Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

НГБ СНГ_4курс / ЗАПАДНО-Сибирский

.doc
Скачиваний:
49
Добавлен:
09.06.2015
Размер:
280.06 Кб
Скачать

Дебиты от 0,3 до 113 м³/с.

Наибольшие по запасам газовые залежи в сеномане Qг – 190-220 тыс.м³/с.

Харампурское нефтегазоконденсатное месторождение (1976).

Приурочено к брахиантиклинальной складке субмеридионального простирания, осложняющей Харампурскую моноклиналь. Размер по сеноману 80х20 км, А = 100 м. Свод осложнен 9 локальными поднятиями. Продуктивны К2, К1 и J3 отложения. 48 залежей в 26 пластах: 13 нефтяных, 14 газовых, 6 газоконденсатных, 14 нефтегазоконденсатных и 1 нефтегазовая. Залежи в туроне, сеноман – апте (ПК1 – ПК22), неокоме (БП5 – БП23) и J3. Залежи пластовые сводовые, пластовые литологически экранированные. Основная нефтяная залежь в пласте Ю1 – J3, газовая – в ПК1. Наибольшая по площади газовая залежь в туроне. Qн – 21-369 т/с ; Qг – 22-6100 м³/с.

В разработке залежь в J3.

СИДОРОВСКИЙ РАЙОН.

Расположен на северо-востоке области и включает Красноселькупский мегавал (система выступов, моноклиналей, террас), Сузунский мегавал, прогибы и Бюльшехетскую впадину. Месторождения: Сузунское, Лодочное, Тагульское, единичные месторождения в пределах Красноселькупского мегавала. В последние годы открыты залежи в Большехетской впадине – Хальмерпаютинское и другие.

Некоторые исследователи (Салманов и др.1994) особо выделяют в пределах Западно-Сибирского бассейна арктический сектор, расположенный к северу от Мессовской широтной структурной гряды. Здесь меняется структурный стиль региона, появляются субширотные мегапрогибы и гряды.

Мz - Кz осадочный чехол на западе этого сектора сформирован на эродированной поверхности герцинид (уралид), в центре и на востоке он лежит на мощном Рz осадочном бассейне, возникшем на перикратонном погружении Сибирской платформы. Большая часть этой территории располагается на древнем палеозойском рифте, который наиболее интенсивно развивался в Усть-Енисейской области (на северо-востоке) и затем распространился в южном направлении.

В арктическом секторе западной Сибири выделяют 4 нефтегазоносной области: Усть-Енисейскую, Гыданскую, Ямальскую и Южно-Карского шельфа.

Ямальская и Гыданская области приурочены к блоку со сложной геологической историей. Осадочный чехол Рz и Мz - Кz лежит здесь на байкальском основании, значительная часть которого переработана герцинским орогенезом, а центральная и восточная на РZ рифтовой системе.

Потенциальные ресурсы Мz – Кz осадочного бассейна оцениваются в 32 – 45 млрд. т условного топлива, из них жидкие УВ составляют 30%.

Южно – Карская область. Потонциальные ресурсы в Мz – Кz – 20-27 млрд.т, из них жидкие 25.

ЯМАЛЬСКАЯ НГО.

Расположена область в пределах полуострова Ямал, включая частично Байдарацкий залив и часть акватории Карского моря. Область включает Южно – Ямальский, Нурминский, Северо – Ямальский мегавалы, Средне – Ямальский свод, Оленью Седловину, Юрибейскую моноклиналь и окружающие впадины.

Особенностью разреза Мz – Кz является преобладание морских и прибрежно – морских отложений, появление в J1 – J2 большехетской серии, наличие в J3 – К1 яротинской свиты с линзовидными песчаниками в середине.

В области установлено > 20 месторождений, часть месторождений являются прибрежно – морскими (Харасавейское и другие). Нефтегазоносными являются К2, К1 и J отложения. Основные запасы газа в апт – сеноманском комплексе, в К1 и J наряду с газовыми открыты залежи нефти и конденсата. На Ново – Портовском месторождении установлена нефтегазоносность до юрских отложений.

Наиболее крупными месторождениями являются Бованенковское (> 4,3 трл. м³), Арктическое (> 2,7 трл. м³), Харасавейское ( > 1,2 трл. м³ ), Южно – Тамбейское (> 1,0 трл. м³), Ново – Портовское, Крузенштерновское и др.

Область преимущественно газоносная (21% ресурсов газа Западной Сибири).

В пределах области выделяют Малыгинский, Тамбейский, Нурминский, Южно – Ямальский и Щучьинский районы.

НУРМИНСКИЙ РАЙОН.

Он включает Нурминский мегавал и Оленью седловину. Первое месторождение здесь открыто в 1964 году, а сегодня он является важнейшим по ресурсам газа. Здесь расположены крупнейшие месторождения: Бованенковское, Арктическое, Харасавейское, Нурминское, Крузенштерновское.

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 ).

ГЫДАНСКАЯ НГО.

Она расположена в северной части Западно – Сибирского бассейна и включает Напалковский, Нижне - Мессояхский мегавалы, Юрацкий и Гыданский своды и разделяющие их впадины. Нефтегазоносен весь разрез от J до К2. Основные ресурсы газа сегодня в апт – сеномане, неокоме и J1 – J2. Ресурсы нефти распределены в неокоме ( 42% ) и J1 – J2 ( 29% ). Из известных месторождений можно назвать: Утреннее, Семаковское, Геофизическое, Гыданское, Минховское, Антипаютинское.

В области выделяют 4 нефтегазоносных района: Северо – Гыданский, Гыданский, Напалковский и Мессовский.

Северо – Гыданский район расположен в основном в пределах Юрацкого свода на северо-западе области. Здесь открыто Утреннее нефтегазоконденсатное месторождение (1979). Месторождение уникальное по запасам газа (0,7 трл. м³, 1999 г). Приурочено к брахиантиклинальной складке размером 26х55 км, А = 80 м. Нефтегазоносны – К2 и К1 отложения. Выявлено 34 залежи: газовых – 17, газоконденсатных – 14, нефтяная – 1, нефтегазоконденсатных – 2.

Газовые залежи в сеномане, альбе и верхней части тонопчинской свиты (готерив – апт). Нефтяные, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные в тонопчинской свите (пласт ТП16, 22,23,27). Залежи массивные (ПК1) и пластовые литологически экранированные.

Гыданский район расположен в центральной части области и приурочен в основном к Гыданскому своду. Здесь известно Гыданское газовое месторождение. Массивная залежь в апт – сеноманском комплексе пласт ТП1 – альб.

Напалковский район приурочен к Напалковскому мегавалу в юго-западной части области. Месторождения: Геофизическое, Трехбугорное и другие.

Геофизическое нефтегазоконденсатное месторождение (1975).

Расположено в северной части Напалковского мегавала, северо-западная часть месторождения находится под водами Обской губы. По отражающему горизонту Б размеры структуры на суше 25х20 км, А = 320 м, по сеноману амплитуда уменьшается до нескольких десятков метров. Нефтегазоносны - К2, К1 и J2 отложения. 17 залежей: 3 – нефтяных в танопчинской свите (готерив – апт) – пласты ТП17,18,19; 11 – газовых – в апт-сеномане (ПК1-2, ПК13) и тонопчинской свите (от ТП3 до ТП14); 3 – газоконденсатных в тонопчинской свите (ТП15, ТП22) и средней юре (пласт Ю2).

Основная газовая залежь в пласте ПК1, основная нефтяная в пласте ТП17. Залежи массивные (ПК) и пластовые сводовые (неоком). Qн = 6,6 м³/с; Qг от 54 до 748 тыс. м³/с.

Мессовский район расположен на юге области, в пределах Нижне – Мессояхского мегавала. Месторождения: Семаковское – в пласте ПК1-6 (сеноман) массивная газовая залежь, в пласте БУ16 (валанжин) газоконденсатная залежь литологически экранированная.

Антипаютинское месторождение – массивная газовая залежь в сеномане.

Из других месторождений можно назвать Западно- и Восточно – Мессояхские.

Область преимущественно газоносная. Изучена слабо, особенно юрские отложения. Перспективы оцениваются высоко.

УСТЬ – ЕНИСЕЙСКАЯ НГО.

Усть – Енисейская НГО располагается на крайнем северо-востоке Западно – Сибирского бассейна в пределах Усть – Енисейской впадины. Некоторыми исследователями она рассматривается в составе Енисейско – Анабарской нефтегазоносной провинции (бассейна).

Особенностью разреза Мz – Кz является широкое развитие континентальных и прибрежно – морских отложений, наличие мощного опесчаненного суходудинского комплекса (валанжин – готерив) и отсутствие регионально выдержанных покрышек в мелу и палеогене. Общая мощность разреза здесь изменяется от 2-3 км до 6-8 км.

Усть – Енисейская впадина и ее восточное продолжение ( Хатангский прогиб ) в рифейское – палеозойское время развивались вместе с Сибирской платформой и представляли крупные области прогибания. В начале Мz (J) по разлому Усть – Енисейская впадина отчленилась от Сибирской платформы и продолжала развиваться как унаследованная отрицательная структура вместе с Западно -Сибирской плитой. По современным представлениям Мz чехол здесь формируется на палеозойском рифте, а Сибирская платформа частично надвинута на Усть – Енисейский блок.

В пределах впадины развиты мегавалы, прогибы, моноклинали широтного и северо-восточного простирания. На западе Танамско – Малохетский, Усть – Портовский мегавалы, на северо-востоке Россохинский мегавал. На севере Южно – Таймырская моноклиналь, Центрально – Таймырский мегапрогиб и другие. Мегавалы протяженностью от 150 до 300 км., А до 2,5 км (по J). Локальные структуры от мелких (5х10 км) до крупных в длину до 17-40 км. Углы 10 - 15º.

По материалам геофизических работ, проведенных здесь к 90-м годам установлено, что вдоль осей некоторых мегавалов установлена сильная дислоцированность J31 и значительный поздневаланжинский размыв, охвативший отложения от валанжинских до байосских. Нижнемеловые отложения либо полностью отсутствуют, либо их мощность сокращена в сводовых частях локальных структур в пределах Малохетского мегавала.

Мегавалы имеют сложное строение и различную историю развития. Малохетский мегавал сложен на глубине Рz карбонатными породами и является древней унаследованной структурой. Южное крыло его узкое, крутое переходящее в моноклиналь, северное более пологое, имеющее ступенчатое строение. Россохинский мегавал – осложнен нарушениями. Структурные планы Рz – Т и J различны. Характеризуется большой мощностью Т (> 2-3 км), размывом и сильной дислоцированностью неокома. Эта новообразованная структура. Некоторые исследователи Россохинский и Балахнинский мегавалы рассматривают в качестве линейных дислокаций вдоль северного крыла глубинного разлома, проникающего в верхнюю мантию, т.е. это дислокации вдоль границы литосферных плит (В.А. Балдин и др.)

В Усть – Енисейской НГО установлены в основном залежи газа в песчаниках К1 – К2 и J2 – J3. Газопроявления из Т.

В составе области выделяют Танамский, Предтаймырский, Пясинский (Россохинский) районы. Месторождения, как правило, небольшие, антиклинального типа и открыты они, в основном, в 1966 – 76 годы. Мессояхское, Пеляткинское, Нижнехетское, Зимнее, Соленинское и др.

ТАНАМСКИЙ РАЙОН.

Он расположен на западе области и включает Танамско – Малохетский мегавал и Усть – Портовский мегавал. Залежи газа и конденсата установлены в J2 – J3, К1 и К2 (сеноман).

Мессояхское газовое месторождение (1966).

Оно приурочено к локальному поднятию, осложняющему Усть – Портовский мегавал. По кровле сеномана поднятие имеет размер 20х12 км, А = 70 м, по J3 – А = 250 м. На месторождении установлена газовая залежь в сеномане – пласт ПК1. Коллекторы песчаники с прослоями алевролитов к своду они глинизируются. Залежь массивная, с элементами литологического экранирования. Qг от 20 тыс. м³/с до 1 млн. м³/с Н = 67 м. Из J2 – газопроявления. Запасы по А + В + С1 ~ 30 млрд. м³.

Пеляткинское газаконденсатное месторождение.

Оно приурочено к крупному поднятию, осложняющему Танамский мегавал. По пласту СХ8 (К1) оно имеет северо-восточное простирание и размеры 21х14 км, А = 45 м. Газоносна суходудинская свита (К1 – валанжин ). В суходудинской свите 10 продуктивных пластов с эффективной мощностью ~ 70 м. С ними связаны 7 газоконденсатных залежей пластово – сводового типа. Коллекторы песчаники. Qг до 500 тыс.м³/с. Основные запасы в пласте СХ8. Запасы по категории С1 – 131 млрд. м³. Небольшая залежь в сеномане.

Из месторождений с J продуктивными горизонтами можно назвать Зимнее. Оно приурочено к юго-западной части Усть – Портовского мегавала и представляет собой локальное поднятие северо-восточного простирания размером 6х13 км и А по J = 150 м, по К1 – К2 моноклиналь. В разрезе 2 залежи: в J3 и К1. Залежи: массивная и пластовая с литологическим экранированием. Запасы ~ 13 млрд. м³.

ПЯСИНСКИЙ (РОССОХИНСКИЙ) РАЙОН.

Расположен на северо-востоке области в пределах Россохинского мегавала и Северо – Сибирской моноклинали. В его пределах известны единичные месторождения: Озерное газовое приурочено к поднятию 5х20 км. Залежь газа в К1 – притоки газа из J. Джангодское месторождение с залежами в К1.

ПРЕДТАЙМЫРСКИЙ РАЙОН.

Основную часть района занимает Южно – Таймырская моноклиналь. Месторождения:

Хабейское – 2 залежи газа в J2 и К1.

Дерябинское – 4 залежи газа в J3 и К1.

Залежи пластовые литологически экранированные.

НГО ЮЖНО – КАРСКОГО ШЕЛЬФА (ЮКШ).

Она располагается в акватории Карского моря к северо-западу от полуострова Ямал. В разрезе предполагается развитие преимущественно терригенных отложений триаса до 3-4 км, J2 – J3 - до 500 м, К1 – 700-800 м, К1 – К2 (750 м), К2 – (700 м), f – Q ( до 400 м). Суммарная мощность юрских отложений 2,5 км, меловых 2,1-2,5 км. Наиболее глубокие скважины ( 2550 м ) вскрыли К2 и К1 отложения.

По подошве осадочного чехла ЮКШ представляет асимметричную сложно построенную депрессию северо-восточного простирания с максимальной областью прогибания на юго-востоке близ Ямала. В пределах этой депрессии выделяется Внешний пояс и Внутренняя область. Основными элементами Внешнего пояса являются незамкнутые элементы: моноклизы и гемиантиклизы (Припайхойская, Притаймырская и др.).

Во внутренней области выделяется надпорядковая структура: Пухучанская синеклиза (Ф – 10-18 км), а также Северная и Южная структурные террасы. Пухучанская синеклиза состоит из ряда впадин (Ноябрьская, Пухучанская) и зон поднятий (Русановско – Малыгинская, Ленинградская или Ленинградско – Скуратовский свод ).

Южная терраса – моноклиналь, осложненная прогибами (Западно - Обручевский), валами ( Обручевский и др.) и уступами.

Северная терраса имеет более сложное строение. Здесь выделяется ряд грабенообразных прогибов (Северный, Благополучия), мегавалов (Литке) и уступов.

Все названные структурные элементы осложнены крупными по размеру поднятиями, выявленными сейсморазведочными работами.

Скважинами, пробуренными на Русановском и Ленинградском поднятиях, установлена газоносность альб-сеноманских и неоком-аптских отложений.

В К1 отложениях могут быть развиты залежи и нефти, о чем свидетельствуют результаты бурения на острове Белый, где помимо газоконденсата были получены притоки нефти из тонопчинской свиты. Возможны залежи и в юрских отложениях, из которых на Харасавейском месторождении полуострова Ямал получен газоконденсат.

В пределах области сегодня известны Ленинградское и Русановское месторождения.

На Ленинградском месторождении продуктивны альб – сеноманские песчаники. Покрышкой является турон – палеогеновая глинистая толща. Нижележащий неоком – апт отделен от вышележащего комплекса 100м. глинистой покрышкой альба.

Всего на месторождении > 10 залежей газа и газоконденсата (в апте). Запасы уникальные.

Русановское месторождение расположено в 70 км к северу от Ленинградского. Оно приурочено к крупной структуре. По горизонту М (К1а ) размер 30х68 км , А = 255 м; по горизонту Г ( К2s ) 27х55 км, А = 155 м ; по отражающему горизонту Б – 18х32 км, А = 230 м.

Продуктивна на этом месторождении тонопчинская свита (неоком - апт) и альб – сеноман. В тонопчинской свите - 7 залежей газоконденсата. Коллекторы: песчаники, характеризующиеся неоднородным строением и плохими ФЕС. Газ метановый, с невысоким содержанием конденсата. Залежи пластовые сводовые. Запасы уникальные.

Калькулятор

Сервис бесплатной оценки стоимости работы

  1. Заполните заявку. Специалисты рассчитают стоимость вашей работы
  2. Расчет стоимости придет на почту и по СМС

Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с политикой конфиденциальности и на обработку персональных данных.

Номер вашей заявки

Прямо сейчас на почту придет автоматическое письмо-подтверждение с информацией о заявке.

Оформить еще одну заявку