5.Нефтегазоносность Хатангской седловины и Анабаро-Ленского прогиба.

Перспективные объекты в Хатангской седловине

Большинство контрастных поднятий в седловине сформировалось после окончания генерации УВ. Локальные поднятия позднепалеозойского образования, так же как ловушки стратиграфического или тологических типов могут оказаться перспективными объектами в Хатангской седловине.

Оленекское месторождение природных битумов

Самое крупное в России битумное месторождение. Протягивается на 120 км. Находится на северном склоне Оленекского поднятия. Приурочено к выходам пермских разнозернистых песчаников континентального и прибрежно-морского генезиса, залегающих на доломитах верхнего кембрия. Пористость17-20%, проницаемость–0,1-3,0 Д. Мощность зоны сплошного битумонасыщения до 15 м, общая мощность 150 –200м, содержание битума 3-4,5% (до10%), по составу асфальты и асфальтиты. В глубь бассейна (скв. Р-50) прослеживается на расстояние более 40км (мальты, тяжелаянефть). Остатки гигантской эродированной и разрушенной (окисленной) залежи нефти в ловушке выклинивания.

6. Приуральская нго Западно-Сибирского нгб

Расположена в западной части Западно-Сибирской плиты. •Приурочена к обширной моноклинали, осложненной как отрицательными (напр. Верхнекондинская впадина), так и положительными (Шаимский мегавалидр.) структурами.•Мощность осадочного чехла 1,5-2 км. •Выделяется два района–Березовский газоносный и Шаимский нефтегазоносный. •Основные продуктивные комплексы –юрские.

•Большинство залежей в пределах области относится к литолого-стратиграфическим типам, что обусловлено характером седиментации юрского времени.

В нижней части юрского разреза НГО преобладают т.н. «шнурковые» залежи, в верхней–кольцевые, приуроченные к крыльям палеоподнятий с «лысыми» сводами.

Часто наряду с продуктивными горизонтами в огулкинской толщи и тюменской свиты притоки УВ получены и из коры выветривания фундамента.

В средней юре территория Шаимского мегавала представляла собой возвышенную сушу, изрезанную реками в пойменной части которых накапливались преимущественно песчаные пролювиально-аллювиальные отложения.

•За пределами мегавала и более мелких выступов фундаменты отложилась песчано-алеврито-глинистая субугленосная толща тюменской свиты–основной генератор нефти и газа данной области.

В позднеюрско-ранневаланжинское время в палеогеографическом плане поднятия представляли собой прибрежные острова, окруженные пляжевыми песчаниками и ракушечниками, на дальних склонах переходящими в глины. В неокоме бывшие острова были перекрыты относительно глубоководными глинистыми отложениями.

7. Фроловская нго Западно-Сибирского нгб

Расположена большей своей частью впределах Мансийской синеклизы, по периферии осложненной Красноленинским сводом, Ярудейским мегавалом и другими более мелкими положительными структурами.

•На Красноленинском своде строение продуктивных толщ и залежей похоже на таковое на Шаимском мегавалу

•Основная продуктивная толща–тюменская свита, в ней доминируют глинистые и слабопроницаемы еалевритовые породы. Вышележащие горизонты верхнейюры-нижнего мела представлены преимущественно глинами

•В восточной части НГО (склоны Мансийской впадины) залежи связываются, в основном с песчаными линзами в отложениях готерива и баррема.

Одним из наиболее крупных здесь является Талинское месторождение.

•Основные залежи (пласты ЮК10 и ЮК11 тюменской свиты) залегают в каньонообразном выступе фундамента и сложены в основании конгломерато-брекчиевыми породами. Толщина каждого из пластов составляет 30-50 м, коллекторы характеризуются частыми и резкими изменениями пористости и проницаемости, а так же дебитов.

•Рукавообразная по морфологии залежь протягиваетс явдоль западного склона Красноленинского свода на десятки километров.

ФРОЛОВСКАЯ НГО ––ПРИОБСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Все залежи линзовидные, при этом линзы полностью насыщены нефтью. Наиболее крупной является залежь пласта АС121-2, размеры которой составляют 45х25 км, высота176 м, нефтенасыщенные толщины до 40,6 м. Геологические запасы оцениваются более чем 1,5 млрд. т.

Система трактов низкого стояния моря первой секвенции сформировалась в результате быстрого высокоамплитудного падения относительного уровня четко дифференцирована на подводные конусы выноса и отложения проградирующей бровки. Первые из них содержат наилучшие коллектора (пласт AC122-4). Другие резервуары данного пласта приурочены к склоновым каналам (врезам, и при русловым валам). В вышележащих горизонтах коллекторы встречены в отложениях турбидитов и проградирующих прибрежных дельт (пласты AC120-1-AC111-3)

В течение краткосрочного повышения относительного уровня моря сфомировалась тонкая, глинистая трасгрессивная система трактов.

•Для верхней секвенции падение относительного уровня моря имело более низкую амплитуду, поэтому подводные конуса выноса низкого стояния не получили развития. Напротив, длительное повышение уровня моря высокой амплитуды привело к накоплению мощной трансгрессивной серии. Основные коллекторские горизонты здесь связываются с дельтовыми отложениями и турбидитами

•Разработка месторождения началась в 1988. Первоначальная схема основывалась на антиклинальной геологической модели. Позднее была принята линейная трехрядная система. В последние годы дебит по новым скважинам приблизился к нерентабельной величине (5,6 т/сут). Для повышения производительности скважин предлагается совместная эксплуатация 2-3 горизонтов и применение ГРП( увеличивает дебиты более чем в 4 раза)

В истории развития продуктивной толщи можно выделить несколько этапов:

-дифференцированное прогибание вранне-среднеюрское время во время которого на склонах поднятий накапливалась континентальная терригенная субугленосная толща, а их вершины служили местными источниками сноса осадочного материала;

-пенепленизация и накопление песков и алевролитов в ингрессионных морских заливах, затем тонкоотмученных битуминозных глин в относительно глубоководном морском бассейне в поздней юре;

-последовательное боковое (в большей степени с востока) заполнение «глубоководной» впадины в течение почти всего неокома (до середины готерива);

-осадконакопление в условиях опресненных мелководных бассейнов в конце готерива-сеномане

САМОТЛОР

Крупнейшее в России нефтегазовое месторождение. Открыто в 1965 г. В 1969 г. Введено в разработку. Расположено на Нижневартовском своде в пределах Тарховского куполовидного поднятия.

•Месторождение имеет очень большой диапазон нефтегазоносности: от средней юры (Ю2) до апта включительно (АВ1). Общая высота этажа нефтегазоносности около 600 м. Наиболее крупной является залежь пластаБВ8, разделяющегося на четыре пропластка. Высота этажа нефтеносности каждого из них около 150 м, размеры порядка 40х25 км.

•Дебиты нефти в разведочных скважинах составляли 50-200 м3/сут. Пласт АВ1 содержит газовую шапку из которой были получены притоки с дебитами до 500 тыс. м3/сут.