Каймысовская нефтегазоносная область реферат
Обновлено: 16.05.2024
33 без названия
34 без названия
37 без названия
38 без названия
39 без названия
41 без названия
Рис. 2. Структурно-тектоническая схема юрского структурного яруса.
1 - изогипсы; 2 - номера тектонических элементов; 3 - границы структур первого порядка; 4-10 тектонические элементы: моноклинали (4); отрицательные структуры 1-го (5), 2-го (6), 3-го порядка (7); положительные структуры 1-го (8), 3-го (9) порядка; локальные поднятия (10).
Рис. 3. Карты эффективных толщин надугольной (А) и подугольной (Б) пачек горизонта Ю, васюганской свиты.
1 - поисково-оценочные скважины; 2 - названия площадей; скважины: 3 - изолинии эффективных толщин; 4 - административная граница.
+ Карасевская /л© 4
Рис. 4. Схема распределения залежей углеводородов и перспективных объектов в надугольной (А) и подугольной (Б) пачках. 1 - поисково-оценочные скважины; 2 - названия площадей; скважины: 3-нефтяные. 4-водоносные, 5-водо-нефтяные, б-сухие; 7 - нефтяные залежи; 8 - водоносные блоки; 9 - нефтеперспективные продуктивные объекты; 10 - нефтеперспективные объекты; 11 - Каймысовский ИГР■ 12 -Нюролъско-Колтогорский ИГР; 13 - низкоперспективная область "перехода " васюганской свиты в наунакскую; 14 - административная граница. '
2. Соловьев, M.B. Особенности строения и условий формирования залежей углеводородов в верхней юре южной части Каймысовского НГР. / М.В. Соловьев, В.А. Конторович, JI.M. Калинина// ГЕО-Сибирь-2007. Т. 5. Недропользование. Новые направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых: сб. материалов III Международного научного конгресса. - Новосибирск: СГГА, 2007.-С. 125-128.
3. Соловьев, М.В. Тектонические процессы - основной фактор формирования залежей углеводородов в южной части Каймысовского нефтегазоносного района. / М.В. Соловьев // Трофимуковские чтения-2007: Тр. науч. конф. молодых ученых, аспирантов, студентов. - Новосибирск: Новосиб. гос. ун-т, 2007. - С. 157-159.
4. Соловьев, М.В. Особенности строения и перспективы нефтегазоносности верхнеюрских отложений зоны сочленения Каймысовского свода и Нюрольской мегавпадины / М.В. Соловьев // Тезисы докладов Четвертой Сибирской международной конференции молодых ученых по наукам о Земле. - Новосибирск, 2008. - С. 254-256.
_Технический редактор Е.В.Бекренёва_
Подписано в печать 20.05.2013 Формат 60x84/16. Бумага офсет №1. Гарнитура Тайме _Печ.л. 0,9. Тираж 150. Зак. № 89_
ИНГГ СО РАН, 630090, Новосибирск, просп. Акад. Коптюга, 3
Текст научной работы Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Соловьев, Максим Владимирович, Новосибирск
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ НАУКИ ИНСТИТУТ НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ И ГЕОФИЗИКИ ИМ. А.А. ТРОФИМУКА СИБИРСКОГО ОТДЕЛЕНИЯ РОССИЙСКОЙ АКАДЕМИИ НАУК
На правах рукописи
СОЛОВЬЕВ МАКСИМ ВЛАДИМИРОВИЧ
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ, ТЕКТОНИКА И НЕФТЕНОСНОСТЬ ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮЖНОЙ
ЧАСТИ КАЙМЫСОВСКОЙ НГО (южные районы Каймысовского свода и Нюрольской мегавпадины)
25.00.12 - геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений
ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук
Научный руководитель: д.г.-м.н., член-корр. РАН Конторович В.А.
Список рисунков и таблиц. 3
Глава 1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА. 13
1.1. История исследований и состояние геолого-геофизической изученности. 13
1.2. Тектоника. 18
1.3. Стратиграфия. 24
1.4. Нефтегазоносное гь. 31
Глава 2. Методика интерпретации сейсмических данных, сейсмостратиграфическая характеристика разреза. 40
2.1 Основные принципы сейсмостратиграфии. 40
2.2 Сейсмогеологические мегакомплексы. 41
2.3 Методика построения структурных карт, структурный анализ. 44
2.4 Меюдика палеоIектонических исследований. 52
2.5 Сейсмофациальный и динамический анализ. 55
Глава 3. Структурная характеристика и история тектонического развития. 57
3.1 Сейсмогеологическая характеристика, отражающие сейсмические горизонты, сейсмогеологические мегакомплексы. 57
3.2 Структурная характеристика района исследований. 60
3.3 История тектонического развития. 79
Глава 4. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности келловей-волжских отложений. 90
4.1. Стратиграфическая приуроченность верхнеюрских залежей углеводородов. 90
4.2. Методические приемы прогнозирования геологического строения и оценки качества коллекторов горизонта Ю1 92
4.3. Модель геологического строения келловей-волжских отложений. 109
4.4. Перспективы нефтегазоносности. 124
4.5. Месторождения нефти и газа. 126
СПИСОК РИСУНКОВ И ТАБЛИЦ
Рисунок В.1 - Выкопировки из обзорных карт Томской области и Западной Сибири Рисунок 1.1 - Выкопировка из обзорной карты Томской области Рисунок 1.2 - Схема геолого-геофизической изученности района исследования Рисунок 1.3 - Динамика постановки сейсморазведочных работ МОГТ 2-0 Рисунок 1.4 - Динамика открытия месторождений
Рисунок 1.5 - Фрагмент тектонической карты юрского структурного яруса [под ред. А.Э.Конторовича, 1998]
Рисунок 1.6 — Юрские сейсмогеологические комплексы (временной разрез по профилю №920405)
Рисунок 1.7 - Выкопировка из схемы нефтегазогеологического районирования ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции [под ред. А.Э.Конторовича, 2003] Рисунок 1.8 - Схема стратиграфической приуроченности залежей нефти, газа и конденсата на территории Каймысовской нефтегазоносной области
Рисунок 1.9 - Распределение запасов и ресурсов Каймысовского НГР по комплексам (А) и категориям (Б) и Нюрольско-Колтогорского НГР по комплексам (В) и категориям (Г) Рисунок 2.1 - Сейсмогеологические мегакомплексы (сводный временной разрез по линии площадей: Северо-Карасевская, Карасевская, Западно-Карасевская, Двуреченская, Западно-Моисеевская, Южно-Моисеевская)
Рисунок 2.2 - Зависимость средних скоростей распространения продольных сейсмических волн до отражающего горизонта Па от абсолютных отметок подошвы баженовской свиты. Рисунок 2.3 - Фрагменты временного разреза(А) и разреза, полученного после амплитудной фильтрации(Б), по профилю 880528 (Тагайская площадь)
Рисунок 2.4 - Карта градиентов структурной поверхности баженовской свиты и схема распределения раннемеловых разрывных нарушений
Рисунок 2.5 - Современный временной разрез отложений (А) и палеоразрезы юры раннепалеогенового (Б), туронского (В) и аптского (Г) времени по линии профилей 850403, 910471, 850467, 850457, 970431, 950440, 811807, 960427, 920478, 209322, 920448, 920416, 810756
Рисунок 3.1 - Сейсмофации юрско-неокомских отложений (по М.Я.Рудкевичу, Л.С.Озеранской и др.)
Рисунок 3.2 — Структурная карга по отражающему горизонту Па (подошва баженовской свиты)
Рисунок 3.3 - Структурно-тектоническая схема юрского структурного яруса
Рисунок 3.4 - Структурная карта по отражающему горизонту Ф2 (кровля доюрского
Рисунок 3.5 - Структурная карта по отражающему горизонту III (кровля алымской свиты) Рисунок 3.6 - Структурная карга по отражающему горизонту IV (кровля кузнецовской свиты) Рисунок 3.7 - Структурная карта по отражающему горизонту V (кровля талицкой свиты) Рисунок 3.8 — Карты толщин юрских (А), берриас-нижнеаптских (Б), апт-сеноманских (В), турон-маастрихтских (Г) и кайнозойских (Д) отложений Рисунок 3.9 - Фрагмент временного разреза по профилю №920505
Рисунок 4.1 - Зависимость толщины юрских отложений (А), абсолютных глубин залегания доюрского основания (Б-1) и подошвы баженовской свиты (Б-П) от толщины васюганской свиты
Рисунок 4.2 - Зависимость толщины волжско-апгских отложений от толщины васюганской свиты
Рисунок 4.3 - Зависимость толщины верхневасюганской подсвиты (горизонта Ю1) от толщины васюганской свиты
Рисунок 4.4 - Зависимости толщины надугольной пачки (А) и суммарной толщины надугольной и межугольной пачек (Б) горизонта Ю1 от толщины верхневасюганской подсвиты
Рисунок 4.5 - Зависимости толщины подугольной пачки горизонта Ю1 от толщины
верхневасюганской подсвиты в Каймысовском (I) и Нюрольском (II) ИГР
Рисунок 4.6 - Зависимости эффективных толщин песчаников подугольнои (I) и надугольной
(II) пачек от эффективной толщины горизонта Ю1 в Каймысовском (А) и Нюрольском (Б)
Рисунок 4.7 - Зависимости эффективных толщин песчаников подугольной пачки от общей толщины подугольной пачки (А), эффективных толщин песчаников надугольной пачки от толщины надугольной пачки (Б) и суммарных эффективных толщин песчаников подугольной и надугольной пачек от эффективных толщин горизонта Ю1 (В)
Рисунок 4.8 - Сопоставление электрических и акустических разрезов келловей-волжских
отложений по скважинам Западно-Моисеевская №21 и №22
Рисунок 4.9 - Влияние мощности баженовской свиты на характер волнового поля
Рисунок 4.10 - Корреляционная схема келловей-волжских отложений и изменение характера
сейсмической записи волнового пакета II3 (Таганская площадь)
Рисунок 4.11 - Изменение характера сейсмической записи при уменьшении толщин надугольной и межугольной пачек горизонта Ю1
Рисунок 4.12 - Зависимости эффективных толщин песчаных пластов горизонта Ю1 от толщины верхневасюганской подсвиты
Рисунок 4.13 - Карта толщин волжских отложений (баженовская свита)
Рисунок 4.14 - Схема распределения средних значений КС в отложениях баженовской свиты
Рисунок 4.15 - Карта толщин надугольной пачки горизонта Ю1 васюганской свиты
Рисунок 4.16 - Корреляционная схема келловей-волжских отложений по скважинам
Рисунок 4.17 — Корреляционная схема келловей-волжских отложений по скважинам Игольской, Таловой, Поньжевой, Глуховской площадей
Рисунок 4.18 - Карта эффективных толщин надугольной пачки горизонта Ю1 васюганской свиты
Рисунок 4.19 - Карта толщин межугольной пачки горизонта Ю1 васюганской свиты
Рисунок 4.20 - Карта эффективных толщин межугольной пачки горизонта Ю1 васюганской
Рисунок 4.21 - Карта толщин подугольной пачки горизонта Ю1 васюганской свиты
Рисунок 4.22 - Карта эффективных толщин подугольной пачки горизонта Ю1 васюганской
Рисунок 4.23 - Схема распределения залежей углеводородов в надугольной (А), межугольной (Б) и подугольной (В) пачках
Рисунок 4.24 - Корреляционная схема келловей-волжских отложений по скважинам Карайской и Западно-Карайской площадей
Рисунок 4.25 - Карта прогноза залежей углеводородов в песчаных пластах надугольной пачки горизонта Ю1 (Карайское месторождение)
Рисунок 4.26 - Геологический разрез по скважинам Западно-Карайской, Карайской, Игольской, Таловой площадей
Рисунок 4.27 - Модель залежи углеводородов в песчаных пластах подугольной пачки (Двуреченско-Лесмуровско-Западно-Моисеевское месторождение) Рисунок 4.28 - Фрагменты временных разрезов (Двурсченское месторождение) Рисунок 4.29 — Фрагмент временного разреза по профилю 910466 (Павловская площадь)
Таблица 1.1 - Классификация тектонических элементов мезозойско-кайнозойских платформенных отложений Западно-Сибирской геосинеклизы Таблица 2.1 - Стратификация реперных отражающих горизонтов
Объектом исследований в настоящей диссертации являются верхнеюрские отложения южной части перспективной территории Каймысовской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В административном плане район исследований расположен в Каргасокском районе Томской области (Рис. В1).
Более чем за полувековую историю нефтепоисковых работ на юго-востоке Западной Сибири, Томская область превратилась в самостоятельный крупный нефтедобывающий регион, в котором открыто более 100 месторождений нефти и газа, создана развитая инфраструктура, обеспечивающая стабильную добычу и транспортировку нефти.
Существенный вклад в изучение геологического строения этого региона и создание на юго-востоке Западной Сибири крупного центра нефтедобычи внесли представители научных и производственных организаций: В.Б. Белозеров, С.И. Близниченко, Г.В. Ведерников, B.C. Вышемирский, Е.А. Гайдебурова, В.В. Гребешок, Ф.Г. Гурари, Т.И. Гурова, Е.Е. Даненберг, О.Г. Жеро, II.П. Запивалов, И.А. Иванов, В.А. Кондратов, II.И. Карапузов, В.А. Каштанов,
A.Э. Конторович, В.А. Конторович, В.М. Краснополов, Э.В. Кривошеев, Н.В. Коптяев, Л.Г. Маркова, К.И. Микуленко, Ю.К. Миронов, И.И. Нестеров, H.H. Ростовцев, М.Я. Рудкевич, И.Б. Санданов, Г.П. Сверчков, В.И. Седунов, J1.B. Смирнов, A.A. Смыслов, B.C. Старосельцев, B.C. Сурков, II.Г. Рожок, В.М. Тищенко, Г.И. Тищенко, A.A. Трофимук, Л.Я. Трушкова, A.C. Фомичев, Г.П. Худорожков, К.Я. Черкашина, К.А. Черников, J1.C. Чернова,
B.Я. Шерихора, В.И. Шпильман, К.А. Шпильман, Б.Н. Шурыгин и др.
К настоящему времени многие нефтяные месторождения этого региона находятся в эксплуатации на протяжении нескольких десятилетий, достигли зрелой стадии разработки, и добыча на них монотонно падает. Для поддержания уровня добычи нефти необходимо обеспечить стабильное воспроизводство минерально-сырьевой базы.
На исследуемой территории наиболее перспективными в отношении нефтегазоносности являются верхнеюрскне отложения. На долю верхней юры приходится 90% ресурсов Каймысовского НГР и 43% ресурсов Нюрольско-Колтогорского ИГР.
Современное состояние геолого-геофизической изученности этого региона свидетельствует о том, что фонд крупных и средних традиционных антиклинальных пефтегазонерспективных объектов практически исчерпан. В то же время недра Томской области и исследуемой территории продолжают обладать высоким потенциалом. Согласно количественной оценке, проведенной в 2004 году специалистами ИНГГ СО РАН, прогнозные ресурсы углеводородов Каймысовского НГР составляют 41% от начальных,
----" Западно-Сибирская НКП I
эисунок В.1 - Выкопировки из обзорных карт Томской области и Западной Сибири
1 - административные границы; 2 - нефтепроводы; 3 - линии электропередач; 4 - автомобильные дороги; 5 - железные дороги; 6 -граница Западно-Сибирской НГП; 7 - нефтяные месторождения; 8 - район исследования; 9 - локальные поднятия; скважины: 10 -продуктивные; 11 - с нефтепроявлениями; 12 -водоносные; 13 - сухие; 14 - неиспытанные.
Нюрольско-Колтогорского ИГР - 77%. Основная масса неразведанных ресурсов углеводородов в районе исследований сосредоточена в верхнеюрских песчаных пластах. Дальнейшее воспроизводство минерально-сырьевой базы этого региона зависит от открытия новых месторождений, связанных с неантиклинальными ловушками. Решение задачи поиска сложнопостроенных нефтегазоперспективных объектов требует разработки новых методических подходов, выработки стратегии и тактики нефтепоисковых работ, для реализации которых необходимы современные более адекватные природным объектам геологические модели.
Настоящая работа посвящена построению детальной модели верхнеюрских отложений, отвечающей современной стадии изученности региона, как основы для планирования геологоразведочных работ с целью открытия новых месторождений, воспроизводства и наращивания минерально-сырьевой базы, что и предопределяет актуальность выполненного исследования.
Научная задача — разработать критерии прогноза, выполнить оценку качества коллекторов и построить детальную модель геологического строения верхней юры в южной части Каймысовской НГО; выполнить структурно-тектонический анализ, определить основные этапы формирования структур и разрывных нарушений и оценить влияние тектонических процессов на нефтегазоносность песчаных пластов горизонта Ю1 васюганской свиты.
• Обзор исследований, посвященных геологии и нефтегазоносности юго-восточных районов Западной-Сибири.
• Интерпретация временных сейсмических разрезов в объеме 12300 км, построение набора структурных карт и карт изопахит сейсмогеологических мегакомплексов.
• Структурно-тектонический анализ, восстановление мезозойско-кайнозойской истории тектонического развития исследуемой территории, определение этапов формирования структур различных порядков.
• Анализ дизъюнктивной тектоники, выделение разломов с дифференциацией их по времени формирования и глубине проникновения, составление схем разрывных нарушений для различных осадочных комплексов.
• Комплексный анализ материалов сейсморазведки, ГИС и петрофизических исследований, разработка критериев прогнозирования геологического разреза и оценки качества коллекторов горизонта Ю1 васюганской свиты.
• Построение карт толщин и карт качества коллекторов (карт эффективных толщин) васюганской свиты, верхневасюганской подсвиты, подугольной, межугольной и надугольной пачек горизонта Ю1.
• Комплексный анализ геолого-геофизических материалов с учетом результатов испытаний песчаных пластов горизонта Ю1, построение детальных геологических моделей эталонных месторождений, типизация месторождений, разработка критериев поиска нефтегазоперпективных объектов, адаптированных к специфике геологического строения южных частей Каймысовского и Нюрольско-Колтогорского НГР.
В диссертационной работе автор защищает следующие основные положения и результаты:
1. В южной части Каймысовской нефтегазоносной области формирование в рельефе кровли юры структур I порядка - Нюрольской мегавпадины и Каймысовского свода, которые представляют собой крупные зоны нефтеобразования и нефтенакопления, связано, главным образом, с юрскими и унаследовавшими их раннемеловыми тектоническими движениями.
2. В современном рельефе кровли юры большинство локальных поднятий, расположенных в южной части Каймысовского НГР, формировались над контрастными эрозионно-гектоническими выступами фундамента, испытывавшими тенденцию к интенсивному относительному росту в берриас-готериве. Эти структуры осложнены раннемеловыми разрывными нарушениями. Поднятия Нюрольской мегавпадины формировались в тектонически более спокойной зоне и не осложнены разломами, проникающими в нижний мел.
3. Фильтрационно-емкостные свойства песчаных пластов надугольной пачки существенно дифференцированы. В южной части Каймысовской НГО наиболее благоприятные обстановки для формирования высокоемких коллекторов в песчаных пластах Ю11"2 существовали в периферийных частях Нюрольской мегавпадины и в пределах осложняющих ее крупных положительных структур. Песчаные пласты Ю13"4 подугольной пачки, содержащие коллекторы и способные концентрировать залежи углеводородов, распространены на исследуемой территории повсеместно.
4. В Нюрольском нефтегазоносном районе верхнеюрские залежи углеводородов связаны с песчаными пластами Ю11"2 н
Каймысовская нефтегазоносная область (73) связана с двумя сближенными сводами — Верхнедемьянским и Каймысовским, составляющим южную часть Хантейской антеклизы. Общая площадь области — 32 тыс. км 2 , главный продуктивный подкомплекс — верхнеюрский.
В пределах Верхнедемьянского района открыто четыре нефтяных месторождения: Тайлаковское (№ 60, см. рис. 50) с залежью в пласте КЬ, Урненское и Усановское (№ 62 и 63) с залежами в горизонте K)i и Ай-Яунское (№ 61), в котором получен приток нефти из кровли покурской свиты (сеноман). Ай-Яунское месторождение мелкое по запасам. Нефть по составу тождественна нефтям Тазовского и Русского нефтегазовых месторождений (плотность 0,963 г/см 3 , начало кипения 247° С, по составу фракции 250— 445° С нефть ароматически-нафтеновая. Нефти неокома имеют плотность 0,8—0,87 г/см 3 , по составу они нафтеново-метановые.
Факт получения нефти из сеноманского резервуара в области, где апт-сеноманский комплекс неперспективен, свидетельствует о том, что процессы нефтегазообразования в нем протекали не только в северных, но и в центральных районах, хотя, вероятно, и менее энергично.
Отсутствие в Среднем Приобье промышленных скоплений выше неокома (за исключением небольшой залежи газа в сеномане на Варьеганской площади) объясняется неблагоприятными структурными факторами: по верхнемеловым горизонтам очень многие ловушки, существующие в юрских и неокомских отложениях, не выражены либо имеют ничтожную амплитуду. Залежи Урненского и Усановского месторождений структурно-литологические и связаны с выклинивающимися к вершинам куполков верхнеюрскими базальными песчаниками. Разрез отложений верхнего валанжина-баррема в описываемом районе относится к четвертому формационному классу, что не благоприятствовало аккумуляции нефти в структурных ловушках.
На К.аймысовском своде открыто семь нефтяных месторождений. Все они однозалежные (пласт Ю] васюганской свиты). На карте (см. рис. 50) месторождения района обозначены номерами от 64 до 70 включительно.
Границы Васюганской области (73) определяются контурами региональной зоны поднятий, которая протягивается с севера на юг и юго-восток (в форме дуги, выпуклой к западу) на 500 при средней ширине 100—120 км. Область состоит из трех районов, контролируемых сводами.
Игольско-Таловое или Крапивинское
Васюганская нефтегазоносная область
АЛЕКСАНДРОВСКИЙ нгр
Александровский район. Площадь района 18 тыс. км 2 . Здесь открыто девять нефтяных и одно нефтегазовое (табл. 6) месторождение. Как видно из таблицы, главным продуктивным подкомплексом района является верхнеюрский.
Аномально высокий этаж нефтеносности установлен на Северной (Охтеурьевской) площади, где притоки нефти были вызваны при испытании горизонтов BBje, БВю, и, БВ7, газа — из пластов BBs, AB4, s, ПКлб и И2, з [50]. Но в отличие от остальных месторождений района на Охтеурьевской площади отсутствует нефть в пластах юрского комплекса. Все выявленные залежи в меловых отложениях очень мелкие, промышленного значения не имеют. Образование скоплений нефти в нижнемеловых горизонтах можно связывать только с процессами перетока из юрской толщи по разрывным нарушениям. В результате перетока была разрушена залежь в пласте Юь Залежи газа в покурской и ипатовской свитах (пласты FIKis, И2, з), вероятно, образовались во вмещающих толщах в процессе активного роста ловушки в олигоцен-неогеновое время.
Средневасюганский НГР
Средневасюганский район. Площадь района 8,5 тыс. км 2 . В его пределах открыто пять нефтяных, одно нефтегазоконденсатное и два газоконденсатных месторождения (табл. 7). Главный продуктивный подкомплекс — верхнеюрский.
Арчинское газоконденсатнонефтяное месторождениеоткрыто в 1984 г. Находится в Парабельском районе на юге Томской области. в 60 км на югозапад от г. Кедрового. В бассейне реки Чижапка,
притока реки Васюган.
Впервые Арчинская структура выявлена сейсморазведочными работами МОГТ в 1980-81г.г. как Арчинский перегиб между Урманским и Нижнетабаганским поднятиями по отражающему сейсогоризонту Ф-2 (подошва осадочного чехла). Последующими Залежь нефти с газовой шапкой массивного типа приурочена к карбонатному выступу доюрского фундамента .Глубина залегания кровли залежи 3012-3115 м , высота залежи в своде структуры до 100 м , на периферии до 40 метров. Высота залежи полностью не установлена ( не вскрыт фактический ВНК). Условный ВНК на отметке- 3002 м. ГНК на отметке- 2941 м.
Урманское
Казанское
10. Пайдугинская нефтегазоносная область
11. Усть-Енисейская газонефтеносная область
Устъ-Енисейская нефтегазоносная область выделяется на северо-востоке 3ападно-Сибирской провинции в пределах Красноярского края и частично Тюменской области. Она включает Усть-Енисейскую впадину и осложняющие ее мегавалы, валы и куполовидные поднятия.
На западе и юго-западе Усть-Енисейская область граничит с Пур-Тазовской, а на северо-западе с Карской предполагаемой нефтегазоносными областями. На Западе естественным ограничением является появление кузнецовской покрышки и переход суходудинского комплекса в кузнецовский и усть-тазовский комплексы. На севере и юге территория ее переходит в малоперспективные земли. На востоке по оси Янгодо-Горбитского поперечного поднятия она отделяется от Хатангской нефтегазоносной области Восточно-Сибирской провинции.
Особенностью разреза мезозойско-кайнозойского платформенного чехла является преобладание континентальных и прибрежно-морских отложений, наличие мощной опесчаненной толщи суходудинского комплекса и отсутствие регионально выдержанных покрышек в преимущественно песчаных отложениях меловой и палеогеновой систем. Общая мощность осадочного чехла здесь изменяется от 2000-2500 до 6000-8000 м.
Усть-Енисейская область подразделяется на семь районов, из которых промышленная газоносность доказана в Нижнехетском, Мессояхском и Рассохинском.
В Усть-Енисейской области открыты газовые залежи в большехетском, мегионском и суходудинском комплексах. Преобладают однозалежные, реже многозалежные месторождения.
В суходудинском комплексе выявлены залежи газа, приуроченные к антиклинальным структурам, пластовые сводовые и массивные малодебитные и среднедебитные, с коллекторами порового типа.
В мегионском комплексе распространены залежи газа, контролируемые антиклинальными структурами, пластовые сводовые, средне
Самотлорское нефтегазовое месторождение (рис. 00) крупнейшее в Западной Сибири и находится в Нижневартовском районе Ханты - Мансийского автономного округа Тюменской области в 15 км от г. Нижневартовска. Открыто в 1965г., разрабатывается с 1969 г. Расположено в центральной части Нижнeвартовского свода в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную и Черниговскую структуры третьего порядка. Все они оконтурены изогипсой -2350-2475 м и имеют амплитуду порядка 50-100 м. В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе - 2220 м имеет размеры 32 х 40 км, амплитуду 150 м. В геологическом строении Нижневартовского свода принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений, платформенного чехла. В разрезе чехла выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования. На Самотлорском месторождении геологический разрез характеризуется широким диапазоном нефтегазоносности и значительным количеством продуктивных горизонтов. На месторождении выявлено 19 залежей нефти, в том числе одна с газовой шапкой. Продуктивны породы готерива-баррема и валанжина, залегающие на глубинах 1750-2230 м. Готерив-барремская продуктивная толща, заключающая основные запасы нефти месторождения, представлена частым чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, характеризующихся неоднородным строением и значительной литологической изменчивостью, как по площади, так и по разрезу.
В толще выделяется до пяти отдельных песчаных пластов (AB1-АВ5), из которых выдержанными являются три пласта. Эти же пласты обладают наилучшими коллекторскими свойствами. Общая мощность готеривско-барремской продуктивной толщи 120-160 м, эффективная - 40-100 м, Все нефтеносные пласты этой толщи гидродинамически связаны между собой и поэтому образуют крупную сводовую залежь массивного типа. Высота ее около 100 м. Все отдельные продуктивные горизонты имеют единый водонефтяной контакт. Особенность залежи - наличие газовой шапки (высотой до 40 м), что на нефтяных месторождениях центральной части Западной Сибири явление редкое. Пластовое давление залежи 17,0-21,5 МПа. В разрезе валанжина выделяется ряд песчаных пластов, из которых основными являются пласты БВ8 и БВ10. Общая мощность пласта БВ8 40-50 м, эффективная 17-33 м, пласта БВ10 - соответственно 20-30 и 2-30 м. Залежи нефти этих пластов являются пластовыми сводовыми. Водонефтяной контакт залежей имеет наклонный характер (с запада на восток), что, видимо, связано с линзовидным строением пластов и значительным ухудшением их коллекторских свойств. Пластовое давление в залежах 22 МПа, дебиты нефти 250-450 м3/сут. Нефти характеризуются преимущественно средней плотностью (0,8540,901г/см3) и являются сернистыми. Содержание серы 0,8 - 1,9%. Нефти мало парафинистые, с содержанием парафина 1,9 - 5,3%.
ЗА́ПАДНО-СИБИ́РСКАЯ НЕФТЕГАЗОНО́СНАЯ ПРОВИ́НЦИЯ, в России, в пределах Ямало-Ненецкого, Ханты-Мансийского автономных округов, Тюменской, Томской, Омской, Новосибирской областей и северо-западной части Красноярского края; занимает 2-е место в мире (после Персидского залива нефтегазоносного бассейна ) по масштабу нефтегазоносности. Площадь свыше 2,5 млн. км 2 , половина перспективной на нефть и газ территории находится за Полярным кругом. Провинция включает Приуральскую, Фроловскую, Каймысовскую, Пайдугинскую, Bасюганскую, Cреднеобскую, Hадым-Пурскую, Пyp-Tазовскую, Гыданскую и Ямальскую нефтегазоносные области. Первое месторождение газа (Берёзовское) открыто в 1953, нефти (Шаимское) – в 1960, добыча газа начата в 1963 на Берёзовском, нефти в 1964 на Трёхозёрном, Мегионском и Усть-Балыкском месторождениях. В провинции сосредоточено почти 2/3 (21,6 млрд. т) извлекаемых запасов нефти и свыше 2/3 (46,6 трлн. м 3 ) свободного газа страны, локализовано более 40% (5,2 млрд. т) её перспективных и более 50% (23,9 млрд. т) прогнозных ресурсов нефти, а также около 60% запасов и ресурсов (8,5 млрд. т) конденсата; прогнозные ресурсы свободного газа 79,9 трлн. м 3 , перспективные ресурсы 22,2 трлн. м 3 (начало 2013). Выявлено 772 месторождения с запасами нефти и конденсата и около 250 месторождений с запасами свободного газа. Месторождения с уникальными запасами нефти (млн. т): Салымское (4524,1), Приобское (1576,5), Красноленинское (1157,6), Самотлорское (982,3), Ванкорское (443,8), Русское (407,7), Приразломное (392,2), Восточно-Мессояхское (340,5); газа (млрд. м 3 ) и конденсата (млн. т): Уренгойское (6467,8 и 1188,5), Бованенковское (4918,2 и 111,8), Ямбургское (4192,6 и 240,7), Заполярное (2609,9 и 66,1), Харасавэйское (2031,8 и 88,9), Песцовое (872,4 и 146,1); газа (млрд. м 3 ) : Крузенштернское (1674,7), Южно-Тамбейское (1296,1), Северо-Тамбейское (1124,3), Южно-Русское (1075,2), Ленинградское (1051,6), Харампурское (965,0), Русановское (779,0), Салмановское (767,1), Малыгинское (745,1), Юрхаровское (668,8), Медвежье (587,9 ), Северо-Уренгойское (576,5), Тасийское (565,7), Каменномысское-море (555), Береговое (518,0).
ЗАПАДНО-СИБИРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ — расположена в пределах Тюменской, Томской, Новосибирской и Омской области РСФСР. Площадь 2,2 млн. км 2 . Включает Приуральскую, Фроловскую, Каймысовскую, Пайдугинскую, Васюганскую, Среднеобскую, Надым-Пурскую, Пур-Тазовскую, Гыданскую и Ямальскую нефтегазоносные области. Наиболее значительные месторождения: Самотлорское, Мамонтовское, Фёдоровское, Варьеганское, Усть-Балыкское, Муравленковское (нефтяные); Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское, Заполярное, Медвежье, Харасавейское (газовые и газоконденсатные). Планомерные поиски нефти и газа начались в 1948. Первое месторождение газа (Берёзовское) открыто в 1953, нефти (Шаимское) — в 1960. К 1984 выявлено свыше 300 месторождений.
Реклама
Тектонически провинция связана с Западно-Сибирской плитой. В осадочном чехле установлен ряд крупных сводов (Нижневартовский, Сургутский, Северный, Красноленинский, Каймысовский, Межовский, Среднеямальский и др.), мегавалов, прогибов и впадин, осложнённых выявленными более чем 1200 локальными поднятиями размерами от 2х3 до 30х50 км, с амплитудами от десятков до сотен метров.
Продуктивные горизонты приурочены к отложениям юры, неокома и сеномана (мел). В среднем течении реки Обь выявлены залежи сухого газа (сеноман), газоконденсатные, газонефтяные и нефтяные залежи (неоком и юра). В Томской и Новосибирской области установлены залежи нефти в палеозойских отложениях. Продуктивные горизонты на глубине от 0,7 до 4 км. Залежи пластовые, сводовые, литологически ограниченные и массивные. Рабочие дебиты нефтяных и газовых скважин высокие. Нефти в основном средней плотности, малосернистые, малосмолистые с невысоким содержанием парафинов. Свободные газы верхнемеловых отложений (сеномана) метановые сухие с низким содержанием азота и углекислого газа. Содержание конденсата до 1 см 3 /м 3 . Конденсат тяжёлый, нефтенового типа. Содержание конденсата в залежах газа неокома в среднем 150 см 3 /м 3 , достигает 800 см 3 /м 3 . Конденсат лёгкий, парафинового типа. См. карту.
Читайте также: