Енисейско-Анабарская газонефтеносная провинция

Енисейско-Анабарская ГНП расположена в низовьях рек Ени­сея, Хатанги и Лены, в пределах Таймырского автономного окру­га, Красноярского края, включая незначительную часть террито­рии Тюменской области на западе и республики Саха (Якутия) на востоке. Площадь провинции составляет 365 тыс. км². Расположе­на в зоне тундры. Основные пути сообщения Североморский путь и реки Енисей и Лена. Автомобильные и железные дороги отсут­ствуют (рис. 91).

В тектоническом отношении провинция приурочена к Енисейско-Хатангскому, Лено-Анабарскому прогибам и разделяющей их Анабарско-Хатангской седловине. На севере и востоке она огра­ничена Таймырской и Верхоянско-Чукотской складчатыми обла­стями, на юге — Сибирской платформой, на западе раскрывается в Западно-Сибирскую НГП.

Фундамент неоднородный: от древнего архейского в Анабарс­ко-Хатангской седловине до байкальского на большей части терри­тории и верхнепермско-нижнетриасового вдоль Таймырского

Рис. 91. Енисейско-Анабарская нефтегазоносная провинция

(по А.Э. Конторовичу, B.C. Сурикову, А.А. Трофимуку). Крупнейшие тектонические элементы: I — Енисейско-Хатангский регио­нальный прогиб, II — Хатангская седловина; крупные тектонические эле­менты: 1 — Таймырский выступ, 2 — Янгодо-Горбитский выступ, 3 — Южно-Таймырская моноклиналь, 4 - Центрально-Таймырский мега­прогиб, 5 — Рассохинский мегавал, 6 — Балахнинский мегавал, 7 — Тапамско-Малохетскиймегавал, 8 — Боганидо-Джанихинский мегапрогиб, 9 — Северо-Сибирская моноклиналь, 10 — Лено-Анабарский мегапро­гиб, 11 — Хантайско-Рыбнинский мегавал, 12 — Норильско-Хараелахский мегапрогиб, 13 — Пендомаяхская впадина, 14 — Большехетский мегавал. Нефтегазоносные области и районы: А — Лено-Анабарская НГО, Б — Енисейско-Хатангская ГНО; а₁ — Притаймырский ГНР, а₂ — Танамский ГНР, В — Анабаро-Хатангская НГО (усл. обозн. см. рис. 51)

мегасинклинория. Осадочный чехол сложен породами от рифея до мезозоя, его мощность 8 — 14 км в центральных частях впадин и 5 — 6 км по бортам. Разрез представлен тремя крупными комплексами отло­жений: раннепалеозойским карбонатно-терригенным с эвапоритовыми толщами; позднепалеозойским терригенным; мезозойско-кайнозойским терригенным. В осадочном чехле установлены своды, мегавалы и валы значительной амплитуды, разделенные прогибами.

В структуре осадочного чехла провинции выделяются текто­нические элементы: на западе Енисейско-Хатангский региональ­ный прогиб на востоке Лено-Анабарский мегапрогиб, разделенные Анабарско-Хатангской седловиной.

Енисейско-Хатангский прогиб имеет субширотное простирание и протягивается от Анабарско-Хатангской седловины до устъя р. Енисея на 900 км при ширине 300 км, раскрываясь в сторону. Западно-Сибирской плиты.

Разрез сложен карбонатной, терригенно-карбонатной и песчано-глинистой формациями палеозоя и терригенно-глинистыми и уг­леносными формациями мезозоя. В осевой зоне прогиба выделяется система валов: Рассохинский, Танамо-Малохетский и др., имеющие размеры 300x60 км и амплитуду до 1000 м. Валы обрамляются про­гибами Жданихинским, Туровским и др. Северный борт прогиба осложнен крупными выступами: Таймырским, Янгодо-Горбитским.

Лено-Анабарский прогиб расположен к востоку от Анабарско-Хатангской седловины, включает шельф моря Лаптевых. Вы­полнен позднепалеозойско-раннемезозойскими отложениями, мощность которых возрастает к северу от 3 до 8 км. Лено-Анабар­ский прогиб осложняют более мелкие прогибы: Нижнеленский и Уэленский, а также Кюсюрско-Куогостахский вал.

Анабарско-Хатангская седловина выполнена палеозойскими отложениями мощностью 6 — 7 км и осложнена положительными и отрицательными структурами.

Планомерные поиски нефти и газа в провинции начались в 1960 г. Первое промышленное месторождение газа было откры­то в 1967 г. В последующие годы были выявлены газовые и газо-конденсатные месторождения: Нижнехетское, Мессояхское, Зимнее, Балахнинское, Дерябинское, Пеляткинское, Северо-Соленинское, Нордвикское, Кожевниковское и др. Всего в пре­делах провинции выявлено 14 газовых, газоконденсатных и га­зонефтяных месторождений.

Месторождения связаны в основном с куполовидными под­нятиями и брахиантиклиналями. В Анабарско-Хатангской седло­вине, где развиты солянокупольные поднятия, преобладает анти­клинальный тип залежей, на Южно-Таймырской моноклинали -литологически экранированный.

В Енисейско-Анабарской ГНП выделяются три ГНО: Енисейско-Хатангская, Анабарско-Хатангская и Лено-Анабарская.

Промышленная нефтегазоносность приурочена к отложени­ям верхней перми, юры и нижнего мела.

Нижне-верхнепермский НГК мощностью 1490 м представлен отложениями тустахской, нижнекожевниковской и верхнекожевниковской свит. Основная нефтегазоносность связана с песчаны­ми пластами на границе нижне и верхнекожевниковской свит — Южно-Тигянское месторождение.

Триасовый НГК мощностью 500 м сложен терригенными отло­жениями — песчаниками, переслаивающимися с алеврито-глинистымиими породами. Нефтеносен в южной части Анабарско-Хатангской ГНО — Нордвикское месторождение.

Юрский НГК мощностью до 2500 м представлен преимущественно песчаниками и алевролитами. Во всех юрских горизон-тах отмечены нефте- и газопроявления. С верхней юрой связано газовое месторождение Нижнехетское, со средней — Балахнинское и Зимнее.

Нижнемеловой НГК, мощность 400 — 800 м. В терригенном разрезе выделяют апт-альбский (яковлевская свита) и валанжин-готеривский (суходудинская свита) песчаные продуктивные горизон-ты. С ними связано более 90% разведанных запасов УВ в Енисейско-Хатангской ГНО. Газоносен на Мессояхском, Дерябинском, Пеляткинском, Зимнем, Казанцевском, Северо-Соленинском, Южно-Соленинском, Джангодском и других месторождениях.

ЕНИСЕЙСКО-ХАТАНГСКАЯ ГНО площадью 280 тыс. км² является наиболее изученной террито-

рией провинции и включает почти всеоткрытые месторождения. По геотектоническому положению это Енисейско-Хатангский прогиб, являющийся непосредственным восточным продолжением Западно-Сибирского осадочного бассейна, что определяет сходство литолого-фациального состава и возрастную, аналогию расположения продуктивных горизонтов.

Как и в Западной Сибири, промышленная нефтегазоносность заключена в юрских и меловых отложениях, образующих регио­нальные нефтегазоносные комплексы. Юрский комплекс наиболее полно представлен в западной части прогиба, где он сложен преимущественно песчаниками и алевролитами, переслоенными глинами; на востоке прогиба степень глинизации разреза возрастает. С юрским комплексом связаны залежи газа на Дерябинском, Хабейском, Зимнем и ряде других месторождений.

Меловой комплекс является главным объектом геологораз-ведочных работ, с ним связаны основные и наиболее крупные по запасам месторождения — Северо-Соленинское, Южно-Соленин- ское, Пеляткинское и др. Газоносный коллектор представлен песчаниками и алевролитами, региональная покрышка — аргиллита­ми верхов суходудинской и дорожковской свит верхнего мела. Наличие локальных и зональных экранов из глинистых пород обусловливает выделение внутри мелового комплекса многочислен­ных самостоятельных пластов-коллекторов.

Дерябинское газоконденсатное месторождение (рис. 92) открыто в 1982 г. Приурочено к одноименному куполовидному

Рис. 92. Дерябинское газоконденсатное месторождение

(по Л.Л. Кузнецову, Л.И.Кяргиной):

а — структурная карта по кровле пласта Д-IV; б — геологический разрез по линии I — I^’; 1 — песчаник; 2 — алевролит; 3 — газ; 4 — контур газонос­ности; 5 — линия фациального замещения

поднятию с размерами 15x14 км и высотой около 100 м, располо­женному на южном склоне Таймырского выступа. Изучены отло­жения юры и мела.

Продуктивными являются отложения дерябинской свиты юрско-мелового возраста (пласты Д-I - I I, Д-IV-V), залегающие в интервале глубин 2558-2664 м. Основные запасы (96 %) приходятся па пласт Д-IV.

Залежи пластовые сводовые, литологически экранированные, высотой 14—95м. Открытая пористость песчаников 13—18%, про­ницаемость около 0,l-10~'^s м². Эффективная газонасыщенная тол­щина песчаных пластов 2,5— 15,5 м, общая — 4—31 м. Пластовое дав­ление 26—27,9 МПа, пластовая температура 60—66°С. Дебит газа 100—200 тыс. м/сут. Состав газа: метан — 85,55—93,0%, гомологи метана - 5,75-13,2 %, азот -0,72%, углекислый газ - 0,53 %. Потен­циальное содержание стабильного конденсата по залежам место­рождения изменяется от 97,5 до 142,5 г/м³.

Мессояхское нефтяное месторождение расположено в 230 км западнее Норильска. Открыто в 1967г., разрабатывается с 1969 г. Размеры месторождения 107,5 км². Месторождение приурочено к антиклинальному поднятию, осложняющему Мессояхско-Малохетский мегавал. Поднятие северо-восточного простирания, по кровлe сеноманского яруса его размеры 20x12 км, амплитуда 70м, повер-кчеюрскому горизонту— 15x10, амплитуда 200м. Газоносны отло­жения альба-сеномана (долгановская свита, пласт I), залегающие в сводовой части структуры на глубине 820 м. Продуктивная толща сложена песчано-алевритовыми породами с прослоями глин и известковистых песчаников. Толщина отдельных газонасыщенных про­слоев от 0,4 до 33,4 м и суммарно по скважинам равна 12—45,5 м. Наиболее выдержана и монолитна нижняя часть разреза, а верх­няя (кровельная часть сеноманского яруса) — более сложно постро­ена, с частым чередованием прослоев. Открытая пористость пес­чаных пород от 18 до 32%, проницаемость от 0,1 до 1,1 мкм², плас­товое давление 7,5 МПа. Залежь газа массивная, водоплавающая, ГВК на отметке -805 м. Начальные дебаты газа от 3,1 до 180 тыс. м/сут. Низкая пластовая температура 12°С способствует интен­сивному гидратообразованию. Режим работы залежи — упруго-во­донапорный. Плотность газа 0,56. Состав газа: метана 98,8 %, угле-кислого газа 0,68%, азота 0,41—0,51%, гелия + неона 0,01—0,006 %. В настоящее время законсервировано. До консервации с начала раз­работки на месторождении добыто 10745 млн м³ газа.

Северо- и Южно-Соленинское газоконденсатные место­рождения расположены в 180—185 км к западу от г. Дудинки. Открыты в 1969 г., разрабатываются Южно-Соленинское с 1972 г., Северо-Соленинское с 1983 г. Приурочены к двум разделенным не­большой седловиной антиклиналям размерами в нижнем мелу со­ответственно 13x10 (амплитуда 40 м) и 16x9 км (амплитуда 30 м). На Северо-Соленинском месторождении выявлено 6 залежей газа и газоконденсата в песчаниках суходудинской (Сg-I-II, Сg-Ш, Cg-VIII-IX) и яковлевской (Як-1, II) свит нижнего мела на глубине 1439-2430 м. Залежи пласта (Як-1, II) на гл. 1439-1474 м пред­ставлены песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Коллек­тор поровый, открытая пористость пород 20%, проницае­мость 0,1 мкм², начальные дебиты газа до 340 тыс. м³/сут, плас­товое давление 14 МПа, 129°С, ГВК на отметках -1409 и -1416 м. Залежи пластово-сводовые литологически экранированные и пластово-массивные.

Залежь пласта Сg-III вскрыта в интервале 2162—2240 м, про­дуктивная толщина 15—37м. Открытая пористость песчаных по­род 16 %, проницаемость 0,03—0,16 мкм², начальные дебиты газа до 137 тыс. м³/сут, пластовое давление 20,6 МПа, t 46°С, ГВК на отметке -2130 м. Залежь пластовая сводовая. Газоконденсатная залежь Cg-VIII-IX вскрыта в интервале 2307—2401 м, толщина про­дуктивной части 38—46 м. Открытая пористость песчаных по­род 15—17%, проницаемость 0,15 мкм², начальные дебиты газа 247—266 тыс. м³/сут, пластовое давление 22,5МПа, t 53—55°C. ГВК

на отметках -2284 м и -2326 м. Южно-Соленинское месторожде­ние также многозалежное, промышленные притоки газа и газово­го конденсата получены из отложений нижней части суходудинс­кой свиты из пластов Cg-VIII, Cg-IX, Сg-Х и Сg-Х1 в интервале 2290—2430 м, представленных чередованием песчаников и алев­ролитов. Открытая пористость пород 14—16%, проницаемость 0,1 мкм², максимальные начальные дебиты до 623 тыс. м³/сут, пла­стовые давления 22,4—23,4 МПа, t 48—56°С, газонасыщенность 0,53-0,66, ГВК на отметках -(2316-2407) м. Залежь пласта Сg-Х с нефтяной оторочкой, ГНК на отметке -2385 м, все залежи плас­тово-сводовые и пластово-массивные. Плотность свободного газа 0,563—0,583. Газы метановые (95—97%), содержание других гомо­логов метана не превышает 3—5 %, азота 0,15—0,34 %. Конденсат плотностью 0,762—0,789 г/см³, начальное содержание конденсата 21—35 г/см³, текущее 10,5—16 г/см³.

Пеляткинское газоконденсатное месторождение (рис. 93) расположено в 170 км северо-западнее г. Дудинки. Открыто в 1969 г. Приурочено к одноименной брахиантиклинальной струк­туре северо-восточного простирания с размерами 24x13 км и высотой порядка 75 м, расположенной на своде Таманско-Малохстского мегавала.

Рис. 93. Пеляткинское газоконденсатное месторождение

(Г.А. Габриэлянц, 2000):

а — геологический разрез; б — структурная карта по кровле пласта СД-VIII; 1 — песчаные породы; 2 — глинистые породы; 3 — газ; 4 — газоводяной кон­такт; 5 — изогипсы кровли пласта СД-VTII; 6 — внутренний контур газонос­ности; 7 — скважины

Изучены меловые отложения, вскрытые на глубину до 2750 м. Продуктивны отложения суходудинской свиты нижнего мела (пла­сты СД-П—СД-Х). Эффективная газонасыщенная толщина пластов составляет 4,5—12,2 м, общая — 9—60 м. Открытая пористость песчаников 14—17 %, проницаемость (6—85)-10~'⁵м². Пластовое дав­ление близко к гидростатическому. Залежи пластовые сводовые, высота 11—48,5 м. Основные запасы газа связаны с пластовыми СД-VIII и СД-IV-V. Газ месторождения содержит метан (92 %), го­мологи метана (6,64 %), азот (0,96 %), углекислый газ (0,4 %). Потен­циальное содержание стабильного конденсата 105 г/м³.

АНАБАРСКО-ХАТАНГСКАЯ ГНО площадью 45 тыс. км² рас­сматривается как перспективная по пермо-триасовым отложени­ям, представленным чередованием песчано-алевролитовых пород с аргиллитами. Роль прогнозируемой региональной покрышки иг­рает вулканогенно-глинистая толща, относимая к верхней перми — нижнему триасу. В подстилающих ее породах нижнекожевниковской свиты открыта полупромышленная залежь тяжелой нефти на площади Южный Тигян; нефтепроявления отмечены и на дру­гих площадях.

ЛЕНО-АНАБАРСКАЯ ГНО площадью 40 тыс. км² рассматрива­ется как перспективная по пермо-триасовому комплексу, а также нижележащим палеозойским отложениям (девон, ордовик, кемб­рий). Перспективы нефтегазоносности подтверждаются приуро­ченностью к ГНО крупного Оленекского месторождения битумов.

Перспективы газоносности связаны с юрскими и меловыми терригенными отложениями Танамско-Малохетского мегавала. Здесь могут быть выявлены газоконденсатные залежи с нефтяны­ми оторочками. В пределах Анабарско-Хатангской седловины пер­спективны пермские терригенные отложения. Перспективны и более древние отложения — палеозойские карбонатно-терригенные и протерозойские терригенно-карбонатные.

Сравнительный анализ условий нефтегазоносности Восточно-Европейской и Сибирской платформ позволяет отметить, что ос­новные объемы разведанных запасов УВ платформ приурочены к основным комплексам, формировавшимся в периоды наиболее вы­сокой тектоно-седиментационной активности платформ. На Восточ­но-Европейской платформе это среднедевонско-турнейский, ран­не- и среднекаменноутольный и среднекаменноутольно-раннепермский циклы. На Сибирской платформе — вендско-нижнекембрийский и мезозойский тектоноседиментационные мегациклы.

Следует отметить, что на обеих древних платформах почти равное распределение начальных запасов УВ в карбонатных (43,7%) итерригенных (41,9%) коллекторах. Натерригенно-карбонатные разности пород приходится 14,4%. В карбонатных резервуарах выявлено гораздо меньше залежей, чем в терригенных.

Такое неравномерное распределение залежей нефти и газа по стратиграфическим интервалам и глубинам связано с крайне недо­статочной разведанностью горизонтов в первую очередь в Печор­ской и Прикаспийской синеклизах, Предуральском прогибе, Ви-люйской гемисинеклизе, Енисей-Хатангском прогибе и других регионах. В то же время имеющиеся геолого-геофизические ма­териалы позволяют сделать вывод о несомненной перспективнос­ти указанных провинций в нефтегазоносном отношении.

Контрольные вопросы к главе 2

1. Какое значение в современной добыче нефти и газа и в пер­спективе имеют основные нефтегазоносные провинции древних платформ?

2. В пределах каких древних платформ нашей страны установ­лены нефтегазоносные провинции?

3. Каков возраст фундамента древних платформ?

4. Дайте краткую характеристику нефтегазоносным провин­циям Сибирской платформы.

5. Какие выводы можно сделать на основании сравнительно­го анализа стратиграфического диапазона нефтегазоносности комплексов древних платформ?

6. Какие особенности геологического строения Восточно-Си­бирской мегапровинции осложняют проведение там поис­ково-разведочных работ на нефть и газ?

7. Какие самостоятельные перспективные НГО выделяются на территории Восточно-Европейской платформы?

8. Перечислите основные продуктивные горизонты Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

9. Назовите особенности строения подсолевого комплекса Прикаспийской нефтегазоносной провинции, способству­ющие открытию в нем крупнейших месторождений.

10. Перечислите основные нефтегазоносные комплексы Лено-Тунгусской НГП.

Глава 3

Поиск по сайту: