- •Изученность.
- •Тектоническое строение.
- •Разрез.
- •Триасовая система.
- •Юрская система.
- •Юрская и меловая системы.
- •Приуральская нго.
- •Фроловская нго.
- •Каменная площадь.
- •Среднеобская нго.
- •Западно – Сургутское месторождение (1962).
- •Федоровское нефтегазоконденсатное месторождение (1971).
- •Самотлорское месторождение (1965).
- •Васюганская нго.
- •Пайдугинская нго.
- •Уренгойский район.
- •Губкинский район
- •23 Залежи в j2-3 и к1 горизонтах.
- •Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение ( 1969 – газ, 1990 – нефть ).
- •Тазовское нефтегазовое месторождение (1962).
- •Верхнеколикъеганское нефтегазоконденсатное месторождение (1981).
- •Харампурское нефтегазоконденсатное месторождение (1976).
- •Сидоровский район.
- •Ямальская нго.
- •Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение ( 1971 ).
- •Харасавейское газаконденсатное месторождение (1974).
- •Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение (1964).
- •Ростовцевское нефтегазоконденсатное месторождение (1986).
- •Гыданская нго.
- •Геофизическое нефтегазоконденсатное месторождение (1975).
- •Усть – енисейская нго.
Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение ( 1971 ).
Приурочено к крупному поднятию, осложняющему северную часть Нурминского мегавала. По сеноману размер 35х15 км, А = 90 м. по горизонту Б; А = 200 м. На глубине 3610 м – фундамент. Нефтегазоносны К2, К1, J1 – J2 отложения. Выявлено 22 залежи: 2 – газовые в апт – сеноманском комплексе, 19 – газоконденсатных в апт – сеноманском комплексе, тонопчинской свите (готерив – апт) и в пластах J1 – J2. Залежи массивные, пластовые сводовые. Основная по запасам залежь газа в пласте ПК1, высотой 120 м. Qг до 2,5 млн. м³/с. 1 залежь нефтегазоконденсатная и кроме этого получены непомышленные притоки нефти из пласта Ю11-12.
Харасавейское газаконденсатное месторождение (1974).
Приурочено к поднятию, осложняющему северную часть Нурминского мегавала. Северо – западная часть месторождения находится на шельфе Карского моря. По сеноману это брахиантиклиналь субмеридионального простирания размером 44х15 км, А = 100 м.
В К2, К1 и J2 выявлено 22 залежи: 5 – газовых, 17 – газоконденсатных. Газовые в апт – сеноманском комплексе, готерив – апте (тонопчинская свита), газоконденсатные - в нижней части тонопчинской свиты и J2. Залежи массивные, пластовые сводовые и пластовые литологически экранированные.
Наиболее крупные в пласте ПК1 ( сеноман ), ТП1-5 ( апт ) и низах тонопчинской свиты. Qг от 13,7 тыс. м³/с до 3,7 млн. м³/с, Qк = 9,8 – 300 м³/с.
Южно – Ямальский район расположен на юге области и включает Южно – Ямальский мегавал и Юрибейскую моноклиналь.
Месторождения: Мало – Ямальское, Новопортовское и Ростовцевское.
Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение (1964).
Расположено в юго – восточной части Новопортовского вала. Приурочено к антиклинальной складке северо – западного простирания. По пласту НП5 (готерив) размер 34х15 км, А = 140 м. Нефтегазоносны К1, К2, J1, J2 и Рz. Всего 14 залежей: 2 – нефтяных, 2 – газовых, 2 – газоконденсатных и 8 – нефтегазовых. Залежи массивные, пластовые сводовые, пластовые литологически и стратиграфически экранированные.
Наибольшая нефтяная залежь в пласте Ю2 (J2). Наибольшая газовая залежь в пласте НП2-3 (новопортовская толща – готерив-валанжин). Qг от 142 до 900 тыс. м³/с, Qн – 6,1 – 215 м³/с.
Основные залежи приурочены к новопортовской толще. Это серия песчано – алевритовых пластов, чередующихся с глинами. Мощность толщи увеличивается с севера на юг от 60 до 250 м. В этом направлении увеличивается и мощность коллекторов от 0 до 105 м. Характерны замещения песчаников глинами, многие пласты не выдержаны.
Ростовцевское нефтегазоконденсатное месторождение (1986).
Приурочено к структурному мысу, осложняющему северный склон Южно – Ямальского мегавала. По отражающему горизонту Б – небольшой купол 1,5х2 км. В меловых отложениях структура более крупная. В меловых отложениях выявлено 13 залежей: 5 – нефтяных, 3 – газовых, 4 – газоконденсатных и 1 – нефтегазовая. Нефтяные залежи в новопортовской толще неокома (НП1-7), газоконденсатные и нефтегазовые в тонопчинской свите (ТП16-17, БЯ18) и новопортовской толще (НП1-3). Залежи пластовые литологически экранированные. Наибольшая нефтяная залежь в пласте НП2 , Qн = 14-57 м³/с. Наибольшая газоконденсатная – в пласте БЯ18 . Наибольшая газовая в пласте ПК1 (сеноман), Qг = 105-927 тыс. м³/с.
ТАМБЕЙСКИЙ РАЙОН.
Расположен в пределах Средне-Ямальского мегавала. Месторождения: Северо – Тамбейское, Западно – Тамбейское, Южно – Тамбейское ( > 1,0 трл. м³ ), Тасийское.
Западно – Тамбейское нефтегазоконденсатное месторождение.
Приурочено к поднятию, осложняющему западный склон Средне – Ямальского мегавала. По горизонту Б размеры 25х20 км, А = 100 м.
В К2 , К1 и J2 отложениях выявлено 27 залежей: 7 – нефтяных в тонопчинской свите ( готерив – апт ) в пластах от ТП9 до ТП21-22 ; 12 – газовых в апт – сеномане ( пласты ПК – ПК5 ); ханты-мансийской свите – альб, тонопчинской свите ( ТП3-14 ), неокоме и 8 газоконденсатных – пластах Ю6-7 средней юры и пластах ханты-мансийской свиты и тонопчинской свиты. Qг от 45 до 240 тыс.м³/с; Qн = 3-75 м³/с (ТП21-22).
МАЛЫГИНСКИЙ РАЙОН.
Расположен на севере области. Здесь известно Малыгинское газоконденсатное месторождение (1985). Оно приурочено к крупной структуре, осложняющей Малыгинский вал. По кровле баженовской свиты (горизонт Б) она представляет брахиантиклиналь северо-восточного простирания размером 37х15 км, А = 100 м. Нетфегазоносны К2, К1 и J отложения; 31 залежь от сеномана до средней юры (Ю2-3, Ю6-7).
Наиболее крупные залежи в ханты-мансийской свите (альб) ХМ2 и тонопчинской свите (готерив-апт) – ТП1-3. Qг = 57-216 м³/с (ПК1) - 536 тыс.м³/с ( ТП10 ) Qк = 11-282 г/м³ ( Ю2-3 ).