Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности восточной сибири реферат

Обновлено: 02.07.2024

Особенности геологического строения и характеристика углеводородных систем нефтегазоносных провинций Восточной Сибири и Охотского моря НИР

Geological structure and hydrocarbon systems of the East Siberia and Okhotsk Sea petroliferous basins

Руководитель НИР: Фролов С.В.
Ответственные исполнители: Бакай Е.А., Полудеткина Е.Н.
Участники НИР: Астафьева А.Д., Ахманов Г.Г., Волконская А.Л., Имранов Э.Т., Карнюшина Е.Е., Коробова Н.И., Крылов О.В., Орлова (Муленкова) А.Ю., Свистунов Е.П., Фадеева Н.П., Шарданова Т.А., Шевчук (Курдина) Н.С., Яндарбиев Н.Ш.
Подразделение: Кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых
Срок исполнения: 1 июля 2016 г. - 30 июня 2017 г.
Номер договора (контракта, соглашения): №362
Тип: Фундаментальная
Приоритетное направление научных исследований: Геологическое обеспечение минерально-сырьевой базы, безопасности хозяйственной деятельности и развития инфраструктуры России
ПН России: Рациональное природопользование
Рубрики ГРНТИ:
- 38.53.17 Формирование залежей и месторождений нефти, газа и конденсата
- 38.53.21 Месторождения нефти, газа и конденсата
- 38.53.23 Геология нефтегазоносных территорий
- 38.53.25 Геология нефтегазоносных акваторий
Целью работы является создание атласов геологического строения и углеводородных систем бассейнов Восточной Сибири, Охотского и Берингова морей. По каждому бассейну будет предоставлена следующая информация: состояние геолого-геофизической изученности, стратиграфия осадочного чехла, тектоническое строение, реконструкция геологической истории, характеристика нефтегазоматеринских толщ, описание основных резервуаров, ловушек на выявленных месторождениях нефти, газа, краткая оценка перспектив нефтегазоносности.

The aim of the work is to create an Atlas of the geological structure and hydrocarbon systems of the Eastern Siberia basin, Okhotsk and Bering Seas. Each basin should be described by the following principle: geological and geophysical level of knowledge, stratigraphy of the sedimentary cover, tectonic structure, reconstruction of geological history, characteristics of the source rocks, description of the main reservoirs, traps on the identified fields of oil, gas, brief assessment of hydrocarbon potential.

В результате работы планируется провести обобщение имеющихся опубликованных литературных данных по НГБ Восточной Сибири, Охотского и Берингова морей.

Источник финансирования НИР

Этапы НИР

Прикрепленные к НИР результаты

Для прикрепления результата сначала выберете тип результата (статьи, книги, . ). После чего введите несколько символов в поле поиска прикрепляемого результата, затем выберете один из предложенных и нажмите кнопку "Добавить".

Казанин Г.С., Барабанова Ю.Б., Кириллова-Покровская Т.А., Черников С.Ф., Павлов С.П., Иванов Г.И.

КОНТИНЕНТАЛЬНАЯ ОКРАИНА ВОСТОЧНО-СИБИРСКОГО МОРЯ: ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

Ключевые слова: континентальная окраина, структурно-тектоническое районирование, нефтегазоносность, Восточно-Сибирское море

Изучение Восточно-Сибирского моря сейсмическими методами происходило не одно десятилетие (рис. 1). Несмотря на это, район исследований располагается в очень слабо изученной части восточно-арктической акватории России с характерной для него сложной ледовой обстановкой. Существующие представления о его геологическом строении основаны на данных нескольких профилей МОВ ОГТ (ДМНГ, 2009–2011 гг.; МАГЭ, 1990, 2014 г. [ Казанин и др., 2010; 2016; Поселов и др., 2017 ]).

Методика работ. Сейсмические работы проводились с использованием следующего оборудования: регистрирующая аппаратура - сейсмостанция Sercel SEAL 428; приемник сейсмических сигналов - цифровая твердотельная сейсмическая коса Sercel SEAL Sentinel Solid 24bit, расстояние между центрами каналов 12,5 м, всего 648 каналов при длине активной части 8 100 м, длина записи 15 с, дискретность 2 мс; система возбуждения упругих колебаний - источники Bolt 1900 LLX airguns, интервал возбуждения 37,5 м, рабочее давление на выстреле 2000 psi.

Обработка сейсморазведочных материалов выполнена на комплексе PROMAX-5000.8.5.0, установленном на серверах DEPO Storm 3350P1 на базе ОС Linux ( CentOS v .6.5). Дополнительно использовался комплекс Prime ver1.7.

Обработка и интерпретация гравиметрических и гидромагнитных материалов производилась на базе программных комплексов GRAV и Mag001 ver.3, ArcView GIS 3.2 и Surfer 10.

Интерпретация сейсморазведочных материалов выполнена в 2016 г. на базе комплекса KINGDOM-Software 8.5. На временных разрезах прослежены отражающие горизонты, связанные с перерывами в осадконакоплении: ОГ A - поверхность акустического фундамента, ОГ PU - пермское несогласие, ОГ JU - юрское несогласие, ОГ LCU - нижнемеловое несогласие, ОГ ESS11 - апт-альбское несогласие, ОГ ESS1 - посткампанское несогласие, ОГ ESS2 - нижнеолигоценовое несогласие, ОГ ESS3 - региональное предмиоценовое несогласие, ОГ ESS5 - мессинское несогласие [ Барабанова, 2017; Поселов и др., 2017 ].

Стратификация поверхностей несогласий выполнена на основе реконструкции истории развития региона с учетом эвстатических колебаний уровня моря, перерывов в осадконакоплении, установленных в обнажениях и данных бурения в береговом обрамлении на островах Новосибирского архипелага, а также в разрезах скважин ACEX-302, пробуренных в приполюсной части хребта Ломоносова. Использовались и данные бурения глубоких разведочных скважин в американском секторе Чукотского моря [ Иванов и др., 2016; Поселов и др., 2017; Jokat , 2005; Kazanin , 2016 ].

Результаты. Выделены сейсмостратиграфические комплексы, включающие отложения от нижнего карбона до четвертичных. При этом нижнекаменноугольные-юрские отложения представлены лишь в котловине Подводников. Они выклиниваются на Ломоносовской флексурно-разломной зоне, а осадочное заполнение прогиба Вилькицкого начинается с нижнемеловых отложений (рис. 2). Поверхность акустического основания погружается от поднятия Де-Лонга по системе блоков в северо-восточном направлении в котловину Подводников и на юго-восток - в прогиб Вилькицкого.

Мощность осадочного чехла на большей части площади превышает 2 км, достигая в области котловины Подводников и прогиба Вилькицкого 11,5 км. Доминирующей областью прогибания и осадконакопления был прогиб Вилькицкого. В средне-верхнемиоценовое время депоцентр осадкообразования сместился в глубоководную часть.

Современную структуру Восточно-Сибирской континентальной окраины определяет Ломоносовско-Менделеевская флексурно-разломная зона, которая разделяет единую прежде область континентального рифтогенеза на шельфовую и глубоководную части. К шельфовой части относятся поднятие Де-Лонга, грабен-горстовая Восточно-Сибирская рифтовая система, прогиб Вилькицкого и Демидовская седловина (выявленная впервые). К глубоководной части - котловина Подводников.

Прогиб Вилькицкого осложняет юго-восточный склон поднятия Де-Лонга и восточный склон Восточно-Сибирской рифтовой системы. Перепад глубины фундамента по борту составляет от 6,0 до 11,0 и более км. Следует отметить, что осадочный чехол в области контакта прогиба Вилькицкого с Восточно-Сибирской рифтовой системой насыщен косвенными признаками УВ, приуроченными к разломным зонам, что позволяет предполагать развитие в осадочном чехле вдоль его борта перспективных на поиски УВ неструктурных ловушек. Помимо этого в олигоцен-нижнемиоценовой толще прогиба Вилькицкого развиты мощные дельтовые комплексы.

Выявлены объекты возможного накопления углеводородов, которые закономерно располагаются на разломно-флексурных блоках и террасированных склонах, приурочены к разрывным нарушениям и флексурным перегибам (рис. 3). Основные перспективы нефтегазоносности, по-видимому, связаны с зонами выклинивания комплексов и развития дельтовых и склоновых фаций, где возможно формирование неструктурных стратиграфических и литологических ловушек УВ.

Закартировано 20 локальных антиклинальных поднятий. В восточной части площади локализован вал Романовых размерами 130х30 км (рис. 5), на котором оконтурено три достаточно крупных поднятия - Александровское, Николаевское и Алексеевское.

Выявлены основные черты строения осадочного чехла, а именно, его мощность, зона выклинивания отдельных комплексов и наоборот - их нарастание в пределах проградируемого шельфа, - все это дает основание для положительной оценки перспектив нефтегазоносности.

Полученные материалы послужили основой для уточнения региональной количественной оценки ресурсов УВ. Для оценки ресурсной базы был выбран эталон в море Бофорта в пределах дельты (палеодельты) р. Маккензи. Прогнозные ресурсы по верхней мел-кайнозойской части разреза исследованного района Восточно-Сибирской континентальной окраины были оценены в 0,45 млрд т у.т. По фазовому составу предполагается преобладание газовых ресурсов над нефтяными. Подсчет ресурсов по категории D₂лок проводился только для впервые выявленных наиболее крупных локальных ловушек - Ахматовой, Цветаевой, Александровской, Николаевской и Алексеевской, условно выявленные и незамкнутые ловушки не учитывались. В итоге локализованные прогнозные ресурсы в пределах выявленных поднятий составили 128 млн т у.т.

Осадочный чехол изучен до глубины 11,5 км. Выделены сейсмостратиграфические комплексы, включающие отложения от нижнего карбона до четвертичных. Бассейновый осадочный чехол сопрягается с седиментационным бассейном Амеразийской глубоководной котловины и может рассматриваться в качестве ее материкового крыла, формируя единый ансамбль континентальных геологических структур с общей историей геологического развития и синокеанических структурно-вещественных преобразований континентальной коры.

Современный структурный план сформировался в результате неотектонического погружения внутренних областей океана и дифференцированного проседания конседиментационных поднятий раннеокеанической стадии. При этом ранее сформированная структура осадочного чехла, по-видимому, не претерпела довольно существенных изменений.

Проведенные комплексные геофизические исследования на Восточно-Сибирской континентальной окраине позволили существенно уточнить границы и размеры главных структурных элементов.

Прогнозные геологические ресурсы нефти и газа континентальной окраины Восточно-Сибирского моря по категории D₂ составили 0,45 млрд т у.т. Соотношение прогнозных ресурсов газ:нефть (в %) для района работ принято - 64:36. Закартировано 20 локальных антиклинальных поднятий. Оценка ресурсов по категории D₂лок составила 128 млн т у.т.

3. Казанин Г.С., Заяц И.В., Иванов Г.И., Макаров Е.С., Васильев А.С. Комплексные геофизические исследования в районе Северного Полюса // Океанология. 2016. № 2. С. 344-349.

6. Поселов В.А., Буценко В.В., Жолондз С.М., Жолондз А.В., Киреев А.А. Сейсмостратиграфия осадочного бассейна котловины Подводников и Северо-Чукотского прогиба // ДАН. 2017. Т. 474. № 5. С . 1-5.

Kazanin G.S., Barabanova Yu.B., Kirillova-Pokrovskaya T.A., Chernikov S.F., Pavlov S.P., Ivanov G.I.

CONTINENTAL MARGIN OF THE EAST SIBERIAN SEA: GEOLOGICAL STRUCTURE AND HYDROCARBON POTENTIAL

Keywords: continental margin, structural and tectonic zoning, hydrocarbon potential, the East Siberian Sea.

Ссылка на статью:

Казанин Г.С., Барабанова Ю.Б., Кириллова-Покровская Т.А., Черников С.Ф., Павлов С.П., Иванов Г.И. Континентальная окраина Восточно-Сибирского моря: геологическое строение и перспективы нефтегазоносности // Разведка и охрана недр. 2017. № 10. С. 51-55 .

Геологическое строение и нефтегазоносность восточной части Сибирской платформы

ресурсов Восточной Сибири. Такое совещание было проведено в июне 1966 г. в г. Якутске.

Публикуемые статьи сгруппированы в четыре раздела. Каждый раздел начинается сводной или обобщающей статьёй, что наряду с соответствующим расположением статей позволяет получить законченное представление о рассматриваемой проблеме. Составители сборника стремились придать ему полноту монографии.

Стратиграфия, литология и палеогеография

А.К. Бобров, И.И. Тучков, В.Н. Андрианов, Ю.Д. Горшенин, Г.С. Гусев, С.В. Нужнов, Г.С. Фрадкин, И.Г. Шаповалова Стратиграфия нефтегазоносных толщ Якутии

И.И. Тучков, В.Н.Андриянов, Д.К. Горнштейн, А.Е. Киселев, Г.Т. Семенов, А.И. Ушаков, Г.С. Фрадкин История развития и палеогеографические условия накопления нефтегазоносных отложений на территории Якутии

И.С. Грамберг Нефтеносные формации северной части Средней Сибири

А.Е. Киселев, Ю.В. Давыдов, В.А. Обазцова Нефтегазовые коллекторы мезозоя и направление поисковых работ в восточной части Сибирской платформы

Е.А. Абрамова Условия формирования и особенности распределения пород-коллекторов в мезозойских отложениях Вилюйской синеклизы и Предверхоянского краевого прогиба

С.В. Артамонова, В.В. Меннер Строение и коллекторские свойства пограничных толщ триаса и юры в западных районах Китчанского поднятия

И.И. Тучков, Ю.В. Архипов. Триасовые отложения Северо-Востока СССР

Я.К. Писарчик, М.А. Минаева, Г.А. Русецкая Палеогеографическая характеристика Сибирской платформы в кембрийское время

Е.Н. Мещерская Пласты-коллекторы нефти и газа в разрезе нижнекембрийских отложений Иркутского амфитеатра

К.Б. Мокшанцев, Г.Д. Бабаян, М.Н. Васильева, Д.К. Горнштейн, А.А. Гудков, Г.С. Гусев, В.В. Еловских, Г.И. Штех Тектоническое строение нефтегазоносных районов Якутии

И.Н. Сулимов, В.С. Старосельцев, А.В. Хоменко Основные черты тектонического строения западной части Сибирской платформы

Ю.Т. Афанасьев, Ф.Г. Гурари, К.И. Микуленко Развитие Западно-Сибирской плиты и краевых депрессий Сибирской платформы в мезозое

К.А. Савинский, Д.А. Туголесов, М.С. Савинская Рельеф дорифейского фундамента Сибирской платформы

П.Н. Меньшиков, Т.С. Кутузова Строение докембрийского кристаллического фундамента восточной части Сибирской платформы (по геофизическим данным)

Г.С. Гусев Некоторые вопросы районирования и основные черты развития восточного склона Алданской антеклизы и ее обрамления

В.А. Виноградов Особенности строения и история формирования мезозойских прогибов северо-восточного обрамления Сибирской платформы

А.М. Абельский, Г.А. Дмитриева, Д.В. Лазуркин Результаты сейсмических исследований в зоне сочленения Ленского и Лено-Анабарского прогибов

Д.В. Лазуркин Тектоническое строение Лено-Анабарского синклинория

В.А. Виноградов, Е.С. Кутейников Тектонические предпосылки нефтегазоносности Кютюнгдинского грабена

Л.М. Натапов Тектонические предпосылки поисков нефти и газа в пределах Алданской ветви Предверхоянского прогиба

М.И. Дорман Новые данные о строении мезозойского чехла Вилюйской синеклизы

Г.А. Жмурова, А.Г. Иванов, В.А. Ляхов, М.Е. Ляхова Новые данные о тектоническом строении центральной части Вилюйской синеклизы

П.К. Мазаева, Т.Л. Кронрод Геологическое строение Хапчагайского поднятия по данным сейсморазведки и глубокого бурения

С.С. Оксман, Ю.Н. Ларионов Новые данные о тектоническом строении и истории развития Усть-Вилюйского газоносного района

В.А. Ляхов, М.Е. Ляхова Тектоническое строение Момо-Зыряновской впадины и сопредельных структур по данным региональных геофизических исследований

А.Р. Буняков, Ю.Л. Сластенов, В.В. Токин, М.Ф. Черных Тектоническое строение и перспективы центральной части Предверхоянского прогиба на нефть и газ

Перспективы на нефть и газ

А.А. Трофимук Современные представления о генезисе нефти и газа

И.И. Аммосов, В.И. Горшков Литификация и нефтегазоносность

А.А. Трофимук, Н.В. Черский, И.С. Бредихин, В.Г. Васильев, И.Д. Ворона, Ю.Д. Горшенин, А.И. Косолапов, К.Б Мокшанцев, Г.С. Фрадкин Нефтегазоносность территории Якутии и прогнозная оценка запасов углеводородов

В.М. Сенюков Сравнительные данные о геологическом строении и нефтегазоносности Русской и Сибирской платформ

М.И. Варенцов, С.А. Дорошко, В.Е. Меламуд Новые крупнейшие месторождения нефти и газа в отложениях кембрия и триаса на территории Северной Африки и их значение для оценки перспектив Восточной Сибири на нефть и газ

Ф.Г. Гурари, А.Э. Конторович, К.И. Микуленко Основные закономерности размещения залежей нефти и газа в мезозойских отложениях Западной Сибири и Якутии

А.И. Косолапов, М.Н. Косолапова, Т.И. Сороко Геохимия природных вод, газов и нефтей Якутии

И.А. Олли Распределение органического вещества в мезозойских отложениях центральных частей Вилюйской синеклизы и Предверхоянского прогиба

Ю.Д. Горшенин, И.А. Филимонов Перспективы восточной части Вилюйской синеклизы и центральной части Предверхоянского прогиба на нефть и газ

В.Д. Матвеев, В.П. Шабалин Нефтегазоносность и вещественный состав продуктивных отложений Средне-Вилюйского и Неджелинского месторождений

Л.М. Натапов, Б.Н. Леонов, И.М. Битерман Перспективы северо-восточной части Сибирской платформы и северной ветви Предверхоянского прогиба на нефть и газ

В.В. Забалуев О направлении поисков нефти в Вилюйской синеклизе

Г.С. Фрадкин, А.Г. Иванов, Ю.С. Нахабцев Нефтегазоносность западной части Вилюйской синеклизы и сопредельных регионов

В.Л. Иванов, Д.А. Вольнов, Д.В. Лазуркин Нефтегазоносность Лено-Анабарского и северной части Ленского прогибов

Д.И. Дробот, В.П. Исаев Геохимические особенности рассеянного органического вещества нижнекембрийских отложений южной части Сибирской платформы

А.К. Бобров, И.А. Воздвижинский, И.Е. Москвитин, А.И. Ушаков Геологическое строение и нефтегазоносность северо-восточной части Предбайкальского краевого прогиба

Д.К. Горнштейн Перспективы восточного склона Алданской антеклизы на нефть и газ

К.К. Макаров, А.И. Косолапов Геологическое строение и перспективы южного склона Анабарской антеклизы на нефть и газ

В.И. Славин, Л.А. Грубов Гидрогеологические особенности Мархинского вала в связи с оценкой перспектив его на нефть и газ

Д.С. Яшин, Г.П. Арсеньева, К.С. Забурдин, И.П. Федоров Нефтегазоносность Суханского прогиба и Мунского поднятия

А.И. Косолапов, К.Б. Мокшанцев, Н.В. Черский Перспективы Колымского массива, Момо-Зырянской впадины и Приморского прогиба на нефть и газ

Е.Н. Костылев, Я.Г. Попов, Ю.К. Бурлин, В.В. Иванов. Перспективы территории Магаданской области на нефть и газ

Т.К. Баженова, Л.Г. Еникеева, С.А. Кащенко Геохимические критерии нефтегазоносности западной части Сибирской платформы

И.П. Карасёв, К.А. Савинский, О.И. Карасев Состояние и перспективы развития геологоразведочных работ на нефть и газ в южных районах Сибирской платформы

В.Ф. Горбачёв Палеотектонический критерий оценки перспектив на нефть и газ закрытых территорий (на примере юга Сибирской платформы)

В.В. Самсонов О генетической связи нефтегазопроявлений с условиями формирования осадочных комплексов (на примере Иркутского нефтегазоносного бассейна)

И.Б. Кулибакина Закономерности изменения состава жидких и газообразных углеводородов основных продуктивных горизонтов нижнего кембрия Иркутского амфитеатра

В.И. Фролов, К.Е. Колодезников О некоторых аспектах возможных парагенетических связей каустобиолитов

Техника, методика и экономика нефтегазопоисковых работ

Н.В. Черский, И.Ф. Бабенко, А.П. Моров, З.Р. Туги, В.В. Черных, А.А. Трофимук Основные технико-экономические факторы, определяющие развитие нефтегазопоисковых работ в Якутии

Г.Д. Бабаян, Г.В. Бархатов, Ю.Д. Горшенин, К.Б. Мокшанцев, Г.Т. Семенов Основные направления и рациональный комплекс геолого-геофизических нефте—и газопоисковых работ в Якутии

И.Г. Дибривный, И.Ф. Бабенко, Ю.Ф. Баракин, И.И. Тютрин, И.Г. Буданова, С.Ф. Ермакова Особенности технологии производства буровых работ и пути сокращения цикла строительства в условиях Якутии

С.И. Вердибеков, Ю.А. Перемышцев Рациональные методы освоения газовых скважин в условиях Крайнего Севера

В.Г. Козловский, В.Ф. Кевай, В.Ф. Писахович Опыт испытания скважин с помощью пластовых испытателей (Северо-Якутская нефтегазоразведочная экспедиция)

Ф.А. Требин, В.А. Амиян, Н.В. Черский, И.И. Маслов, Ш.А. Касымов, Э.Р. Туги Особенности вскрытия продуктивных пластов на Средне-Вилюйском газоконденсатном месторождении.

В.В. Забелин, В.Г. Козловский, А.А. Граусман, В.Ф. Писахович Гидродинамические особенности и методика опробования продуктивных пластов Хапчагайского поднятия

Ф.А. Требин, Г.И. Задора, И.Ф. Луканин Комплексное исследование скважин на Средне-Вилюйском газоконденсатном месторождении

В.П. Браташ, Р.М. Жохова, Г.А. Андреев Применение методов промысловой геофизики в геологических условиях газовых месторождений Якутии и пути повышения их эффективности

Н.В. Черский, Ю.Ф. Макогон, Д.И. Медовский Гидратообразование при разведке, освоении и опытной эксплуатации месторождений природного газа в северных районах СССР

В.В. Черных, Л.Ф. Бурченков. Организация и особенности проведения сейсморазведочных работ в Якутии

В.Г. Бовенко, В.С. Волхонин, И.А. Яковлев. Методические, технические и геологические результаты работ Дальневосточной экспедиции ВНИИГеофизики в Якутской АССР

С.С. Лопатин, А.З. Соломон. Предварительные итоги сейсморазведочных исследований в северо-восточной части Ангаро-Ленского прогиба

Г.С. Грязнов, И.А. Филимонов. Основные особенности бурения глубоких скважин в зоне многолетней мерзлоты

И.Г. Зубков. Состояние буровых работ, проводимых Хапчагайской экспедицией, и пути повышения их эффективности

А.С. Ковтун. Исследование тектонической трещиноватости в центральной части южного склона Анабарской антеклизы в связи с нефтепоисковыми работами

А.Б. Коган, И.М. Пасуманский Применение методики РНП для интерпретации аэромагнитных материалов (на примере южного склона Анабарской антеклизы)

Н.В. Черский, А.А. Трофимук, И.Д. Ворона, В.Г. Васильев, С.Н. Маркин, К.Г. Кондаков, А.И. Косолапов, Г.А. Донская. Перспективы развития газодобывающей промышленности в Якутской АССР

В последние годы на востоке Томской области и в соседних районах левобережья р. Енисей объединения Томскнефтегазгеология, Енисейгеофизика и Союзгеофизика проводили сейсмические работы КМПВ, ЗПВ, ТЗ МПВ, ГСЗ и МОГТ. Полученные данные и материалы ранее пробуренных глубоких скважин позволяют пересмотреть сложившиеся представления о глубинном строении и перспективах нефтегазоносности юго-востока Западной Сибири.

Принципиальная новизна отмеченной сейсмогеологической информации сводится к следующему. На востоке Томской области в междуречье Вах и Тым, а также Тым и Кеть в доюрском разрезе закартирована группа преломленных волн

Преломляющий горизонт Ф ( = 6,6. 7,2 км/с) по данным КМПВ и глубоких скважин на Александровском и Парабельском выступах приурочен к кровле гранитометаморфического древнего фундамента. На Владимирском выступе (рис. 1) горизонт Ф₃ (= 6,3. 6,8 км/с) соответствует кровле рифей-вендских доломитов, вскрытых на Вездеходной и Мартовской площадях. Примечательно что в самом рифей-вендском разрезе, по данным Г.И. Берлина (результаты работ МОГТ за 1977 г.), прослеживается серия отражающих горизонтов, свидетельствующих о субгоризонтальном залегании здесь позднерифейских образований. В более северных районах (Ванжильская, Северо-Лымбельская, Карабельская и другие площади, см. рис. 1) стратиграфическое положение горизонта Ф₃ повышается до кровли терригенно-эффузивно-карбонатных пород нижнего палеозоя (рис 2).

Ниже выделяется преломляющий горизонт II (=5,8. 6,5 км/с), вероятно, он соответствует поверхности нижнепалеозойских - рифейских образований. Наконец, самый нижний сейсмический горизонт III (= 6,3. 6,8 км/с) имеет неясное стратиграфическое положение. По сопоставлению с сейсмогеологическими разрезами правобережья р. Енисей допускается, что он приурочен к поверхности дорифейского магмометаморфического фундамента. В то же время по сейсмогеологическим материалам востока Томской области, согласно данным Г.И. Берлина и В.М. Пешкова, он, видимо, близок к поверхности рифей-вендских отложений.

Таким образом, по итогам сейсмогеологического анализа, базирующегося на новых сейсмических материалах и более ранних результатах бурения, намечается достаточно широкое развитие слабораздробленных и умеренно преобразованных палеозойских и рифей-вендских пород на юго-востоке Западной Сибири. Отмеченные черты строения свидетельствуют о перспективах нефтегазоносности указанных отложений и неправомерности выделения их, в том числе и рифей-вендских, в качестве геосинклинальных [5]. С другой стороны, доюрские образования на юго-востоке Западной Сибири отличаются от типично платформенных юрско-кайнозойских относительно высокой латеральной изменчивостью структурно-литологических свойств и присутствием разного количества магматических пород. Указанная совокупность признаков характерна для триас-палеозойских отложений центральных районов Западной Сибири, где они выделяются в составе переходного структурного комплекса [2]. Близкую геологическую позицию на правобережье р. Енисей занимают, очевидно, осадочно-эффузивные толщи рифея, выполняющие авлакогенные структуры [4].

Учитывая изложенное, можно предполагать, что с востока на запад продолжительность переходного этапа развития земной коры изменяется от рифейского в пределах Восточной Сибири до рифейско-палеозойско-триасового на юго-востоке Западной Сибири (и, очевидно, в Пур-Гыданском регионе) и палеозойско-триасового в центральных и южных районах Западной Сибири.

На основании приведенных выше результатов сейсмогеологического анализа в доюрском переходном структурном комплексе юго-востока Западной Сибири намечаются следующие литолого-стратиграфические подкомплексы, которые являются первоочередными объектами работ.

Верхнепалеозойско-триасовый (?) подкомплекс повсеместно представлен континентальными, в основном терригенно-эффузивными породами. Формирование осадков преимущественно в окислительной среде, отсутствие выдержанных покрышек в разрезе и ряд других специфических признаков позволяют отнести его к малоперспективным [3].

Среднепалеозойский подкомплекс (в Нюрольском бассейне к нему пока условно отнесены и силурийские отложения) в левобережье р. Енисей встречается в изолированных мульдах. Континентальные осадки, малая их мощность, отсутствие региональных флюидоупоров - характерные черты подкомплекса в Приенисейском районе. В целом перспективы его здесь весьма скромные. Существенно выше оценка нефтегазоносности синхронных отложений в районе Усть-Тымской депрессии благодаря их формированию в условиях мелководного бассейна. Еще выше перспективы среднепалеозойских относительно глубоководных морских пород в Нюрольской депрессии [2, 7].

Нижнепалеозойский-рифейский подкомплекс повсеместно представлен морскими терригенно-карбонатными породами с разным содержанием магматических. Местами выделяются кавернозные и трещиноватые коллекторы. На Вездеходной площади из них получен приток воды дебитом 23,8 м 3 /с. Вода имеет хлормагниевый состав, минерализацию до 80 г/л и газовый фактор более 1 м 3 /м 3 . Газ в основном метановый, в соседнем Ярском разрезе преобладает азотно-метановый.

Специальный анализ, выполненный в СНИГГиМСе и ИГиГ СО АН СССР, показал, что в водах площади Вездеходной (скв. 3) присутствует весь комплекс УВ-соединений, свойственный нефти [7, 8]. По-видимому, генерация нефтяных УВ в нижнепалеозойских-рифейских отложениях продолжается до настоящего времени. Следует также иметь в виду, что в разрезе доминируют карбонатные породы. Это позволяет предполагать наличие в нижнем подкомплексе ловушек, образованных биогермными телами.

До недавнего времени существовало, мнение, что нижнемеловые и юрские отложения на востоке Западной Сибири бесперспективны. Такая негативная оценка базировалась на ранних результатах бурения в Приенисейской зоне и свидетельствовала об отсутствии экранирующих горизонтов в апт-альбских породах, содержащих воды слабой минерализации [3]. Однако в последние годы в северных разрезах, в частности на Сузукской и Лодочной площадях, были получены промышленные притоки нефти и газа из неокомских отложений. Согласно результатам бурения, на востоке Томской области мощность юрских образований составляет в депрессионных зонах до 600-650 м. В самом юрском разрезе надежно выделяется группа песчано-алевритовых и глинистых горизонтов, на Толпаровской площади зафиксирован приток нефти 1,5 м 3 /с. Учитывая сведения о примазках нефти в среднеюрских кернах Туруханской и Западно-Ермаковской скважин, а также данные Е.А. Барс о высокой (более 50 мг/л) минерализации юрских пластовых вод в Приенисейских разрезах, приведенная выше информация опровергает прежнюю негативную оценку перспектив нефтегазоносности неокомских и юрских отложений восточных, в том числе и юго-восточных районов Западной Сибири.

Таким образом, на востоке Томской области и на левобережье р. Енисей выделяется обширная территория, которая по совокупности геологических критериев представляется достаточно перспективной для поисков нефтегазовых скоплений не только в доюрских, но и в юрско-неокомских отложениях. Поэтому на первом этапе здесь предлагается развернуть региональные геофизические и геологические работы (см. рис. 1), основные задачи которых следующие.

1. Уточнение строения и вещественного состава нижнеюрских отложений. Для этого рекомендуется отработать сейсморазведкой МОГТ два полигона на западном склоне Ажарминского и южном склоне Владимирского выступов и выполнить весь комплекс исследований, предусматриваемых прогнозированием геологического разреза.

2. Выявление характера структурного соотношения Усть-Тымской депрессии с Колпашевско-Пайдугинской зоной и Алипской депрессией. С этой целью предлагается проложить сейсмический профиль КМПВ - МОГТ от пересечения с ранее отработанным КМПВ 17/80-81-1 в направлении Вертолетная - Карбинская - Усть-Озерная площади до пересечения с профилем ТЗ МПВ 126- II .

4. Определение стратиграфического объема и вещественного состава нижнепалеозойско-рифейского разреза в Касской депрессии. С этой целью предлагается заложить параметрическую скважину глубиной 5 км на западном борту депрессии в районе пикета 12 профиля ТЗ МПВ 126- II .

5. Для сейсмофациального прогнозирования доюрского разреза и уточнения структурного соотношения Худосейско-Верхтымской погруженной зоны с Елогуйско-Сымской системой поднятий на западе и, в свою очередь, последней с Дубческой депрессией на востоке рекомендуется проложить два широтных профиля КМПВ - МОГТ. Северный от пересечения с отработанным ранее профилем 12/76-77-3 в направлении Елогуйской и Бахтинской площадей, южный от скв. 1 Кыс-Еганской до скв. 1 Дубческой.

В заключение подчеркнем, что реализация сформулированных рекомендаций позволит получить необходимую информацию для обоснованного выбора первоочередных объектов по развертыванию нефтегазопоисковых работ в новом перспективном районе на юго-востоке Западной Сибири.

1. Байбарадских Н.И., Кулахметов Н. X ., Поплавский Н.Н. История геологического развития и фации восточной окраины Западно-Сибирской низменности в юрское и нижнемеловое время. - Труды СНИИГГиМСа. Новосибирск, 1962, вып. 26, с. 1-214.

2. Бененсон В.А. Промежуточный структурный этаж Западно-Сибирской плиты и актуальные задачи его нефтегеологического изучения. - В кн.: Перспективы нефтегазоносности переходного комплекса молодых платформ. М., 1985, с. 17-26.

3. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Приенисейской части Западно-Сибирской низменности / А.А. Булынникова, A.Н. Резанова, В.В. Пучкина, Н.Н. Сгороженко - Труды СНИИГГиМСа, М„ 1968, вып. 41,с. 1-207.

4. Золотов А.Н. Историко-геологические критерии оценки нефтегазоносности рифей-вендских и нежнепалеозойских отложений древних платформ СССР. - Труды ИГиГ СО АН СССР. Новосибирск, 1981, вып. 513, с. 14-25.

5. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты / В.С. Сурков, А.А. Трофимук, О.Г. Жеро и др. М., Недра, 1986.

7. Органическая геохимия палеозойских отложений юга Западно-Сибирской плиты / B.С. Вышемирский, Н.П. Запивалов, Ж.О. Бадмаева и др. Новосибирск, Наука, 1984.

8. Распределение и состав аквабитумоидов в отложениях Тымско-Кетского доюрского осадочного бассейна / А.Э. Конторович, В.П. Данилова, В.Г. Иванов, Г.П. Худорожков.- ТрудыСНИИГГиМСа. Новосибирск, 1977, вып. 255,с. 63-70.

Рис. 1. Схема размещения объектов региональных геолого-геофизических работ на структурной основе по кровле фундамента:

а - глубина поверхности фундамента, км; б - разломы; отработанные сейсмические профили: в - КМПВ, г - ТЗ МПВ, д - МОГТ, е - ГСЗ; ж - пробуренные скважины; граница: з - выхода доюрских отложений на земную поверхность, и - выклинивания предполагаемых соленосных отложений; рекомендуемые объекты: к - площадные работы МОГТ, л - профили КМПВ - МОГТ, м - параметрические скважины; депрессии: Д - Дубческая, К - Касская, В - Верхтымская, УТ - Усть-Тымская, А - Алипская. Т - Тегульдетская; зоны поднятий, выступы: ЕС - Елогуйско-Сымская, ПК - Пыль-Караминская, Вл - Владимирский, УО - Усть-Озерный, Ч - Чулымский, Среднечулымский; разведочные площади (цифры в кружках): 1 - Комсинская, 2 - Кыксинская, 3 - Елогуйская, 4 - Дубческая, 5 - Кыс-Еганская, 6 - Касская, 7 - Ванжильская, 8 - Ажарминская, 9 - Киев-Еганская, 10 - Вертолетная, 11 - Карбинская, 12 - Ярская,13 - Вездеходная

Рис. 2 . Сейсмогеологический профиль через Ажарминский выступ и Касскую депрессию.

Отражающие горизонты: а - в мезозойских отложениях, б - в палеозойских; в преломляющие горизонты ТЗ МПВ г - разломы; скважины: Н - Назинская, В - Вартовская, КЕ - Киев-Еганская. М - Малочимулякская, Г - Громовская. СЛ - Северо-Лымбельская, Ва - Ванжильская. Л - Дубческая, О - Оли; поднятия: ПК - Пыль-Караминское Ч - Чалинское; депрессии: УТ - Усть-Тымская, ДК - Дубческо-Касская система депрессий; прогибы: В - Верхтымскнй, П - Приенисейский, К - Кординский; С - Сымский выступ: Е Енисейский кряж

Рис. 3 . Сейсмогеологический разрез по профилю II - IV М ОГТ сейсмопартии 13/84-85:

а - отражающие горизонты; б - участки прекращения прослеживания отражений; в - предполагаемые границы геологических подразделений; г - соленосные отложения

Верхнеюрский нефтегазоносный комплекс включает отложения васюганской свиты (горизонт ЮВ₁). Нефтегазоносный комплекс морского генезиса, надежно изолирован сверху и снизу глинистыми толщами и примерно в равной степени благоприятен для обнаружения залежей структурного и неструктурного типа. Покрышкой верхнеюрского НГК является глинистая толща георгиевской, баженовской и нижней части мегионской свит.

Верхнеюрский нефтегазоносный комплекс включает отложения продуктивных пластов ЮВ₁ 1 , ЮВ₁ 2 (характеристика пластов представлена в таблице № 1). Осадки по данному горизонту накапливались в полифациальных прибрежно-морских условиях и поэтому характеризуются сильной литологической изменчивостью.

Неокомский нефтегазоносный комплекс включает отложения ачимовской толщи, которая развита по всей изучаемой площади месторождения. Отложения формировались преимущественно в морской обстановке, представляет собой переслаивание групп регрессивных проницаемых пластов с трансгрессивными глинистыми пачками, то есть совокупность проницаемых резервуаров, содержащих скопления углеводородов, клиноформного типа, перекрытых зональными покрышками характеристика пласта представлена в таблице 1

Характеристика продуктивных пластов

Для уточнения геологического строения и прогноза области распространения коллекторов по продуктивному пласту ЮВ₁ 2 были выполнены динамический и фациальный анализы (рис. 1а). По результатам, которых были выделены зоны глинизации по прогнозному обнулению эффективных толщин и выделены предполагаемые зоны развития терригенных коллекторов, с улучшенными свойствами классы 1–4 эти зоны характеризуются повышенной песчанистостью на основе геологических и петрофизических данных.

Предыдущими работами в отложениях пласта ЮВ₁ 2 по результатам испытания была открыта 1 залежь в районе скважины 274, но на данный момент по результатам сейсмораздевки МОГТ-3D была детализирована модель пласта и сделан прогноз второй залежи в районе скважины 1138 (сводовая, литологически экранированная), состояние скважин по данным ГИС неясное. Прогнозный ВНК принят на отметке -2595,7 м (рис. 1б).

Пласт ЮВ₁ 1 является одним из основных объектов поисковых и разведочных работ в Вартовском нефтегазаносном районе. По результатам динамического и фациального анализов на настоящий момент были выделены области замещения коллекторов глинами и коллекторов с улучшенными свойствами классы 1–3, которые отличаются от предыдущих границ распространения коллекторов (рис. 2а).

Таким образом, учитывая нынешние границы распространения коллекторов выделенными на основе ССР была детализирована и изменена модель пласта, которая включает 2 залежи, одна занимающая большую часть исследования, которая ранее проведенными работами была тремя разными залежами разобщенными зонами замещения коллектора, другая залежь в районе скв. 880 УВНК — 2617 м. (рис. 2б).

Учитывая проведенные исследования, детализовалась и изменилась модель пласта, так на территории месторождения было выделено 7 песчаных линз (рис. 3б). Которые из-за цикличного бокового заполнения палеобассейна и образовали клиноформные резервуары.

Таким образом, на территории месторождения с учетом проведенных работ рекомендуется заложить 5 скважин, перспективность скважин доказывает: геологическое строения продуктивных пластов, благоприятные фациальные и структурные предпосылки месторождения в совокупности с прямыми признаками УВ (промышленная нефнегазоносность, нефтепроявление). Все это свидетельствует о высокой перспективности данного месторождения с позиции обнаружения новых залежей в пределах благоприятного структурно-литологического объекта — пласта ЮВ₁ 2 и увеличения границ залежей пластов ЮВ₁ 1 и Ач₂.

$C:\Users\Динара\Desktop\важно\нир 2\Ris_5_4_Фациал_анализ_JV1_2.JPG$

$D:\Общая\Рабочая\Учеба\Статьи и НИР,\отчеты по практикам\преддипломная\Приложение Й_ЮВ12-восстановлено.jpg$

Рис. 1. а) Фациальный анализ по пласту ЮВ₁ 2 ; б) Фрагмент структурной карты по кровле коллектора пласта ЮВ₁ 2 уточненными залежами

$C:\Users\Динара\Desktop\важно\нир 2\Ris_5_5JV1_1.JPG$

$D:\Общая\Рабочая\Учеба\Статьи и НИР,\отчеты по практикам\преддипломная\GrafPril_30_Dep_J1_1_kk__16_04_18.jpg$

Рис. 2. а) Фациальный анализ по пласту ЮВ₁ 1 ; б) Фрагмент структурной карты по кровле коллектора пласта ЮВ₁ 1 уточненными залежами

$C:\Users\Динара\Desktop\важно\нир 2\Ris_5_6_Фациал_анализ_Ach2.JPG$

$D:\Общая\Рабочая\Учеба\Статьи и НИР,\отчеты по практикам\преддипломная\Ач2.jpg$

Рис. 3. а) Фациальный анализ по пласту Ач₂; б) Фрагмент структурной карты по кровле коллектора пласта Ач₂ с границами песчаных линз

Основные термины (генерируются автоматически): нефтегазоносный комплекс, Фациальный анализ, пласт, геологическое строение, кровля коллектора пласта, модель пласта, структурная карта, ачимовская толща, район скважины, территория месторождения.

Похожие статьи

Неокомские отложения Западно-Сибирской нефтегазоносной.

Нефтеносность Сургутского нефтегазоносного района. Ключевые слова: нефтегазоносный район (НГР), свод, залежь, нефтегазоносный комплекс, коллектор, пласт.  наличие клиноформ в разрезе неокома [1]. Сургутский НГР.

Создание цифровой геологической модели для уточнения.

Размер геологической модели пластов. Пласт. Число ячеек ГМ.

Стратиграфические границы пластов также заданы в привязке к стволу скважины. В структурном плане залежи продуктивных пластов относятся к пластовому типу.

Нефтеносность Сургутского нефтегазоносного района

Ачимовская толща богата залежами пластов горизонтов БС14–22.

Оценка ресурсов пласта Ю10 котухтинской свиты на примере.

Данные месторождения находятся в переделах одной нефтегазоносной области.

В результате комплексного фациального анализа пласта Ю10 по данным геофизических

Предполагается, что в данном районе ловушка сформирована до начала миграции.

Детальная корреляция пластов группы БС на Правдинском.

Анализ геологического строения показан на примере Правдинского месторождения.

Результатом детальной корреляции пласта БС5 является отсечение нижнего водоносного горизонта, что на структурное строение продуктивной части не повлияло.

Корреляция отражающих горизонтов на примере Медвежьего.

Далее, вверх по разрезу, выделяется субпараллельный шельфовый комплекс и клиноформный ачимовский.

В разных зонах развития клиновидных ачимовских пластов в их кровле может находиться как положительное, так и отрицательное отражения.

Особенности геологического строения продуктивной залежи.

Средняя глубина залегания кровли, м. Высота залежи, м. общие.

На основании приведенного анализа всего комплекса имеющихся данных можно выделить основные черты геологической модели Астраханского месторождения

Характеристика Имилорского нефтяного месторождения

Ключевые слова: нефтегазоносный район (НГР), свод, залежь, нефтегазоносный комплекс, коллектор, пласт.

Неокомский нефтегазоносный комплекс включает отложения ачимовской толщи, которая развита по всей изучаемой площади месторождения.

Актуальность использования гидроразрыва пласта на.

Например, подобные явления широко распространены на залежах ачимовских пластов на Уренгойских месторождениях [2]. Повышение продуктивности газоконденсатных скважин обеспечивается за счет технологии.

Читайте также: