1.3 Тектоника

Тектоническое строение района Приобского месторождения не отличается от тектонического строения Западно-Сибирской плиты, в пределах которой выделяют три структурных этажа.

Нижний - соответствует палеозойскому и допалеозойскому времени, соответствует геосинклинальному этапу развития.

Средний – пермо-триасового времени, формировался в период парогеосинклинали.

Верхний - мезо-кайнозойский осадочный чехол, формировавшийся в платформенных условиях длительного погружения фундамента.

Приобское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого порядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет структуры III порядка Приобскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую, Черногорскую и др. Эти структуры оконтуриваются изогипсой - 2350-2375 м и имеют амплитуды 50-100 м.

По кровле горизонта БВ10 Приобское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой – 2200 м. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из них – собственно Приобская структура оконтурена изогипсой – 2120 м, имеет изометрическую форму с изрезанными контурами. Размеры ее: 12х15 км, амплитуда - около 70 м, при этом наиболее крутые углы поднятия характерны для юго-восточной части – до 202'. По кровле горизонта БВ₈ в структурном плане Приобского поднятия намечается определенное выполаживание по сравнению с нижезалегающим горизонтом БВ₁⁰. Более существенные изменения структурного плана отмечаются по кровле самого верхнего продуктивного горизонта ₁, согласно которому ,Самотлорской, Белозерная, Нижневартовская и Мартовская структуры практически сливаются с Приобским, оконтуриваясь с севера и востока изогипсой – 1690 м, на западе и юго-западе - изогипсой – 1660 м, оставаясь «раскрытыми» в сторону Аганского и Мегионского поднятий. Углы наклона крыльев достигают 1045', ампли туда по отношению к западному крылу - около 110 м, восточному и северному - 160 м. В целом Приобское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе – 2220 м имеет размеры 32´ 40 км, амплитуду - около 150 м.

Залежь пласта АВ₁^1-2 раскрывается в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского, Мыхпайского, Усть-Вахского поднятий. По пласту АВ13 залежь раскрывается в сторону Мыхпайского месторождения и отделена прогибом от соответствующих залежей Северо-Ватинского и Усть-Вахского месторождения по изогипсе - 1689 м, а от Аганского месторождения по изогипсе - 1685 м. Залежь пласта АВ_2-3 раскрывается в сторону Мыхпайского месторождения и отделена от остальных упомянутых выше месторождений по изогипсе - 1685 м.

Общая толщина пласта колеблется в относи­тельно небольших пределах (20-30 м), лишь на северо-востоке достигает более 47 м. По срав­нению с другими пластами коллекторы данно­го пласта характеризуются более значитель­ной долей пропластков толщиной 1-4 м (41,8%) при небольшом преобладании прослоев менее 1 м (54,3%).

Залежь ACjj является второй по значению в пределах Приобского месторождения. На юге граница залежи проведена условно (как и по ACjj²). Приурочена она в основном к линейно вытянутому (валообразному) поднятию суб­меридионального простирания, осложняюще­му моноклиналь. Размеры залежи составляют 48x15 км, высота до 112 м, а тип — литологи-чески экранированный.

Выше по разрезу встречены спорадически развитые тела пласта АС?_1? приуроченные к погруженным участкам присводовой части. Общая толщина пласта колеблется от 8,6 до 22,8, эффективная 2,0-9,2 м, К_песч —0,1-0,4. Залежь является литологически экранирован­ной со всех сторон. Нефтенасыщенные толщи­ны изменяются от 2 до 4,2 м.

Горизонт АСю вскрыт практически все­ми пробуренными разведочными скважина­ми и представлен тремя объектами ACjq³, АС}₀, АС°₀. Породы-коллекторы горизонта АСю присутствуют в пределах центральной зоны изучаемого месторо дения, где приуро­чены к более погруженным местам присводо­вой части, а также к юго-западному крылу структуры.

Породы-коллекторы пласта АС^³, как уже отмечалось, развиты на изучаемом ме­сторождении в виде линзовидных песчаных тел, приуроченных к западному погружению структуры. Общая толщина пласта изменяет­ся от 6,4 до 64,0 м. В основной зоне развития коллекторов величины общей толщины увели­чиваются от зон глинизации к центральной части и в восточном направлении. Таким же образом происходит распределение значений эффективной толщины и коэффициента песча-нистости.

Залежь ACJq ³ расположена в южной части месторождения. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 15,6 м до 0,8 м. Размеры зале­жи составляют 31x11 км, высота — до 292 м, тип — литологически экранированный.

Коллекторы пласта ACj₀ тяготеют к цен­тральной части площади и занимают практи­чески ту же территорию, что и отложения пла­ста АС1_г, с небольшим смещением границ раз­вития коллекторов на запад. Общая толщина пласта изменяется от 6 до 33 м с тенденцией увеличения на запад. Эффективная толщина колеблется в пределах 0,4-11,8. Коэффициент песчанистости подчиняется тем же закономер­ностям и составляет 0,08-0,70, коэффициент расчлененности — 4. Как и для всех выше­описанных пластов, породы-коллекторы дан­ного типа представлены пропластками менее