Величаевско-Колодезное нефтегазовое месторождение

расположено в 32 км севернее г. Нефтекумска. Открытое 1957г., разрабатывается с 1962 г. Месторождение многопластовое и связаносдвухкупольной брахиантиклиналью размерами 19x5 км ч амплитудой до 40 м. Две небольшие по запасам залежи газа (до 0,5 млрд м³) выявлены в отложениях Майкопа и 20 нефтяных юлежей в разрезе верхнего и нижнего мела, юры и триаса. Зале­жи выявлялись с 1957 по 1987 гг., месторождение крупное, пло­щадью > 70 км². Основной нефтеносный комплекс — нижнеме­ловой терригенный (15 залежей), продуктивны альб (I, IVплас­ты промысловой номенклатуры), опт (V, VI, VIII пласты) и нео­ком (IX, X пласты), при этом многие из них содержат по 2—3 шлежи. Большинство залежей пластово-сводового типа (в I и VIII пластах с элементами литологического ограничения), за­легают на гл. 2,6—3,1 км. Эффективная толщина продуктивных коллекторов 3,1—8,7 м, пористость 16—23%, проницаемость — 0,11—0,17 мкм². Начальное пластовое давление несколько выше гидростатического — 29—33 МПа, t 128—130°С. Дебиты нефти 10—155 т/сут, в пластах VIII, IX — 84—147т/сут. Нефти легкие 0,814—0,821 г/см³, за исключением нефти I пласта — 0,856 г/см³, маловязкие — 0,38—0,85 МПа-с, с низким содержанием серы — 0,13— 0,21 %. Заложи нефти юрских отложений пластово-сводово­го типа, нередко литологически ограниченные в песчано-алев-ролитовых пропластках (VII_t, VII₂, VII₃), залегают на гл. 3,44— 3.47 км, их размеры — 8,8x29,3 км², толщина коллекторов — 2,1—!),5м, пористость 13,8—15,7%, проницаемость — 0,02мкм². На­чальное пластовое давление 35 МПа, t — 140°С. Дебиты нефти 15—56, реже 90 т/сут. Плотность нефти 0,83—0,84 г/см³, вяз­кость 0,44 МПа-с, содержание серы 0,07 %. В кавернозно-тре­щинных известняках нижнего триаса на глубине 3,63 км выяв­лена сводово-массивная, стратиграфически экранированная юлежь нефти площадью 1,6км². Эффективная толщина резер-пура 7,9м, пористость 1,5%, проницаемость0,077мкм². Началь­ное пластовое давление 37,6 МПа, t— 148° С. Дебиты нефти 14— 35 т/сут; плотность нефти 0,816 г/см³, вязкость 0,38 МПа-с, содержание серы 0,06 %.

Озек-Суатское нефтяное месторождение (рис. 176), рас­положено в 25 км к северо-востоку от г. Нефтекумска. Открыто ч 1953г., разрабатывается с 1956г., относится к классу средних. Приурочено к центральной части Прикумской системы поднятий.

Рис. 176. Озек-Суатское нефтяное месторождение [9]:

а — структурная карта по кровле пласта IX;

б — геологический разрез продуктивных юрских отложений и контакта рующего с ними пласта Х1П₂₊₃ нижнемеловых отложений; 1 — изогипсы, м; 2 — внешний контур несртеносности; 3 — поверхность стратиграфического несогласия; 4 — нефть; 5 — песчаники

Месторождение связано с крупным выступом, палеозойско­го складчатого фундамента и имеет ярко выраженную антикли­нальную форму, прослеживающуюся в разрезах мезозоя и палео­гена. Характерная черта структуры — резкое несовпадение (труктурных планов по горизонтам юры и мела, а также наличие нескольких поднятий (Озек-Суат, Южный Озек-Суат, Пригранич­ное, Восточный Озек-Суат). Наиболее крупное из них Озек-Суат имеет изометричную (куполовидную) форму, амплитуда 80м. Ме­сторождение многопластовое, содержит 9 продуктивных гори-юнтов в разрезах юры, мела и 1 — в хадумском горизонте олиго-цсна. Наиболее крупная залежь нефти приурочена к IX пласту паррема. В средней юре промышленная нефтеносность связана г песчано-алевролитовыми пластами II, III, IV и V, залегающими па глубинах 3300—3400 м. Эффективная толщина продуктивных юризонтов от 3,5 до 9,6 м, пористость 9,7—13,7%, проницае­мость 0,043-0,171 мкм². Начальное Р_ш - 32,7-35,7 МПа, t 140-I t2°C. Залежь пластово-сводовая с элементами литологическо-к> ограничения и стратиграфического экранирования. Режим к/лежи упруговодонапорный. Дебиты 60—80 т/сут. Нефти лег­кие (0,823—0,831 г/см³), маловязкие (0,430 МПа-с), с низким содер­жанием серы (0,02—0,06%). В отложениях нижнего мела установ-и'но 2 продуктивных горизонта XIII_t и IX неокома. Первый пред-i тавлен переслаиванием песчаников, алевролитов, известкови-> тых глин и известняков, глубина залегания 3260 м. Эффектив­ная толщина 3,2м, пористость 15%, проницаемость 0,044 мкм², ^алежь пластово-сводовая с элементами литологического огра­ничения. Нефти аналогичны нефтямХШ_2+:; пластов. Барремский IV пласт сложен известковистыми песчаниками, залегает на глу-чпне 3180м. Эффективная толщина 9 м, пористость 22,6%, про­ницаемость 0,111 мкм². Начальное Р^ — 33,6 МПа, t — 137°С. За-к-жь пластово-сводовая, режим упруговодонапорный. Дебиты 110—130 т/сут. Нефти легкие (0,82 г/см³), маловязкие (0,36 ^Ша-с), с низким содержанием серы (0,05%).

НГО ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ МЕГАВАЛА КАРПИНСКОГО связа­на с восточной частью одноименной структуры. Мощность оса-\очного чехла варьируется от 3 км на суше до 5 км в море. Здесь пмделяется Промысловско-Камышанский нефтегазоносный район, где основным продуктивным комплексом является нижнемеловой. Продуктивны также горизонты юрских, триасовых и палеогеновых отложений. В Промысловско-Камышанском

районе выявлено 19 месторождений, в том числе: Краснока-мышанское (нгк), Северо-Камышанское, Ярмолинское, Цубук-ское, Тенгутинское, Олейниковское и Промысловское (рис, 177), Каспийское (рис. 178), Межевое, и др.

ЦЕНТРАЛЬНО-КАСПИЙСКАЯ ГНО (рис. 179) в тектоничес­ком отношении представляет собой Центрально-Каспийскую моноклиналь, в фундаменте которой установлены крупные субмеридиональные поднятия и прогибы. Изученность ее низ­кая, однако материалы региональных исследований и последних геолого-поисковых работ позволяют рассматривать эту область в качестве основных перспективных территорий. В настоящее время на шельфе Каспийского моря открыты такие крупные ме­сторождения, как Ракушечное, имени Ю. Корчагина, Хвалынс-кое и выявлен целый ряд структур, таких как Сарматское, Цен­тральное и Ялама-Самур, где предполагается открытие крупных месторождений.

Во всех перечисленных нефтегазоносных областях наиболее широко распространены зоны нефтегазонакопления, связанные¹ с валообразными и куполовидными поднятиями.

Большая часть выявленных месторождений относится к одно-и двузалежным, меньшая — к многозалежным. Преобладают за­лежи пластовые сводовые, реже встречаются литологические и стратиграфические.

Перспективы нефтегазоносности мегапровинции связаны с нижнемеловым и юрским комплексами.

Основным перспективным комплексом на нефть является юрский. Значительными перспективами обладают также меловые, палеогеновые и триасовые отложения.

Перспективы на газ прежде всего связываются с юрским и меловым комплексами.

Предкавказско-Крымская (Скифская) мегапровинция являет­ся достаточно хорошо изученной территорией. В результате про­должительной разведки и эксплуатации большая часть начально­го потенциала нефтегазоносности этой провинции реализована, и дальнейшее наращивание сырьевой базы связано в основном с мелкими и сложно построенными месторождениями, поднадви-говыми зонами. Большие перспективы связываются с проведени­ем поисково-разведочных работ на шельфе Каспийского моря, где могут быть открыты крупные нефтегазовые месторождения: Ра­кушечное, Хвалынское и др.

Рис. 177. Олейниковское газонефтяное и Промысловское газовое место­рождение (по материалам Волго-Донского геологического управления). I - Промысловское газовое месторождение; II - Олейниковское газо­нефтяное месторождение:

1 — изогипсы по кровле нижнего альба, м; 2 — тектонические нарушения; 3, 4 — залежи: 3 — газа, 4 — нефти; 5 — скважины; 6 — линия профиля

Рис. 178. Каспийское нефтяное месторождение 116]:

1 — изогипсы по кровле юрского продуктивного пласта, м; 2 — контур нефтеносности; 3 — залежи нефти; 4 — скважины; 5 — линия профиля

Рис. 179. Центрально- Каспийская газонефтеносная область

Контрольные вопросы к главе 3

1. Какие нефтегазоносные мегапровинции входят в состав
молодых платформ?

2. Какова роль нефтегазоносных провинций молодых плат­
форм в современной добыче нефти и газа и в перспективе?

3. Каков возраст фундамента молодых платформ?

4. Каковы отличия в строении осадочного чехла и фундамента
провинций молодых платформ от древних платформ?

5. Каков стратиграфический диапазон нефтегазоносности оса­
дочного чехла в мегапровинциях молодых платформ?

6. Что имеется в виду под термином «промежуточный комп­
лекс» и отложениями какого возраста он выполнен?

7. В каких нефтегазоносных мегапровинциях молодых плат­
форм открыты крупнейшие газовые и нефтяные месторож­
дения?

8. С какими шельфами и акваториями внешних и внутренних
морей связаны перспективы нефтегазоносности провинций
молодых платформ?

9. Дайте краткую характеристику нефтегазоносным областям
Западно-Сибирской мегапровинции.

10. Перечислите региональные нефтегазоносные комплексы
мегапровинции молодых платформ.

Глава 4

Нефтегазогеологическое
районирование переходных
территорий ___________

В пределах территорий переходного типа выделяют­ся нефтегазоносные субпровинции и области, связанные с пред­горными или краевыми прогибами складчатых сооружений (Кар­паты, Кавказ, Урал и др.). Для них характерно в процессе геологи­ческого развития интенсивное прогибание с большой амплитудой, большой мощностью осадочных образований, значительной их дислоцированностью с развитием многочисленных разрывных тектонических нарушений и с широким диапазоном нефтегазо­носности.

Поиск по сайту: