Лено тунгусская нефтегазоносная провинция доклад

Обновлено: 18.03.2024

В работе рассмотрена возможность гидратообразования на месторождениях Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции Восточной Сибири. Равновесные условия гидратообразования в пластовых условиях рассчитаны по методике Слоана с использованием уравнения состояния газа Редлиха – Квонга на основании компонентного состава газа. Показано, что практически на всех месторождениях, исключая некоторые скважины с более глубоким интервалом перфорации Бысахтахского ГКМ, гидратообразование возможно как в продуктивных пластах, так и в призабойной зоне и стволах скважин. Косвенными геохимическими маркерами наличия гидратов также являются высокоминерализованные пластовые воды и наличие гелия в природном газе. При пластовых условиях на рассмотренных месторождениях образуются гидраты структуры КС-II с заполнением малых и больших полостей. В составе гидратов преобладают углеводороды С2-С4, что приводит к повышению плотности гидратов относительно плотности гексагонального льда. Прогнозируемое наличие в продуктивных горизонтах и образование гидратов при разработке и эксплуатации месторождений Лено-Тунгусской НГП диктует необходимость проведения исследований, направленных на составление технологических схем с учетом индивидуальных геолого-промысловых данных и физико-химических свойств пластовых флюидов. Поскольку в настоящее время основным методом предупреждения и ликвидации гидратов является закачка метанола в пласт, в призабойную зону и стволы скважин, то также необходим поиск экономически эффективных путей сокращения эксплуатационных затрат по предупреждению техногенного гидратообразования.


1. Соромотин А.М. Нефтегазовые ресурсы Республики Саха (Якутия): состояние, перспективы использования // Вестник СВФУ. 2014. Т. 11. № 6. С. 129–136.

4. Перлова Е.В., Микляева Е.С., Леонов С.А., Ткачёва Е.В., Ухова Ю.А. Газовые гидраты полуострова Ямал и прилегающего шельфа Карского моря как осложняющий фактор освоения региона // Вести газовой науки. 2017. № 3 (31). С. 255–262.

5. Афанасенков А.П., Волков Р.П., Яковлев Д.В. Аномалии повышенного электрического сопротивления под слоем многолетнемерзлых пород новый поисковый признак залежей углеводородов // Геология нефти и газа. 2015. № 6. С. 40–52.

6. Федосеев С.М. Реликтовые газовые гидраты как возможный источник загазованности подземных горных выработок криолитозоны // Наука и образование. 2014. № 1. С. 40–45.

8. Сафронов А.Ф., Сафронов Т.А. Геолого-экономические аспекты развития нефтегазового комплекса Республики Саха (Якутия). Якутск: Изд-во ЯНЦ СО РАН, 2008. 184 с.

9. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР: справочник / Под ред. Л.М. Зорькина. М.: Недра, 1989. 382 с.

10. Полозков А.В., Астафьев Д.А., Истомин В.А., Полозков К.А., Гафтуняк П.И. Выявление газогидратных зон в низкотемпературных породах при строительстве скважин и ожидаемые типы газогидратных залежей // Вести газовой науки. 2011. № 3 (8). С. 78–86.

11. Якуцени В.П. Газогидраты – нетрадиционное газовое сырье, их образование, свойства, распространение и геологические ресурсы // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2013. Т. 8. № 4. DOI: 10.17353/2070-5379/50_2013.

12. Sloan E.D., Koh C.A. Clathrate hydrates of natural. Boca Raton: Taylor&Francis Group/CRC Press, 2008. 720 p.

13. Рожин И.И. Термодинамические эффекты в математических моделях добычи природного газа в северных регионах: дис. . докт. техн. наук. Новосибирск, 2015. 264 с.

14. Чувилин Е.М., Гребенкин С.И., Жмаев М.В. Влияние гидрато- и льдообразования на газопроницаемость песчаных пород // Вести газовой науки. 2018. № 3 (35). С. 264–273.

В настоящее время Республика Саха (Якутия) является одним из субъектов Российской Федерации, которые участвуют в экспорте углеводородного сырья в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) [1]. На территории республики открыто более 30 месторождений нефти и газа, которые находятся в пределах Лено-Тунгусской и Лено-Вилюйской нефтегазоносных провинций востока Сибирской платформы. Непско-Ботуобинская нефтегазоносная область Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (ЛТ НГП) является самой богатой по разведанным и прогнозным запасам углеводородов. К ней приурочено более 25 % всех начальных геологических суммарных ресурсов углеводородов провинции [2]. Природные газы месторождений ЛТ НГП характеризуются высоким содержанием этана, наличием гелия и практически полным отсутствием соединений серы. Эти обстоятельства обуславливают привлекательность разработки и эксплуатации этих месторождений с точки зрения высокой рентабельности и экологической чистоты газохимического производства [1]. Однако главной особенностью инженерно-геологических условий месторождений ЛТ НГП является повсеместное развитие многолетнемерзлых пород, залегающих до глубины 400–600 м. Известно, что при проходке скважинами и подземными выработками интервала криолитозоны возникают внезапные выбросы газов, которые некоторые исследователи связывают с крупными по объему газовыми скоплениями в многолетнемерзлых породах в свободной или гидратной формах [3–5]. Сложные геокриологические условия и гидратонасыщенность криолитозоны свидетельствуют о возможности возникновения различных осложнений – вплоть до серьезных аварийных ситуаций – на всех стадиях освоения месторождений в северных регионах [6, 7].

Месторождения нефти и газа ЛТ НГП характеризуются низкими пластовыми температурами при начальных пластовых давлениях 10–19 МПа [8]. Пластовые воды имеют высокую минерализацию (до 400 г/л) и относятся к хлоридно-кальциевому генетическому типу [9]. Термобарические условия на этих месторождениях соответствуют равновесным условиям образования гидратов, однако высокая минерализация остаточной поровой влаги практически препятствует гидратообразованию в коллекторах пласта. Тем не менее не исключается наличие гидратов в коллекторах продуктивных горизонтов нефтегазоносных провинций Восточной Сибири [10], поскольку высокая минерализация пластовых вод и наличие гелия в составе природного газа являются косвенными геохимическими маркерами выявления газогидратов в зоне возможного гидратообразования (ЗВГО) [11].

Целью работы являлось термодинамическое обоснование существования гидратов в продуктивных горизонтах Лено-Тунгусской НГП и техногенного гидратообразования при эксплуатации месторождений.

Материалы и методы исследования

Термобарические условия гидратообразования природных газов месторождений Лено-Тунгусской НГП (табл. 1) были рассчитаны на основании компонентного состава газа по методике Слоана, где используется уравнение состояния газа Редлиха – Квонга [12, 13].

Месторождения Лено-Тунгусской НГП

Расчеты показали, что, кроме отдельных скважин Бысахтахского ГКМ с более глубоким интервалом перфорации, гидратообразование возможно на каждом из месторождений.

Расчет равновесных условий гидратообразования в пластовых условиях рассмотрен на примере природных газов Среднеботуобинского и Бысахтахского месторождений, отличающихся по условиям залегания и компонентному составу газа.

Среднеботуобинское НГКМ приурочено к Среднеботуобинской и Курунгской структурам северо-восточного склона Непско-Ботуобинской антеклизы. Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с карбонатными отложениями осинского и терригенными коллекторами ботуобинского и улаханского горизонтов. Газонефтяная залежь осинского горизонта приурочена к кавернозно-пористым доломитам и известнякам, залегающим в кровле подсолевого комплекса под мощной толщей каменных солей юрегинской свиты нижнего кембрия. Глубина залегания залежи варьируется в пределах 1450–1550 м. Пластовое давление в залежи ниже гидростатического и составляет 13,9–15,8 МПа, пластовая температура равна 8 °С. Основная нефтегазовая залежь приурочена к преимущественно кварцевым песчаникам ботуобинского горизонта. Глубина залегания этой залежи 1875–1925 м. Пластовое давление в залежи составляет 14–14,4 МПа, что ниже условного гидростатического, пластовая температура 12–14 °С [8].

Бысахтахское ГКМ расположено в зоне сочленения Березовской впадины с Джеюктинским выступом и приурочено к одноимённой положительной структуре северо-восточного простирания. Выделяются четыре продуктивных горизонта: бысахтахский, кудулахский и успунский в вендской части разреза и юряхский – в венд-нижнекембрийской части разреза. На Бысахтахском месторождении в зависимости от скважины пластовые температуры изменяются в интервале от 17 до 30 °С; а давления – от 166 до 315 атм [2].

Результаты исследования и их обсуждение

Расчет равновесных условий гидратообразования природного газа Среднеботуобинского месторождения (рис. 1) показывает, что пластовые условия находятся глубоко в гидратной области.

На Бысахтахском месторождении образование гидратов возможно только в отдельных скважинах, для которых пластовые температуры и давления лежат в области гидратообразования (рис. 2). В скважинах, которые характеризуются высокими пластовыми температурами и давлениями, гидратообразование исключается (рис. 3).

Сравнение равновесных условий гидратообразования показывает, что природный газ Бысахтахского ГКМ (рис. 2, 3) месторождения образует гидраты при более высоком давлении по сравнению с природным газом Среднеботуобинского НГКМ (рис. 1).

Природные газы месторождений, независимо от компонентного состава, образуют гидраты кубической структуры II с заполнением молекулами газа, как малых, так и больших полостей кристаллической решетки (табл. 2). В составе гидратов из компонентов природного газа преимущественно концентрируются углеводороды С2-С4.

kal1.tif

Рис. 1. Равновесные условия гидратообразования для пластового газа Среднеботуобинского месторождения (1991 г., скважина № 160, интервал 1889–1899). Точка пересечения штриховых линий соответствует пластовому условию. Компонентный состав газа ( % мол.): СН4 – 85,15; С2Н6 – 7,41; С3Н8 – 2,40; н-С4Н10 – 0,74; изо-С4Н10 – 0,29; С5+ – 0,93; СО2 – 0,05; N2 – 2,61; Н2 – 0,14; Не – 0,28

Степень заполнения малых полостей θ1 не достигает максимального значения, так как часть полостей остается свободной. Высокое равновесное давление гидратообразования способствует более полному заполнению малых полостей в гидрате природного газа Бысахтахского месторождения по сравнению с гидратом природного газа Среднеботуобинского месторождения. Большие полости гидратов заполняются крупными молекулами гидратообразователей, поэтому степени заполнения θ2 обоих гидратов близки к единице. Гидратные числа, рассчитанные по степеням заполнения полостей, показывают, что состав гидрата Бысахтахского месторождения близок к стехиометрическому. Плотность гидратов природного газа Среднеботуобинского месторождения больше плотности гидратов природного газа Бысахтахского ГКМ и превышают плотность гексагонального льда (0,912 г/см3). Поскольку газовые гидраты цементируют породы и увеличивают их механическую прочность, изменяют их фильтрационные свойства и могут повлиять на бурение скважин на месторождениях [11, 14].

kal2.tif

Рис. 2. Равновесные условия гидратообразования для пластового газа Бысахтахского месторождения (скважина № 187-02, интервал 1886–1896). Сплошная линия соответствует равновесным условиям гидратообразования. Точка пересечения штриховых линий соответствует пластовому условию. Компонентный состав пластового газа ( % мол.): СН4 – 90,423; С2Н6 – 5,580; С3Н8 – 1,484; н-С4Н10 – 0,409; изо-С4Н10 – 0,173; С5+ – 0,774; СО2 – 0,180; N2 – 0,879; Н2 – 0,069; Не – 0,079

kal3.tif

Рис. 3. Равновесные условия гидратообразования для пластового газа Бысахтахского месторождения (скважина № 187-02, интервал 2620–2905). Сплошная линия соответствует равновесным условиям гидратообразования. Точка пересечения штриховых линий соответствует пластовому условию. Компонентный состав пластового газа ( % мол.): СН4 – 90,10; С2Н6 – 4,52; С3Н8 – 0,92; н-С4Н10 – 0,19; изо-С4Н10 – 0,09; С5+ – 1,41; СО2 – 0,87; N2 – 1,74; Н2 – 0,05; Не – 0,06

1. Описание Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции

2. Общие сведения о провинции. Географо-экономические условия

4. Геолого-геофизическая изученность

На территории до постановки глубокого бурения проводился целый ряд работ,
среди которых: сейсморазведка, геологическая съемка и гравиметрическая съемка.
На первых этапах геолого-разведочных работ в Лено-Тунгусской провинции
выделялись очень крупные (главные) зоны нефтегазонакопления. Такие зоны
предполагались на Непско-Ботуобинской и Байкитской антеклизах, на сводах,
седловинах, выступах, на системах рифов, на погребенных поднятиях. В
последующие этапы работ зоны нефтегазонакопления по различным комплексам
признаков выделялись многими исследователями.
В северных областях Лено-Тунгусской провинции геолого-разведочные работы
проведены в небольших объемах. Кроме этого, Анабарской и Северо-Алданской
НГО дана низкая оценка плотности ресурсов УВ, а в слабоизученных СевероТунгусской, Западно-Вилюйской и Алдано-Майской НГО можно выделить
перспективные объекты, но не зоны.

6. Стратиграфия

Фундамент Лено-Тунгусской провинции, как и всей Сибирской платформы, сложен преимущественно
породами архейского возраста, частично переработанного в раннем протерозое.
Вулканогенно-осадочный чехол провинции сформирован в верхнепротерозойское и фанерозойское время и
повсеместно залегает на архейско-нижнепротерозойском кристаллическом фундаменте.
Осадочный чехол представлен чередованием терригенных, карбонатных и соленосных отложений
В западных, юго-западных и центральных районах провинции широко распространена галогенно-карбонатная
лагунно-морская формация нижнего кембрия. Мощность соленосных толщ изменяется от 50 до 400 м.
Ордовикские и силурийские отложения распространены в основном в прогнутых районах провинции.
Девонско-триасовый структурно-формационный комплекс широко развит по всей территории провинции. В
частности, триас представлен вулканогенно-осадочными образованиями: базальтами, туфогенными и
туфогенно-осадочными породами, образовавшимися в результате траппового магматизма. Мощность
триасовых образований в северной части Тунгусской синеклизы достигает 3000 м, в центральной 750 — 1250
м. Юрские и меловые отложения на территории провинции развиты только в пределах погруженных зон,
мощностью до 350м.

7. Тектоника

Тектонически провинция занимает большую часть Сибирской
платформы (без Алданского щита и Вилюйской синеклизы).
Фундамент платформы добайкальский,гетерогенный. Платформенный
чехол представлен 4 крупными комплексами терригенных, карбонатных и
карбонатно-галогенных отложений: рифейским, венд-нижнепалеозойским,
верхнепалеозойско-триасовым и мезозойско-кайнозойским. В северо-западных
районах провинции широко развиты интрузии траппов. Мощность чехла в
наиболее прогнутых участках достигает 9 км. В осадочном чехле установлен ряд
крупных антеклиз (Непско-Ботуобинская и др.), синеклиз (Тунгусская и др.),
сводов (Непский, Сурингдаконский и др.), впадин.

8. Нефтегазонсность

Большой интерес в нефтегазоносном отношении представляют рифовые системы,
особенно древняя, перекрытая мощными соленосными толщами, что резко улучшает
условия сохранности скоплений нефти и газа.
Подавляющая часть начальных суммарных ресурсов приурочена к вендскому и вендсконижнекембрийскому комплексу, где содержится более 55% извлекаемых суммарных
ресурсов УВ провинции. Залежи нефти и газа выявлены в рифейском, вендском,
вендско-кембрийском и кембрийском нефтегазоносных комплексах. В разрезе осадочных
отложений провинции выделяются три нефтегазоносных комплекса — рифейский
карбонатный, вендский терригенный и кембрийский карбонатный.
Рифейский НГК мощностью до 2000 м сложен разнофациальными толщами песчаников
и карбонатов.
Вендский терригенный НГК распространен и центральных и южных районах
провинции. Треть ресурсов углеводородов всей провинции сконцентрировано в вендском
комплексе.
Кембрийский НГК распространен почти на всей территории провинции, за исключением
северных районов. Коллекторами являются кавернозные и трещиноватые массивные
доломиты и известняки. Региональными покрышками - соляные пачки внутри
комплекса, а покрышками аргиллиты и мергели.
В ордовикском и верхнепалеозойском комплексах отмечены нефтегазопроявления. В
Лено-Тунгусской провинции выделяется 10 нефтегазоносных областей и ТуруханоНорильский перспективный нефтегазоносный район.

Схема нефтегазоносности Лено-Тунгусской НГП
(по B.C. Сурикову, А.Э. Конторовичу, А.А. Трофимуку и др.)
1 — породы кристаллического фундамента на поверхности; 2 — зоны шарьяжных перекрытий; 3 —
месторождения нефти и газа; 4 — поля распространения битумов; 5 — граница НГП; 6 — зоны
установленного и предполагаемого распространения рифовых комплексов кембрия; 7 —
зона распространения траппов; 8 — границы нефтегазоносных областей;9 — перспективные территории I
категории. Нефтегазоносные области:I — Анабарская, II — Северо-Тунгусская, III — Южно-Тунгусская,
IV —Байкитская, V — Катангская, VI — Присаяно-Енисейская, VII — Непско-Ботуобинская, VIII — АнгароЛенская, IX — Предпатомская, X — Западно-Вилюйская, XI — Северо-Алданская, XII — ТуруханоНорильский СНГР

12. Заключение

Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция играет важнейшую роль в
энергетическом балансе РФ. Имеются три нефтегазоносных комплекса –
вендский преимущественно терригенный, венд-нижнекембрийский глинистосульфатно-карбонатный и кембрийский галогенно-карбонатный. Первые два,
относящиеся к нижним структурным этажам, являются основными
продуктивными комплексами на данной территории, третий – перспективный.
На территории Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции, учтено порядка
11% российских запасов свободного газа. Практически весь газ этаносодержащий. К тому же попутным компонентом часто является гелий (в
регионе сконцентрировано свыше 90% российских запасов гелия), что создает
дополнительные сложности при разработке месторождений. Все разведанные в
настоящее время запасы нефти (около 8% общероссийских) сосредоточены на
юге региона. Наблюдается увеличение количества запасов с севера на юг
территории. Разведано около 50 месторождений нефти, в том числе два
уникальных (Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское).

Введение…………………………………………………..….………………………..3
Глава 1. Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция………………….………..4
1.1. Географо-экономические условия………………………….……………. 4
1.2. Геолого-геофизическая изученность…………………………………….………5
1.3. Тектоника………………………………………………………. 6
1.4. Геологическое строение…………………………………….………. ……. 7
1.5.Нефтегазоносность…………………………………………..…………. ……. 8
Глава 2. ГАУС в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области..… 10
Глава 3. Перспективные направления ГРР на территории Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции ………………………………………………………..13
Заключение………………………………………………………………………..…16
Список литературы…………………………………………………………………. 17


Введение.
Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция приурочена к Сибирской платформе за пределамимезозойских депрессий и за­нимает территории в Красноярском крае Иркутской области, Эвенкийском автономном округе и западной части Республики Саха. Общая площадь провинции 2640 тыс. км2 .
В составе Лено -Тунгусской НГП выделены множество областей. Географически провинция занимает часть Среднесибирского плоскогорья. Основная территория провинции расположена в зоне тайги и значительно заболочена. Первые скважиныпробурены в 1930, первое открытое месторождение – Марковское, 1962 г.
Тектонически провинция занимает большую часть Сибирской платформы (без Алданского щита и Вилюйской синеклизы). Фундамент платформы добайкальский, гетерогенный. Вулканогенно-осадочный чехол провинции сформирован в верхнепротерозойское и фанерозойское время.
Отличительной особенностью строения осадочно-вулканогенногочехла Сибирской платформы являются пластовые и секущие интрузии траппов, широкое внедрение которых началось с раннекаменноугольного времени. Интрузивная трапповая формация играет существенную роль в геологическом строении осадочного чехла и влияет на нефтегазоносность вмещающих толщ.
Подавляющая часть начальных суммарных ресурсов приуро­чена к вендскому и вендско-нижнекембрийскому комплексу, гдесодержится более 55% извлекаемых суммарных ресурсов УВ про­винции. Залежи нефти и газа выявлены в рифейском, вендском, вендско-кембрийском и кембрийском нефтегазоносных комплек­сах. Залежи пластовые сводовые и пластовые литологически ограниченные.
Три нефтегазоносных комплекса – вендский преимущественно терригенный, венд-нижнекембрийский глинисто-сульфатно-карбонатный и кембрийскийгалогенно-карбонатный. Первые два, относящиеся к нижним структурным этажам, являются основными продуктивными комплексами на данной территории, третий – перспективный.
В основном генераторами нефти и газа здесь выступают аргиллиты, алевролиты и глинистые доломиты венда и доломиты нижнего кембрия. Для всех нефтегазоносных комплексов региональным флюидоупором являются галогенные отложения кембрийской системы.
Карбонатные отложения Непскогосвода генерировали и аккумулировали подвижные углеводороды в масштабах, обеспечивающих формирование зон нефтегазонакопления, связанных с участками развития коллекторов.
Глава 1. Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция.

Глава 1.1. Географо-экономические условия
Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция приурочена к Сибирской платформе за пределами мезозойских депрессий и за­нимает территории вКрасноярском крае Иркутской области, Эвенкийском автономном округе и западной части Республики Саха. Общая площадь провинции 2640 тыс. км2 .
В составе Лено -Тунгусской НГП выделены: Северо-Тунгусская и Южно-Тунгусская перспективные НГО, Анабарская ПНГО, Байкитская НГО, Катангская НГО, Западно-Вилюйская ПНГО, Присаяно-Енисейская ПНГО, Непско-Ботуобинская НГО, (Приленский НГР, Непский НГР, БотуобинскийНГР, Вилючанский НГР ), Северо-Алданская ПНГО, Ангаро-Ленская НГО; Турухано -Норильский самостоятельный нефтегазоносный район, где на ряде площадей (Сухотунгусская, Володинская, Летнинская) выявлены нефтепроявления в карбонатных отложениях нижнего кембрия и венда.
Географически провинция занимает часть Среднесибирского плоскогорья.

Чтобы читать весь документ, зарегистрируйся.

Связанные рефераты

Лено-тунгусская нефтегазоносная провинция

. ЛЕНО-ТУНГУССКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ 1) Расположена в западной части.

7 Стр. 2 Просмотры

Лена отчет

. таблице 6, составленной по данным бухгалтерского баланса и отчета о прибылях и убытках.

Отчет Зимник Лена 2012

Провинция охватывает большую часть Сибирской платформы (за исключением системы мезозойских прогибов и впадин на севере и востоке платформы, относимых к Енисей-Хатангской и Лено-Вилюйской провинциям). Площадь провинции более 2,8 млн. км 2 .

В строении осадочного чехла принимают участие отложения рифея, венда, палеозоя и триаса. По составу и характеру строения разреза выделяются три структурных яруса - рифейский, венд-среднепалеозойский и верхнепалеозойско-триасовый. Максимальная мощность осадочного чехла достигает 10 км в наиболее погруженной северной части Тунгусской синеклизы.

На территории провинции выделяется 11 нефтегазоносных областей, часть из которых приурочена к антеклизам (Алданская, Анабарская, Непско-Ботуобинская, Байкитская), к синеклизам и впадинам (Северо-Тунгусская, Саяно-Енисейская, Прибайкальская, Западно-Вилюйская), к седловинам и региональным ступеням (Катангская, Ангаро-Ленская, Южно-Тунгусская).

В венд-нижнекембрийской части разреза на площади около 1 млн. км2 (южная половина Сибирской платформы) присутствует галогенно-карбонатная толща, являющаяся региональной покрышкой. Подсолевая часть разреза подразделяется на два комплекса - венд-рифейский и венд-нижнекембрийский с которыми и связаны разведанные запасы и перспективы.

В пределах неякутской части территории провинции открыто около 20 месторождений нефти и газа. Это, как правило, очень сложные по строению месторождения, приуроченные к брахиантиклинальным структурам, имеющим блоковое строение. Наиболее крупными являются Верхнечонское, Юрубченское нефтегазоконденсатные, Ковыктинское газоконденсатное месторождение.

Верхнечонское месторождение, расположенное непосредственно на административной границе между Республикой Саха (Якутия) и Иркутской областью, приурочено к одноименному куполовидному поднятию в пределах Непско-Пеледуйского свода. Характерно наличие большого количества разрывных нарушений, затрагивающих весь разрез осадочного чехла. Продуктивные горизонты приурочены к терригенным горизонтам венда и карбонатным породам нижнего кембрия. Месторождение многопластовое, выделяется девять залежей. Неисключено, что Верхнечонское месторождение и Тымпучиканское, расположенное на территории Республики Саха, представляют собой единое месторождение.

Провинция охватывает большую часть Сибирской платформы (за исключением системы мезозойских прогибов и впадин на севере и востоке платформы, относимых к Енисей-Хатангской и Лено-Вилюйской провинциям). Площадь провинции более 2,8 млн. км 2 .

В строении осадочного чехла принимают участие отложения рифея, венда, палеозоя и триаса. По составу и характеру строения разреза выделяются три структурных яруса - рифейский, венд-среднепалеозойский и верхнепалеозойско-триасовый. Максимальная мощность осадочного чехла достигает 10 км в наиболее погруженной северной части Тунгусской синеклизы.

На территории провинции выделяется 11 нефтегазоносных областей, часть из которых приурочена к антеклизам (Алданская, Анабарская, Непско-Ботуобинская, Байкитская), к синеклизам и впадинам (Северо-Тунгусская, Саяно-Енисейская, Прибайкальская, Западно-Вилюйская), к седловинам и региональным ступеням (Катангская, Ангаро-Ленская, Южно-Тунгусская).

В венд-нижнекембрийской части разреза на площади около 1 млн. км2 (южная половина Сибирской платформы) присутствует галогенно-карбонатная толща, являющаяся региональной покрышкой. Подсолевая часть разреза подразделяется на два комплекса - венд-рифейский и венд-нижнекембрийский с которыми и связаны разведанные запасы и перспективы.

В пределах неякутской части территории провинции открыто около 20 месторождений нефти и газа. Это, как правило, очень сложные по строению месторождения, приуроченные к брахиантиклинальным структурам, имеющим блоковое строение. Наиболее крупными являются Верхнечонское, Юрубченское нефтегазоконденсатные, Ковыктинское газоконденсатное месторождение.

Верхнечонское месторождение, расположенное непосредственно на административной границе между Республикой Саха (Якутия) и Иркутской областью, приурочено к одноименному куполовидному поднятию в пределах Непско-Пеледуйского свода. Характерно наличие большого количества разрывных нарушений, затрагивающих весь разрез осадочного чехла. Продуктивные горизонты приурочены к терригенным горизонтам венда и карбонатным породам нижнего кембрия. Месторождение многопластовое, выделяется девять залежей. Неисключено, что Верхнечонское месторождение и Тымпучиканское, расположенное на территории Республики Саха, представляют собой единое месторождение.

Читайте также: