Среднеобская нефтегазоносная область

Среднеобская нефтегазоносная область наиболее полно изучена, с ней связано свыше 90% разведанных запасов нефти всей провинции. В состав области входят два района, контролируемые Сургутским и Нижневартовским сводами.

Сургутский район имеет площадь в 31 тыс. км². В целом в границах района главные нефтегазоносные подкомплексы, верхневаланжинский и готеривский. Однако в рамках отдельных зон, связанных с положительными структурами II порядка (куполами и валами), стратиграфическое размещение залежей не одинаково. В настоящее время в границах района обособлено семь зон: Чернореченская * (K\v₂, h); Быстринская (K\h, b); Пойкинско-i Балыкская (K,\v ₂, h); Лянторская (K\br); Восточно-Сургутская (/з); Ягунская (7₃, Ki, b, Vi); Холмогорская (K\v₂, h).

Чернореченская, Пойкинско-Балыкская и Холмогорская зоны занимают площадь трех наиболее приподнятых вершин свода, в пределах которых частные структуры развивались наиболее энергично в неокоме и в апт-сеноманское время и занимали повышенное гипсометрическое положение в продолжение всего мелового периода. Здесь получили развитие относительно хорошо выдержанные по простиранию песчаные пласты верхнего валанжина и готеривского яруса (от БСю до BCi), разделенные устойчивыми на площади и в разрезе глинистыми флюидоупорами.

Для Лянторской зоны характерно более молодое время роста складок (поздний яеоком) и активизация роста на позднеолигоцен-неогеновом этапе. Этим объясняется слабая выраженность в разрезе песчаных горизонтов валанжинского и готеривского ярусов и присутствие нефтегазовых и чисто газовых скоплений в пластах баррема (горизонты АС₈—АС₉-ю). Восточно-Сургутская и Ягунская зоны расположены соответственно на восточном и северном склонах свода. Они отличаются вялым ростом локальных поднятий в раннемеловую эпоху и низким палеогипсометрическим положением брахиантиклинальных складок. Здесь преобладают скопления литологического и структурно-литологического типов в васюганской свите (верхняя юра) и в ачимовской толще (берриас-нижний валанжин).

Закономерности в распространении ачимовской толщи не изучены. Однако по небольшому числу скважин можно подметить увеличение мощности и площади развития проницаемых пород в межкупольных заливообразных понижениях и замещение глинами песчано-алевритовых пластов в сторону локальных поднятий и в целом в направлении к центру Сургутского свода. Распределение залежей по разрезу нефтяных и нефтегазовых месторождений Сургутского района иллюстрируется

Нижневартовский район занимает площадь в 34 тыс. км². Главные подкомплексы района — верхневаланжинский и барремский (вместе с пластом ABi — баррем-нижнеаптский). Здесь выделено шесть зон, среди которых самая богатая по запасам — Мегион-Самотлорская, контролируемая центральной куполовидной вершиной свода. Главные подкомплексы зоны — верхневаланжинский и баррем-нижнеаптский, запасы которых распределены примерно поровну.

На северном склоне свода расположена Ватьеганская зона (K\v₂, b). Северо-восточная окраина свода относится к Варьеганекой зоне, связанной с одноименным валом и перемычкой, отделяющей этот вал от Самотлорского куполовидного поднятия. Главные подкомплексы здесь — верхнеюрский, верхневаланжинский и готеривский (7_3> K.iV₂, h). На юго-западном склоне Нижне­вартовского сводового поднятия обособляется Локосовская зона {K\h}. Южный склон свода занимает Ермаковская зона, в пределах которой выявлено лишь одно месторождение с непромышленной залежью в пласте АВ₂. Эта зона не разведана, в ее пределах предполагается присутствие структурно-литологических залежей в васюганской свите (верхняя юра). С субмеридиональным Ларьеганским валом, осложняющим юго-восточную часть свода, связана одноименная зона, в пределах которой открыты небольшие месторождения нефти с залежами в горизонте K)i (васюганская свита).

Общей закономерностью в размещении залежей по разрезу Нижневартовского района является расширение стратиграфического диапазона нефтегазоносное и концентрация скоплений по их запасам в пределах центральных, наиболее приподнятых зон. На склонах, как правило, продуктивны лишь юрские и берриас-нижневаланжинские отложения, в которых господствуют залежи литологического и структурно-литологического типов. Распределение нефтяных и нефтегазовых залежей по разрезу района иллюстрируется

а. Салымский НГР (Салымский свод, Юганская впадина, Ярсомовский мегапрогиб, Чупальская седловина, Колтогорский мегапрогиб, Тундринская впадина.

Салымское месторождение

б. Нижневартовский НГР (Северо-Вартовская моноклиналь, Нижневартовский свод, Южно-Вартовская моноклиналь,

Самотлорское нефтяное месторождение

в.Сургутский НГР (Северо-Сургутская моноклиналб, Сургутский свод,

ШИРОТНОЕ ПРИОБЬЕ

Приобское месторождение является уникальным по запасам нефти в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции. Приобское нефтяное месторождение открыто в 1982г и разрабатывается ОАО "Юганскнефтегаз". В Юганском регионе Приобское месторождение является основным перспективным объектом. В общем объеме запасов ОАО «Юганскнефтегаз» доля Приобского месторождения составляет 37 % остаточных извлекаемых запасов и около 70 % новых неразбуренных запасов. В разрезе Приобского месторождения выявлены 5 залежей нефти, приуроченных к песчаным пластам мелового возраста. Объектом исследования специальной части дипломной работы, мною выбраны пласты АС₁₀-АС_12. Эти пласты содержат 50% от общих запасов Приобского месторождения. Характеризуются сложностью геологического строения и значительной изменчивостью емкостно-фильтрационных свойств как по площади так и по разрезу. Приобское нефтяное месторождение открыто в 1982г. “ГлавТюменьгеологией” в результате бурения и испытания разведочной скважины 151 пл.Салымская, в которой получен приток нефти дебитом 14,2м³/сут.

В административном отношении Приобское месторождение расположено в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области в 65-и км к востоку от г. Ханты-Мансийска, и в 100 км к западу от г.Нефтеюганска. В непосредственной близости от Приобского месторождения расположены крупные, находящиеся в эксплуатации месторождения: Приразломное (на юго-востоке), Салымское (20 км восточнее) Правдинское (57 км на юго-восток)

Приобская структура располагается в зоне сочленения Ханты-мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Лемпинской групп поднятий (Рис. 2.2).

На Приобском месторождении этаж нефтеносности охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до готерив-барремского возраста и составляет около 1 км.

Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты Ю₁ и Ю₂) и баженовской (пласт Ю₀) свит. Из-за ограниченного числа имеющихся геолого-геофизических материалов, модели строения залежей к настоящему времени не достаточно обоснованы.

Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено более 90% разведанных запасов. Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин. В составе продуктивных неокомских отложений выделено 9 подсчетных объектов: АС₇, АС₉, АС₁₀⁰, АС₁₀^1-2, АС₁₁⁰, АС₁₁¹, АС₁₁^2-4, АС₁₂², АС₁₂^3-4

Все залежи нефти являются литологическими или литолого - стратиграфическими и относятся к категории сложнопостроенных (Табл.2.3.). Характерна резкая изменчивость литолого-физических свойств пород-коллекторов, как по разрезу, так и по латерали, что обусловлено условиями их формирования в краевой части палеошельфа и склона аккумулятивной террасы. Области развития песчаных тел практически не контролируются современным структурным планом. Продуктивность неокомских отложений Приобского месторождения определяется наличием в разрезе проницаемых пластов-коллекторов. Все это обусловило очень сложное геологическое строение песчано-алевролитовых тел, которое затрудняет интерпретацию геолого-геофизических данных, оценку фильтрационно - емкостных свойств коллекторов и их насыщение.

Залежи нефти горизонтов АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂ представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, о чем свидетельствует отсутствие пластовой воды при многочисленных испытаниях скважин.