Нефтегазогеологическое районирование молодых платформ

Молодые платформы занимают значительно мень­шую площадь в структуре материков (около 5%), чем древние плат­формы, и располагаются либо по их периферии, как Средне- и Западно-Европейские, либо между древними платформами, напри­мер Западно-Сибирская платформа между древними Восточно-Ев­ропейской и Сибирской. Фундамент молодых платформ слагает­ся в основном фанерозойскими осадочно-вулканическими поро­дами, испытавшими слабый (зеленосланцевая фация) или даже только начальный метаморфизм и который в отличие от фунда­мента древних платформ именуется не кристаллическим, а склад­чатым; от чехла он отличается не столько метаморфизмом, сколь­ко высокой дислоцированностью.

В зависимости от возраста завершающей складчатости этого фундамента молодые платформы или их части подразделяются на эпикаледонские, эпигерцинские, эпикиммерийские.

Осадочный чехол молодых платформ имеет в основном юрско- или мел-четвертичный возраст; на эпигерцинских платфор­мах чехол начинается с верхней перми, на эпикаледонских — с верхнего девона. Между складчатым основанием и типичным чех­лом молодых платформ выделяют промежуточный комплекс, вы­полняющий обычно отдельные впадины, который отличается от фундамента слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма и гранитов, а от чехла отделяется несогласием. Формационный и структурный анализы показывают, что к промежу­точному комплексу чаще всего относятся обломочные образова­ния («молассиодные») или обломочно-вулканогенное выполнение рифтовых грабенов, образованных на стадии перехода от орогенного этапа к раннеплатформенному. На Западно-Сибирской, Турайской и Скифской платформах промежуточный комплекс име­ет соответственно позднепалеозойский и триасово-раннеюрский возраст.

Молодые платформы в значительно большей степени покры­ты осадочным чехлом, чем древние, и по этой причине их часто именуют просто плитами (например Западно-Сибирская, Туранс-кая и Скифская).

На территории России и ближнего зарубежья располагается молодая Евразийская платформа, состоящая из огромных по площади Западно-Сибирской, Туранской и Скифской эпипалео-зойских плит, у которых преимущественно палеозойский часто ге­терогенный складчатый фундамент, пермско-триасовый так назы­ваемый промежуточный комплекс и мезозойско-кайнозойский осадочный чехол. С учетом этих особенностей строения в преде­лах перечисленных плит выделяются нефтегазоносные мегапро-винции мезозойского и частично кайнозойского нефтегазонакопления — Западно-Сибирская, Туранская и Предкавказско-Крымская (Скифская).

3.1. Западно-Сибирская нефте­газоносная мегапровиниия

Одна из крупнейших в мире Западно-Сибирская НГМП протягивается от восточных склонов Уральского хребта до Енисея и от Северного Ледовитого океана до Казахского нагорья и Алтая. Она занимает одноименную низменность и соответству­ет территории Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автоном­ных округов, Тюменской, Томской, частично Свердловской, Омс­кой, Новосибирской областей и левобережья Красноярского края.

Площадь мегапровинции на суше составляет 2,1 млн км² и 750 тыс. км² с учетом южной акватории Карского моря.

В осадочном чехле доля морских отложений 39%, континен­тальных 60%, карбонатных менее 1%.

Западно-Сибирская нефтегазоносная мегапровинция (рис. 94, 95, 96) представляет собой молодую платформу с трехъярусным строением: гетерогенный фундамент, промежуточный доплитный комплекс, образованный осадочно-вулканогенными породами палеозойского триасового комплекса, и платформенный плитный

Рис. 94. Тектоническое районирование мезозойско-кайнозойского

чехла Западно-Сибирского НГБ (по И.И. Нестерову, Ф.К. Салманову,

В.И. Шпильману):

1 — граница Западно-Сибирского НГБ; 2 — нефтегазоносные области; 3 — крупные тектонические элементы.

Нефтегазоносные элементы: А — Ямальская ГНО, Б — Гыданская ГНО, В — Надым-Пурская НГО, Г — Пур-Тазовская, Д — Среднеобская НГО, Е — Фроловская; Ж — Приуральская НГО, 3 — Васюганская НГО, И —

Каймысовская НГО, К — Пайдугинская НГО.

Крупные тектонические элементы: 1 — Среднеямальский свод, 2 — Нур-минский мегавал, 3 — Южно-Ямальский мегавал, 4 — Юрацкий свод, 5 — Гыданский свод, 6 — Напалковский мегавал, 7 — Нижнемессояхский ме­гавал, 8 — Уренгойский мегавал, 9 — Медвежий мегавал, 10 — Северный свод, 11 — Русско-Часельский свод, 12 — Сургутский свод, 13 — Салымский свод, 14 — Нижневартовский свод, 15 — Александровский мегавал, 16 — Каймысовский свод, 17 — Средневасюганский мегавал, 18 — Пудинский мегавал, 19 — Межовский мегавал, 20 — Нюрольская впадина, 21 — Кросноленинский свод, 22 — Шаимский мегавал, 23 — Березовская моно­клиналь, 24 — Ханты-Мансийская впадина, 25 — Харампурская монокли­наль, 26 — Большеукская моноклиналь, 27 — Парабельский мегавал, 28 — Ханадырь-Яхнинская моноклиналь, 29 — Демьянинский вал, 30 — Севе-ро-Сургутская моноклиналь.

чехол мезокайнозойских, преимущественно юрских и меловых отложений.

Фундамент разновозрастный, в нем выделяются различные по размеру участки карельского, байкальского, каледонского и гер-цинского возраста. В Приалтайской и Присаянской областях фун­дамент салаирского возраста. Поверхность фундамента залегает на глубине 1000 — 2000 м в Приуралье, погружаясь к центру про­винции и на север до 11 — 13 км.

Широко развиты рифтовые системы, представленные развет­вленной сетью грабен-рифтов, продолжавших развитие в мезозое-кайнозое, что в значительной степени повлияло на формирование структур в осадочном чехле. В доплитном комплексе особое место в структуре Западно-Сибирской платформы принадлежит триасо­вой системе рифтов, во многом предопределившей особенности строения и нефтегазоносность плитного юрско-кайнозойского ком­плекса. Рифтовая система состоит из рифтовых зон и межрифтовых поднятий. Крупнейшая рифтовая структура — Колтогорско-Уренгойский рифт, протягивается в меридиональном направлении от г. Омска до берегов Карского моря на 1800 км при ширине 80 км. Западнее Колтогорско-Уренгойского рифта выделяются Худуттейский, Ямальский и Аганский рифты, а на северо-востоке платфор­мы — Худосейский. Они менее протяженные и более узкие.

Промежуточный комплекс развит по площади неравномер­но и достигает наибольших мощностей в опущенных частях впа­дины.

Мегапровинция имеет блюдцеобразную форму и включает многочисленные крупные обособленные впадины и валообразные поднятия. Осадочный чехол образует в региональном плане три

Рис. 95. Карта нефтегазоносности Западно-Сибирской провинции

(по данным И.И. Нестерова, Ф.К. Салманова и др.).

Месторождения: 1 — нефтяные, 2 — газовые, 3 — газоконденсатные; гра­ницы: 4 — Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, 5 — нефте­газоносных областей, 6 — между Внешним поясом и Центральной текто­нической областью; 7 — Северной тектонической области. Структурные элементы: I — Верхнекодинский мегапрогиб, II — Березовская монокли­наль, III — Ярсомовский мегапрогиб, IV — Колтогорский мегапрогиб,

V - Пурпейский мегапрогиб, VI - Сосьвинский свод, VII - Красноле-нинский свод, VIII — Сургутский свод, IX - Нижневартовский свод, X -Пойкинский вал, XI — Салымское краевое поднятие, XII — Верхнесалым-ское краевое поднятие, XIII — Александровский мегавал, XIV — Верхне-демьянский мегавал, XV — Каймысовский свод, XVI — Уренгойский свод, XVII — Медвежий вал, XVIII — Новопортовский вал. Месторождения: 1 — Харасавейское, 2 — Бованенковское, 3 — Нейтинское, 4 — Арктическое, 5 — Среднеямальское, 6 — Нурминское, 7 — Новопортовское, 8 — Ямбург-ское, 9 — Семаковское, 10 — Сузунское, 11 — Тазовское, 12 — Заполяр­ное, 13 — Русское, 14 — Южно-Русское, 15 — Северо-Уренгойское, 16 — Уренгойское, 17 — Песцовое, 18 — Медвежье, 19 — Надымское, 20 — Юби­лейное, 21 — Ямсовейское, 22 — Северо-Комсомольское, 23 — Комсомоль­ское, 24 — Губкинское, 25 — Западно-Таркосалинское, 26 — Восточно-Тар-косалинское, 27 — Айваседопурское, 28 — Етыпурское, 29 — Вэнгапур-ское, 30 — Ярайнерское, 31 — Холмагорское, 32 — Большекотухтинское, 33 — Северо-Варьеганское, 34 — Варьеганское, 35 — Тюменское, 36 — Ва-неганское, 37 — Гунеганское, 38 — Повховское, 39 — Ватьеганское, 40 — Коголымское, 41 Тевлинское, 42 — Лобатюганское, 43 — Нижнесартымс-кое, 44 — Конитлорское, 45 — Декабрьское, 46 — Верхнеляминское, 47 — Айпим-ское, 48 — Тайбинское, 49 — Лянторское, 50 — Западно-Минчимкинское, 51 — Яунлорское, 52 - Быстринское, 53 - Покачевское, 54 - Са-мотлорское, 55 — Вартовско-Соснинское, 56 — Среднебалыкское, 57 — Мамонтовское, 58 — Правдинское, 59 — Салымское, 60 — Верхнесалым-ское, 61 — Южно-Мыльджинское, 62 — Лугинетское, 63 — Останкинское, 64 — Путинское, 65 — Лемьинское, 66 — Даниловское, 67 — Березовское, 68 — Картопьинское, 69- Карабашское, 70 — Усановское, 71 — Урненское

порядковых тектонических элемента: внешний тектонический пояс (толщина 1—2 км), южную тектоническую область (2 — 4 км) и северную тектоническую область (11 — 12 км).

В пределах южной тектонической области выделяются круп­ные своды и мегавалы: Сургутский (площадью 380 тыс. км²), Ниж­невартовский (220x110 тыс. км²), Красноленинский (130x75 тыс. км²) своды, Александровский и др. мегавалы. Для восточной ча­сти области характерно чередование крупных линейных подня­тий и прогибов: Корликовский, Усть-Тымский, Касский мегапрогибы, Пыль-Каралинский, Каральскинско-Ажарлинский ме­гавалы.

Северная тектоническая область охватывает северную часть платформы к северу от Сургутского свода. Здесь выделяется Ямал-Газовская мегасинеклиза, расчлененная Нижнемессояхским ме-гавалом на две синеклизы: Ямало-Гыданскую и Надым-Тазовскую. Нa территории Ямал-Тазовской мегасинеклизы выделяются десят­ки крупных впадин, мегапрогибов, мегавалов и сводов.

Рис. 96. Обзорная карта Западно-Сибирской нефтегазоносной мега-провинции:

1,2 — границы мегапровинции, нефтегазоносных областей; 3, 4, 5 — ме­сторождения соответственно нефтяные, газонефтяные, газовые и газо-конденсатные; I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII, IX, X - нефтегазоносные облас­ти соответственно Ямальская, Гыданская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Приуральская, Фроловская, Среднеобская, Васюганская, Пайдугинская, Каймысовская

Все крупные структуры Западно-Сибирской плиты осложне­ны свыше 1200 локальными поднятиями размерами от 2x3 до 30x50 км с амплитудами от десятков до сотен метров.

Планомерные нефтепоисковые работы с целью оценки перс­пектив нефтегазоносности начаты в 1948 г. В 1932 г. И.М. Губки­ным была выдвинута гипотеза о том, что угленосные фации мезо-юйского возраста краевой зоны Урала должны прослеживаться но направлению на восток, к центру Западно-Сибирского бассей-нa и переходить там в нефтеносные фации. Однако прошло 20 лет, пока проводившиеся здесь поисково-разведочные работы дали первый результат. В 1953 г. в Приуралье открыто первое газовое месторождение — Березовское, а в 1960г. — первое нефтяное ме­сторождение — Шаимское. Открытие в 1961 г. Мегионского и Усть-Валыкского нефтяных месторождений послужило началом выяв­ления многопластовых месторождений нефти в неокомских отло­жениях среднего Приобья.

В последующие годы с выходом поисково-разведочных работ на центральные и северные районы Западной Сибири были откры­ты такие гигантские месторождения нефти и газа, как Самотлорское (1965 г.), Уренгойское (1966 г.), Медвежье (1967 г.), Ямбургское (1969 г.) и др., что вывело Западно-Сибирскую мегапровинцию в число ведущих нефтегазодобывающих регионов страны. К настоящему времени в мегапровинции открыто около 600 мес­торождений нефти и газа. Большая часть месторождений связана с меловыми и юрскими отложениями, являющимися главными объектами поисково-разведочных работ. Сравнительно неболь­шие месторождения открыты в палеозойских отложениях, полу­чены проявления нефти и газа из триасовых пород. Палеозой и гриас изучены значительно слабее вышележащих пород и явля­ются перспективными в отношении нефтегазоносности.

Большинство залежей антиклинальные, сводовые пластовые или массивные, реже встречаются стратиграфические и литоло-гические.

В осадочном чехле выделяются две однородные глинистые региональные покрышки: верхнеюрско-валанжинская и туронско-палеогеновая. Они экранируют два нефтегазоносных комплек-са: юрский и меловой.

В Западно-Сибирской НГМП можно выделить 11 НГО, при­уроченных к тектоническим элементам разного порядка, входя­щих в состав эпигерцинской плиты: Приуральскую, Каймысовс-

кую, Васюганскую, Пайдутнскую, Фроловскую, Среднеобскую, Надым-Пурскую, Пур-Тазовскую, Гыданскую, Ямальскую, Южно-Карскую.

В Западно-Сибирской НГМП отмечается региональная при­уроченность большинства нефтяных месторождений к централь­ным, в меньшей степени к южным районам провинции. Северные районы характеризуются преимущественным и исключительным газонакоплением с концентрацией большинства открытых газо­вых и газоконденсатных месторождений.

В разрезе мегапровинции выделены границы распростране­ния 10 регионально нефтегазоносных комплексов.

Палеозойский НГК вскрыт в различных районах мегапровин­ции. Однако промышленные залежи и притоки нефти и газа в сква­жинах установлены лишь на юге мегапровинции (Нюрольская впадина), в Среднем Приобье и на севере. Они приурочены к при-кровельной части разреза, представленной карбонатами, непос­редственно перекрытыми базальными горизонтами юры. Отдель­ные притоки получены также из-под эффузивно-осадочных пород триаса (Красноленинский, Нижневартовский своды). Высокоде-битные притоки газа получены из верхней трещиновато-каверноз­ной части среднепалеозойского комплекса Новопортовского мес­торождения. Во всех этих районах преобладает трещинно-кавернозный тип коллектора. Палеозойский комплекс в стратиграфи­ческом интервале от ордовика до карбона в настоящее время ха­рактеризуется очень слабой изученностью.

Триасовый НГК, наиболее сложный из-за многообразия фа-циального состава, выделен на севере и востоке мегапровинции, представлен глинами с прослоями песчаников, алевролитов, гра­велитов и туфогенных пород.

Нижне-среднеюрский НГК распространен в мегапровинции повсеместно, увеличиваясь в восточных районах за счет верхне­юрских отложений, где региональная тоарская глинистая покрыш­ка опесчанивается. Кровля комплекса залегает на глубине 500 м в периферийных зонах провинции, до 5000 м на севере, толщина от нескольких метров до 600 м. Комплекс характеризуется сложным литолого-фациальным составом. Наиболее крупные скопления не­фти и газа приурочены к переходной области. Здесь открыты мес­торождения Тайлаковской свиты:. Талинское, Федоровское, Тевлинско-Русскинское и др. В комплексе открыто около 150 залежей и сосредоточено 15% ресурсов углеводородов мегапровинции с преобладанием ресурсов нефти в центральных и южных районах и газа — в северных.

Васюганский (келловей-киммериджский) НГК распространен на большей части мегапровинции. Глубина залегания кровли ком­плекса составляет от 2500 м на юге, до 3500 м на севере, толщина 50 — 60 м, Породы комплекса характеризуются большой латераль­ной изменчивостью и создают разнообразные и многочисленные структурно-литологические и литологические ловушки. Коллек-торские свойства песчаников и алевролитов в целом невысокие. Здесь открыты месторождения Урьевское, Поточное, Северо-Покачевское и др. С комплексом связано 6% ресурсного потенциала мегапровинции, в основном со Среднеобской НГО.

Баженовский (верхнеюрско-нижнеберриасский) НГК харак­теризуется наличием коллекторов, представленных листоватыми глинами, залегающими в виде линз высотой от 0,2 м до 30 м в тол­ще слабопроницаемых и непроницаемых глинистых пород. Эти отложения называются баженитами. Они широко распростране­ны по территории мегапровинции, залегают на глубинах 1000 — 3500 м, погружаясь в северном направлении. Их продуктивные уча­стки локализованы более узко в центральных районах мегапро­винции и в Тамбейском районе Ямала. Ресурсы нефти в баженовском комплексе условно оцениваются в объеме около 9% общего нефтяного потенциала Западной Сибири.

Ачимовский (берриас-нижневаланжинский) НГК широко рас­пространен в центральных и северных районах мегапровинции. Комплекс имеет первичное косослоистое строение, образуя про­тяженные геологические тела субмеридионального простирания, последовательно выклинивающиеся к западу. Глубина залегания комплекса в центральных районах мегапровинции 2600 — 3200 м, к северу она возрастает до 3800 м, что сопровождается развитием в северных районах АВПД. С ачимовским комплексом связаны крупные залежи нефти Аганского, Быстринского, Тагринского, Мало-Балыкского месторождений, газа и конденсата — Уренгой­ского и др. месторождений. Доля комплекса в ресурсах нефти За­падной Сибири составляет 9%, газа — 5%.

Неокомский НГК распространен на большей части мегапровин­ции и представлен толщей переслаивания песчаников, алевролитов и глин, перекрытой региональной нижнеаптской глинистой по­крышкой. Общая толщина комплекса составляет 250 — 900 м, глу­бина залегания в центральных районах 1500 — 2200 м, на севере 1700 — 3000 м. С комплексом связаны крупнейшие залежи Само-тлорского, Федоровского, Мамонтовского, Западно-Сургутского, Варьеганского и др. месторождений. В северных районах провин­ции возрастает роль комплекса в ресурсах газа (Уренгойское, Ям-бургское, Бованенковское и др. месторождения). Большинство от­крытых месторождений приурочено к ловушкам структурного типа, также усиливаются работы по исследованию литологичес-ких и структурно-литологических ловушек. С неокомским комп­лексом связаны крупнейшие перспективы подготовки запасов нефти, в меньшей степени газа.

Аптский (апт-нижнеальбский) НГК имеет наименьшую пло­щадь распространения на материковой части провинции, преиму­щественно в северных и северо-западных районах. Комплекс пред­ставлен мелкозернистыми песчаниками с прослоями алевролитов, глин, угля, перекрыт толщей альбских глин. Глубина залегания ком­плекса 1000 — 2000 м, толщина разреза до 450 м. Комплекс являет­ся преимущественно газоносным, основные ресурсы приходятся на п-ов Ямал. Прослежен в акватории Карского моря. Здесь с ним связаны газовые месторождения Русаковское и Ленинградское. Доля аптского комплекса в ресурсах газа Западной Сибири состав­ляет около 10%.

Сеноманский НГК широко распространен в мегапровинции, особенно в северных районах, где он достигает толщины до 1600 м. Представлен переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород и углей. Региональной покрышкой служат турон-палеогеновые глины. Комплекс характеризуется преимущественной га­зоносностью и содержит 60% разведанных запасов газа Западной Сибири. С комплексом связаны Уренгойское, Ямбургское, Мед­вежье и др. крупнейшие месторождения. Нефть имеет в комплек­се подчиненное значение и встречается в основном в виде нефтя­ных оторочек. Исключение составляют несколько залежей тяже­лой нефти на Русском, Южно-Русском и др. месторождениях в Надым-Пурском регионе.

Турон-сенонский НГК представлен песчаниками и песками с прослоями алевролитов и глин. Глубина залегания около 1000 м. Имеет ограниченное распространение в северных и северо-вос­точных районах провинции и морфологически является осложне­нием турон-палеогеновой глинистой покрышки в зонах ее частич­ного опесчанивания. Доля комплекса в ресурсах газа Западной Сибири составляет 2%.

ПРИУРАЛЬСКАЯ НГО площадью 114 тыс. км² расположена вдоль западной границы Западно-Сибирской НГМП. Промышленно нефтегазоносны нижне-среднеюрский и васюганский ком­плексы, подчиненное значение имеют неокомскии и палеозойс­кий комплексы. Открыто 40 мелких и средних по запасам место­рождений, связанных с комбинированными и литологическими ловушками (Березовское, Мортымья-Тетеревское, Пунгинское и др.). Общий объем потенциальных ресурсов области невелик по сравнению с другими областями и составляет менее 1% ресурсов мегапровинции.

Пунгинское газоконденсатное месторождение (рис. 97) от­крыто в 1961 г., разрабатывается

с 1966 г. Приурочено к брахиантиклинальной складке, осложненной небольшим выступом на юж­ном крыле в центральной части Березовской моноклинали. Раз­меры ее по кровле газоносного горизонта 11,5x9,5 км, амплитуда 113 м. Углы падения пород на крыльях 2—3°. Вверх по разрезу струк­тура выполаживается. Породы фундамента залегают на глуби­нах 1720—2010м и осложнены рядом продольных и поперечных сбро­сов максимальной амплитудой до 200 м. На месторождении газо­насыщенны трещиноватые породы фундамента, его кора вывет­ривания — породы тюменской свиты и вогулкинской пачки (пласт П). Эти комплексы проницаемых пород образуют единую гидро-динамическую систему. Основной объем залежи связан с горизон­том II, залегающим на глубинах 1675—1900 м и сложенным в верх­ней части известняком-ракушняком, а в нижней — песчаником и гравелитом. Максимальные эффективные мощности (до 70 м) и лучшие коллекторские свойства пласта приурочены к склонам вы­ступов фундамента. Здесь пористость коллекторов достигает 28—32%, проницаемость 67 •10'¹³ м². По мере погружения коллек­торы постепенно замещаются глинами и аргиллитами. На своде складки продуктивная толща отсутствует. Залежь газа отлича­ется высокой продуктивностью. Абсолютно свободные дебиты газа 1,5—3,9 млн м³/сут, дебиты через 15-миллиметровый штуцер < оставляли 440—570 тыс. м³/сут. Начальное пластовое давление

в залежи 17,9 МПа.

Мортымъя-Тетеревское газонефтяное месторождение (рис. 98) открытое 1961 г., разрабатывается с 1966г. Приурочено к Шаимскому мегавалу. Связано с крупным поднятием, состоящим из двух структур — Мортымъинской и Тетеревской. Мортымъ-нпская структура осложнена четырьмя более мелкими куполовидными

Рис. 97. Пунгинское газоконденсатное месторождение.

Структурная карта по кровле продуктивного горизонта П: 1 — изогипсы, м; 2 — контур газоносности; 3 — зона отсутствия продуктивного горизонта

Рис. 98. Мортымъя-Тетеревское газонефтяное месторождение.

Схематический геологический профиль (по А.Д. Сторожеву): 1 — нефть; 2 — водоносный песчаник; 3 — битуминозные аргиллиты; 4 — аргилли­ты; 5 — глинистые сланцы

складками. Брахиантиклиналъные складки имеют в плане довольно сложные очертания, характеризуются пологими угла­ми падения породна крыльях (не более 1—3°) и амплитудами 50— 60 м. В строении складки принимают участие юрские, меловые и палеоген-четвертичные отложения. Фундамент вскрывается на глубинах 1450—1650м. Широко распространены образования коры выветривания фундамента (наибольшая мощность 55м), отсут­ствующие в пределах сводовых частей структур.

На Мортымъя-Тетеревском месторождении в пределах одно­именных складок находится единая нефтяная залежь с общим кон­туром нефтеносности.

Промышленная нефтеносность связана с горизонтом, кото­рый выделяется в разрезе вогулкинской пачки верхней юры. Гори-зонт сложен песчаниками, хорошо отсортированными в нижней пасти, с прослоями известняка и гравелитов в верхней. Горизонт П развит лишь на склонах поднятий и отсутствует в их сводовой и присводовой частях. К нему приурочены нефтяные залежи плас­тового литолого-стратиграфического типа. Эффективная мощ­ность горизонта изменяется от нуля до 40 м. Пористость песча­ников 11—30 %, средняя пористость 21%, средняя проницаемость 28•10 ^-14 м². Глубины залегания залежей 1440—1670 м. При испыта­нии скважин начальные дебиты нефти достигали 350 м³/сут. Пла­стовые давления 15МПа.

КАЙМЫСОВСКАЯ НГО площадью 140 тыс. км² выделена в юж-ной части мегапровинции, включает Каймысовский и Межовский своды, Нюрольскую и частично Юганскую впадины, Верхнедемь-шювский мегавал и др. Нефтегазоносность охватывает все комп­лексы, за исключением аптского, но основная часть ресурсов не­фти сконцентрирована в нижне-среднеюрском (47%) и васюганском (27%) комплексах, газа — в васюганском (46%). В области от­крыто около 50 месторождений, связанных с ловушками антикли-нального и комбинированного типов. На Каймысовскую НГО при­ходится около 2,3% ресурсов углеводородов Западно-Сибирской мегапровинции. В области открыты такие месторождения, как Первомайское, Тайлаковское, Малоичское (рис. 99), Аняунгское, Галовое, Межевское, Урненское, Верх-Тарское и др.

ВАСЮГАНСКАЯ НГО площадью 85 тыс. км² занимает юго-вос­точную часть Западно-Сибирской мегапровинции, включает Александровский, Средневасюганский валы и др. В области открыто око­ло 50 месторождений преимущественно в пределах поднятий, в том

Рис. 99. Малоичское нефтяное месторождение:

а — структурная карта кровли палеозойский отложений (по Н.Г. Запивалову); б — геологический профиль; в — литологический разрез скв. 6

числе Вартовское, Мыльджинское, Вахское, Лугинецкое. Ресурсы области в целом небольшие (около 1,5% от общего потенциала мегапровинции), в сумме ресурсов преобладает нефть (60%), приуро­ченная, главным образом, к васюганскому комплексу.

Вахское нефтяное месторождение (рис. 100, 101) расположе­но в Нижневартовском районе Тюменской области в 13 км. восточ­нее г. Нижневартовск ив 80 км г. Стрежевого. Открыто в 1965 г., разрабатывается с 1976г. Приурочено к Вахской структуре Кри-иолуцкого вала, расположенного в центральной части Александ­ровского мегавала. Вахская структура осложнена Северо-Вахским, Иосточно-Вахским и Южно-Вахским локальными поднятиями.

Геологический разрез представлен терригенными отложения­ми мезозойского чехла толщиной до 2800м, несогласно залегающи­ми на размытой поверхности доюрского складчатого фундамента.

Доюрские образования вскрыты в 5 скважинах и, в основном, на небольшую глубину. Породы представлены сильно метаморфи-зованными песчаниками, известняками, сланцами. По породам развита кора выветривания предположительно пермотриасово-го возраста, представленная выветрелыми и переотложенными породами фундамента.

В составе мезозойской толщи выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные отложения. Они сложены песчани­ками, алевролитами и аргиллитами, которые в верхней части раз­реза сменяются песками, алевритами и глинами.

Месторождение многопластовое. Выявлено 17 залежей в песчаниках верхне- и среднеюрского возраста на глубине 2176— 2420 м. Коллекторы парового типа, пористость 15—17%, про­ницаемость 0,01—0,140 мкм². Залежи пластовые сводовые и пла-стовые сводовые литологически экранированные. ВНК на а.о. от -2214 до -2280 м. Наибольшая по площади и запасам залежь Северо-Вахская (Ю₁₊₂₊₃). Основная добыча нефти из пласта Ю₁ Вахской площади. Пластовое давление от 16,3 (глубина 1706 м) до 23,6 (глубина 2300 м) МПа, t - 72—90°С, газовый фактор 45 м³/т (Ю₁). Начальные дебиты нефти верхнеюрских залежей 0,57— 78,2, среднеюрских 2,06—28м³/сут. Плотность нефти 844 (Ю₁), 860 (Ю₂) кг/м³, вязкость 1,23 (Ю₂), 1,27 МПа-с (Ю₁, Ю₂₊₃); содер­жание серы 0,39 (Ю₂), 0,46 % (Ю₂₊₃).

Мыльджинское нефтегазоконденсатное месторождение (рис. 102) расположено в 60 км юго-западнее пос. Новый Васюган. Открыто в 1964г. Приурочено к крупной антиклинальной складке

северо-восточного простирания в юго-восточной части Средне-васюганского мегавала. Размеры ее по подошве тюменской свиты 40x15 км, амплитуда 120м. Складка осложнена значительным чис­лом структурных выступов и заливов. В строении месторожде­ния участвуют отложения мезозоя-кайнозоя, залегающие на дис­лоцированном палеозойском фундаменте. Общая мощность оса­дочного чехла 2500—2700 м.

По поверхности Б (кровля баженовской свиты) размеры 26x6 км, амплитуда 100 м; осложнена 3 куполами. Продуктивны нижнемеловые и верхнеюрские отложения. Выявлено 6 залежей на глубинах 2073—2448 м, в т.ч. 1 нефтегазоконденсатная (нефть в нефтяной оторочке) в верхней юре и 4 газоконденсатные (3 в нижнемеловых и 1 в верхнеюрских породах) и 1 нефтяная в верх­ней юре. Продуктивные комплексы сложены песчаниками с про­слоями алевролитов, аргиллитов и известняков. Коллекторы порового типа; пористость от 13 в юрских до 21 % в неокомских пластах; проницаемость 0,005 мкм² (Ю₁₁). Залежи пластовые сво­довые. ВНК на а. о. -(2335-2364) м, ГНК на отметке -2321 м, ГВК па отметке -2000 м (Б₈) и -2181 м (Б_16•20). Наиболее крупные по запасам залежи: нефтяная Ю₁ — площадь 26км², газовая Ю₁ — лло- щадь 236,7 км². Дебиты нефти от 0,8 до 20 мУсут, газа от 182 до 407,7тыс. м³/сут, конденсата от 36,4 до 69,7м/сут. Плотность нефти 856—866кг/м³. Пластовое давление нормальное гидроста­тическое с глубиной возрастает от 20,8 (гл. 2073 м) до 25,8 МПа (гл. 2448м), t 68-86°С.

На Мыльджинском месторождении в отличие от других мес­торождений района установлен значительный стратиграфический интервал газоносности (см. рис. 102). Залежи газа пластово-сводо-вые и пластовые, литологически ограниченные установлены в го­ризонтах Ю, и Ю₂ (тюменская и васюганская свиты верхней юры), БВ₁₂, БВ₁₆, БВ₁₀ (куломзинская свита валанжина). Они выявлены в интервале глубин 2090 — 2434 м. Коллекторами являются пласты песчаников и алевролитов. Дебиты газа 110 — 407 тыс. м/сут. Со­держание конденсата 87 — 127 см³/м³.

ПАЙДУГИНСКАЯ НГО площадью 104 тыс. км² расположена на крайнем юго-востоке. Это область наименьшей концентрации ре­сурсов углеводородов, величина которых не превышает 1% обще­го ресурсного потенциала Западной Сибири. Открыто несколько небольших нефтяных и нефтегазовых месторождений в зоне, при­мыкающей к Васюганской НГО, в т.ч. Киевъеганское, Соболиное, Вонтерское, Эниторское, Линейное и др. По сравнению с после­дней коллекторские свойства основного (васюганского) комплек­са ухудшены.

ФРОЛОВСКАЯ НГО площадью 185 тыс. км² расположена за­паднее Среднеобской, но по сравнению с последней обеднена уг­леводородами и содержит лишь около 6% ресурсов Западно-Си­бирской НГМП. Ресурсы нефти в балансе углеводородов области являются доминирующими (87%) и приурочены в основном к нижне-среднеюрскому, неокомскому, баженовскому, аптскому ком­плексам. В области открыто 35 месторождений нефти и газа, свя­занных с антиклинальными и комбинированными ловушками, ос­ложняющими Красноленинский свод, Ляминский вал и др. (Лебя­жье, Красноленинское, Ханты-Мансийское, Таллинское, Емъеговское, Ингинское и др.).

Красноленинское нефтегазоконденсатное месторождение (рис. 103, 104), расположено в Ханты-Мансийском национальном округе Тюменской области в 160 км северо-западнее г. Ханты-Ман­сийска. Открытое 1962г. —нефть, 1977 г. — газ. Разрабатывает­ся с 1981 г. Месторождение уникальное по запасам нефти. Расположено

Рис. 103. Красноленинское нефтегазоконденсатное месторождение

Рис. 104. Красноленинское нефтегазоконденсатное месторождение [17]. Талинская площадь.

Геологический разрез пластов КЖ₁₀, КЖ_П: 1,2 — песчаник водо- и неф-тенасыщенный; 3 — плотные породы;

4 — доюрские породы

Расположено в пределахКрасноленинского свода, осложненного большим числом локальных поднятий — Ем-Еговским, Пальяновским, Камен­ным и др. Месторождение сложное по строению и не является единым по разным нефтегазоносным комплексам. Большинство локальных структур имеет самостоятельный этаж нефтеносно­сти и фактически являются отдельными месторождениями. В единое Красноленинское месторождение их объединяет массив­ная залежь пластов Ю_2•9 средней юры. Месторождение включает 9 площадей: Талинскую, Ем-Еговскую, Пальяновскую, Каменную, Сосново-Мысскую, Лебяжью, Поттымскую, Елизаровскую и Посно-кортскую. Талинская площадь расположена в западной части Крас­ноленинского свода. Основные структурные элементы — Талинс­кая и Южно-Талинская антиклинальные складки, разделенные про­гибом широтного простирания. Размеры Талинской складки по изогипсе -2525 м (кровля баженовской свиты, горизонт Б) 14x6 км, амплитуда 40 м, Южно-Талинской складки — 14x9,5км, амплитуда 120 м. Промышленная нефтеносность установлена на глубине 1462—2800 м в нижнемеловых (викуловская свита, пласт BK₁), среднеюрских (тюменская свита, пласты Ю_2•9), нижнеюрских (шерка-линский горизонт, пласты ЮК₁₀, ЮК_и) отложениях. Основная часть запасов нефти содержится в пластах ЮК₁₀, ЮК₁₁, к кото­рым приурочены экранированные залежи «шнуркового» типа суб­меридионального простирания.

С севера залежи ограничены ВНК -2580-2590 м, контакты погружаются в южном направлении до -(2608—2634) и -2702 м (Южно-Талинская площадь). Размеры в пре­делах (70—45)х(5—16)км, высоты от 80 до 110м. Площадь наиболь­шей по запасам залежи ЮК₁₀ — 1330,5км². Коллекторы — песчани­ки с каолинитовым цементом, ихпористость 13—15 %. Начальные дебиты 165м³/сут (ЮК₁₀) — 173м/сут (ЮК₁₁). Добыча нефти из пластов ЮК₁₀, ЮК₁₁. Каменная площадь расположена в восточной части Красноленинского свода. Промышленная нефтеносность связана с корой выветривания (К.В.), отложениями средней (тю­менская свита ЮК_2•3 и базальный слой) и верхней юры (баженовская свита Ю₀) и нижнего мела (викуловская свита BK₁, BK₂, ВК₃) на глубине 1440—2560 м. Всего 26 залежей. Одна залежь газоконденсатная в средней юре. Основные запасы нефти сконцентрирова­ны в викуловской свите. Залежи пластовые сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные, пластовые сводовые во­доплавающие, пластовые сводовые литологически и стратигра­фически экранированные. Положение ВНК на а.о. от -1448 (BK₁) дo -2625 м (юра). Размеры залежей в пределах (3—73)х(1,4—38) км, вы­сота от 7 до 270 м. Площадь наибольшей по запасам залежи BK_t — 830,8 км². Коллекторы — песчаники, гравелиты и конгломераты (К.В.), битуминозные аргиллиты (Ю₀), песчаники, алевролиты и ар­гиллиты (Ю_2•9 и ВК). Пористость от 12-14% (Ю₀) до 27% (ВК). Дебаты нефти 0,5-53 м³/сут (ВК), 0,5-11,1 м³сут (Ю₀), 0,3-137м³/сут (Ю_2-9), 1,8-7,6 м³/сут (К.В.). Ем-Еговская и Пальяновс-кая площади расположены в центральной части Красноленинско-го свода. По отражающему горизонту Б амплитуда Ем-Еговского поднятия 100 м, Пальяновского 40 м. Промышленная нефтенос­ность установлена на гл. 1360—2720 м в песчано-алевритовых по­родах нижне- и среднеюрского, верхнеюрского и нижнемелового позраста. Основные запасы связаны с пластами Ю_2•9 тюменской спиты, площадь залежи 491,8 км², ВНК на а.о. -2650 м. Коллектор поровый, трещинный и смешанный. Пористость колеблется от 12% (Ю_2-9) до 27% (BK_1-2). Дебиты от 1,2 до 24,2 м³/сут (BK_1-2) 52,8 м³/сут (Ю₀), от 0,5 до 205м³/сут (Ю_2-9). Плотность нефти от 817кг/м³ (Ю₀) до 919кг/м³ (ВК), вязкость 0,28-4,5 МПа-с (ВК), содержание серы 0,16—0,56 %. На остальных площадях Красноле-пинского месторождения выявлено по 1—2 залежи в тех же комплексах. Пластовое давление нормальное гидростатическое — от 14,8 до 27,1МПа, t 65-124°C.

СРЕДНЕОБСКАЯ НГО площадью 164 тыс. км² выделяется в бассейне среднего течения р. Оби. Это наиболее крупная по ресур­сам нефти (44% общего потенциала) часть Западно-Сибирской мегапровинции, обеспечивающая наибольший объем текущей добычи (рис. 105). Нефтеносность охватывает почти все продук­тивные комплексы, выделяемые в юрско-меловом разрезе Запад­ной Сибири, но половина ресурсов сконцентрирована в неокомс-ком комплексе. Ресурсы газа имеют резко подчиненное значение (всего 4,4%) и связаны с апт-сеноманскими и неокомскими отло-жениями. В области открыто около 225 нефтяных и нефтегазовых месторождений, включая крупнейшие по запасам Самотлорское, Федоровское, Приобское, Мамонтовское, Западно-Сургутское, Натьеганское, Аганское, Советское, Ватинское, Салымское, Северо-Покурское, Повховское, Лянторское, Малобалыкское, Покачевскoe, Тевлинско-Русскинское, Холмогорское, Южно-Ягунское, Таянское и др. (рис. 106). Основные месторождения — многопластовые, залежи контролируются антиклинальными, литологическими и комбинированными структурно-литологическими ловушками

Рис. 105. Геологический профиль отложений Широтного Приобья

(по В.Д. Панову, Т.Н. Онищуку, Ф.З. Хафизову): 1,2 — отложения соот­ветственно песчаные и преимущественно песчаные, глинистые и преиму­щественно глинистые; 3 — морские; 4 — континентальные; 5 — битуми­нозные аргиллиты; 6 — кора выветривания; 7 — залежи нефти

Рис. 106. Сводный литолого-стратиграфический разрез продуктивных отложений Нижневартовского свода [15]:

1 - аргиллиты битуминозные; 2 - аргиллиты, глины; 3 - алевролиты; 4 - пески, песчаники; 5 - газо- или нефтенасыщенность.

на крупных сводах: Сургутском, Нижневартовском, Салымском и др.

Самотлорское нефтегазовое месторождение (рис. 107, 108) крупнейшее в Западной Сибири

и в России. Находится в Нижне­вартовском, районе Ханты-Мансийского автономного округа Тю­менской области в 15км от г. Нижневартовск. Открытое 1965г., разрабатывается с 1969 г. Расположено в центральной части Ниж­невартовского свода в пределах Тарховского куполовидного под­нятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Севе-ро-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 32x40 км, амплитуду 150 м. В геологическом строении Нижневар­товского свода принимают участие породы доюрского фундамен­та, мезокаиназоиских терригенных отложений, платформенного чехла. В разрезе последних 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-AB₅), 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 100м. 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 в залежи 17,0—21,5 МПа.

Рис. 107. Самотлорское нефтегазовое месторождение [17].

Геологические профили продуктивных горизонтов: 1,2,3 — песчаник соответственно газо-, нефте- и водонасыщенный; 4 — глины

Рис. 108. Самотлорское нефтегазовое месторождение. Геологический разрез продуктивных отложений (по Ф.К. Салманову): 1 — газ; 2 — нефть

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—30м. Залежи нефти этих пластов являются пла­стовыми сводовыми. Водонефтяной контакт залежей имеет на­клонный характер (с запада на восток), что, видимо, связано слин-зовидным строением пластов и значительным ухудшением их коллекторских свойств. Пластовое давление в залежах 22 МПа, деба­ты нефти 50—200 м.³/сут через 8-миллим.етровый штуцер.

Федоровское нефтегазоконденсатное месторождение (рис. 109, 110), расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 35 км к северо-западу от районного центра г. Сургут. Открыто в 1971 г., разрабатывается с 1973г. Приурочено к Федоровскому ку­половидному поднятию в центральной части Сургутского свода. По отражающему горизонту Б Федоровская структура представ­ляет собой крупную брахиантиклинальную изометрическую склад­ку с сильно изрезанными очертаниями, осложненную куполовид­ными поднятиями, в западной части которой расположено соб­ственно Федоровское поднятие, имеющее размеры 13,5x4,7 км, ам­плитуду до 37 м, с пологими углами наклона крыльев — до 20.

Рис. 109. Федоровское нефтегазоконденсатное месторождение [17]. Геологический профиль пласта АС_4-8:

1 - песчаник; 2 — песчано-глинистые породы; 3 — алеврито-глинистые породы, глины; 4, 5 — контакт соответственно газо-, водонефтяной; 6, 7 — по данным ГИС соответственно нефте-, газонасыщенность

Это поднятие имеет линейно-вытянутую форму в меридио­нальном, направлении. По изогипсе -2625 м горизонта Б (кровля баженовской свиты) оно объединяет 3 локальные структуры — Фе­доровскую, Моховую и Восточно-Моховую—в единое поднятие ам­плитудой 50—65 м. Продуктивны нижнемеловые и юрские отложе­ния. Выявлено 11 залежей на глубинах 1880—2719 м в неокоме, васюганской и тюменской свитах верхней и средней юры. Для пластов группы АС (АС_4,5,6,7,8,9) характерны многопластовые нефтегазоконденсатные залежи с газовыми шапками, для группы БС (БС_1,2,10,16), БС₁₈ , Ю₁ и Ю₂ — нефтяные. Основной объект по запасам — пласт БС₁₀ с максимальной площадью нефтеносности 856,4 км². Наиболь­шая газовая залежь в пласте АС₄ — 937,2 км². Продуктивные пласты сложены преимущественно песчаниками с подчиненным значе­нием алевролитов и глин. Коллекторы порового типа, пористость 16 (Ю₁₆) - 27 (БС₂) %, проницаемость 0,008 (Ю₂)-0,497 (БС₂) мкм². Залежи пластовые сводовые, водоплавающие, литологически экранированныe. ВНК на а.о. -1821 (AC₄) -2825м (Ю₂), размеры 1,75-51x1-47,25 м,

Рис. 110. Сургутский свод. Сводный литолого-стратиграфический разрез продуктивных отложений:

1 — аргиллиты битуминозные; 2 — аргиллиты, глины; 3 — алевролиты; 4 — пески, песчаники; 5 — газо- и нефте-насыщенность

высoта 13—70 м. Наиболее крупные по запасам залежи в пласте АС₅.₆ и БС₁₀.Дебиты от 97,7(БС₁₀) до 16м³/сут (БC₁₆) - 167 (АС₄)м³/сут, газа 96,5—183,1 тыс. м ³/сут, дебит нефти из пласта (Ю₂) — 13,2 м³/сут. Пластовые давления нормальные гидростатические 18,3-28,2МПа, 158-8°С. Плотность нефти 845 (БC₁₀) - 913 (AC₄) кг/м³, вязкость 1,44 (БC₁₀) - 9,39 (БС₂) МПа-с, содержание серы 1-1,9%. Плотность конденсата 756—762 кг/м³, выход стабильного конденсата 36,2 г/м³. Основная добыча ведется из пласта БС_:10

Промышленные скопления нефти приурочены к среднеюрским отложениям (ЮС₂), отложениям валанжина (пласты БС₁₆, БС₁₀, БС¹₁₀), готерива (пласты БС₂, БC₁), баррема (пласты АС₉ AC_7-8, АС'₆, АС_5-8, AC₄). Общий этаж нефтеносности составляет 1000м.

Ватинское нефтяное месторождение (рис. 111) расположе­но в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского национального округа Тюменской области, в 50 км от города Нижневартовска. Открыто в 1963г., разрабатывается с 1968г. Приурочено к одноимен­ной локальной структуре. По отражающему сейсмическому горизонту «В» (верхняя юра) в ее пределах выделяют поднятие: Западно-Ватинское, Восточно-Ватинское (южный купол Западно-Ватинского поднятия получил название Центрального). Эти поднятия имеют простирание, близкое к меридиальному. По вышележащим юризонтам основные особенности тектонического строения со­храняются, но происходит выполаживание структурных поверх­ностей. По верхнему продуктивному пласту АВ₁ обе Ватинские структуры объединяются и сливаются с соседними Северо-Покурской, Мегионской, Мыхпайской и Самотлорской структурами.

Разрез Ватинского месторождения типичен для месторождений Нижневартовского свода, в строении которых принимают участие породы доюрского фундамента и мезо-кайнозойские тер-ригенные отложения платформенного чехла.

Месторождение многопластовое, нефть выявлена в продук­та иных пластах берриасского, валанжинского, горерив-барремского и аптского ярусов нижнего мела. Залежи сосредоточены в пределах трех поднятий (Центрального, Западного, Восточного). Распределение нефтеносности, также неодинаково.

В пределах Центрально поднятия нефтеносны 20 пластов. На Восточном поднятии выявлены залежи в 7 пластах, 5 пластов неф­теносны на Западном поднятии.

Пласт БВ₈ является основным объектом разработки на мес­торождении. Политологической характеристике он делится на

Рис. 111. Ватинское нефтяное месторождение [17]. Геологический профиль продуктивных пластов группы АВ-БВ Централь­ного поднятия:

1,2 — песчаник нефте-, водонасыщенный; 3 — глина

два, верхний и нижний. Залежи пласта БВ₈ приурочены к Запад­ному, Центральному и Восточному поднятиям. Залежи пластово-сводного типа с водонефтяными зонами, занимающими 60—80 % площади нефтеносности. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта — 10,9 м.

Залежи пластов АВ₁ и АВ₂ приурочены к Западному, Централь­ному и Восточному поднятиям.

Около 90 % запасов нефти пластов АВ₍ и АВ₂ относят к кате­гории трудноизвлекаемых, содержащихся в породах сложного строения, характеризующихся резкой неоднородностью литологического состава и коллекторских свойств как по площади, так и по разрезу.

В целом на месторождении выявлено 47 залежей в 24 пластах на глубине от 1693 до 2432 м; нефтеносны песчаные пласты апта, неокома, ачимовского комплекса и верхней юры. Коллекторы по-рового типа, пористость от 16 до 24%, проницаемость 0,0056— 0,1199 мкм². Залежи пластовые сводовые и структурно-литологи-ческие. ВНК на а.о. от -1692до -2447 м, размеры (1—18)х(1—10) км, выicoma от 7 до 66 м. Основная по площади и запасам залежь в пес-чаных пластах апта — 302,3 км². Разрабатываются все горизонты, основная добыча из залежей неокома (БВ₈^1-2, БB₆). Пластовое давление нормальное гидростатическое увеличивается с глубиной от 16,6 до 22,2 МПа, t -(68—90)°C. Начальные дебиты от 10,6 до 140—250 м³/ сут. Плотность нефти от 823 до 858—893 кг/м³, вязкость 0,77—1,84 МПа-с, содержание серы 0,4—1,42 %.

Приобское нефтяное месторождение (рис. 112, 113, 114) рас­положено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области РФ в 65 км к востоку от г. Ханты-Мансийск, в 100 км к западу от г. Нефтеюганск. Открыто в 1982 г., разрабатывается с 1989 г. Приурочено к Приобскому локальному поднятию, выявленному сейсморазведочными работами в центральной части Пимского вала Сургутского свода. Само под­нятие входит в состав крупной зоны нефтегазонакопления, протягивающейся в меридиональном направлении и приуроченной к моноклинали, осложненной рядом небольших локальных поднятий.

Геологический разрез Приобского месторождения сложен значительной (более 3000 м) толщей осадочных терригенных пород, подстилаемых эффузивами пермотриасового возраста. Максимально вскрытый разрез отмечается в скв. 15 Ханты-Мансийской площади и составляет 3190 м.

Рис. 112. Приобское нефтяное месторождение[17].

Блок-схема: 1 - песчаники и алеврито-песчаные нефтяные пласты; 2 - глины; 3 - плотные региональные глинистые пачки

Рис. 113. Приобское нефтяное месторождение [17]. Геологический про­филь по линии скважин:

1 — песчаник нефтенасыщенный; 2 — плотные пласты; 3 — линии реперов

Рис. 114. Приобское нефтяное месторождение. Геологический профиль но линии скважин.

Условные обозначения см. рис. 113

Месторождение находится в окружении таких известных ме­сторождений, как Салымское, Приразломное, Правдинское и др. Этаж нефтеносности охватывает значительные по толщине от­ложения осадочных пород от среднеюрского до аптского возрас­та и составляет более 2,5 км.

Нефтеносность связана с неокомскими и среднеюрскими от­ложениями. Основная часть разведанных запасов (более 90%) со­средоточена в неокомских пластах группы АС. Все залежи явля­ются литологическими или структурно-литологическими. Конт­ролируются неокомской клиноформой, образующей аккумулятив­ные поднятия. Нефтяные скопления приурочены к линзам пород шельфовогоиклиноформноготипов. Продуктивные пласты слож­ного строения. Выявлено 23 залежи в 12 пластах на глубинах 2220— 2940м, связанные с неокомскими породами (от АС₇ до АС ₁₂). Неболь­шие залежи установлены и в средней юре (Ю₂). Коллекторы перво­го типа, пористость 15(Ю₂)—20% (АС₁₀ , АС₁₁), проницаемость 0,002 (АС_ю)—0,019 (АС_и) мкм². В плане залежи полосовидной формы суб­меридионального простирания. Размеры залежей (4—48)х(2,8—25) км, высотой от 1 до 292 м. Наибольшая залежь в пласте АС^1-2₁₂ име­ет площадь 545,2 км². Наиболее крупные по запасам АС^1-2₁₂ и АС₁₁. Дебиты от 1,5 до 58 м³/сут. Пластовое давление нормальное гидростатическое, t 83—96°C. Плотность нефти 800 (Ю₂)— 868 (АС₁₀) кг/м³, вязкость 1,23—4,28 МПа-с, содержание серы 0,17— 1,51 %. Основная добыча нефти ведется из пластов АС¹ ₁₀ , АС^2-3₁₀.

Приразломное нефтяное месторождение расположено в 100км юго-западнее г. Сургута. Открытое 1983, разрабатыва­ется с 1986 г. Приурочено к группе локальных структур, ослож­няющих Салымский свод. Амплитуда структур 40—50 м, углы па-дениякрыльев 1—2°. Выявлено 6 залежей на глубинах 2390—2815м в неокоме (пласты AC¹₁₁, AC²₁₁, БC₁, БС_4-5, ач_1-2-3 и ач₄). Продуктив­ные резервуары представлены песчаниками и алевролитами. Кол­лекторы паровые. Пористость 16 (ач) —19% (АС_Ц), проницае­мость 0,012 (ач) — 0,05 мкм² (АС и БС). Залежи пластовые сводо­вые литологически экранированные. Наибольшая по запасам и размерам залежь нефти приурочена к пласту БС_4У дающая ос­новной объем добычи.

Малобалыкское нефтяное месторождение расположено в 100 км юго-западнее от г. Сургута. Открыто в 1966 г., разраба­тывается с 1984г. Приурочено к Южно-Балыкскому куполовидно­му поднятию в южной части Сургутского свода. В его состав входят Западная, Малобалыкская и Восточно-Малобалыкская струк­туры. Продуктивны отложения нижнего мела, верхней и средней юры. Выявлены 17 залежей на гл. 1988—3000 м в песчано-алевроли-пювых шельфовых пластах неокома (АС₄, АС_5-6, АС₇, БС₈, БС₉), клиноформных ачимовских (ач. 1, ач. 2, ач. 3), верхнеюрских (Ю₀) и среднеюрских (Ю₂) отложениях. Коллектор поровый. Пористость 17% БС₉, ач., Ю₂) -21% (АС_5-6), проницаемость 0,001 (ач.) - 0,156 мкм² (АС_5-6). Залежи пластовые сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные. ВНК на а.о. -1973 м (AC₄) — 2810 м (Ю₀). Размеры залежей 1,2—24x1,6—25км, высота от 7 до 260м. Наиболь­шая залежь (ач. 2) — 24x25 км при высоте 260 м, площадь 237,1 км². Дебиты от 7,6 (ач) до 180 м³/сут (АС_5-6). Пластовое давление нор­мальное гидростатическое 20,4 (гл. 2000м) —26,6 МПа (гл. 2596м), t 74—96°С. Плотность нефти 0,858 (ач) - 0,883 (Ю₂) г/см³, вязкость 4,8 (ач) - 2,76 МПа-с (ACs-e), содержание серы 1,08 (ач) - 1,44% (Юг). Газовый фактор 24 (AC₄) -110 м³/т (ач). Основная добыча нсдется из пластов АС₄, АС_5-6, и ач. 2.

Мамонтовское нефтяное месторождение (рис. 115) — уни­кальное, является одним из крупнейших месторождений как За­падной Сибири, так и в России. Оно занимает второе место в За­падно-Сибирском нефтегазоносном регионе после Самотлорского по уровню максимальной добычи нефти.

Месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 25 км от г. Нефтеюганск. Открыто в 1965 г., разрабатыва­ется с 1970г. Приурочено к брахиантиклинали (амплитудой 90м), осложненной 3 локальными поднятиями — Мамонтовским, Очимкинским и Каркатеевским (Сургутский свод). Разрез месторож­дения представлен мезо-кайнозойскими отложениями осадочного чехла, залегающими на поверхности складчатого фундамента. Разрез юрской системы слагается отложениями тюменской, васюганской, георгиевской и баженовской свит. Меловая система представлена всеми отделами и ярусами. Выявлено 12 нефтяных тлежей в отложениях нижнего мела (неоком), ачимовской толщи, псрхней и средней юры. Залежи пластовые сводовые, пластово-литологические. ВНК на отметке -1900м до -2395 м. Высота залежей «т 17до 85м. Коллекторы паровые (песчаники, алевролиты), пори-. шость 12 (ЮС₂)-24 (БC₁₀) %, проницаемость 0,045-0,155мкм². Эф­фективная толщина пластов 12—30 м. Начальное пластовое давление соответствует гидростатическому, t 56—78°C. Нефть

Рис. 115. Мамонтовское нефтяное месторождение. Геологический профиль центральной части месторождения (составил В.А. Туров):

1, 2 — песчаники нефте-, водонасыщенные; 3 — глины

нафтеново-метанового, ароматическо-метанового типов. Плот­ность нефти 860—883кг/м³, содержание серы 1,3—2,08 %.

Западно-Сургутское нефтяное месторождение (рис. 116, 117) расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 20 км се­веро-западнее г. Сургут. Открыто в 1962 г., разрабатывается с 1966 г. Приурочено к одноименной локальной структуре в южной части Чернореченского куполовидного поднятия, осложняющего Сургутский свод. Представляет пологую асимметричную брахи-антиклиналь субмеридионального простирания сложной конфигу­рации. По горизонту Б (кровля баженовской свиты) в пределах зам­кнутой изогипсы —2556 м размеры 6—8 х 18 м, амплитуда 100 м, углы наклона крыльев 0°30' — 2°, местами до 4°. Вверх по разрезу струк­тура выполаживается. Западно-Сургутское месторождение — крупное, многопластовое. Продуктивны нижнемеловые, верхне- и среднеюрекие отложения. Выявлено 9 нефтяных залежей на глу­бинах 1940—2840 м в песчано-алевролитовых слоях неокомского (пласты АС₉, БС₁—БС₁₂), верхнеюрского (Ю₁) и среднеюрского (Ю₂) комплексов. Коллекторы парового типа. Пористость 14 (Ю₂) — 28 % (БС₄), проницаемость 0,006 (Ю₂) - 0,708 (БС₁) мкм². Залежи мас­сивные (АС9), пластовые сводовые и пластовые сводовые литологически экранированные. ВНК на а.о. —1875 (АС₉) — 2701 (Ю₁), вы­сота залежей от 7 до 40 м. Наибольшая по площади, запасам и до­быче залежь пласта БС₁₀ — 274,7 км². Начальные дебиты от 19 (АС₉) и о 136 (БC₁) м³/сут. Вторая по добыче нефти залежь пласта БС₁ Плотность нефти 884 (БС₁₀ Ю₁) - 890 кг/м³, вязкость 3,56 (БС₁₀) -7,95 (АС₉) МПа-с, содержание серы 1,48 (Ю₁)- 2,06 (БС₁₂).

Аганское нефтяное месторождение (рис. 118) находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного ок­руга Тюменской области, в 40 км к северо-западу от Самотлорско-го месторождения. Открыто в 1965 г., разрабатывается с 1973 г.

В региональном тектоническом плане по отражающему сейсмогоризонту «Б» Аганская площадь расположена на северном скло­не Нижневартовского свода и в восточной части одноименного куполовидного поднятия, осложняющего этот свод.

Свод имеет слегка вытянутую в меридиональном направлении форму с изрезанными контурами. В северной части свод достига­ет ширины 160км, кюгуон резко сужается. Алина свода 250км.

Аганское поднятие — структура второго порядка, амплитудa поднятия составляет 135 м, углы наклона крыльев до 7°.

Рис. 116. Западно-Сургутское нефтяное месторождение [17]. Схематичес­кий палеогеографический разрез баровых отложений горизонта БС₁₀:

1 — преимущественно песчаники; 2 — алевролиты; 3,4 — глины соответствен­но алевритистые, тонкоотмученные;

5 — переслаивание глин и алевролитов

Рис. 117. Западно-Сургутское нефтяное месторождение [17]. Геологичес­кий профиль продуктивных отложений: 1,2 — песчаники соответствен­но нефте-, водонасыщенные

Рис. 118. Аганское нефтяное месторождение [17]. Сема расположения скважин (I) пласта БВ₈: 2 — внешний и внутренний контуры нефтеносно­сти, утвержденные ГКЗ; 3 — уточненные контуры нефтеносности; 4 — изогипсы пласта БВ₈

По кровле продуктивного пласта ЮВ₁ Аганское поднятие представлено четырьмя куполовидными поднятиями, имеющими размеры 8,8x7км, 4,4x1,6км, 2,8x1,6км.

Продуктивны нижнемеловой и верхнеюрский комплексы. Выявлено 16 залежей на глубинах 1700—2460 м в песчаных пластах апте­ках (АВ¹-²,), неокомских (АВ₃ АВ₄, АВ₅, БВ₁ БВ₃ БВ₆, БВ₈, БВ₉, БВ¹₉, БВ_18--22) и верхнеюрских (Ю¹₁). Коллекторы порового типа. Пористость в отдельных залежах изменяется от 16—19% (БВ_18--22) до 25 % (AB^1-2₁), проницаемость — в пределах 0,06 (ЮВ¹₁) — 0,43 мкм² (БB₁), Залежи пластовые сводовые и структурно-литологические. ВНК на а. о. — 1685 (AB^1-2₁)—2496м (Ю¹₁); размеры залежей—

в пределах 1,5— 15x1— 13 км, высоты максимально до 97 м. Пластовое давление от 17,5 (гл. 1700 м) до 23,6 МПа (гл. 2460 м), t от 61 до 73°С. Начальные дебиты колеблются от (БВ₂₂) до 68 м/сут (БВ₈). Плотность не­фти 820—888 кг/м³, наиболее тяжелая нефть в пластах БB₁ и БВ₂, самая легкая в пласте Ю¹₁ верхней юры. Вязкость нефти наимень­шая 0,63 МПа-с (Ю¹₁), наибольшая 3,2 МПа-с (БB₁, БВ₆). Содержа­ние серы от 0,64 (БВ_18-22) до 1,42 % (БВ₁ БВ₂). Основная по запасам залежь пласта БВ₈ имеет площадь нефтеносности 250,6 км², по­ристость коллектора 23—24 %, начальный дебит 68 м^э/сут, плот­ность нефти 841 кг/м³, вязкость 1,01 МПа-с, содержание серы 1,01 %. Вторая по значению в добыче залежь пласта БВ₉.

Ватьеганское нефтяное месторождение (рис. 119) располо­жено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного ок­руга, находится в 150 км от г. Нижневартовска и в 30км от г. Ко-галыма. Открыто в 1971 г., разрабатывается с 1984 г.

Приурочено к Ватьеганскому куполовидному поднятию, ослож­няющему северную часть Ярсомовского мегапрогиба. Структура представляет собой брахиантиклинальную складку в основном субмеридионального простирания.

Ватьеганское месторождение по запасам нефти относится к числу крупнейших. В разрезе месторождения выявлены девять про­дуктивных пластов: АВ_1-2, АВ₃, АВ₈, БВ₁, БВ₆ БВ'₇, БВ₁₀, ачимовская пачка и пласт ЮВ₁ — залегающих на глубинах от 1950 до 2850 м. Общий этаж нефтеносности 900 м. Залежи нефти продуктивных пластов отделены друг от друга глинистыми разделами толщиной 0,8—300 м. Пласты существенно отличаются друг от друга коллекторскими свойствами, продуктивностью, свойствами нефтей.

Поиск по сайту: