Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
1.1.Основные черты строения и нефтегазоносности Лено-Тунгусской НГБ.
В Тунг.бас. залежи Н и Г выявлены в осн. в его Ю.ч. – на Камовском своде Байкитской антеклизы и в Хатансгкой седловине.
• В 1-ом случае осн.прод.резервуары-карбонаты рифея, во 2-ом – песч. и алевр. венда.
• Несколько мелких м/р открыты на Бахтинско-Сурингдаконском своде Байкитской антеклизы и на Курейско-Бакланихинском мегавале (карбонаты нижнего кембрия).
• В др. р-нах бассейна пока м/р-ний Н и Г не выявлено. Наиб. интересн. с точки зрения НГ-ности структурн.эл-ты Тунг.бас. – Байкитская антеклиза, Хатангская седловина и, возможно, Курейская синеклиза.
Юрубчено-Тохомская зона
Наиб. Крупн. как в бассейне, так и во всей Восточной Сибири Н м/р-нием является Юрубчено-Тохомское (или Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления – ЮТЗ).
• Наиб. крупные по запасам залежи Н и Г приурочены к доломитам рифея.
Собинское нефтегазоконденсатное месторождение
Сам. крупн. по запасам из вендских залежей Тунгусского НГБ находится на Собинском месторождении в Катангской седловине.
• Здесь продуктивны 4 базальных песчаных пласта ванаварской свиты.
ИРКУТСКИЙ НГБ
Большинство залежей бассейна приурочено к Непско- Ботуобинской антеклизе, по 3 месторождения находятся на территории Ангаро- Ленской ступени и Предпатомского прогиба.
• НБА – Наиболее изученная часть В.Сибири – разведанность 40% от НСР.
Непско-Ботуобинская НГО
Наиб. приподнятые элементы НБА - Непский свод (площадь более 50 тыс. км2, амплитуда свыше 400м) и Мирненский выступ.
• Залежи большей частью нефтегазоконденсатные, иногда с нефтяной оторочкой.
• М/р-ния обычно содержат 2- 3, реже до 5-6 залежей.
• Осн. м/р: Верхнечонское, Среднеботуобинское, Чаяндинское, Верхневилючанское, Талаканское, Ярактинское, Даниловское, Марковское, Иреляхское.
• Специфические особенности залежей: хар-р нефтегазонасыщения контролируется распределением коллектора, аномально низкие Р и Т.
Месторождения НБА
Залежи на НБА часто приурочены к различной формы антиклиналям, сильно нарушенным разломами амплитудой до нескольких десятков метров.
• Эти разломы обычно играют роль непроницаемых барьеров.
• Во многих случаях морфология продуктивных пластов осложнена сильным влиянием литологических (седиментационных и постседиментационных) факторов.
Верхнечонское нефтегазоконденсатное м/р: в центральной части Непского свода.
• Продуктивны песч. верхнечонского (осн.залежь, два пласта) и доломиты преображенского горизонтов.
Среднеботуобинское газонефтяное м/р: на Мирненском выступе. Размеры складки 75х80 км, амплитуда 50 м, нарушена разломами амплитудой до 30 м. Основная залежь – кварцевые песчаники ботуобинского горизонта. Пористость 12-19%, прониц-ть до 2,5 Д.
Чаяндинское нефтегазоконденсатное м/р: на С-В склоне Непского свода.
• Приурочено к зоне регионального выклинивания песчаников ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов. Мощность резко уменьшается к центру свода.
• Основная по размерам залежь приурочена к ботуобинскому горизонту. Высота залежи до 330 м.
Ковыктинское м/р: Продуктивны песчаники парфеновского горизонта.
• Эффективные толщины 5-30 м.
• Запасы – не менее 2 трлн. м3.
2.1. Основные черты строения и нефтегазоносности Енисей-Ленского НГБ.
Гр-цы: с С-З - Таймыро-Северо-Земельская скл.обл, С-В сочленяется с южным побережьем моря Лаптевых, на З –нет гр-цы, впадает в Зап-Сибирский, на В –с Предверхоянским, Ю-переход к В-Сиб.платф.( Тунгусская синеклиза и Анабарская антеклиза), где развит Pz.
На Ю и С-З гр-цы бас. проводятся по выклиниванию J-K отл., в остальных случаях по зонам смены простираний основных структурных элементов.
Протяженность бассейна около 1500 км при ширине 150-200 км.
3 осн.эл-та: Енисей-Хатангский и Анабаро-Ленский прогибы, разделенные Хатангской седловиной.
Мегавалы: 1.Балахнинский 2.Рассохинский 3.Малохетский + 4.Танамский свод (нет разломов, пологий)
Фундамент AR-PR1.Осадочный чехол R-V, Pz, Mz.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ Открыто > 12 Г и ГК, иногда с незначительной Н оторочкой м/р в J и K. Несмотря на обилия НГ-проявлений во многих глубоких скважинах в Р и Т Хатангской седловины выявлено только 2 мелких нефтяных месторождения (Ю-Тигинское и Нордвин – непромышлен).
Вдоль южной периферии Анабаро-Ленского прогиба известно несколько битумных полей, в т.ч. крупнейшее Оленекское (вход.в 5-ку мира). Эта часть бассейна до настоящего времени является чрезвычайно слабо изученной бурением и сейсморазведкой. Месторождений УВ не выявлено.
Осад.чехол от R до К (редко есть Pg).
-Сам.большой J и К (4-6 км до 10 в центр.ч. Енисей-Хатангского прогиба), М (Анабаро-Ленского)=3 км
-контин.отл.появл-ся в К2, J-К1 – морские
-Т – в осевой части. В основании Енисей-Хатангского прогиба находится триасовый грабен, а северный борт наложен на дислоцированные толщи пермского палеобассейна.
НГК можно выделить 5 основных. Практически каждый из них содержит потенциальные резервуары, покрышки и НМТ. Наилучшие НМТ и резервуары с доказанной продуктивностью содержатся в Р, J и К.
- R перспективен, выявленная НГ-носность с Р
- Р – в Енисей-Хатангском не вкрыта, лишь в седловине; С2-Р11-прибрежно-морск, Р12-Р3-контин.
Кол-р мелкозернист, много цемента, невыдержан => плохой
- Т – НМТ нет и кол-ров тоже (но есть 1 месторождение)
- J-К – основной в Енисей-Хатангском (в К1 лучше всего); суходудинская свита (неоком)-прибрежно-морск.отл. (кол-р – покрышка) на западе
J3- глин.толща, морск; осн. НМТ!!!! J1-2 – в центре-глины, алевр, края-песч.
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЭВОЛЮЦИЯ БАССЕЙНА Наиб.важн. - R, поздн. Pz и ран.Mz. В течение каждого из них на севере Сибирской платформы формировались рифтовые зоны. Очаги генерации нефти и газа были приурочены к зонам максим. прогибания и областям с повышен тепловым потоком.
R: По одной из моделей в R на севере В-Сиб.платф. была разветвленная сеть рифтов. 2 или 3 из них имели свое продолжение на тер-рию современной Енисей-Ленской системы прогибов. Очаги генерации находились в центральных частях авлакогенов.
Поздн. Pz: рифты располагались на южном Таймыре + в Хатангской седловине и Анабро-Ленском прогибе. Наиб.мощн.очаги генерации Н и Г - на Южном Таймыре.
T-J1: грабен в основании Енисей-Хатангского прогиба, возможно явл-ся ветвью Колтогорско-Уренгойской рифтовой системы З-Сиб плиты.
Kz: K2-Kz рифты Южно-Лаптевского бассейна сформировались в рез-те движений при раскрытии Ледовитого океана. Они так же привели к инверсии некоторых грабенов в Хатангской седловине и Анабаро-Ленском прогибе.
Источники УВ: Енисей-Хатангский прогиб: J НМТ генерировали нефть с конца J до начала Kz. В Kz было поднятие тер-рии (200-300м размыто), градиент 2°С/100м. Хатангская седловина: максимум генерации нижнепермскими материнскими отл-ми пришелся на конец Р–Т1. В Р и начале Т градиент был 3,5-4, потом тепловой поток снизился.
Очаги нефтегазообразования Очаги генерации Н в породах Р1 к Т1 занимали обширные пространства на севере НГБ. В депоцентрах генерировался в осн. Г. Уменьшение теплового потока в J1 привело к прекращению процессов НГ-образования в вост.частях НГБ. Во 2-ой половине К крупн.очаги генерации средне-и верхнеюрскими НМТ-ми сформировались в зап. и центр. частях Енисей-Хатангского прогиба.
Перспективы НГ-носности В целом ряде случаев поисковые работы, традиционно нацеленные на локальные поднятия Енисей-ЛенскогоНГБ не привели к ожидаемым результатам.
Часто такие поднятия имеют инверсионную природу.
В вост. части Енисей-Хатангского прогиба крупные валы (н-р Балахнинский) образовались на границе J-K над палеовпадинами. Меловые резервуары здесь, в следствие регионального опесчанивания, испытывают дефицит покрышек, а юрские, накопившиеся в депрессионных зонах, –коллекторов.
Грабенообразные поднятия и соляные купола в Хатангской седловине образовались после завершения основной генерации УВ (соответственно кайнозой и ранний мезозой).
В следствие этого, при поисковых работах следует уделить внимание и объектам другого генезиса.
3.1. Основные черты строения и нефтегазоносности Лено-Вилюйского НГБ.
2 части бас: 1)Вилюйская синеклиза и 2)Предверхоянский кр.прогиб(Верхоянокалымская скл.обл.Mz). В осевой зоне синеклизы - Линденская впадина, по бортам которой мегавалы: Хапчагайский(на Ю) и Логлорский (на С). Кр.прогиб состоит из 2-х ветвей (Ленской и Алданской), разделенных Китчанским выступом. Складчатый борт прогиба в позднем мезозое был осложнен серией надвигов амплитудой до 60 км. В центр.частях бассейна М(осад.чехла) превышает 10 км (≈14км).
Структурные ярусы осадочного чехла Осн.часть осад.чехла (до70-80%) – терриген. преимущ. континен. отл.P, T, J (морские в нижнем и среднем отделах) и К. [Pz3+Mz ≈ 60%]
Этапы развития: до D1 – тер-рия Сиб.платф. была гораздо больше, D – рифтогенез =>раскол тер-рии, образов. 2 ветви: океанич.+ контин.осталась; осталась рифтовая формация – D соли – характерная (есть и карбонаты); С2-Р практически на всей тер-рии: активн.растительность, терриг-угленосн.отл. М до 3км (озерно-болотные или самые прибрежные отл., м.б.глинистые, грубообл); ранний Mz – пассивн.окраина, отл.конт, морские – где скл.область, за искл. J; J2 – океан начинает закрываться, обр-ся Верхоянская скл.обл., осадконак-ние не прекращ., моласса заполняет впад (Вилюйская синеклиза). Дальше –подъем и разрушение.
Нефтегазоносность М/р-ния: 1.Средневилюйское,2.Толон-Мастахское,3.Соболох-Неджелинское, 4.Бадаранское,5.Среднетюнгское,6.Андылахское,7.Нижневилюйское,8Собо-Хаинское,9Усть-Вилюйское
В бас.откр. 9 Г и ГК м/р, которые в осн. приурочены к Хапчагайскому (7шт.) и Логлорскому (2) валам.
НГК: Залежи УВ распределены по3 НГК.
1.Р-Т1 – мощн. грубообл. (эндыбальская свита М=1-2,1км + нерская М=1-1,2 км) Кол-р связ.с плотн. песчаниками и алевролитами нерской свиты, откр.порист. до20%, прониц. до 300 мД. Покрышка – Т1 глины (неджелинская свита) М=100м. Залежи характеризуются наличием АВПД (на7-10 мПа > гидростатического). Кол-ра прерывист, линзовидн.=>невыдержан. из-за контин.осадконакопления. Лучше всего кол-ра в валах (м.б. связан с речной системой)
2.Т1 - песчаники таганджикской свиты М=500м, пористостью до 24% и прониц-тью до 1Д, контин. толща с различн. замещениями; покрышка – глины (мономской свиты, М=300м).
3.T2-J1 - песчаники и алевролиты тулурской, кызыл-сырской и тюнгской свит порист. до 30% и прониц до 3Д. Морские отл.J1 – осн. НМТ – с хорошим сод-нием сапропелевого вещ-ва
В большинстве случаев лучшие коллекторы расположены в прибортовых частях Линденской впадины (в т.ч. на тер-рии Хапчагайского и Логлорского мегавалов).
Средневилюйское газоконденсатное м/р: на Хапчагайском валу, брахиантиклиналь 34х22 км и амплитудой около 350 м. Многопластовое (1 пласт в Р2, 4- в Т, 3- в J). Залежи пластовые сводовые, местами с элементами литологического экранирования. АВПД связ.с линзовидными кол-рами
Основная залежь–пласт ТIII таганджинской свиты T1, М=64-87м.
Запасы газа около170 млрд. м3. Находится в разработке с 1985 г.
Соболох-Неджелинское газоконденсатное м/р: брахиантиклиналь, оч.невыдержан.кол-р
Мастахское газоконденсатное
М/р-ния УВ (выводы): Залежи в осн. в антиклиналях. В ряде случаев строение осложнено замещением и/или выклиниванием кол-ров. В Предверхоянском кр.прогибе стр-ры осложнены взбросами и приобретают асимметричное строение.
НГМТ: P2 и J2-К1 отл-ния, обогащенные РОВ арконового типа, облад.низк.нефтематеринским потенциаломи явл-ся преимущ. газоматеринскими. J1 глинистые породы, в сост. которых преобл. РОВ смешанного (алиново-арконового) типа, могут генерировать значительные кол-ва УВ нефтяного ряда.
В платформенной части Лено-Вилюйского бассейна (запад бассейна) катагенетическая преобразованность пород и ОВ нарастает по мере погружения отл-ний и отвечает градациям ПК2-3 – МК2. Благопр. усл-я для генерации жидких УВ существуют в пределах Линденской впадины, где осн. НГМТ нижней юры образует обширный очаг нефтеобразования. Пермские породы уже прошли ГЗН, за исключением периферии бассейна, а J2-K1 отложения м.б. отнесены к категории нефтепроизводящих отложений только в осевой, наиболее погруженной части Линденской впадины.
Вывод: Н – J1 – регион. Покрышка для T2-J1 НГК =>неглубоко (МК1 – МК2) (по краям ПК). Скорее всего очаг генерации находился в центр.части Линденской впадины (там МК2)
Г – Р угленосн.толща (в центр.части МК4, по краям МК3)
4.1.Геологическое строение и нефтегазоносность рифейских отложений Лено-Тунгусского НГБ.
Проблема стратификации R: нет полн.разреза, вскрытого в едином пересечении; в разн.частях разреза есть толщи близкого литологич.облика; блоковое стр-ние R; невысокая информативность сейсмики.
ТИПЫ ПОРОД РИФЕЯ
Нижн.часть-терриген.пор = зелендуконская серия (красноцв.песч.,конгл., М до 260м), верх–преимущ. карб = камовская серия(доломиты с просл.мергелей,алевр,аргил,песч, М до 2 км и >) (Камовский свод).
• Среди последних преобл.доломиты, в т.ч.фитогенные доломиты, местами в разл.степени глинистые.
• Во всех случаях притоки пластовых флюидов получены из карб.пород верхн.части разреза.
• По всей видимости, рифейские коллекторы образовались во время предвендского размыва.
• Пустотное пространство представлено системой каверн, трещин и стилолитовых швов.
• Наилучшие коллекторы формируются в безглинистых разностях доломитов.
Формирование рифейских коллекторов
Рифейские коллекторы резко меняют свои св-ва по площади и разрезу. «Пористость» от 0,2 до 14%. Максим. емкость – в доломитах с рассеянной примесью кремнезема. Трещинная емкость до 2,3-2,7%. Максим. прониц-ть 250-1000 мД. Максим. дебиты нефти–до 446 м3/сут. Характерна анизотропия фильтрационных свойств.
Органоген.карбонаты:строматолиты. В R сам.крупные одноклеточные (2-3мм). Бывают карб.с глинист.примесями, м.б. обломочные карб. Б’ольшая часть-доломиты.
Первичн.кол-ра не сохр, все-вторичн!!! (трещины созд.основн.проницаемость, каверны-пористость)
• Формирование рифейских природных резервуаров обусловлено широким развитием эрозионно - карстовых процессов во время предвендского перерыва (размыва) => вторичн.кол-ра.
Стилолитовые швы (заполнены битумом, кальцитом) образовались из-за неровномерного растворения.
Вторичные коллектора образовались в предвендское время.
5.1.Геологическое строение и нефтегазоносность вендских отложений Лено-Тунгуcского НГБ.
V на нижележащих отл. - с перерывом и резк.углов.несогласием
V комплексы: сост. из 2-х частей низ-терриген. (НБА), выше-карбонаты. На поднятиях терриген.отл. больше, а М(общ.V) меньше (0,4-0,5 км на поднят, 0,7-1,2 во впад)
Байкитская антеклиза: в основании V-местами красноцв.терриг.пор. ванаварской свиты, сформировавшиеся в усл.аллювиальной равнины и морские (ингрессивные) карб-глинистые отл.оскобинской свиты. Выше-150-200м толща неравномерного переслаивания доломитов, местами с ангидритом катангской, собинской и тэтэрской свит.
Гр-цу V-кембрий провести трудно. Н-р, на Байкит.антекл. она находится внутри тэтэрской свиты.
Вендские комплексы в Тунгусском НГБ хар-ся региональной НГ-ностью – практически в половине испытанных скважин были получены притоки УВ.
Продуктивны: ванаварская, непская, тирская свиты (терриген)
• Притоки нефти (до 20 и более м3/сут) получены на 7 площадях, газа (до 500 тыс. м3/сут) на 10.
• В большинстве случаев продуктивны терриг.коллекторы ванаварской свиты (до 6 пластов).
• В Курейской синеклизе скважин, вскрывших отл. V нет. Больш-во залежей Н и Г, открытых на Байкитской, антеклизе и в Катангской седловине связаны с базальными терриг.пачками V нижнего кембрия, реже отмечаются притоки из карбонатных и смешанных пород.
• Н-р, на Собинской площади откр.порист-ть песч. ванаварской свиты 11-13%, прониц-ть – до 1000 мД.
Наилучшие коллектора – песчаники ванаварской, оскобинской свит
Ванаварская свита: Зоны литофаций, в основном, окаймляют Камовский свод, образуя в направлении простирания его центральной части «языки» обломочного материала.
• Вероятно, такой план распределения литофации обусловлен выносом пролювия, который в дистальных частях конуса перерабатывался в субаквальной обстановке озерного бассейна седиментации(рис).
• На востоке бассейна появляется маломощная ангидритово-глинистая литофация. В северном направлении, от Катангской седловины к Курейской синеклизе, по данным сейсморазведки мощность вендских отл. заметно увел-ся, достигая в последней около 1 км.
• Ключевым вопросом является литол.состав венда, в частности, какова при этом роль терригенной составляющей (ванаварская и оскобинская свиты)?
ВТОРИЧНЫЕ ИЗМЕНЕНИЯ В ВЕНДСКИХ КОЛЛЕКТОРАХ
Вторичн. минерализация - один из факторов, определяющих коллекторские св-ва V терриг.отл
• Зоны развития вторичных цементов местами приводят к тому, что некоторые залежи приобретают линзовидный хар-р
Собинское нефтегазоконденсатное м/р: Самая крупная по запасам из вендских залежей Тунгусского НГБ находится на Собинском месторождении в Катангской седловине.
• Здесь продуктивны 4 базальных песчаных пласта ванаварской свиты.
• Залежь приурочена к крупной (55х12,5 км) антиклинальной складке амплитудой около 130 м.
• В некоторых частях залежь контролируется разломами и зонами литологических изменений (на С-З крыле отмечается ухудшение коллекторских св-в песчаников).
• Дебиты Г до 240 тыс.м3/сут, нефти – до 35 м3/сут. Рпл. около 30 мПа
6.1.Геологическое строение и нефтегазоносность кембрийских отложений Лено-Тунгусского НГБ.
Кембрийские комплексы: Кембрийские отл.слагают наиб.мощн.(1-2 км на антеклизах и до 2,5-3,5 в синеклизах) комплекс осадоч. чехла большинства р-нов Вост.Сибири.
• На V отл. залегают согласно.
• В центр.частях платф.преимущ.сложен переслаивающимися пачками солей, доломитов и глинистых известняков (усольская, бельская, булайская, ангарская и литвинцевская свиты). В верхней части (эвенкийская свита) галогенные породы отсутствуют.
• В зап.части платф.разрез преимущ.карбонатный (костинская свита).
• В вост.и северн. р-нах в раннем-среднем кембрии местами накапливались маломощные (до 100 м) толщи битуминозных глинисто-кремнистых известняков (куонамская свита). Нижне-среднекембриййские отл. хар-ся пестрым литолого-фациальным составом.
• В центр.части бассейна седиментации отлагались галогенно-карб.отл, по периферии чисто карб, на севере, в том числе, глинисто- карбонатные битуминозные.
• Мощность соленосных пачек достигает 100-500 м.
• По краю солеродного бассейна цепочкой располагались мощность зоны развития органогенных построек.
• Ширина зоны органоген. построек достиг. 25 км, М=200-300 м. Зоны зарифовых карб-облом. образований имеют ширину 75-150 км.
Преобладающими типами кембрийских пород являются разнообразн. карбонаты, а также соли. Изредка в них (особенно в северных разрезах) появл-ся терриген. примесь.
Биогемные массивы формировались вдоль границы мелководного эпиконтинентального моря и отн-но более глубоководн. открытого бассейна. Большая часть их была разрушена и в соврем.разрезах представлена орган-облом.разностями. В центр.части НБА наиболее выраженными явл-ся постройки в осинском горизонте(-это средн.ч.усольской свиты; биогермы, рифы, водорослевые постройки h=50-70м)
Усольская свита продуктивна не везде
Среднеботуобинское, Верхнечонское месторождения.
7.1.Основные черты строения и нефтегазоносность Западно-Сибирского НГБ
•Он расположен между горными сооружениями Урала на западе, Сибирской платформой на востоке и Алтае-Саянской горной системой на юге. Северная часть бассейна покрыта водами Карского моря.
• Бассейн входит в состав Тюменской (основная часть), Томской, Новосибирской и Омской областей.В бассейне выявлено почти 600 месторождений УВ, из которых около 400 – нефтяные.•Из 65 крупнейших месторождений нефти России 49 относятся к Западно-Сибирскому НГБ. • Нефтегазоносность отложений бассейна, от пород палеозойского фундамента до апт-сеноманских отложений верхнего мела.
2. СТРАТИГРАФИЯ
Под фундаментом Западно-Сибирской плиты понимается сложный комплекс метаморфических, магматических и осадочных пород до кембрийского и палеозойского возраста.
•Мезо-кайнозойские толщи залегают в основном несогласно на нижележащих и сложены вулканогенно-осадочными породами триаса, терригенными породами юры, мела и палеоген-четвертичными.
3. Тектоника
В фундаменте Западно-Сибирской плиты развиты разновозрастные складчато-глыбовые системы с различным составом пород, строением, характером развития и временем консолидации.
•На востоке бассейна, возможно фундамент идентичен таковому Восточно-Сибирской платформы.
Западно-Сибирский бассейн по фундаменту представляет собой асимметричную впадину сложной блоковой структуры.Наиболее глубок. часть-север.за счет верх.и ниж. горизонт.
Строение нижних горизонтов осадочного чехла определяется структурой поверхности фундамента.
•Строение меловых комплексов во многом обусловлено седиментационными причинами.
В основании осадочного чехла рядом исследователей выделяется система раннетриасовых рифтов, центральное место из которых занимает Колтогорско-Уренгойский, положившая основание дальнейшему развитию бассейна.
•Рифты четко проявляются в основных геофизических полях (в том числе и тепловом), однако не всегда четко выделяются по морфологии (в виде грабенов).
По юрско-меловым отложениям выделяются. На (юг) Обскую приподнятую зону(Широтное приобье) и северную погруженну (Ямало-Тазовская синеклиза и Надымская впадина). Крупные мегазоны как линейной (мегавалы и мегапрогибы), так и изометричной морфологии (своды,впадина) .Запад-ХМвпадина;Центр-Нижневарт.+Сургутск.свод;Мессояхский мегавал(по центру Ямало-Таз. Синеклизы субширото)
4. НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ КОМПЛЕКСЫ
Каждый НГК состоит из толщи коллекторских пород и региональной покрышки, изолирующей его от выше и нижележащих.
•Разными исследователями в юрско-меловых отложениях Западно-Сибирского НГБ выделяется от четырех до восьми НГК, кроме этого выявлены залежи в доюрских отложениях бассейна.
•Индекс пласта состоит из буквы, обычно соответствующей первой букве стратиграфического подразделения (М–фундамент, Ю–юрский продуктивный комплекс, Б–валанжин-готерив, А–вартовскаяя серия, готерив-баррем, ПК – покурская серия, апт-сеноман). Кроме того, в ряде НГР есть и местные индексы пластов, плохо коррелирующихся с возрастными аналогами в соседних районах (например, НП–новопортовская свита–на Южном Ямале, Ач–ачимовская пачка и др.). •В индексы пластов групп А и Б введена вторая буква, отвечающая районам распространения (например, АС и БС на Сургутском своде, АВ и БВ на Нижневартовском и т.п.).
8.1.Геологическое строение и нефтегазоносность нижне-, среднеюрских НГК З-С НГБ
2). Ранне-Среднеюрский НГК
Нижнее-среднеюрские отложения распространены на большей части Западно-Сибирской плиты и принадлежат трем формациям.
•В пределах Ямало-Тазовской синеклизы развиты чередующиеся прибрежно-морские и озерно-аллювиальные песчано-глинистые субугленосные и мелководно-морские, преимущественно аргилитовые отложения большехетской серии (нефть получена на Новопортовском, газоконденсат на Бованенковском месторождениях).
•На территории Обской антеклизы и погруженных частей прибортового пояса развиты прибрежно-континентальные отложения тюменской свиты, представленные мелкоритмичным чередованием линзовидных пластов песчаников, алевролитов, аргиллитов и углей.
Время-начало осадконакоп.(после перерыва с Р,кроме севера)=>трансгрессия с севера.Север-морские,Центр+Юг-прибреж.-континен.(русловые тела)
•Максимал. нефтегазоносн. НГК на западе бассейна (Красноленинский, Шаимский своды), продуктивны также пласты на Сургутском поднятии, в Нюрольской и Юганской впадинах. Седиментация в течение ранней средней юры эволюционировала от чисто континентальной в условиях довольно гористого рельефа в начале этапа, до условий прибрежных равнин, периодически заливаемых морем в его конце. Холмистая площадь-осадконакоп. в ложбинах =>русловой аллювий и проллювиальн. конуса(эти конуса-плохой коллектор).
•В нижней части комплекса коллекторские горизонты связываются с седиментационными телами речных палеоврезов и пролювиальными конусами. •За частую продуктивные горизонты развиты во впадинных частях и отсутствуют на сводах поднятий (т.н. шеркалинский тип разреза). На сводах шнуровые залежи.
Потом все выполаживаеться и получаетца болотистая местность.Это уже чехол,здесь угленосные слои,коллектор аллювиаль. отложен.(опять линзы)
Резервуары тюменской свиты отличаются невыдержанностью проницаемых пластов и преобладанием ловушек литологических типов. •Относительное содержание глинистого материала увеличивается в направлении к центру Мансийской синеклизы• Мощность отложений уменьшается от 500-600 м в днищах впадин до 100-200 м на сводовых поднятиях Среднего Приобъя (в основном за счет выпадения из разреза нижних частей). •Регионал. покрышка- (J3) васюганская свита (ниж. келловей), отвечающие этапу крупной морской трансгрессии.
9.1.Геологическое строение и нефтегазоносность верхнеюрских НГК З-С НГБ
Коллекторские горизонты данного комплекса в основном связываются с позднекелловейско-оксфордско-раннекиммериджской регрессивной серией (верхневасюгансая подсвита), когда накапливались мелководно -и прибрежно-морские песчано-глинистые отложения. Наиболее емкая и проницаемая часть подсвиты находится в ее верхней половине (пластЮ1). В поздней(J)-max глубины на западе.
•На территориях крупных синеклиз западной и северной частей бассейна верхневасюганская подсвита (как и нижняя) представлена преимущественно глинистой толщей, возможно некомпенсированного прогибания.
•В западных частях бассейна (Шаимский и Березовский(своды) НГР) верхнеюрско-валанжинские отложения образуют зональный комплекс (вогулкинская толща), распространенный вокруг еще сохранившихся здесь к этому времени островных выступов фундамента.Цепочка островов(Шаимский свод)-лагунные отложения.
•Региональной покрышкой данного комплекса служат темно-серые, иногда черные аргиллиты георгиевской свиты (киммеридж), мощностью до 15-20 м. и битуминозные аргиллиты баженовской свиты (20-50 м).
В вышележащих отложениях центральную часть бассейна занимает толща относительно глубоководных битуминозных глин баженовской свиты мощностью 20-50 м(минимально вднищах глубоких впадин). Содержание органического углерода в аргиллитах достигает 10-14%.
Нефть содержится в трещиноватых, тонкослоистыха ргиллитах под давлением, значительно превосходящим гидростатическое (примерно в 1,5 раз). При этом велика доля малодебитных и сухих скважин.
Отложения волжского яруса (в некоторых районах–вместе с нижнеберриасским подъярусом) характеризуют максимальную морскую трансгрессию, сопровождавшуюся углублением моря до 500-700 м в центральной части бассейна.
J3-Дюны-потом все заполняет море,но остаюца небольш. островав баженов. Время воздейств. моря.
10.1.Геологическое строение и нефтегазоносность неокомских НГК З-С НГБ
Из неокомских отложений Среднеобской НГО извлечено более 95% западно сибирской нефти, при том, что доля его в разведанных запасах составляет около 60%.
•Толща пород неокомского возраста разделяется региональными глинистыми покрышками на несколько самостоятельных комплексов.
•Основные продуктивные горизонты связаны с прибрежно-морскими отложениями верхнемегионской подсвиты, вартовской свиты (нефть), новопортовской и танопчинской свит (газ), а так же склоновыми отложениями ачимовской толщи.Ачим. свита по возрасту несинхронна,молодые отложения смещались на запад.
•Индексы нефтегазоносных пластов Б (верхний берриас-нижний готерив), А(верхний готерив-баррем), газоносных НП, БН и ТП(готерив-баррем).
Общими характерными особенностями является клиноформенное строение, субмеридиональная зональность и преобладающая тенденция смены прибрежных фаций на относительно глубоководно-морские в западном направлении.
•В течение этого времени происходило заполнение позднеюрского некомпенсированного прогиба осадками, при чем основное количество кластического материала поступало с востока.
•В основании комплексов встречаются линзы известковистых песчаников-ачимовская толща. Последняя имеет мощность до 50-60 м. и рассматривается как разновозрастный комплекс отложений в основании палеосклонов, перекрывающих глубоководные глины раннеберриас-готервивского возраста. Коллекторские толщи песчаников ачимовской толщи изменяются в зависимости от типа цемента (глинистого, карбонатного, пленочного, базального) – пористость от 4 до25%, проницаемость 5-1100 мД.
Формирование неокомской клиноформенной толщи Широтного Приобъя хорошо укладывается в секвенто-стратиграфическую модель осадконакопления. Она основана на цикличности,циклич. задается не тектоникой,а колебаниям уровня моря.
В берриас-раннеготервиское время зоны максимальных мощностей отмечались в районах верхней части шельфовых палеосклонов.
•К востоку от них располагались обширные области шельфовых террас с прибрежно-морской и прибрежно-континентальной седиментацией, к западу–относительно-глубоководные, с преобладанием в разрезе глин.
•Поступление кластического материала со стороныУрала имело значительно меньшее значение.
•Полная компенсация впадин наступила в барреме.
В течение неокома область некомпенсированного прогибания постоянно смещалась к западу, уменьшаясь в размерах.
Продуктивные зоны концентрировались как на периферийных участках шельфовых террас (прибрежно-морские, песчано-глинистые отложения) так и в пределах их склонов (песчаные линзы ачимовской толщи).
11.1.Геологическое строение и нефтегазоносность апт-сеноманского НГК З-С НГБ
(большинство, в том числе и гигантских, газовых м/р северной части бассейна)
•запад- аптский и верхнеальб-сеноманский комплекс, разделён нижнеальбской (нижняя часть ханты-мансиийской свиты) глинистой покрышкой.
•восток- единая алеврито-песчаная толща (покурская свита). газ - в ее кровле, т.е. в сеноманских песках. Открытая пористость 25-30%, проницаемость до 5-7 дарси.
•Региональной покрышкой- турон-сенонский глинистый флюидоупор.
• тип залежей–массивный.
аптский комплекс- три формационных линзы: 1.прибрежно-морская песчано-алеврито-глинистая викуловской свиты (малодебитные залежи нефти), 2.прибрежно-континентальная песчано-алевролито-глинистая и 3.субугленосная верхней части танопчинской свиты (газ в Ямало-Гыданской области), чередованием песчаников, алевролитов и глин с пропластками угля.
-В западной части бассейна альб-сеноманская толща имеет трехчленное строение. В нижней части преобладают глины (нижнее хантымансийская подсвита), средняя часть представлена прибрежными песчаниками, алевролитами и глинами (верхнехантымансийская подсвита), верхняя- чередование песков, алевролитов и глин уватской свиты, накопившихся в опресненном мелководноморском бассейне. На Ямале и Гыдане пески в разрезе и их ФЕС увеличиваются.
-В восточной части бассейна накопление осадков происходило в условиях низменной аккумуляционной равнины (покурская свита). Мощность отдельных песчано-алевритовых пачек составляет 30-40 м.
12.1.Геологическое строение и нефтегазоносность северных частей З-С НГБ(Ямало-Тазовская синеклиза)
тектоника
Сев. часть ЗС НГБ- более опущена, чем южная. Т.к. море наступало с СВ, мощность У отложений больше, чем на юге.М К2-8-10 км. Субширотно расп. Месояхский мегавал. Наиб. распростр. по терр. севера,чем юга сис-ма Т1 рифтов. На севере-в осн. г м/р. В районе Ямало-Тазовской син. присутств. все НГК ЗС НГБ: до У комплекс (продуктивен, н в карб.)
Триасовый перспективный комплекс (тампейская серия Т2-Т3) только на севере, его мощность до 2 км( аллювиальными, озерными, дельтовыми и прибрежно-морскими отложениями и по составу он делится на две части: нижнюю, песчано-глинистую и верхнюю преимущественно глинистую).Промышленная нефтегазоносность триасового комплекса пока не установлена.
Ямальская НГО
В области открыто 22 месторождения, 12 газоконденсатные, 6-газовые, 4-нефтегазоконденсатные. 4 м.р. - уникальные (более 1 трлн. куб. м газа). М/р многопластовые. Продуктивны от фундамента до сеномана.
газ - в берриас-валанжинских и апт-альб-сеноманских отл. Залежи масс. и пласт. сводовые, литол. огр. Новопортовское нгк м/р - 16 залежей. 1- в PZ2 глин. изв. и кавернозных долом. (пласт М). 3 в У1-2 песчаниках, 1- в У1 (Ю1), 11- К.
Дебиты н 5-6, конденсата до 60, газа до 1100 м3/сут.
По своей продуктивности выделяются пласты НП2-4 и НП1 новопортовской толщи, неоком, песч. протошельфа, то ли выклин., то ли срезаются.
Бованенковское м/р - Нурминский мегавал, томопччинская(пласт-свод) и хантэмансийская(масс.залеж) свиты продуктивны
ГЫДАНСКАЯ НГО –на в от Ямала.
Таймырский выступ, Танамский, Юрибейский своды, Месояхский мегавал-обр-сь на границе У и К, а также депрессионные зоны. В НГО - 7 гк м/р,4 г и 1 нг. М/р в антикл. стр-рах.
Осн. прод. компл. – сеноманский для газовых залежей, валанжин-готеривский для нефтяных и конденсатных, широкое развитие субвертикальных разломов со смещением пластов до 50 м, широкое распространение газогидратных залежей в К2 .
Надым-Пурская НГО
Колтогорско-Уренгойский мегапрогиб, примыкают поднятия Часельского и Медвежьего мегавалов, Северного свода. По оси прогиба - Уренгойский вал.
40 м/р, нгк и нефтегазовые, гиганты, как Большой Уренгой (более 11 млрд. м3), Ямбург (более 6 млрд м3), Медвежье (более 2 млрд. м3).
М/р многозалежные, интервал продуктивности от У2 до кровли сеномана.
ловушки-антикл. типа, часто осложненные литол. экранами.
Ямбургское м/р.
Наиб. дебиты н (до 100м3/сут) и конденсата (до 280 м3/сут) получены из пластов Б11-Б8 неокома, газа (до 6500-7900 м3/сут) из пластов ПК1-6 сеномана.
Высота нефтяных залежей-до 100 м (Варьеганское месторождение), газа – более 200м (Уренгой).Уренг. м/р –вытянутые антиклинали
ПУР-ТАЗОВСКАЯ НГО
В пределах НГО выделяются Красноселькупский выступ, Часельский мегавал и разделяющий из Средне-Тазовский мегапрогиб. 32 месторождения, нгк и конденсатные многопластовые. Залежи пластовые, сводовые, часто с литол. экранированием.
Крупнейшим м/р - Заполярное, открытое в 1965 г. Запасы газа превышают 3,5 млрд м3, нефти и конденсата – десятки миллионов тонн.
Продуктивны nc отложения (пласты БТ3-БТ12, АТ1-АТ3) и сеноманский пласт ПК1 (осн. г залежь). Нефт. оторочки пласты- БТ.
14.1.Геологическое строение и нефтегазоносность доюрских комплексов З-С НГБ
В складч. фундаменте- несколько десятков нефтяных скоплений, есть крупные.
•Основные проблемы-породы фундамента являются метаморфизованными и полностью утратили свои первичные емкостно-фильтрационные свойства.
•Появление вторичных коллекторов в них связывается с тремя процессами–трещинообразованием, поверхностным выветриванием и гидротермальной переработкой.
•Резервуары - линзовидный характер.
•Наилучшими коллекторскими свойствами- выветрелые породы с большим содержанием кварца, а из слабо метаморфизованных–песчано-глинистые сланцы, песчаники и гравелиты.
На всех типах пород в Западной Сибири, кроме ультрабазитов и карбонатов, развит каолинитовый профиль коры выветривания, что объясняется теплым и влажным гумидным климатом, плато образным рельефом и развитием органической жизни.
По геохимическим процессам и минеральному - три зоны–дезинтеграции, выщелачивания и гидролиза. коллектора - трещинного типа.
ловушки- связанные с эрозионно-тектоническими выступами.
Оптимальные условия - в присводовых частях крыльев структуры, где отсутствует плохо проницаемая зона гидролиза, а зоны выщелачивания и дезинтеграции присутствуют в полном объеме.
Карбонатные породы, в том числе и метаморфизованные, наиболее подвержены гипергенезу. При выветривании входящих в состав фундамента известняков, (доломитизированнных и мраморизованных), карбонаты частично растворяются при воздействии на них поверхностных вод, содержащих углекислоту, обогащение гидрослюдами и кремнеземом, образуются поры, каверны, карстовые полости, прочность пород снижается.
гипергенные процессы в карбонатах наиболее интенсивно в зонах повышенной трещиноватости, при этом характер самих кор может быть, и площадным, и линейно-трещинным.
16.1.Основные черты строения и нефтегазоносность Южно – Мангышлакской НГО.
Фундамент PZ,
Т1-терригенная толща,
Т2- карб+туфогенн,
Т3-глин-алевролиты, 500 м.
J1- J2-глины, песчаные невыдержанные пласты,
J2- J 3,bt-cl-песчаники +глины, морск., 100 м.
J3 kv-ox- морск, глины+песч пласты,300-400м,
K1 – песчаники+глины, 1-1,5 км,
K2sm-t – глины+песчаники,
Kt-m – писчий мел,
P2-карбонаты, известняки, мергели,
P3 –N11-майкоп,глинист отл, линзы песчаников, 800м.
N12 –N2-изв, мергели, 200 м.
Газы жирные, СН4-80%, нефти безсернистые и высокопарафинистые.
17.1.Основные черты строения и нефтегазоносность северо – Устюртского НГБ.
Не относится к Скифско – Туранской плите, фундамент до Э.
D1 – вулканогенно – осадочная толща,
С1- известняки, карбонаты,
Р1 – гипсоносные породы, терригенно – карбонатные.
По периферии бассеина континентальных отложений больше, больше мощность карбонатного палеогена
2а – Южно –Устюртская система прогибов
2б – северо – Устюртская
2в – Бузачинский свод
М/р больше, чем в Мангышлаке: Каражанбас (240 млн. т, извл. 140 млн. т), Канамкас, Северо –Устюртское
4 НГК:
- песчаники Т
- основной: J2- J3, больше 50% запасов
- неокм + ap = глин толща + песчаники, 35 %
- палеоген нижний, карбонаты, прослои алевролитов – н и г.
Большая тектоническая нарушенность
1.2.Нефтегазоносность Камовского свода Байкитской антеклизы
Юрубчено-Тохомская зона
Наиб. крупным как в бассейне, так и во всей В.С. нефт. м/р является Юрубчено-Тохомское (или Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления – ЮТЗ).
• Наиболее крупные по запасам залежи нефти и газа приурочены к доломитам рифея.
• Оно– древнейший из выявленных в настоящее время нефтегазовых гигантов в осадочной оболочки Земли. Площадь ЮТЗ, где эрозионная поверхность протерозоя поднимается выше принятого ВНК, превышает 16 тыс. км2.
• В пределах ЮТЗ первые пром. притоки газа (1972 г) и нефти (1977) были получены на Куюмбинской площади. На Юрубченской структуре первый приток газа дебитом 225 м3/сут был получен при совместном испытании оскобинской свиты венда и верхней части рифея в 1982 году, а нефти из рифея (284 м3/сут) в 1984.
• Также получены притоки газа из отложений венда (тер.-карб. породы оскобинской (пласт Б-VIII1), и терригенные ванаварской (пласт В1) свит), из эродированных пород верхней части фундамента, нефти из глубокозалегающих отложений рифея.
• Совместно с Куюмбинским месторождением образует ЮТЗ.
ТИПЫ ПОРОД РИФЕЯ
Нижний R – терриг. породы, верхний – преимущественно карб. (преобладают доломиты, в том числе фитогенные, местами в различной степени глинистые)
• Во всех случаях притоки пластовых фл. получены из карб. пород верхней части разреза.
• Рифейские коллекторы образовались во время предвендского размыва.
• Пустоты - система каверн, трещин и стилолитовых швов.
• Наилучшие коллекторы формируются в безглинистых разностях доломитов.
Формирование рифейских коллекторов
Рифейские коллекторы резко меняют свои свойства по площади и разрезу. «Пористость» колеблется от 0,2 до 14%. Макс. емкость отмечается в доломитах с примесью кремнезема. Трещинная емкость до 2,3-2,7%. Максимальная проницаемость достигает 250-1000 мД. Максимальные дебиты нефти – до 446 м3/сут.
• Формирование R природных резервуаров обусловлено широким развитием эрозионно- карстовых процессов во время предвендского перерыва.
МОДЕЛИ ЗАЛЕЖЕЙ ЮТЗ
Залежи Юрубчено-Тохомской зоны хар-ся значительной неоднородностью – высокодебитные притоки зачастую соседствуют с «сухими» скважинами. Этому факту дается целый ряд объяснений:
• 1) На начальных стадиях стратегия разведки основывалась на антиклинальной модели.
• 2) Во второй половине 80-х г. стала развиваться блоковая модель строения рифея. Основная роль придавалась высокоамплитудным (до нескольких км) разломам, позднеR-раннеV гипергенезу и инверсии авлакогенов. По модели МГУ (1989, 1992) емкостно-фильтрационные свойства доломитов сформировались в процессе выщелачивания доломитов, максимально развитому в зонах трещиноватости вдоль крупных межблоковых разломов. В дальнейшем, в процессе неравномерного воздымания блоков на инверсионной стадии, в пределах наиболее приподнятых из них зона закарстования (до 200 м толщиной) была размыта и на эрозионную поверхность вышли невыветрелые карбонаты – неколлекторы.
Залежи по этим представлениям развиты лишь в блоках (в одних нефтяные, в других газовые), не испытавших значительного предвендского воздымания.
По комплексу геолого-геофизических данных по латерали выделяется до 7 типов разреза, емкостно-фильтрационные свойства в которых ухудшаются от чистых доломитов к песчано-глинистым разностям. Расположение зон по площади является мозаичным или полосовидным. Приразломные зоны, хотя и являются участками интенсивной трещиноватости и брекчирования, не являются коллекторскими – пустоты разного генезиса здесь заполнены минеральным веществом из-за интенсивной гидротермальной деятельности.
В.В.Харахинов с соавторами указывает на двучленное строение рифейских толщ по данным сейсморазведки. Верхняя часть разреза (150-450 м), относимая ими к среднему верхнему рифею, характеризуется субгоризонтальным залеганием и резкой латеральной неоднородностью.
Нижняя часть (нижний-средний рифей) наклонная, интенсивно нарушена, и разбита на ступени. Разломная тектоника не только контролирует развитие трещиноватости, но также влияет на литолого- фациальную неоднородность.
2.2.Нефтегазоносность Непско-Ботуобинской антеклизы
Непско-Ботуобинская НГО
Наиболее приподнятые элементы НБА - Непский свод (площадь более 50 тыс. км2, амплитуда свыше 400м) и Мирненский выступ.
• Залежи большей частью нефтегазоконденсатные, иногда с нефтяной оторочкой.
• Месторождения обычно содержат 2- 3, реже до 5-6 залежей.
• Основные месторождения: Верхнечонское, Среднеботуобинское, Чаяндинское, Верхневилючанское, Талаканское, Ярактинское, Даниловское, Марковское, Иреляхское.
• Специфические особенности залежей: характер нефтегазонасыщения контролируется распределением коллектора, аномально низкие давления и температуры.
Резервуары НБА
Кора выветривания фундамента – блоковое строение, М до 30 м, пористость до 18%, проницаемость до 70 мД.
• Терриг. V. Часто имеет линзовидное строение, базальные слои – в виде узких трогов в фундаменте. Наибольшее распространение – ботуобинский (парфеновский) горизонт – хорошо отсортированные песчаники (пляжевые, баровые тела). ФЕС снижаются к Предпатомскому прогибу.
• Карб. пласты верхнего V – нижнего Э (юряхский, преображенский, усть- кутский, осинский горизонты – доломитиз. известняки, кавернозные и трещиноватые, ФЕС не выдержаны. Осинский горизонт – широкое распространение, кавернозно-порово-трещинные коллекторы. Лучшие пористость (до 20%), проницаемость (сотни мД) и дебиты (до 100 т/сут) - незасолоненные органогенно- обломочные доломитизированные известняки и рифоподобные водорослевые образования.
Продуктивные резервуары НБА в терриг.V(мотская свита).
Качество терриг. коллекторов контролируется составом пород в областях сноса (фундамент – островная суша) и фациальными условиями. Трансгрессивный характер отложений – в базальных пластах хуже сортировка, больше обломков пород, выше – в основном кварц, сортировка улучшается, размер зерен уменьшается (ботуобинский и его аналог парфеновский горизонты).
• Лучшие терриг. коллекторы (пористость 15-20%) – кварцевые (полимиктовые на 1/3 хуже из-за уплотнения) песчаники, не испытавшие катагенетических превращений выше МК3. Обычно в зоне пониженных мощностей терриг.V, узкие полосы вокруг зон выклинивания.
Месторождения НБА
Залежи на НБА часто приурочены к различной формы антиклиналям, сильно нарушенным разломами амплитудой до нескольких десятков метров.
• Эти разломы обычно играют роль непроницаемых барьеров.
• морфология продуктивных пластов осложнена сильным влиянием литологических (седиментационных и постседиментационных) факторов.
НЕСТРУКТУРНЫЕ ЛОВУШКИ В НБА
Многие залежи НБА имеют литологические и стратиграфические экраны.
• В некоторых случаях наличие проницаемых и непроницаемых участков резервуара контролируется вторичной цементацией.
• Первичный цемент – глинистый (2-5%), вторичные – карбонатный (5-6%) и ангидритовый (соляной) (до 30%). В направлении к сводовым участкам пористость увеличивается от 5-7% до 20%, проницаемость от 1 до 100 мД.
Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение
Расположено в центральной части Непского свода.
• Продуктивны песчаники верхнечонского (основная залежь, два пласта) и доломиты преображенского горизонтов.
• Покрышка основной залежи 10 м пачка глин.
• Тип залежи – структурно- литологический.
• Наилучшие коллекторы приурочены к зонам повышенных мощностей терриг.V (палеоложбины, вдоль которых проходил снос материала).
• Извлекаемые запасы нефти до 100 млн. т.
Среднеботуобинское газонефтяное месторождение
Расположено на Мирненском выступе. Размеры складки 75х80 км, амплитуда 50 м, нарушена разломами амплитудой до 30 м. Основная залежь – кварцевые песчаники ботуобинского горизонта. Пористость 12-19%, проницаемость до 2,5 Д. Высота залежи 4-5 (центр) – 10-16 (юго-восток) метров. Дебиты газа до 715 тыс. м3/сут, нефти 15-130 м3/сут. Пластовое давление на 1 – 1,5 мПа ниже условного гидростатического. Мощность прод. пласта заметно снижается в CЗ направлении. Газонефтяная залежь осинского горизонта приурочена к кавернозно-пористым доломитам. Покрышка – соли. Мощность пласта и его коллекторские свойства сильно изменчивы. Дебиты нефти 8-10 м3/сут, газа до 700 тыс. м3/сут. В улаханском и талахском горизонтах открыты мелкие газовые залежи. Запасы газа до 150 млрд. т, нефти (извлекаемые) около 50 млн. т.
Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение
Расположено на СВ склоне Непского свода.
• Приурочено к зоне регионального выклинивания песчаников ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов. Мощность резко уменьшается к центру свода.
• Основная по размерам залежь приурочена к ботуобинскому горизонту. Высота залежи до 330 м.
Пористость 12-22%, проницаемость 0,15-1,4 Д, дебиты нефти до 60 м3/сут, газа до 600 тыс. м3/сут.
Пластовое давление аномально низкое.
• ФЕС пород нижележащих горизонтов значительно хуже.
• Запасы газа не менее 1,2 трлн. м3.
Ковыктинское месторождение
Продуктивны песчаники парфеновского горизонта.
• Осадконакопление в условиях обширной дельтовой системы с источником сноса на востоке и юго-востоке.
• Обстановки – фронт дельты (включая бары), зоны протоков и русел приливных течений, аллювиальных русел.
• Эффективные толщины 5-30 м.
• Запасы – не менее 2 трлн. м3.
Предпатомская НГО
Антиклинальные складки Предпатомского прогиба являются отражением сложной глубинной надвиговой структуры. Они представляют собой комбинацию дуплексов и чешуйчатых вееров. Основные поверхности срыва приурочены к пластам соли в V- нижнеЭ отложениях. Березовская (Бысыхтахское газоконденсатное месторождение) и Нюйско- Джербинская (Хотого-Мурбайское и Отраднинское газовое и газоконденсатное месторождения) впадины.
• Характерно АВПД.
• В разрезе установлены аналоги практически всех продуктивных горизонтов НБА, однако в них отмечаются увеличенные мощности и ухудшенные ФЕС.
3.2.Нефтегазоносносные комплексы и строение месторождений Хапчагайского мегавала
Нефтегазоносность
Месторождения: 1.Средневилюйское, 2.Толон-Мастахское,3.Соболох-Неджелинское, 4.Бадаранское, 5.Среднетюнгское ,6.Андылахское ,7.Нижневилюйское, 8.Собо-Хаинское, 9.Усть-Вилюйское
В бассейне открыто 9 газовых и газоконденсатных месторождений.Они, в основном, приурочены к Хапчагайскому(7 шт.) и Логлорскому(2 шт.) валам.
Нефтегазоносные комплексы
3 НГК:1. В верхР-нижнеТ комплексе резервуары связаны с плотными песчаниками и алевролитами нерской свиты, открытой пористостью до 20% и проницаемостью до 300 мД. Залежи хар-ся наличием АВПД (на7-10 мПа превышает гидростатическое).
2.Продуктивность нижнеТ комплекса связана с песчаниками таганджикской свиты пористостью до 24% и проницаемостью до 1Д.
3.Залежи среднеТ-нижнеJ НГК находятся в песчаниках и алевролитах тулурской, кызыл-сырской и тюнгской свит пористостью до 30% и проницаемостью до 3Д.
В большинстве случаев лучшие коллекторы расположены в прибортовых частях Линденской впадины (в том числе на территории Хапчагайского и Логлорского мегавалов).
Средневилюйское газоконденсатное месторождение
Находится на Хапчагайском валу, приурочено к брахиантикл. складке размерами 34х22 км и амплитудой около 350 м.
Относится к категории многопластовых (1 пласт в верхней перми, 4 в триасе, 3 в юре). Залежи пластовые сводовые, местами с элементами литологического экранирования.
Основная залежь–пласт ТIII таганджинской свиты, мощность 64-87 м, эффективная до60-63 м, дебиты газа до 1,5 млн. м3. Выход конденсата 62 г/м3.
Запасы газа около170 млрд. м3. Находится в разработке с 1985 г.
Месторождения УВ
Залежи в основном приурочены к антиклинальным поднятиям. В ряде случаев строение залежей осложнено замещением и/или выклиниванием коллекторов. В Предверхоянском краевом прогибе структуры осложнены взбросами и приобретают асимметричное строение.
Нефтегазоматеринские толщи
Р3+J3-K1 - РОВ арконового типа, обладают низким нефтематеринским потенциалами, являются преимущественно газоматеринскими. НижнеJ глинистые породы, в составе которых преобладает РОВ смешанного (алиново-арконового) типа, могут генерировать значительные количества углеводородов нефтяного ряда. ВерхнеР и верхнеJ-нижнеK отложения, обогащенные.
4.2.Нефтегазоносносные комплексы и строение месторождений западной части Енисей-Хатангского прогиба
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
В Енисей-Хатангском прогибе открыто более 12 газовых и газоконденсатных, иногда с незначительной нефтяной оторочкой месторождений в J и K резервуарах.
Несмотря на обилия нефтегазопроявлений во многих глубоких скважинах в P и T резервуарах Хатангской седловины выявлено только 2 мелких нефтяных месторождения.
Вдоль южной периферии Анабаро-Ленского прогиба известно несколько битумных полей, в том числе крупнейшее Оленекское. Эта часть бассейна до настоящего времени является чрезвычайно слабо изученной бурением и сейсморазведкой. Месторождений УВ невыявлено.
Из всех осадочных комплексов бассейна наибольшую мощность имеют MZ, в особенности J-K.
Самые глубокие депрессии по J-K отложениям (до10 км) расположены в центральной части Енисей-Хатангского прогиба.
В основании Енисей-Хатангского прогиба находится T грабен, а северный борт наложен на дислоцированные толщи P палеобассейна.
Резервуары и производящие отложения
В осадочном чехле бассейна можно выделить 5 основных комплексов. Практически каждый из них содержит потенциальные резервуары, покрышки и материнские отложения. Наилучшие материнские толщи и резервуары с доказанной продуктивностью содержатся в пермских, юрских и меловых отложениях.
C2-P (C2-P11-морские, P12-P3- континент.).В Енисей - Хатангском прогибе Р не вскрыта, тока в Хатангской седловине.
Т-материнских нет, коллектор плохой.
J-K-основной в ЕХ прогибе.
К1-неоком, баррем, суходудинская свита – прибр.-морск.отл., мелк. Часть шельфа на З.
К12-конт. Толщи, песчаники.
J3-морск глины, относит-но глубоков, осн продуктивн толща, Сорг-1-4%,сапропелевое, есть линзы песчаников.
J1-2-в центре глины, алевролиты, по краям появл. песчаники.
Типы залежей Енисей-Хатангского прогиба
Многопластовые залежи (суходудинская свита неокома) в пологих брахиантиклиналях (Танамский вал)
Блоковые залежи в юрских пластах в нарушенных антиклиналях (Балахнинский, Рассохинский, Малохетский валы)
Залежи в песчаных линзах верхней юры (запад осевой части ЕХРП)
Залежи в ловушках регионального выклинивания юрских отложений (борта ЕХРП)
Мессояхское месторождение (западная периклиналь Малохетского вала). Является первым м/р, в котором доказано существование газа в гидратной форме.
Массивная залежь, долганская свита верхнего К, высота залежи 77 м, многолетняя мерзлота до глубин 450 м, Тпл. от80(кровля) до120(ГВК), Рпл(начальное) 7,8 мПа, газ сухой (СН4–98,6%).
При таких условиях газогидраты выше изотермы100С.
Разработка–интенсивная на истощения–консервация (4 года) –снижениеРпл–нарушение системы–выделение части газа в свободную фазу – возобновление добычи.
5.2.Нефтегазоносность Хатангской седловины и Анабаро-Ленского прогиба.
Перспективные объекты в Хатангской седловине
Большинство контрастных поднятий в седловине сформировалось после окончания генерации УВ. Локальные поднятия позднее PZ образования, так же как ловушки стратиграфического или литологических типов могут оказаться перспективными объектами в Хатангской седловине. Прод-ны С2-Р, в Р и начале Т градиент был 3,5-4/100 м, потом поток снизился. Р очаги занимали С часть. D соли в седловине и диапиры, сл-но ловушки отн-ся к антиклиналям.
Оленекское месторождение природных битумов
Самое крупное в России битумное месторождение. Протягивается на 120 км. Находится на северном склоне Оленекского поднятия. Приурочено к выходам пермских разнозернистых песчаников континентального и прибрежно-морского генезиса, залегающих на доломитах верхнего кембрия. Пористость17-20%, проницаемость–0,1-3,0 Д. Мощность зоны сплошного битумонасыщения до 15 м, общая мощность 150 –200м, содержание битума 3-4,5% (до10%), по составу асфальты и асфальтиты. В глубь бассейна (скв. Р-50) прослеживается на расстояние более 40км (мальты, тяжелаянефть). Остатки гигантской эродированной и разрушенной (окисленной) залежи нефти в ловушке выклинивания.
Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение
Расположено в центральной части Непского свода.
• Продуктивны песчаники верхнечонского (основная залежь, два пласта) и доломиты преображенского горизонтов.
• Покрышка основной залежи 10 м пачка глин.
• Тип залежи – структурно- литологический.
• Наилучшие коллекторы приурочены к зонам повышенных мощностей терригенного венда (палеоложбины, вдоль которых проходил снос материала).
• Извлекаемые запасы нефти до 100 млн. т.
Среднеботуобинское газонефтяное месторождение
Расположено на Мирненском выступе. Размеры складки 75х80 км, амплитуда 50 м, нарушена разломами амплитудой до 30 м. Основная залежь – кварцевые песчаники ботуобинского горизонта. Пористость 12-19%, проницаемость до 2,5 Д. Высота залежи 4-5 (центр) – 10-16 (юго-восток) метров. Дебиты газа до 715 тыс. м3/сут, нефти 15-130 м3/сут. Пластовое давление на 1 – 1,5 мПа ниже условного гидростатического. Мощность продуктивного пласта заметно снижается в северо-западном направлении. Газонефтяная залежь осинского горизонта приурочена к кавернозно-пористым доломитам. Покрышка – соли. Мощность пласта и его коллекторские свойства сильно изменчивы. Дебиты нефти 8-10 м3/сут, газа до 700 тыс. м3/сут. В улаханском и талахском горизонтах открыты мелкие газовые залежи. Запасы газа до 150 млрд. т, нефти (извлекаемые) около 50 млн. т.
Неантиклинальные ловушки:
-выклинивание в зону поднятия
-аллювиальные врезы.
Риф в осинском горизонте. Месторождения разбиты разломами.
Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение
Расположено на северо-восточном склоне Непского свода.
• Приурочено к зоне регионального выклинивания песчаников ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов. Мощность резко уменьшается к центру свода.
• Основная по размерам залежь приурочена к ботуобинскому горизонту. Высота залежи до 330 м.
Пористость 12-22%, проницаемость 0,15-1,4 Д, дебиты нефти до 60 м3/сут, газа до 600 тыс. м3/сут.
Пластовое давление аномально низкое.
• ФЕС пород нижележащих горизонтов значительно хуже.
• Запасы газа не менее 1,2 трлн. м3 (А.Э.Конторович и др, 2003).
Моноклиналь ,связанная с выклиниванием вверх по восстанию.
Парфеновский горизонт-оскобинская свита(основной)
Мессояхское месторождение (западная периклиналь Малохетского вала)
Является первым месторождением, в котором доказано существование газа в гидратной форме.
Массивная залежь, долганская свита верхнего мела, высота залежи 77 м, многолетняя мерзлота до глубин 450 м, Тпл. От 80 (кровля) до120 (ГВК), Рпл (начальное) 7,8 мПа, газ сухой (СН4–98,6%).
Притакихусловияхгазогидратывышеизотермы100С.
Разработка–интенсивная на истощения–консервация(4 года) – снижение Рпл–нарушение системы –выделение части газа в свободную фазу–возобновление добычи.
Пологая брахиантиклиналь. Высокие давления низкие температуры. Большая мощность многолетнемерзлых пород(до450м).
16.3. М-е Даулетубат-Донемезское
Запасы 1,7 трлн.т. Продуктивен К1h
Залеж в гидродинамической ловушке,
возможно самая большая.
ВНК сверху и снизу. Почему?
Под солью АВПД, пластовые воды
из под соли прорываются под высоким
давлением в К1h и движутся вниз по
моноклинали.
Или область высоких напоров
находится в горах, т.е. пласт К1h где-то
выходит на поверхность.
Воды J3 здесь всегда находятся под давлением.
Во время альпийской скл-ти (Pg3-N1) НМ толщи
вошли в ГЗН.
18.1.Основные черты строения и НГН-ти Южно-Каспийского НГБ.
Границы:
Тектоника
Осн. структ эл-ты: 1- Юж-Каспийская вп.(море+суша) 2- Куринский прогиб.
2)океанич коры нет, фунд доPz.
Осадочный комплекс
Отл-я нач-ся с J.
J, К – глубоководные отл-я (сланцы+флиш)
Pg – оч разный, в основном морские
Pg3-N1 – Майкоп, преимущественно глинистый м-ть 8-10 км
N21 –
N22 – Q – моласса формировалась, когда вокруг росли горы – осн комплекс, но не весь. М-ть 6-10 км.
N22 – продуктивная толща (Азербайджан), красноцветная толща (Туркмения). Есть морские терриг., есть континент-е. Хор песчаный коллектор. Самый лучший в сев.части.
Кп=18-22%, Кпр=сотни мД, м-ть прод.толщи. в центр.ч. до 6км, по бортам до 3км.
Апшероно-Прибалханская зона поднятий
Движ-е идет на север
Линейно вытянутые складки
Оч большая амплитуда=2-3км, угол=5-10градусов.
Большое количество разломов
1/3 м-ий в Азерб. и 2/3 Туркмения
Здесь самая глубокая нефть (4-5км), 80% запасов на гл. 2,5км.
М-я: Биби-Эйбат, Нефтяные камни, 26 бакинских камисаров (Азерб.); Челекен, Небит-Даг(Туркм.)
НМ: Майкоп – основной, + плиоцен.
Преимущественно нефть, есть газ. С 2,5км увелич-ся газ, на 3км появ-ся газ и газоконденсат.
Куринский прогиб
НГносность меньше и мельче. Продуктивны более глубокие горизонты, коллектора хуже. Осн. запасы в р-не Баку и Зап.Туркмении.