- •Геология нефти и газа (курс лекций)
- •Глава 1. Роль нефти и газа в мировой политике и экономике
- •Глава 2. Состав и физико-химические свойства нафтидов
- •Глава 3. Горные породы как вместилища нефти и газа
- •3.1. Пористость горных пород
- •Глава 4. Залежи нефти и газа
- •4.1. Ловушки и их классификация
- •4.2. Основные понятия о залежах и их параметрах
- •4.3. Давление и температура в залежах нефти и газа
- •Глава 5. Происхождение нефти и природного газа
- •6.1. Неорганические (абиогенные) гипотезы происхождения нефти и газа
- •5.2. Гипотезы органического происхождения нефти и газа
- •5.3. Осадочно-миграционная теория нефтегазообразования
- •5.4. Понятие о первичной миграции
- •Глава 6. Миграция нефти и газа,
- •6.1. Вторичная миграция нефти и газа
- •6.2. Образование залежей нефти и газа
- •Глава 7. Месторождения нефти и газа
- •7.1. Классификация месторождений нефти и газа
- •Глава 8. Закономерности распространения залежей нефти и газа в земной коре
- •8.1. Особенности распределения залежей нефти и газа
- •8.2. Принципы нефтегеологического районирования
- •Глава 9. Нефтегазоносные провинции и области российской федерации и стран снг
- •9.1. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция
- •9.2. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция
- •9.3. Северо-Кавказская нефтегазоносная провинция
- •9.4. Прикаспийская нефтегазоносная провинция
- •9.5. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция
- •9.6. Баренцево-Карская нефтегазоносная провинция
- •9.7. Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция
- •9.8. Енисей-Хатангская нефтегазоносная провинция
- •9.9. Охотская нефтегазоносная провинция
- •9. 10. Притихоокеанская нефтегазоносная провинция
- •9.11. Южно-Каспийская нефтегазоносная провинция
- •9.12. Амударьинская нефтегазоносная провинция
- •9.13. Днепровско-Припятская нефтегазоносная провинция
- •9.14. Предкарпатская нефтегазоносная область
- •9.15. Причерноморско-Крымская газонефтеносная область
- •9.16. Грузинская нефтеносная область
- •9.17. Северо-Устюртская нефтегазоносная область
- •9.18. Сурхан-Вахшская нефтегазоносная область
- •9.19. Ферганская нефтегазоносная область
- •Глава 10. Нефтегазоносность зарубежных стран
- •10.1. Европа
- •10.2. Северная америка
- •10.3. Южная америка
- •10.4. Африка
- •10.5. Ближний и средний восток
- •10.7. Центральная азия
- •10.8. Австралия и новая зеландия
- •Глава 11. Нефтегазоносность республики саха (якутия)
- •Таас-Юряхское нефтегазовое месторождение
- •Верхневилючанское газовое месторождение
- •Вилюйско-Джербинское нефтегазовое месторождение
- •Иреляхское газонефтяное месторождение
- •Северо-Нелбинское газовое месторождение
- •Нелбинское нефтегазовое месторождение
- •Маччобинское нефтегазовое месторождение
- •Иктехское нефтегазовое месторождение
- •Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение
- •Талаканское газонефтяное месторождение
- •Алинское газонефтяное месторождение
- •Тымпучиканское нефтегазовое месторождение
- •Хотого-Мурбайское газовое месторождение
- •Oтpаднинское газоконденсатное месторождение
- •Бысахтахское газоконденсатное месторождение
- •Средневилюйское газоконденсатное месторождение
- •Соболоох-Неджелинское газоконденсатное месторождение
- •Ннжневилюйское газовое месторождение
- •Бадаранское газовое месторождение
- •Среднетюнгское газоконденсатное месторождение
- •Нижнетюкянское газовое месторождение
- •Андылахское газовое месторождение
- •Усть-Вилюйское газоконденсатное месторождение
- •Собо-Хаинское газовое месторождение
- •Южно-Тигянское нефтяное месторождение
- •Оленекское месторождение природных битумов
Хотого-Мурбайское газовое месторождение
Месторождение расположено в зоне сочленения НБНГО и Нюйско-Джербинской впадины Предпатомского прогиба. Месторождение приурочено к одноименной структуре по отражающему горизонту КВ размеры закартированной складки 52х6 км, амплитуда 150 м; она осложнена тремя куполами и тектоническим нарушением.
В скважине-первооткрывательнице (730) при испытании песчаников ботуобинского горизонта в процессе бурения (инт. 2009-2016 м) получен приток газа дебитом 92 тыс. м3/сут на шайбе 8 мм. По материалам второй поисковой скв. 733 и пробной эксплуатации горизонта в скв. 730 установлено, что залежь имеет ограниченные размеры.
Oтpаднинское газоконденсатное месторождение
Месторождение расположено в северо-западной части Нюйско-Джербинской впадины Предпатомского прогиба и приурочено к одноименной сложно построенной положительной структуре, расположенной в пределах Северо-Нюйской чешуйчато-надвиговой зоны. По отражающему горизонту КВ размеры Отрадненской структуры составляют 87х5 км (по расчетной изогипсе -2150 м), амплитуда 310 м. Площадь структуры 454 км2. Структура осложнена пятью брахиантиклиналями низшего порядка, амплитуда которых достигает 200 м. Геологическое строение Отраднинской структуры сложное. В пробуренных скважинах наблюдается трех-четырехкратное повторение некоторых частей разреза нижнего кембрия. Это обусловлено тем, что Отраднинская структура образована системой тектонических чешуй, кинематически связанных с подошвенным срывом по торсальским солям верхнебюкской подсвиты (по В.В.Гайдуку). Структура также осложнена поперечными и оперяющими разрывшими нарушениями, зонами подземного выщелачивания солей и последующего проседания вышележащих карбонатных пород.
Газоконденсатная залежь приурочена к телгеспитской пачке карбонатных пород, залегающей в нижней части разреза верхнебюкской подсвиты. Телгеспитская пачка сложена микрозернистыми, прослоями глинистыми, доломитами и мелкозернистыми известковистыми доломитами и доломитизированными известняками. Породы интенсивно трещиноваты и кавернозны. Общая мощность пачки в пределах изученной площади месторождения колеблется в пределах 5,8-11,8 м. Эффективная мощность изменяется в пределах 3,4-6,8 м. Фильтрационно-емкостные свойства пород телгеспитской пачки (средние значения коэффициента открытой пористости по скв. 314-2 - 7%, по скв. 242-2 - 4,2%, газопроницаемость абсолютного большинства образцов не более 0,001 мкм2) характеризуют низко поровую матрицу пород. Вместе с тем, данные гидродинамических исследований в скважине 314-2 (проницаемость пачки оценивается в диапазоне 0,114-1,4 мкм2) позволяют говорить о значительной макротрещиноватости пород, слагающих телгеспитскую пачку.
Промышленный приток газа с конденсатом (дебит 324,6 тыс. м3/сут.) был получен в скв. 314-2 (ин-л 2483-2498 м). Выход дегазированного конденсата 47 г/см3. Пробной эксплуатацией скважины 314-2 установлена стабильная работа пласта с рабочим дебитом 200 - 220 тыс. м3/сут. Пластовое давление ниже условного гидростатического - 19,3 МПа, пластовая температура + 150С. Газоводяной контакт принят условно на отметке -2148 м.