1.Основные черты строения и нефтегазоносности Лено-Тунгузской нгб.

В Тунг.бас. залежи Н и Г выявлены в осн. в его Ю.ч. – на Камовском своде Байкитской антеклизы и в Хатансгкой седловине.

• В 1-ом случае осн.прод.резервуары-карбонаты рифея, во 2-ом – песч. и алевр. венда.

• Несколько мелких м/р открыты на Бахтинско-Сурингдаконском своде Байкитской антеклизы и на Курейско-Бакланихинском мегавале (карбонаты нижнего кембрия).

• В др. р-нах бассейна пока м/р-ний Н и Г не выявлено. Наиб. интересн. с точки зрения НГ-ности структурн.эл-ты Тунг.бас. – Байкитская антеклиза, Хатангская седловина и, возможно, Курейская синеклиза.

Юрубчено-Тохомская зона

Наиб. Крупн. как в бассейне, так и во всей Восточной Сибири Н м/р-нием является Юрубчено-Тохомское (или Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления – ЮТЗ).

• Наиб. крупные по запасам залежи Н и Г приурочены к доломитам рифея.

Собинское нефтегазоконденсатное месторождение

Сам. крупн. по запасам из вендских залежей Тунгусского НГБ находится на Собинском месторождении в Катангской седловине.

• Здесь продуктивны 4 базальных песчаных пласта ванаварской свиты.

ИРКУТСКИЙ НГБ

Большинство залежей бассейна приурочено к Непско- Ботуобинской антеклизе, по 3 месторождения находятся на территории Ангаро- Ленской ступени и Предпатомского прогиба.

• НБА – Наиболее изученная часть В.Сибири – разведанность 40% от НСР.

Непско-Ботуобинская НГО

Наиб. приподнятые элементы НБА - Непский свод (площадь более 50 тыс. км2, амплитуда свыше 400м) и Мирненский выступ.

• Залежи большей частью нефтегазоконденсатные, иногда с нефтяной оторочкой.

• М/р-ния обычно содержат 2- 3, реже до 5-6 залежей.

• Осн. м/р: Верхнечонское, Среднеботуобинское, Чаяндинское, Верхневилючанское, Талаканское, Ярактинское, Даниловское, Марковское, Иреляхское.

• Специфические особенности залежей: хар-р нефтегазонасыщения контролируется распределением коллектора, аномально низкие Р и Т.

.

Месторождения НБА

Залежи на НБА часто приурочены к различной формы антиклиналям, сильно нарушенным разломами амплитудой до нескольких десятков метров.

• Эти разломы обычно играют роль непроницаемых барьеров.

• Во многих случаях морфология продуктивных пластов осложнена сильным влиянием литологических (седиментационных и постседиментационных) факторов.

Верхнечонское нефтегазоконденсатное м/р: в центральной части Непского свода.

• Продуктивны песч. верхнечонского (осн.залежь, два пласта) и доломиты преображенского горизонтов.

Среднеботуобинское газонефтяное м/р: на Мирненском выступе. Размеры складки 75х80 км, амплитуда 50 м, нарушена разломами амплитудой до 30 м. Основная залежь – кварцевые песчаники ботуобинского горизонта. Пористость 12-19%, прониц-ть до 2,5 Д.

Чаяндинское нефтегазоконденсатное м/р: на С-В склоне Непского свода.

• Приурочено к зоне регионального выклинивания песчаников ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов. Мощность резко уменьшается к центру свода.

• Основная по размерам залежь приурочена к ботуобинскому горизонту. Высота залежи до 330 м.

Ковыктинское м/р: Продуктивны песчаники парфеновского горизонта.

• Эффективные толщины 5-30 м.

• Запасы – не менее 2 трлн. м3.