Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Строение и нефтегазоносность продуктивных горизонтов терригенного комплекса венда Ангаро-Ленской ступени

Оглавление

Список рисунков

Введение

1. Геологическая изученность

2. Геологическое строение центральных районов Ангаро-Ленской ступени

2.1 Стратиграфия

2.2 Тектоника

2.2.1 Характеристика структурного плана

2.2.2 Трапповый магматизм

2.2.3 Дизъюнктивные нарушения

2.3 Нефтегазоносность

2.3.1 Общие сведения о нефтегазоносности

2.3.2 Месторождения нефти и газа

3. Литолого-петрографическое строение и нефтегазоносность продуктивных горизонтов Ангаро-Ленской ступени

4. Прогноз перспективных территорий для выявления залежей углеводородов в парфеновском, боханском и базальном горизонтах

4.1 Прогноз перспективных территорий для выявления залежей углеводородов в парфеновском горизонте

4.2 Прогноз перспективных территорий для выявления залежей углеводородов в боханском горизонте

4.3 Прогноз перспективных территорий для выявления залежей углеводородов в базальном горизонте

Заключение

Список литературы

Введение

Ангаро-Ленская ступень расположена на юге Сибирской платформы. На ней уже открыт ряд месторождений, самые крупные из которых Ковыктинское и Ангаро-Ленское. Безусловно, дальнейшее продолжение геологоразведочных работ на данной территории приведет к открытию новых месторождений. Но для того чтобы геологоразведочные работы проходили с большей эффективностью необходимо постоянно усовершенствовать модель внутреннего строения данного района.

В связи с этим целью работы является: наметить перспективные зоны для выявления залежей углеводородов в парфеновском, боханском и базальном горизонтах.

В связи с поставленной целью были сформулированы следующие этапы исследования:

1. Подготовить литературный обзор об истории изучения и геологическом строении (стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность) Ангаро-Ленской ступени.

2. Построить корреляционные профили чорской свиты венда по скважинам расположенным на территории Ангаро-Ленской ступени.

3. Дать литолого-петрографическую характеристику продуктивных горизонтов терригенного комплекса венда Ангаро-Ленской ступени.

4. По материалам схем корреляции уточнить базу данных стратиграфических разбивок на территории Ангаро-Ленской ступени.

5. Наметить перспективные зоны для выявления залежей углеводородов в парфеновском, боханском и базальном горизонтах.

В главе 1 по литературным данным описывается геологическая изученность и история геологоразведочных работ в центральных районах Непско-Ботуобинской антеклизы.

В главе 2 - стратиграфия, тектоника и нефтегазоносность данного района, строение месторождений.

• В главе 3 - литолого-петрографическое строение и нефтегазоносность продуктивных горизонтов Ангаро-Ленской ступени.
• В главе 4 приводится прогноз перспективных территорий для выявления залежей углеводородов в парфеновском, боханском и базальном горизонтах. Представлены корреляционные схемы и предложен собственный вариант корреляции боханского горизонта, в котором были выделены 5 песчаных пластов. Построены структурные карты по кровле песчаных пластов, и их толщин. Представлена карта перспектив боханского горизонта.
• При написании работы для построения карт мощностей использовалась программа Surfer, для построения корреляционных схем - Las & Log manager, для графического оформления всех рисунков - Corel Draw. Текстовый редактор и таблицы были оформлены в программах пакета Microsoft Office (Word, Excel). В качестве исходных данных для построения карт автору были предоставлены grid карты по основным отражающим горизонтам: А, Б, М2 и F.
• Работа выполнена в лаборатории «Геологии нефти и газа докембрия и палеозоя», под руководством к.г.-м.н. С.А. Моисеева.
• Автор выражает благодарность сотрудникам лабораториям «Геологии нефти и газа докембрия и палеозоя» за оказанную помощь при подготовке дипломной работы.
• Работа включает 75 страниц, 34 рисунка, 1 таблица, список опубликованной и фондовой литературы.

1. Геологическая изученность

История нефтегазопоисковых работ в Ангаро-Ленской ступени насчитывает более 70 лет.

Все исследования, проведённые на его территории до 1950-х г., носили рекогносцировочный характер.

М.М. Одинцовым и П.П. Скабичевским в 1937 году была составлена первая тектоническая схема юга Сибирской платформы. Именно тогда геологи впервые обратили внимание на перспективы карбонатных кембрийских толщ Ангаро-Ленского региона.

В 1940-1941 гг. была проведена мелкомасштабная геологическая съёмка Жигаловского вала и прилегающих к нему районов. Составлена первая геологическая карта масштаба 1:200 000 для обширной территории Ангаро-Ленской ступени (И.В. Лучицкий, М.С. Нагибина, В.П. Маслов, И.И. Катушенок). Первые поисковые скважины Каменская №1 и №2 были пробурены в 1948 и 1949 годах соответственно.

В начале 60-х годов начинается этап активных нефтегазопоисковых работ (рис. 1.1). Что в итоге привело к открытию Атовского (1961 г.) и Братского (1972 г.) месторождений на данной территории. Но с открытием Марковского нефтегазоконденсатного месторождения (1961 г.) основные объемы поисковых работ стали выполняться на территории Непско-Ботуобинской антеклизы.

В конце 80-х после открытия гигантского Ковыктинского месторождения начинается новый этап геологоразведочных работ на Ангаро-Ленской ступени, связанный с разработкой программы промышленного освоения этой территории. Но начиная с 90-х г. объёмы геологоразведочных работ резко сократились. С 1996 по 2001 год глубокое поисковое и параметрическое бурение на нефть и газ были фактически прекращены.

Особо выдающуюся роль в исследовании региона сыграли ученые-нефтяники Сибирского Отделения Академии Наук, СНИИГГИМС и научных геологических организаций Иркутска, Якутска и Красноярска во главе с академиками А.А. Трофимуком, А.Э. Конторовичем, В.С. Сурковым и Н.В. Черским (Геология…, 1981; Нефтегазоносные…, 1994).

За всё время изучения Ангаро-Ленской ступени было пробурено около 400 скважин, что обеспечило плотность бурения 4,34 м/км2 или 0,6 скв/км2. Однако эти цифры не характеризуют равномерность их распределения по площади данной территории. Большая часть скважин расположена на юге Ангаро-Ленской ступени. Центральная и западная части Ангаро-Ленской ступени охарактеризованы слабее. Также можно отметить, что большая часть пробуренных скважин приходится на глубины от 2500 до 3500 метров, меньшее количество приурочено к глубинам 1500-2000 метров. Количество же остальных скважин несравнимо мало.

В настоящее время закончено строительство первой очереди нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан» и начата эксплуатация Талаканского и Верхнечонского месторождений. Разведанных на сегодня запасов нефти недостаточно для заполнения нефтепровода на полную мощность. В силу этих причин ведется интенсивная доразведка нефтегазоносных районов Сибирской платформы, что уже нашло отражение в открытии на территории Ангаро-Ленской ступени таких месторождений как: Ангаро-Ленское, Левобережное, Хандинское и Чиканское.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

2. Геологическое строение центральных районов Ангаро-Ленской ступени

2.1 Стратиграфия

Для характеристики стратиграфии изучаемой территории в основу была взята официальная схема СибМСК 1988 г., утвержденная в 1989 г. На сегодняшний день имеется новая схема Мельникова Н.В., но она еще не опубликована.

Фундамент Иркутского осадочного бассейна представлен изверженными и метаморфическими породами архея и нижнего протерозоя. Осадочный чехол образуют преимущественно породы рифейского, вендского, кембрийского, ордовикского возраста, но также присутствуют силурийские, девонские, каменноугольно-пермские, триасовые и юрские. Общая мощность осадочного чехла на Ангаро-Ленской ступени от 2,5 до 4 км.

Рифей

На Ангаро-Ленской ступени развит только верхний структурный ярус рифея, исключениями являются районы пограничные с Присаяно-Енисейской синеклизой.

Рифейские отложения расчленяются на: карагасскую и оселковую серии.

В карагасской серии выделили шангулежскую, тагульскую, ипситскую свиты.

Шангулежская свита с угловым несогласием залегает на породах фундамента. В подошве свиты залегают песчаники. На них залегает пачка переслаивающихся алевролитов и доломитов, а в кровле свиты располагаются пестроцветные доломиты. Общая мощность свиты составляет 460-500 м.

Тагульская свита согласно залегает на шангулежской и представлена (снизу вверх) пачками: песчаников, алевролитов и пестроцветных доломитов. Общая мощность свиты составляет 450-550 м.

Тагульская свита согласно перекрывается ипситской. В подошве, которой залегают алевролиты, а кровля представлена розовыми доломитами с прослоями алевролитов и аргиллитов. Общая мощность свиты составляет 500-550 м.

Оселковая серия с перерывом залегает на карагасской, и в ней выделяют марнинскую, георгиевскую и айсинскую свиты.

В подошве марнинской свиты находится карбонатно-кремнистая брекчия, переслаивающаяся с алевролитами и песчаниками. Дальше выделяется пачка кварцевого песчаника, а в кровле свиты залегают доломиты. Общая мощность свиты менее 100 м. В прибайкалье ее аналогом, возможно, является голоустенская свита, в основании которой залегают кварцполевошпатовые песчаники, а в кровле - доломиты, переслаивающиеся с песчаниками. Общая мощность свиты составляет 400- 1100 м.

В разрезе георгиевской свиты выделяют 3 пачки (снизу вверх): конгломераты, алевролиты и аргиллиты, песчаники с прослоями алевролитов. Общая мощность свиты составляет 220-260 м. В прибайкалье ее аналогом, возможно, является улунтуйская свита. В подошве свиты залегают известняки и доломиты, а в кровле - алевролиты. Общая мощность свиты составляет 300-800 м.

Айсинская свита представлена переслаиванием алевролитов и аргиллитов, с редкими прослоями песчаников. Общая мощность свиты составляет 1300-1600 м. В прибайкалье ее аналогом является качергатская свита, которая представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями известняков в верхней части. Общая мощность свиты составляет 1000-1800 м.

Венд

Вендские отложения прослеживаются на всей территории Ангаро-Ленской ступени, и они со стратиграфическим несогласием залегают на рифейских. По составу вендские отложения четко подразделяются на 2 крупные толщи: нижнюю, преимущественно терригенную (она отсутствует только на северо-востоке) и верхнюю, преимущественно карбонатную (распространена на всей АЛС).

Согласно «Рабочей стратиграфической схеме внутренних районов Сибирской платформы» в составе венда обособленно три региональных горизонта комплексного обоснования - непский, тирский и даниловский. До 4-го межведомственного совещания (1986 г.) эта часть разреза относилась к мотской свите (Акульчева З.А., 1966). Но наличие внутри нее регионального предкатангского стратиграфического перерыва и значительного различия в литологическом составе, всё это привело к тому, что мотская свита была переведена в ранг серии. Были выделены следующие свиты: чорская свита - представленная терригенными породами (нижнемотская подсвита); катангская и собинская свиты - карбонатно-терригенно-сульфатные породы (среднемотская подсвита); тэтэрская - преимущественно карбонатная (верхнемотская подсвита). На Ангаро-Ленской ступени выделяются Ковинская, Братская, Бельско-Жигаловская, Ийско-Удинская и Верхнеангарская лито-фациальные зоны (Стратиграфия…, 2005). Схема литолого-фациального районирования венда приведена на рисунке 2.1. Стратиграфическая схема верхнепротерозойских отложений Ангаро-Ленской ступени представлена на рисунке 2.2.

Ниже приводится характеристика разреза венда в соответствии со стратиграфической схемой по горизонтам комплексного обоснования.

Непский горизонт представлен нижнечорской подсвитой (чорская свита названа по одноименной площади бурения, где и находится стратотип (К стратиграфии…, 1982)). В подошве нижнечорской подсвиты находится невыдержанный по мощности пласт разнозернистых песчаников. Выше по разрезу они перекрываются алевролитами с прослоями мелкозернистых песчаников. Далее следуют зеленовато-серые и буроватые мелкозернистые песчаники (боханский (В13) и шамановский (В10) пласты) мощностью 10-40 м. В кровле же нижнечорской подсвиты залегают темно коричневые аргиллиты и алевролиты, часто с существенной примесью доломитов. Общая мощность подсвиты: на западе составляет 165 - 330 м, в центральной части - 85 - 180 м.

В Верхнеангарской зоне распространена хужирская свита, которая возможно является аналогом нижнечорской подсвиты. Названа по урочищу Хужир на р. Ирик. Стратотипом служит скв.2 пос. Моты р. Иркут. Свита представлена кварцевыми и кварц-полевошпатовыми песчаниками, в основании гравелитовыми, с прослоями алевролитов. Общая мощность свиты составляет 90 - 115 м.

Тирский горизонт представлен верхнечорской подсвитой и космической свитой, последняя выделяется только на юге Ангаро-Ленской ступени. Название космической свиты дано по одноименной площади глубокого бурения (Конева Л.П., 1985). Мощность свиты 85-185 м. Верхняя подсвита чорской свиты, развита на большей части Ангаро-Ленской ступени и представлена пачкой песчаников (парфеновский горизонт (В5)), и залегающими на них коричневыми алевролитами и аргиллитами с прослоями мергелей и мелкозернистых песчаников. Общая мощность свиты составляет 35-230 м.

Даниловский горизонт представлен (снизу вверх) катангской, собинской и тэтэрской свитами.

Катангская свита (по р. Катанга, притоку р. Подкаменная Тунгуска) с региональным перерывом перекрывает породы чорской свиты (Воробьев и др., 1982). Практически на всей территории в подошве свиты находится пласт доломитов с незначительной примесью терригенного материала. На юго-западной части Непско-Ботуобинской антеклизы на этом уровне установлен продуктивный пласт - преображенский (Б12). Выше располагаются доломиты глинистые, иногда песчанистые, с прослоями алевролитов и аргиллитов. Доломиты, как правило, сульфатоносные. На востоке территории в разрезе свиты появляются пачки каменных солей, достигающие в мощности десятков метров. Общая мощность свиты колеблется от 60 м в центральной части до 300 м на западе.

Собинская свита (по р. Соба, притоку р. Подкаменная Тунгуска) залегает согласно на катангской. За стратотип принята Собинская скв.6. Свита, сложена доломитами, ангидрито-доломитами, глинистыми доломитами, местами известковистыми и окремненными. Часто встречаются прослои мергелей и алевролитов. Общая мощность свиты составляет 65-245 м.

Тэтэрская свита (по р. Тэтэрэ, притоку р. Подкаменная Тунгуска) утверждена на стратиграфическом совещании в Носовибирске в 1986 г. (Решение…, 1989) - стратотип Тэтэрская скв. 278. Тэтэрская свита согласно перекрывает отложения собинской свиты. Граница, разделяющая конец венда-начало кембрия, точно не определена, поэтому эти отложения отнесены к нерасчлененному венд - кембрию. Свита, сложена двумя пластами доломитов, преимущественно органогенных, иногда обломочных, с очень незначительной примесью терригенного материала, разделенных перемычкой глинистых и ангидритистых доломитов, и мергелей (Тищенко Л.Ф., 1982). Чистые разности доломитов получили название усть-кутских пластов (1 - верхний усть-кутский (Б3), 2 - нижний усть-кутский (Б5)). Общая мощность свиты составляет 30-120 м.

Кембрий

Отложения кембрийского возраста распространены на всей территории Ангаро-Ленской ступени. Кембрий представлен всеми тремя отделами.

В нижнем кембрии выделено семь региональных горизонтов: усольский, эльгянский, толбачанский, урицкий, олекминский, наманский, зеледеевский (низы среднего кембрия).

Усольский региональный горизонт на юге территории представлен одноименной усольской свитой. Свита четко подразделяется, на три подсвиты. Нижняя представлена каменными солями с прослоями доломитов и имеет мощность 50 - 130 м. Средняя сложена доломитами преимущественно органогенными, водорослевыми. Ее мощность составляет 50 - 80 м. Средняя подсвита, хорошо опознается в керне и на каротажных диаграммах и является основным маркирующим горизонтом для нижнего кембрия юга Сибирской платформы и соответствует осинскому горизонту. Верхняя подсвита, представлена неравномерным переслаиванием каменных солей и доломитов глинистых, ангидритистых, участками известковистых (Мельников Н.В.,1981). Характерно, что количество солей уменьшается вверх по разрезу и верхняя часть усольской свиты (несколько десятков м) иногда полностью лишена солей. Общая мощность свиты составляет 390 - 750 м.

Эльгянский и толбочанский региональные горизонты представлены Бельской свитой. В подошве бельской свиты залегают карбонатные породы - доломиты, доломиты глинистые, ангидритистые, доломито-ангидриты, известняки, с редкими прослоями каменной соли. Кровля свиты сложена переслаивающимися галитами и доломитами, доломитами ангидритистыми, глинистыми, редко мергелями и аргиллитами известковистыми. Общая мощность свиты составляет 445 - 580 м.

Урицкому и олекминскому региональным горизонтам соответствует булайская свита. Она представлена толщей доломитов и известняков, местами с ангидритом, местами глинистых. Характерной особенностью свиты является ее выдержанность по латерали и хорошая опознаваемость в керне и на каротажных диаграммах. В нижней части свиты резко возрастает естественная радиоактивность пород за счет незначительной примеси уран - и торий содержащих минералов. Этот репер прослеживается на всей площади развития булайской свиты и ее аналогов, и получил название булайского. Общая мощность свиты составляет 110 - 130 м.

Наманскому и зеледеевскому региональным горизонтам соответствует литвинцеская свита. В подошве свиты залегают прослои песчаников небольшой мощности, которые выше сменяются доломитами и известняками, содержащими прослои ангидрита. В кровле свиты появляются прослои каменной соли. Ее общая мощность составляет 95-185 м.

В среднем кембрии выделена верхоленская свита. Верхоленская свита, представлена монотонно переслаивающимися пестроцветными мергелями, аргиллитами, алевролитами, песчаниками с прослоями и гнездами гипса. Мощность свиты изменяется от 445 до 590 м.

К верхнему кембрию относится илгинская свита, которая сложена пестроцветными мергелями, аргиллитами, реже - алевролитами, песчаниками и доломитами. Мощность свиты составляет 15 - 140 м (Писарчик Я.К., 1963).

2.2 Тектоника

2.2.1 Характеристика структурного плана

Ангаро-Ленская ступень занимает южную и восточную части Иркутского осадочного бассейна. Первые обоснования ее существования появились в конце 60-х годов, а к середине 70-х годов разделение Иркутского осадочного бассейна на Присаяно-Енисейскую синеклизу и Ангаро-Ленскую ступень стало общепризнанным (Геология…, 1981). Принятие такого решения обусловлено разными типами рельефа кровли вендских отложений в южной части Сибирской платформы. Если на территории внутренней части Сибирской платформы он относительно пологий, то южнее градиент рельефа резко возрастает.

Ступень является промежуточной структурой между Присаяно-Енисейской синеклизой на северо-западе, Катангской седловиной на севере, Непско-Ботуобинской антеклизой на северо-востоке, Предпатомским региональным прогибом на востоке и горными обрамлениями на юго-востоке и юго-западе. Ее протяженность в субмеридиональном сечении достигает 780 км, в субширотном - 650 км, площадь около 200 тыс. км2. По кровле терригенной толщи венда Ангаро-Ленская ступень представляет собой моноклиналь со слабым погружением в северо-западном направлении с градиентом до 10 м/км (Тектоника…,2008).

На территории Ангаро-Ленской ступени выделено всего семь замкнутых и незамкнутых структур разных порядков.

Братский выступ расположен в зоне сочленения ступени с Присаяно-Енисейской синеклизой. Площадь положительной структуры I порядка почти 15000 км2. Очертания структуры плавные. В пределах выступа закартирован ряд локальных структур - Братская, Седановская и др., часть из которых вытянута вдоль оси выступа и имеют кулисообразное сочленение. На братской структуре открыто промышленное скопление газа.

В юго-восточной части ступени выделена крупная (более 5000 км2) незамкнутая структура II порядка - Ковыктинский выступ. Выступ ориентирован по удлинению в субмеридиональном направлении. В центральной части он осложнен сопряженными положительной и отрицательной структурами III порядка, ориентированным согласно с субширотным разломом, пересекающим выступ.

Кроме описанных выше, территорию надпорядковой структуры осложняют еще две отрицательные структуры III порядка.

Осадочный чехол на юго-востоке Ангаро-Ленской ступени представлен венд - нижнепалеозойскими отложениями. И в нем выделяют три структурно-тектонических комплекса: нижний - подсолевой, средний - солевой и верхний - надсолевой (Тектоника…, 2008).

Подсолевой комплекс представлен чорской, катангской, собинской и тэтэрской свитами так же сюда относят низы усольской свиты. Преимущественно терригенно-карбонатные отложения.

Солевой комплекс состоит из усольской, бельской, булайской, ангарской и литвинцевской свит, для которых характерны галогенно-карбонатные отложения.

Надсолевой комплекс представлен отложениями верхоленской свиты и ордовика, сложен преимущественно терригенными породами.

Нижний подсолевой слабо дислоцирован, для него характерно моноклинальное погружение в северо-западном и северном направлениях. Солевой и надсолевой имеют сложное тектоническое строение. Для среднего слоя (галогенно-карбонатного) это является закономерным проявлением соляной тектоники. Изменения толщин солей могут быть значительны и достигают в усольской свите от 350 до 400 м, в пределах Жигаловского вала до 1000 м, в ангарской свите от 200 до 300м и в отложениях литвинцевской свиты от 70 до 150 м (Золотов А.Н., 1982).

2.2.2 Трапповый магматизм

На территории Ангаро-Ленской ступени наибольшее развитие получила интрузивная гипабиссальная фация, представленная долеритами. На рассматриваемой территории преобладают долериты среднего состава. Основными формами залегания интрузивов являются силы. Стратиграфический диапазон распространения силлов в осадочном чехле очень велик. Снизу он ограничен вендом, сверху вулканогенно-кластическими породами нижнего триаса (Мигурский А.В., 1995).

Анализ характера распространения траппового силла по площади и его стратиграфической приуроченности показал, что в восточной части территории, Грузновская, Ковыктинская площади, траппы залегают под осинским горизонтом, а в западной части территории они залегают над осинским горизонтом (рис. 2.3, 2.4). Такому распространению траппов на данной площади способствовало наличие здесь зоны тектонического нарушения. Поскольку трапповые силлы залегают значительно выше продуктивных терригенных отложений, на перспективы нефтегазоносности последних они никакого влияния не оказали.

По данным сейсморазведки также установлено два уровня приуроченности траппа в разрезе: надосинской части и подосинской части усольской свиты. Подосинский трапп наблюдается на северо-востоке площади, поле его раскрыто в северном направлении. Далее на восток в пределах Ковыктинской площади и южнее Жигаловского вала трапповый силл в разрезе отсутствует.

2.2.3 Дизъюнктивные нарушения

Влияние дизъюнктивной тектоники на нефтегазносность той или иной территории неоднозначно. Разрывные нарушения могут оказывать как положительное, так и отрицательное влияние. Положительное - создание экранов для движения флюидов, а также разломы способствуют создания зон трещиноватости, что значительно увеличивает проницаемость коллектора. С другой стороны разломы могут привести к частичному или полному разрушению залежи и ее вертикальному смещению.

Для центральных районов Ангаро-Ленской ступени наличие разрывных нарушений доказано на Братском месторождении, где открыта тектонически-экранированная залежь в парфёновском горизонте, а также в районе Жигаловского вала, (Жарков и др., 1964; Закономерности…,1977). Для остальной части территории разрывные нарушения выделены по данным наземной геофизики (грави-магниторазведки и сейсморазведки).

Интересно, что Жигаловский вал - это геологическая структура, состоящая из серии надвигов. Характерным явлением для Жигаловского вала является соляной тектогенез, наблюдается переток солей из-под синклиналей в ядра смежных с ними крупных антиклинальных складок (Мордовская Т.В., 1984). Соли хорошо заметны на сейсмических профилях.

По данным грави-магниторазведки кристаллический фундамент имеет блоковое строение (рис. 2.5). И на данной территории выделяются Ангаро-Окинской, Илгинский, Грузновский, Ковыктинский блоки фундамента (Савинский К.А., 1964). Выделенные блоки различаются по литологии и простиранием их внутренней структуры. Ангаро-Окинский и Илгинский блоки фундамента разделены крупной зоной Иркутского регионального разлома. Эта зона прослеживается в субмеридиональном направлении более чем на 400 км, достигая глубин 12 - 15 км.

В осадочном чехле, по данным ВостСибНИИГГиМС выделяется Каймоново-Кутский региональный разлом, который в плане соответствует зоне Иркутского глубинного разлома в фундаменте (рис. 2.6, 2.7). Блоковое строение фундамента, естественно, повлияло на формирование осадочного чехла Ангаро-Ленской ступени. Подвижки блоков фундамента, в ходе длительного формирования надпорядковых структур (интенсивное проседание блоков при формировании Присаяно-Енисейской синеклизы и Предпатомского краевого прогиба и относительно замедленное проседание блоков при формировании Непско-Ботуобинской) отразились в виде разнофациальных зон протягивающихся в северо-восточном направлении (Шемин Г.Г., 1983).

Разрывные нарушения фиксируются также и на отдельных сейсмических профилях. Тектонические нарушения в подсолевой части в основном имеют ограниченное распространение и малую амплитуду. Наиболее ярким из них является зона нарушений северо-западного простирания в юго-западной части Ангаро-Ленского участка. Состоит она из двух малоамплитудных сбросов, расположенных на расстоянии 375-525 м. Наиболее контрастно она проявляется на уровне осинского горизонта, где отчетливо фиксируется узкий грабен амплитудой до 30-50м.

2.3 Нефтегазоносность

2.3.1 Общие сведения о нефтегазоносности

В разрезе осадочного чехла Ангаро-Ленской ступени выявлено двенадцать продуктивных горизонтов: базальный, боханский, шамановский, парфеновский, усть-кутский, осинский, балыхтинский, христофорский, атовский, биркинский, бильчирский и келорский (таблица ).

Большая часть ресурсов и запасов углеводородов АЛС приурочено к терригенному комплексу венда, который по своему стратиграфическому объему соответствует чорской свите. Основным продуктивным горизонтом является парфеновский (Анциферов А.С., 1962; Ковыктинское…, 2003; Трофимук А.А., 1960).

Большинство залежей, открытых на территории АЛС, - газовые. Вероятность же обнаружения газонефтяных или нефтегазовых залежей - мало вероятна. Причины этой закономерности и более полная картина по характеру образования подобного типа залежей будут рассмотрены ниже.

Очаг нафтидообразования скорее всего находился в Предпатомском региональном прогибе. В его пределах залегают мощные (до 1 км) морские алевролито-глинистые, карбонатно-кремнисто-глинистые и мергелистые толщи рифейского, вендского и раннекембрийского возраста. Обогащенность этих отложений планктонным и бактериогенным органическим веществом обусловила их высокий генерационный потенциал. В венд-кембрийскую эпоху мощные толщи рифея, содержащие нефтегазоматеринские породы, попали в главную зону нефтеобразования. Вследствие чего, к концу раннего кембрия была сформирована крупнейшая Ковыктинская зона нефтенакопления. Бассейн продолжал претерпевать интенсивное погружение, и к концу ордовикского времени на территории Предпатомского регионального прогиба осуществлялась глубинная фаза газогенерации. И затем последовавшая миграция значительных объемов газовых флюидов во внутренние районы Ангаро-Ленской ступени обусловила разрушение и переформирование на её территории ранее сформированных нефтяных скоплений и заполнение палеоловушек газоконденсатным флюидом. Следы разрушения нефтяных скоплений, твёрдые миграционные нафтиды, - широко развиты в песчаниках верхнечорской подсвиты. Наиболее активно процессы разрушения нефтяных скоплений проявились на территории Ковыктинской зоны, как наименее удалённой от Таблица. Продуктивность венд-нижнекембрийских отложений на территории Ангаро-Ленской ступени Прибайкальской зоны газообразования. Таким образом, к концу ордовикского времени здесь была сформирована гигантская зона газонакопления (Топешко В.А., 2004).

На сегодняшний день территория АЛС является одним из наиболее перспективных районов Лено-Тунгусской НГБ. К 2012 г планируется окончание строительства нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан», годовая мощность которого будет составлять 80 млн. т нефти. Для того чтобы нефтепровод работал на полную мощность остро встает задача об открытии новых месторождений.

2.3.2 Месторождения нефти и газа

На территории Ангаро-Ленской ступени открыто 7 месторождений: Ковыктинское, Левоборежное, Атовское, Братское, Ангро-Ленское, Хандинское и Чиканское.

Ковыктинское месторождение приурочено к севро-восточной части Ангаро-Ленской ступени. Это крупнейшее месторождение по запасам газа на Сибирской платформе. Месторождение открыто в 1986 году параметрической скв. 281. Его площадь составляет 7 499,5 км2. По данным бурения залежь газа приурочена к моноклинали, воздымающейся в юго-восточном направлении с выполаживанием в центральной части. Газоконденсатная залежь находится в терригенных отложениях парфеновского горизонта чорской свиты, залегающих на глубине более 3000 метров. Мощность парфеновского горизонта на территории месторождения увеличивается с юго-запада на северо-восток от 40 до 80 м. Продуктивный пласт перекрывается доломитами и мергелями катангской свиты. Коллекторские свойства слабо меняются в пределах месторождения. Открытая пористость колеблется от 12 до 19%, проницаемость 0,3-50*10-9 м2, эффективная мощность - 9-27 м. Более высокие значения этих параметров фиксируются на северо-востоке. Пластовое давление в залежи - 24-26 МПа, это немного ниже гидростатического. Тип коллектора поровый. Залежь связана с литологической ловушкой. Геологический разрез представлен на рис. 2.8 , модель залежи пласта П2 рис. 2.9 Свободный газ содержит метана до 93 %, сумма газов С2+ - до 6 %, азота - до 1,5 %, углекислого газа - до 0,14 %, гелия - до 0,3% (Новые…,2007; Левобережное…, 2007). На сегодняшний день запасы "сухого газа" месторождения составляют по категории С1-1406 млрд. м3 (промышленные запасы); С2-518 млрд. м3 (прогнозные запасы).

Братское месторождение расположено в пределах одноименной брахиантиклинали, приурочено к наиболее приподнятой части Братского выступа. Газоконденсатная залежь открыта в 1972 году. Она приурочена к верхнетирскому пласту чорской свиты вендского терригенного комплекса (рис. 2.10). Общая мощность пласта составляет 35-50 м, а эффективная - 22 м. Пористость песчаников- 12-14%, проницаемость- 10-40*10-9м2 (Нефтегазоносные…, 1994).

Атовское месторождение расположено на юге Ангаро-Ленской ступени, в зоне Верхнеангарских дислокаций, протягивающихся цепочкой складок вдоль Ангары. Структура была выявлена сейсморазведочными работами в 1957. Она представляет собой брахиантиклиналь, ориентированную в субмеридианальном направлении, с пологим южным и крутыми северным, западным и восточным склонами. В 1958 году была выявлена нефтяная залежь в карбонатах осинского горизонта усольской свиты, а в 1961 и 1978 годах - залежи газоконденсата в песчаниках парфеновского и шамановского горизонтов чорской свиты (рис. 2.11). На месторождении пробурено 8 скважин с глубиной до 2875 м, некоторые из которых вскрыли породы кристаллического фундамента. Бурение на месторождении проводилось в 50-х годах двадцатого столетия (Нефтегазоносные…,1994).

Левобережное месторождение было открыто в 2004 году. Оно находится западнее Ковыктинского месторождения. Это первое месторождение на Ангаро-Ленской нефтегазоносной области, у которого приток газоконденсата был получен из базального горизонта. Также притоки газа были получены из парфеновского и боханского горизонтов. Геологический разрез месторождения представлен на рис. 2.12.

На территории месторождения базальный горизонт распространён повсеместно, толщина его колеблется от 10 до 15 м, уменьшаясь с юго-востока на северо-запад, эффективная составляет 2-4 м, средняя пористость равна 11 %. По данным глубокого бурения продуктивный горизонт и вся вмещающая его толща вендских терригенных отложений выклиниваются в северном направлении. По результатам комплексной интерпретации данных сейсмики, электроразведки и глубокого бурения в составе базального песчаного горизонта, залегающего в основании подсолевого терригенного комплекса, выделена крупная ловушка. С запада, востока и юга она ограничена зонами отсутствия коллектора. На северо-западе залежь подпирается пластовыми водами. Модель залежи базального горизонта изображена на рис. 2.13.

Мощность боханского горизонта достигает значительных толщин - 65 - 90 м, песчаников - 45-50 м. Эффективная толщина - 10 м. Пористость песчаников редко превышает 15%, а проницаемость колеблется от 1 до 10*10-15 м2. При испытании боханского горизонта в скв. № 7 из нижней его части получена пластовая вода дебитом 1,6 м3/сут., из верхней - 300 литров нефти (Левобережное…, 2007).

Мощность шамановского горизонта - 6-8 м. Толщина песчаников, как правило, не превышает 5-7 м. Фильтрационно-емкостные свойства невысоки, и, как правило, не превышают значений пористости - 12 %, проницаемости - 4*10-15 м2. На Балаганкинской и Шамановской площадях из шамановского горизонта были получены промышленные притоки конденсатного газа.

Мощность парфеновского горизонта изменяется от 7 до 40 м, средняя эффективная толщина - 4,5 м, пористость - 10 %. На прилегающих площадях притоки газа с конденсатом получены из этого горизонта на Ахинской, Бильчирской, Боханской, Осинской, Парфёновской, Тыптинской, Шамановской, Южно-Радуйской площадях, газа с нефтью - на Подволочной, нефти - на Чорской площади. Дебиты газа в отдельных скважинах превышали 300 тыс. м3/сут.

Государственной комиссией по запасам РФ запасы месторождения были утверждены по категории С1 в объеме 748 млн. м3, категории С2 - 61,4 млрд. м3

Ангаро-Ленское газоконденсатное месторождение открыто в 2006 году, когда был получен приток газа из парфеновского горизонта. Дебит газа составил 46.4 тыс.м3/сут. на 10 мм штуцере. Месторождение расположено в Жигаловском и частично в Усть-Удинском районах Иркутской области в непосредственной близости от Ковыктиноского месторождения (в 100 км северо-западнее). Геологический разрез месторождения представлен на рис. 2.14 (Левобережное…, 2007)

По данным ГИС, парфеновский и базальный горизонты газонасыщенные.

Залежь в парфеновском горизонте пластовая, с юга литологически ограниченная. Северное ограничение залежи неизвестно. Эффективная толщина парфеновского горизонта - 5,0 - 6,5 м, пористость - 12-16 %. Модель залежи парфеновского горизонта предсталена на рис. 2.15.

Боханский горизонт характеризуется ухудшенными, по сравнению с парфёновским, параметрами. Его эффективная толщина в пределах Ангаро-Ленского месторождения - 3,5 м, пористость не превышает 10 %. Выделение ловушки в боханском горизонте основано, как и для парфеновского горизонта, на сейсмических данных. По линии р. Ангара ловушка, возможно, ограничена литологическим экраном.

Базальный горизонт имеет среднюю эффективную толщину около 8 м, пористость - 12 %.

По данным ГКЗ Роснедра запасы газа Ангаро-Ленского месторождения по категории С1 составляют 1.5 млрд. м3, С2 - 1335 млрд. м3 (Новые…, 2007 ).

Газ этих месторождений является комплексным полезным ископаемым. Помимо метана, он содержит конденсат, этан, пропан и бутан, которые необходимо использовать как эффективное сырье для развития крупнотоннажной нефтехимии, а также полезный компонент стратегического значения - гелий.

8 февраля 2007 года Федеральное агентство по недропользованию выдало свидетельство о факте открытия Чиканского газоконденсатного месторождения. Запасы Чиканского месторождения по категории С1 составляют более 16 млрд. кубометров газа и 1 млн. тонн конденсата, по категории С2 - более 81 млрд. кубометров газа и более 5 млн. тонн конденсата. В 2008 вблизи Ковыктинского месторождения на Хандинском участке были открыты залежи природного газа, с запасами С1+С2 594,1 млрд. кубометров газа (Новые…, 2007). Сведения о строении данных месторождений пока не опубликованы.

геологический залежь углеводород нефтегазоносность

3. Литолого-петрографическое строение и нефтегазоносность продуктивных горизонтов Ангаро-Ленской ступени

В разрезе осадочного чехла Ангаро-Ленской ступени выделены три нефтегазоносных комплекса (НГК): вендский терригенный, вендско-нижнекембрийский карбонатный и нижнекембрийский галогенно-карбонатный (Дробот и др., 1974; Нефтегазоносные…, 1995). Вендский терригенный НГК по стратиграфическому объёму соответствует чорской свите. Основным продуктивным горизонтом является парфеновский, с которым связаны промышленные притоки газа на Ковыктинском, Ангаро-Ленском, Атовском, Братском, Чиканском и Хандинском месторождениях. Ниже приводится характеристика продуктивных горизонтов вендского терригенного комплекса.

Парфёновский горизонт повсеместно распространён на территории Ангаро-Ленской ступени. Он сложен кварцевыми, полевошпат-кварцевыми и полимиктовыми песчаниками мелко-среднезернистыми до разнозернистых, послойно гравелитистых с редкими прослоями гравелитов, алевролитов и аргиллитов (Рис. 3.1). Мощность его на западе АЛС достигает 80 м, а мощность песчаников 60 м (Конева Л.П.,1985) (Рис. 3.2). Пористость меняется от 2 до 21%, в среднем составляя 7 - 9% (Рис. 3.3), проницаемость - 2,2*10-15 преобладают значения от 10 до 60*10-15. Тип коллектора - поровый.

При более детальном рассмотрении строения горизонта в нем выделяют две и более пачки, отличающихся по свои литолого-петрографическим характеристикам. Так, например, в скважине Ангаро-Ленская №3, по материалам специалистов ИНГГ СО РАН, в разрезе парфеновского горизонта, мощностью 62 м (инт.3215-3277 м), выделены четыре пачки.

Нижняя 1 пачка (инт.3271-3277 м) (см. рис. 3.3) сложена переслаиванием зеленовато-серых субгоризонтально микрослоистых, алевритистых аргиллитов и глинистых алевролитов. Отмечаются мелкие линзочки (до 4 см) песчаника мелкозернистого с резкими нижними границами врезания. Породы часто формируют градационные микроциклы (от 4 до 8 см) с переходом от мелко-среднезернистых песчаников к алевро-песчаникам, алевролитам и аргиллитам, представляющие собой, по-видимому, штормовые слои песчаников, на которых отлагались фоновые глинистые осадки (Кротова М.М., 2008).

2 пачка (инт.3264-3271 м) (см. рис. 3.3) представлена преимущественно зеленовато-серыми полевошпат-литито-кварцевыми песчаниками. Породы формируют циклы (0,5-1 м) с тенденцией на уменьшение зернистости вверх по разрезу от песчаников средне-крупнозернистых к мелкозернистым. Некоторые из них заканчиваются алевро-аргиллитами.

В песчаниках наблюдается субгоризонтальная и пологая косая слоистость. Периодически хорошо проявлены знаки ряби волнения (волнистая слоистость). Границы с нижележащими слоями резкие. В песчаниках, залегающих в основании циклов, иногда отмечаются крупные (до 2 см) обломки (Кротова М.М., 2008).

В составе 3 пачки (инт. 3233-3264 м) (см. рис. 3.3) также преобладают песчаники, главным образом, кварцевые, редко полевошпат-кварцевые и полевошпат-литито-кварцевые. Довольно часто в породах отмечаются поры (1-7%), выполненные черным битуминозным веществом. Основной структурный тип - мелкозернистый, хорошо и средне отсортированный на втором месте - мелко-среднезернистый и значительно реже отмечаются средне-крупнозернистые и разнозернистые плохо сортированные разновидности. В песчаниках широко развита субгоризонтальная и пологая косая слоистость с хорошо выраженными сериями до 4 см (знаки волновой ряби), подчеркнутая темными глинистыми слойками. В некоторых прослоях отмечаются более крупные (до 12 см) разнонаправленные косые серии. На отдельных интервалах наблюдаются циклы (мощностью от 6 до 50 см) с уменьшением зернистости вверх по разрезу от средне-крупнозернистых песчаников к мелкозернистым (Кротова М.М., 2008).

4 пачка (инт. 3215-3233 м) (см. рис. 3.3) керном представлена не полностью, но, судя по имеющемуся литологическому материалу и данным ГИС, сложена она преимущественно песчаниками, с редкими прослоями алевролитов и аргиллитов в кровле. Породы в основном мелко-среднезернистые, хорошо и средне сортированные. На некоторых участках в песчаниках отмечаются очень тонкие (1-3 мм) слойки более светлых алевролитов. Кроме того, присутствуют более мощные (до 0,25 м) прослои темно-серых алевро-аргиллитов со слабо выраженной волнистой слоистостью (Кротова М.М., 2008).

На Ахинской, Бильчирской, Боханской, Осинской, Парфёновской, Тыптинской, Шамановской, Южно-Радуйской площадях из парфеновского горизонта были получены притоки газа с конденсатом, на Подволочной - газа с нефтью, на Чорской - нефти. Дебиты газа в отдельных скважинах достигают 300 и более тыс. м3. На территории Левобережного месторождения притоков газа получено не был, но в скважине Левобережная 7 по ГИС отмечается газонасыщение коллектора.

Шамановский горизонт менее устойчиво прослеживается в разрезе, чем парфёновский. Горизонт вскрыт с отбором керна только в скважине Левобережная 7 в интервале 3215-3221,5 м, мощность 6,5 м. Керн представлен песчаниками преимущественно средне-мелкозернистыми, редко до разнозернистых, кварц и полевошпатово-кварцевого состава. Толщина горизонта - 6-8 м, на западе АЛС достигает 30 м. Толщина песчаников, как правило, не превышает 5-7 м и редко достигает значений 20-25 м. Тип коллектора - поровый. Фильтрационно-емкостные свойства невысоки, и, как правило, не превышают значений пористости - 12%, проницаемости - 4*10-15 м2 (рис. 3.4).

Максимальный дебит газа получен на Балаганкинской площади - 280 тыс. м3/сут., конденсата - на Шамановской площади - 35 м3/сут.

Боханский горизонт представлен неоднородным чередованием различных по зернистости песчаников: от грубо-крупнозернистых с гравием до средне- и мелкозернистых алевритистых и алевритовых (Рис. 3.5). По литологическому составу песчаники полевошпатово-кварцевые и кварцевые, слабо отсортированные. Толщина горизонта достигает значительных толщин до 65 - 90 м, песчаников 45-50 м. Строение горизонта крайне неоднородно. В разрезе горизонта выделяется от одного до пяти песчаных пластов.

Тип коллектора - поровый. Пористость песчаников редко превышает значения 10-15%, а проницаемость - от 1 до 10*10-15 м2 ( рис. 3.4).

Помимо Атовского месторождения, притоки газа получены на Знаменской (2 тыс. м3/сут.), Чиканской, Тутурской, Подволочной, Коркинской и Знаменской площадях. На Левобережном месторождении, из горизонта получено 300 литров нефти.

Базальный горизонт залегает на поверхности кристаллического фундамента или коры его выветривания в основании нижнечорской подсвиты и представлен разнозернистыми песчаниками, преимущественно кварц, кварц-полевошпатового состава. Песчаники обычно характеризуются плохой сортировкой и окатанностью псаммитового материала и высоким содержанием цемента. Породы плотные, прослоями интенсивно насыщены твердым нерастворимым битумом, который обуславливает черную окраску песчаников. Тип коллектора - поровый. Фильтрационно-емкостные свойства пород низкие: пористость 2,5-9 %, в отдельных образцах до 12 % (Рис.3.6). Из перечисленных выше горизонтов базальный горизонт наименее изучен глубоким бурением, так как, во-первых, он распространён неповсеместно, а только в восточной и юго-восточной районах АЛС. Во-вторых, лишь отдельные скважины (Левобережная 7, Правобережная 1, Правобережная 2, Ковыктинская 1, Ковыктинская 2, Ковыктинская 3, Ковыктинская 56) в Ангаро-Ленской ступени добурены до фундамента и вскрыли осадочный чехол на полную мощность. Промышленный приток газа дебитом 63 тыс. м3 был получен в скв. 7-Левоборежной площади.

4. Прогноз перспективных территорий для выявления залежей углеводородов в парфеновском, боханском и базальном горизонтах

Как уже отмечалось ранее, в центральных районах Ангаро-Ленской ступени основными продуктивными горизонтами являются терригенные горизонты венда. Вследствие открытия гигантской залежи газа в песчаниках парфеновского горизонта на Ковыктинской площади дальнейшие исследования были связаны непосредственно с данным горизонтом.

В данной работе основное внимание уделялось боханскому горизонту. Прогноз перспективных территорий для выявления залежей углеводородов в парфеновском и базальном горизонтах был взят из ранее сделанных работ (Гой В.Ю., 2009; Полосухин В.А., 2006; Левобережное… , 2007).

4.1 Прогноз перспективных территорий для выявления залежей углеводородов в парфеновском горизонте

Парфеновский продуктивный горизонт приурочен к кровельной части разреза чорской свиты и имеет региональной характер распространения. Из него получены промышленные притоки газа на Ковыктинском, Ангаро-Ленском, Атовском, Братском, Чиканском и Хандинском месторождениях.

При более детальном рассмотрении строения горизонта в нем выделяют две и более пачки, отличающихся по свои литолого-петрографическим характеристикам.

Песчаники, слагающие верхнюю часть разреза парфеновского горизонта (пласт П1), характеризуются большей степенью окатанности и сортировки зерен, размеры которых и соотношения фракций следующие: содержание фракции (0,01-0,1 мм) составляет 65-70 %, а фракции (0,1-0,25 мм) - 30-35 %. Поэтому, коллекторские свойства песчаников здесь в целом низкие и слабо изменяются по разрезу и площади: открытая пористость (пористость насыщения), как правило, не превышает 4-5 %, редко достигая 8%.

Песчаники нижней части (П2) горизонта характеризуются обратным соотношением фракций (0,01-0,1 мм) и (0,1-0.25 мм), а также наличием грубозернистой и гравийной фракций (Советов Ю.К.,1977). Это определяет повышение коллекторских свойств песчаников: величина открытой пористости достигает 16-18 % (Литолого-петрофизическая …, 2009; Полосухин В.А, 2006; Бак Е.П., 2008).

Эффективная мощность коллекторов парфеновского горизонта изменяется от 1 м до 29,2 м, увеличиваясь от юго-восточных и южных границ ступени в северо-восточном и северо-западном направлениях.

На рисунке 4.1. представлена карта перспектив нефтегазоносности парфеновского горизонта. Можно заметить, что наиболее перспективная территория - это центральная часть ступени. Максимальные мощности горизонта характерны для Братской площади и составляют порядка 95 м. К югу мощность уменьшается, на Знаменской, Жигаловской, Коркинской площадях мощность парфеновского горизонта менее 10 м.

В ряде публикаций по геологическому строению Ковыктинского месторождения показано, что песчаники парфеновского горизонта сформировались в различных палеогеографических условиях дельтового комплекса. В центральной части ступени горизонт сформировался в условиях аллювиальной долины (Ахияров А.В., 2007; Ковыктинское…, 2003).

В работах Ю.К. Советова показано, что основным источником терригенного материала для формирования парфеновского горизонта являются денудированные породы Присаяно-Енисейской синеклизы (Советов Ю.К., 1977).

Эти материалы дают нам повод предполагать, что в центральных районах Ангаро-Ленской ступени надо искать залежи принципиально иного строения от тех, которые уже выявлены в зоне сочленения Ангаро-Ленской ступени, Присаяно-Енисейской синеклизы и Непско-Ботуобинской антеклизы, вероятнее всего они будут «ленточного» типа (Бак Е.П., 2009).

В связи с тем, что основное внимание было уделено боханскому горизонту, прогноз перспектив парфеновского горизонта написан в самых общих словах.

4.2 Прогноз перспективных территорий для выявления залежей углеводородов в боханском горизонте

Боханский продуктивный горизонт приурочен к основанию разреза чорской свиты и имеет повсеместное распространение. Толщина горизонта, в зависимости от его строения, колеблется в широких пределах - от 35 до 90 м. Максимальная эффективная толщина - 24м. Промышленных притоков из него пока не было получено, но в одной из скважин из данного горизонта было получено 300 л нефти.

Строение горизонта весьма сложное. По сейсмическим материалам производственной организации «РусИнтеграл» была выдвинута идея линзовидного строения боханского горизонта (Рис. 4.2). Эту идею автор попробовал проследить на корреляционных профилях (Рис. 4.3, 4.4, 4.5). Получилось выделить пять песчаных пластов, которые условно были названы Боханский 1, Боханскй 2, Боханский 3, Боханский 4 и Боханский 5.

Для прогноза перспективных территорий нефтегазоносности боханского горизонта были построены серии карт. Изначально была взята сетка по кровле тирского регионального горизонта. В результате пересчета были построены структурные карты по кровле каждого из песчаных пластов боханского горизонта. Затем были построены карты толщин пластов, путем вычитания структурной поверхности подошвы горизонта от структурной поверхности кровли (Рис. 4.6).

Как видно из рисунка 4.7 песчаный пласт Боханский 1 распространен в северной части ступени. Мощность песчаников изменяется в интервале от 0 до 25 м (Рис. 4.8).

Песчаный пласт Боханский 2 распространен так же в северной части ступени (Рис. 4.9). Максимум мощности песчаников наблюдается на Грузновской площади и равен 48 м (Рис.4.10).

Песчаный пласт Боханский 3 имеет практически повсеместное распространение (Рис. 4.11). На некоторых площадях мощность песчаников достигает 50 м (Рис. 4.12). По данным Кротовой М.М.(2008), в одной из скважин пласт представлен песчаниками светло-серыми с зеленоватым оттенком, косослоистыми, литито-кварцевыми. Пласт сформировался в баровых условиях, иногда переработанных приливно-отливными руслами.

Песчаный пласт Боханский 4 распространен в юго-восточной части ступени (Рис. 4.13). Максимальные мощности песчаников около 30 м (Рис. 4.14). По данным Кротовой М.М.(2008), в одной из скважин пласт представлен светло-серыми и зеленовато-серыми лититово-кварцевыми песчаниками. Пласт сформировался в баровых условиях, иногда переработанных приливно-отливными руслами.

Песчаный пласт Боханский 5 распространен в центральных районах ступени (рис. 4.15). Это маломощный пласт, его максимальные толщины составляют 9 метров (рис. 4.16). По данным Кротовой М.М. (2008), пласт был сформирован в баровых условиях.

В итоге была построена карта перспектив нефтегазоносности боханского горизонта путем наложения схем распространения песчаных пластов (рис. 4.17). Можно заметить, что территория, на которой пересекаются все пять пластов, составляет не более чем 10% от изучаемой площади. В данном районе скважин пока еще не было пробурено. Прогнозная суммарная мощность песчаников здесь составляет порядка 55 м. Для северных районов характерно пересечение трех-четырех песчаных пластов. На юге территории мы можем наблюдать пересечение всего двух пластов, но их суммарная мощность составляет не менее 35 м. В процентном соотношении территория, на которой пересекаются только два песчаных пласта, составляет примерно 50% от всей территории ступени. В единичных скважинах (Харанжинская 4, Левобережная 7, Шамановская 163) боханский горизонт представлен одним песчаным пластом Боханским 3. Его мощность в данных скважинах составляет 50, 40 и 37 метров соответственно.