Каймысовская нефтегазоносная область

 

Каймысовская нефтегазоносная область (7₃) связана с двумя сближенными сводами — Верхнедемьянским и Каймысовским, составляющим южную часть Хантейской антеклизы. Общая площадь области — 32 тыс. км², главный продуктивный подкомплекс — верхнеюрский.

В пределах Верхнедемьянского района открыто четыре нефтяных месторождения: Тайлаковское (№ 60, см. рис. 50) с залежью в пласте КЬ, Урненское и Усановское (№ 62 и 63) с залежами в горизонте K)i и Ай-Яунское (№ 61), в котором получен приток нефти из кровли покурской свиты (сеноман). Ай-Яунское месторождение мелкое по запасам. Нефть по составу тождественна нефтям Тазовского и Русского нефтегазовых месторождений (плотность 0,963 г/см³, начало кипения 247° С, по составу фракции 250— 445° С нефть ароматически-нафтеновая. Нефти неокома имеют плотность 0,8—0,87 г/см³, по составу они нафтеново-метановые.

Факт получения нефти из сеноманского резервуара в области, где апт-сеноманский комплекс неперспективен, свидетельствует о том, что процессы нефтегазообразования в нем протекали не только в северных, но и в центральных районах, хотя, вероятно, и менее энергично.

Отсутствие в Среднем Приобье промышленных скоплений выше неокома (за исключением небольшой залежи газа в сеномане на Варьеганской площади) объясняется неблагоприятными структур­ными факторами: по верхнемеловым горизонтам очень многие ловушки, существующие в юрских и неокомских отложениях, не выражены либо имеют ничтожную амплитуду. Залежи Урненского и Усановского месторождений структурно-литологические и связаны с выклинивающимися к вершинам куполков верхнеюр­скими базальными песчаниками. Разрез отложений верхнего валанжина-баррема в описываемом районе относится к четверто­му формационному классу, что не благоприятствовало аккумуляции нефти в структурных ловушках.

На К.аймысовском своде открыто семь нефтяных месторождений. Все они однозалежные (пласт Ю] васюганской свиты). На карте (см. рис. 50) месторождения района обозначены номерами от 64 до 70 включительно.

Границы Васюганской области (7₃) определяются контурами региональной зоны поднятий, которая протягивается с севера на юг и юго-восток (в форме дуги, выпуклой к западу) на 500 при средней ширине 100—120 км. Область состоит из трех районов, контролируемых сводами.

 

Первомайское

Игольско-Таловое или Крапивинское

 

 

Васюганская нефтегазоносная область

АЛЕКСАНДРОВСКИЙ нгр

Александровский район. Площадь района 18 тыс. км². Здесь открыто девять нефтяных и одно нефтегазовое (табл. 6) место­рождение. Как видно из таблицы, главным продуктивным подкомплексом района является верхнеюрский.

Аномально высокий этаж нефтеносности установлен на Северной (Охтеурьевской) площади, где притоки нефти были вызваны при испытании горизонтов BBje, БВю, и, БВ₇, газа — из пластов BBs, AB₄, s, ПКлб и И₂, з [50]. Но в отличие от остальных место­рождений района на Охтеурьевской площади отсутствует нефть в пластах юрского комплекса. Все выявленные залежи в меловых отложениях очень мелкие, промышленного значения не имеют. Образование скоплений нефти в нижнемеловых горизонтах мож­но связывать только с процессами перетока из юрской толщи по разрывным нарушениям. В результате перетока была разрушена залежь в пласте Юь Залежи газа в покурской и ипатовской свитах (пласты FIKis, И₂, з), вероятно, образовались во вмещающих толщах в процессе активного роста ловушки в олигоцен-неогеновое время.

Средневасюганский НГР

Средневасюганский район. Площадь района 8,5 тыс. км². В его пределах открыто пять нефтяных, одно нефтегазоконденсатное и два газоконденсатных месторождения (табл. 7). Главный продуктивный подкомплекс — верхнеюрский.

Парабельский НГР

Пудинский НГР

Казанский НГР

Арчинское газоконденсатнонефтяное месторождение открыто в 1984 г. Находится в Парабельском районе на юге Томской области. в 60 км на югозапад от г. Кедрового. В бассейне реки Чижапка,

притока реки Васюган.

Впервые Арчинская структура выявлена сейсморазведочными работами МОГТ в 1980-81г.г. как Арчинский перегиб между Урманским и Нижнетабаганским поднятиями по отражающему сейсогоризонту Ф-2 (подошва осадочного чехла). Последующими Залежь нефти с газовой шапкой массивного типа приурочена к карбонатному выступу доюрского фундамента.Глубина залегания кровли залежи 3012-3115 м, высота залежи в своде структуры до 100 м, на периферии до 40 метров. Высота залежи полностью не установлена (не вскрыт фактический ВНК). Условный ВНК на отметке- 3002 м. ГНК на отметке- 2941 м.

Урманское

Казанское

10. Пайдугинская нефтегазоносная область

11. Усть-Енисейская газонефтеносная область

Устъ-Енисейская нефтегазоносная область выделяется на северо-востоке 3ападно-Сибирской провинции в пределах Красноярского края и частично Тюменской области. Она включает Усть-Енисейскую впадину и осложняющие ее мегавалы, валы и куполовидные поднятия.

На западе и юго-западе Усть-Енисейская область граничит с Пур-Тазовской, а на северо-западе с Карской предполагаемой нефтегазоносными областями. На Западе естественным ограничением является появление кузнецовской покрышки и переход суходудинского комплекса в кузнецовский и усть-тазовский комплексы. На севере и юге территория ее переходит в малоперспективные земли. На востоке по оси Янгодо-Горбитского поперечного поднятия она отделяется от Хатангской нефтегазоносной области Восточно-Сибирской провинции.

Особенностью разреза мезозойско-кайнозойского платформенного чехла является преобладание континентальных и прибрежно-морских отложений, наличие мощной опесчаненной толщи суходудинского комплекса и отсутствие регионально выдержанных покрышек в преимущественно песчаных отложениях меловой и палеогеновой систем. Общая мощность осадочного чехла здесь изменяется от 2000-2500 до 6000-8000 м.

Усть-Енисейская область подразделяется на семь районов, из которых промышленная газоносность доказана в Нижнехетском, Мессояхском и Рассохинском.

В Усть-Енисейской области открыты газовые залежи в большехетском, мегионском и суходудинском комплексах. Преобладают однозалежные, реже многозалежные месторождения.

В суходудинском комплексе выявлены залежи газа, приуроченные к антиклинальным структурам, пластовые сводовые и массивные малодебитные и среднедебитные, с коллекторами порового типа.

В мегионском комплексе распространены залежи газа, контролируемые антиклинальными структурами, пластовые сводовые, средне­

 

 

Самотлорское нефтегазовое месторождение (рис. 00) крупнейшее в Западной Сибири и находится в Нижневартовском районе Ханты - Мансийского автономного округа Тюменской области в 15 км от г. Нижневартовска. Открыто в 1965г., разрабатывается с 1969 г. Расположено в центральной части Нижнeвартовского свода в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-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 32 х 40 км, амплитуду 150 м. В геологическом строении Нижневартовского свода принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений, платформенного чехла. В разрезе чехла 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-АВ₅), 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 100 м. 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 залежи 17,0-21,5 МПа. 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 2-30 м. Залежи нефти этих пластов являются пластовыми сводовыми. Водонефтяной контакт залежей имеет наклонный характер (с запада на восток), что, видимо, связано с линзовидным строением пластов и значительным ухудшением их коллекторских свойств. Пластовое давление в залежах 22 МПа, дебиты нефти 250-450 м3/сут. Нефти характеризуются преимущественно средней плотностью (0,854­0,901г/см3) и являются сернистыми. Содержание серы 0,8 - 1,9%. Нефти мало парафинистые, с содержанием парафина 1,9 - 5,3%.

 

 

элекТОМСКнефть

 

Административное и географо – экономическое положение Томской области. Геолого -геофизическая изученность Томской области за последние 50 лет, в течение которого открыто более 120 месторождений нефти и газа. Все они находятся в западной части Томской области, а на востоке не выявлено ни одного месторождения. Пробурено 14 параметрических (в том числе опорные Колпашевская, Нововасюганская и др.) скважин, самая глубокая из них Вездеходная скважина № 4 – 5005 метров на востоке Томской области. Характеристика Среднеобской, Каймысовской, Васюганской Пайдугинской НГО, которые частично находятся на территории Томской области. Стратиграфический диапазон нефтегазоносности преимущественно верхнеюрский и нижнемеловой, с песчаными пластами которых связаны залежи нефти и газа. Индексация пластов на месторождениях Томской области увязана и коррелируется с сопряжёнными территориями соседних областей ЗСП. Особенности геологического строения «промежуточного комплекса» фундамента, в связи с его нефтегазоносностью. Характеристика следующих месторождений: Советское, Вахское, Мыльджинское, Северо-Васюганское, Чкаловское, Первомайское, Двуреченское, Игольско –Таловое, Арчинское, Урманское, Калиновое, Нижнетабаганское, Герасимовское, Казанское. Возраст, литологический состав, ёмкостно-фильтрационные свойства промышленно -продуктивных отложений на этих месторождениях. Особенности строения: наунакской и васюганской свит; горизонта Ю-1-верхнеюрского возраста; песчаных пластов Б _16-20 «ачимовской пачки» нижнего мела, вмещающих залежи нефти и газа. Типы ловушек и типы залежей по морфологии и характеру насыщающего флюида. Характеристика запасов УВ, современное состояние добычи и транспортировки УВ сырья. Перспективы востока Томской области связаны с нижнепалеозойскими и венд -рифейскими осадочными породами промежуточного комплекса фундамента.

 

В орогидрографическом отношении

 

Первые сведения о наличии нефти

 

 

Открыто свыше 120 месторождений

 

 

Границами рассматриваемой территории

 

 

Основные черты геотектонического строения

 

 

Структурные этажи

Нижний структурный этаж

Средний структурный этаж объединяет отложения

Верхний структурный этаж