской свит Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции.

• 3.    Прогнозные геологические ресурсы отложений куонамской свиты и ее аналогов в пределах Тунгусской нефтегазоносной провинции составляют 115 млрд т. Учитывая то, что коэффициент извлечения ресурсов нефти из этих отложений принят равным 3 %, суммарные извлекаемые ресурсы нефти будут находиться в пределах 3,45 млрд т. Авторами статьи даны результаты оценок плотностей прогнозных геологических ресурсов, которые могут позволить наметить направления возможных геолого-разведочных работ. Построены карты плотностей в пределах районирования нижне-среднекембрийских отложений куонамской и иниканской свит Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (за исключением территории с неблагоприятными условиями для сохранности УВ). Согласно полученным картам, плотности начальных геологических ресурсов составили от 88–550 тыс. т/км². Максимальные значения плотностей ресурсов прогнозируются в Вилюйской и Северо-Алданской нефтегазоносных областях. Для этих зон характерно оптимальное сочетание повышенных толщин высокобитуминозных отложений и благоприятных катагенетических условий.

  
  
  

HYDROCARBON RESOURCES AND RESERVES