- •Глава 1
- •1.1. Нефтегазогеологическое районирование территорий России и сопредельных стран
- •Глава 2
- •2.1. Восточно-Европейская мегапровиниия
- •2.1.1. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция
- •2.1.2. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция
- •2.1.3. Прикаспийская нефтегазоносная провинция
- •2.1. 4. Днепровско-Припятская газонефтеносная провинция
- •2.1.5. Балтийская нефтегазоносная провинция
- •2.1.6. Самостоятельная перспективная нефтегазоносная область Московской синеклизы
- •2.1.7. Самостоятельная перспективная нефтегазоносная область Мезенской синеклизы
- •2.2. Восточно-Сибирская мегапровиниия
- •2.2.1. Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция
- •2.2.2. Лено-Вилюйская газонефтеносная провинция
- •2.2.3. Енисейско-Анабарская газонефтеносная провинция
- •Глава 3
- •3.1. Западно-Сибирская нефтегазоносная мегапровиниия
- •3.2. Туранская нефтегазоносная мегапровинция
- •3.3. Предкавказско- Крымская (Скифская) нефтегазоносная мегапровиниия
- •Глава 4
- •4.1. Предкавказская нефтегазоносная субпровинция
- •4.2. Предкарпатская нефтегазоносная субпровинция
- •4.3. Предуральская нефтегазоносная субпровинция
- •4.4. Предверхоянская нефтегазоносная субпровинция
- •Глава 5
- •5.1. Закавказская нефтегазоносная провинция
- •5.2. Западно-Туркменская нефтегазоносная провинция
- •5.3. Тяньшань-Памирская нефтегазоносная провинция
- •5.4. Дальневосточная нефтегазоносная мегапровиниия
- •5.4.1. Охотская нефтегазоносная провинция
- •Глава 6
- •6.1. Барениеволлорская газонефтеносная провинция
- •6.2. Северо-Карская перспективная нефтегазоносная провинция
- •6.3. Лаптевская перспективная нефтегазоносная провинция
- •6.4. Восточно-Арктическая перспективная нефтегазоносная провинция
- •6.5. Южно-Чукотская перспективная нефтегазоносная провинция
- •6.6. Усть-Индигирская перспективная нго
- •6.7. Притихоокеанская нефтегазоносная провинция
- •6.8. Основные направления
2.2.3. Енисейско-Анабарская газонефтеносная провинция
Енисейско-Анабарская ГНП расположена в низовьях рек Енисея, Хатанги и Лены, в пределах Таймырского автономного округа, Красноярского края, включая незначительную часть территории Тюменской области на западе и республики Саха (Якутия) на востоке. Площадь провинции составляет 365 тыс. км2. Расположена в зоне тундры. Основные пути сообщения Североморский путь и реки Енисей и Лена. Автомобильные и железные дороги отсутствуют (рис. 91).
В тектоническом отношении провинция приурочена к Енисейско-Хатангскому, Лено-Анабарскому прогибам и разделяющей их Анабарско-Хатангской седловине. На севере и востоке она ограничена Таймырской и Верхоянско-Чукотской складчатыми областями, на юге — Сибирской платформой, на западе раскрывается в Западно-Сибирскую НГП.
Фундамент неоднородный: от древнего архейского в Анабарско-Хатангской седловине до байкальского на большей части территории и верхнепермско-нижнетриасового вдоль Таймырского
Рис. 91. Енисейско-Анабарская нефтегазоносная провинция
(по А.Э. Конторовичу, B.C. Сурикову, А.А. Трофимуку). Крупнейшие тектонические элементы: I — Енисейско-Хатангский региональный прогиб, II — Хатангская седловина; крупные тектонические элементы: 1 — Таймырский выступ, 2 — Янгодо-Горбитский выступ, 3 — Южно-Таймырская моноклиналь, 4 - Центрально-Таймырский мегапрогиб, 5 — Рассохинский мегавал, 6 — Балахнинский мегавал, 7 — Тапамско-Малохетскиймегавал, 8 — Боганидо-Джанихинский мегапрогиб, 9 — Северо-Сибирская моноклиналь, 10 — Лено-Анабарский мегапрогиб, 11 — Хантайско-Рыбнинский мегавал, 12 — Норильско-Хараелахский мегапрогиб, 13 — Пендомаяхская впадина, 14 — Большехетский мегавал. Нефтегазоносные области и районы: А — Лено-Анабарская НГО, Б — Енисейско-Хатангская ГНО; а1 — Притаймырский ГНР, а2 — Танамский ГНР, В — Анабаро-Хатангская НГО (усл. обозн. см. рис. 51)
мегасинклинория. Осадочный чехол сложен породами от рифея до мезозоя, его мощность 8 — 14 км в центральных частях впадин и 5 — 6 км по бортам. Разрез представлен тремя крупными комплексами отложений: раннепалеозойским карбонатно-терригенным с эвапоритовыми толщами; позднепалеозойским терригенным; мезозойско-кайнозойским терригенным. В осадочном чехле установлены своды, мегавалы и валы значительной амплитуды, разделенные прогибами.
В структуре осадочного чехла провинции выделяются тектонические элементы: на западе Енисейско-Хатангский региональный прогиб на востоке Лено-Анабарский мегапрогиб, разделенные Анабарско-Хатангской седловиной.
Енисейско-Хатангский прогиб имеет субширотное простирание и протягивается от Анабарско-Хатангской седловины до устъя р. Енисея на 900 км при ширине 300 км, раскрываясь в сторону . Западно-Сибирской плиты.
Разрез сложен карбонатной, терригенно-карбонатной и песчано-глинистой формациями палеозоя и терригенно-глинистыми и угленосными формациями мезозоя. В осевой зоне прогиба выделяется система валов: Рассохинский, Танамо-Малохетский и др., имеющие размеры 300x60 км и амплитуду до 1000 м. Валы обрамляются прогибами Жданихинским, Туровским и др. Северный борт прогиба осложнен крупными выступами: Таймырским, Янгодо-Горбитским.
Лено-Анабарский прогиб расположен к востоку от Анабарско-Хатангской седловины, включает шельф моря Лаптевых. Выполнен позднепалеозойско-раннемезозойскими отложениями, мощность которых возрастает к северу от 3 до 8 км. Лено-Анабарский прогиб осложняют более мелкие прогибы: Нижнеленский и Уэленский, а также Кюсюрско-Куогостахский вал.
Анабарско-Хатангская седловина выполнена палеозойскими отложениями мощностью 6 — 7 км и осложнена положительными и отрицательными структурами.
Планомерные поиски нефти и газа в провинции начались в 1960 г. Первое промышленное месторождение газа было открыто в 1967 г. В последующие годы были выявлены газовые и газо-конденсатные месторождения: Нижнехетское, Мессояхское, Зимнее, Балахнинское, Дерябинское, Пеляткинское, Северо-Соленинское, Нордвикское, Кожевниковское и др. Всего в пределах провинции выявлено 14 газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений.
Месторождения связаны в основном с куполовидными поднятиями и брахиантиклиналями. В Анабарско-Хатангской седловине, где развиты солянокупольные поднятия, преобладает антиклинальный тип залежей, на Южно-Таймырской моноклинали -литологически экранированный.
В Енисейско-Анабарской ГНП выделяются три ГНО: Енисейско-Хатангская, Анабарско-Хатангская и Лено-Анабарская.
Промышленная нефтегазоносность приурочена к отложениям верхней перми, юры и нижнего мела.
Нижне-верхнепермский НГК мощностью 1490 м представлен отложениями тустахской, нижнекожевниковской и верхнекожевниковской свит. Основная нефтегазоносность связана с песчаными пластами на границе нижне и верхнекожевниковской свит — Южно-Тигянское месторождение.
Триасовый НГК мощностью 500 м сложен терригенными отложениями — песчаниками, переслаивающимися с алеврито-глинистымиими породами. Нефтеносен в южной части Анабарско-Хатангской ГНО — Нордвикское месторождение.
Юрский НГК мощностью до 2500 м представлен преимущественно песчаниками и алевролитами. Во всех юрских горизон-тах отмечены нефте- и газопроявления. С верхней юрой связано газовое месторождение Нижнехетское, со средней — Балахнинское и Зимнее.
Нижнемеловой НГК, мощность 400 — 800 м. В терригенном разрезе выделяют апт-альбский (яковлевская свита) и валанжин-готеривский (суходудинская свита) песчаные продуктивные горизон-ты. С ними связано более 90% разведанных запасов УВ в Енисейско-Хатангской ГНО. Газоносен на Мессояхском, Дерябинском, Пеляткинском, Зимнем, Казанцевском, Северо-Соленинском, Южно-Соленинском, Джангодском и других месторождениях.
ЕНИСЕЙСКО-ХАТАНГСКАЯ ГНО площадью 280 тыс. км2 является наиболее изученной террито-
рией провинции и включает почти все открытые месторождения. По геотектоническому положению это Енисейско-Хатангский прогиб, являющийся непосредственным восточным продолжением Западно-Сибирского осадочного бассейна, что определяет сходство литолого-фациального состава и возрастную , аналогию расположения продуктивных горизонтов.
Как и в Западной Сибири, промышленная нефтегазоносность заключена в юрских и меловых отложениях, образующих региональные нефтегазоносные комплексы. Юрский комплекс наиболее полно представлен в западной части прогиба, где он сложен преимущественно песчаниками и алевролитами, переслоенными глинами; на востоке прогиба степень глинизации разреза возрастает. С юрским комплексом связаны залежи газа на Дерябинском, Хабейском, Зимнем и ряде других месторождений.
Меловой комплекс является главным объектом геологораз-ведочных работ, с ним связаны основные и наиболее крупные по запасам месторождения — Северо-Соленинское, Южно-Соленин- ское, Пеляткинское и др. Газоносный коллектор представлен песчаниками и алевролитами, региональная покрышка — аргиллитами верхов суходудинской и дорожковской свит верхнего мела. Наличие локальных и зональных экранов из глинистых пород обусловливает выделение внутри мелового комплекса многочисленных самостоятельных пластов-коллекторов.
Дерябинское газоконденсатное месторождение (рис. 92) открыто в 1982 г. Приурочено к одноименному куполовидному
Рис. 92. Дерябинское газоконденсатное месторождение
(по Л.Л. Кузнецову, Л.И.Кяргиной):
а — структурная карта по кровле пласта Д-IV; б — геологический разрез по линии I — I’ ; 1 — песчаник; 2 — алевролит; 3 — газ; 4 — контур газоносности; 5 — линия фациального замещения
поднятию с размерами 15x14 км и высотой около 100 м, расположенному на южном склоне Таймырского выступа. Изучены отложения юры и мела.
Продуктивными являются отложения дерябинской свиты юрско-мелового возраста (пласты Д-I - I I, Д-IV-V), залегающие в интервале глубин 2558-2664 м. Основные запасы (96 %) приходятся па пласт Д-IV.
Залежи пластовые сводовые, литологически экранированные, высотой 14—95м. Открытая пористость песчаников 13—18%, проницаемость около 0,l-10~'s м2. Эффективная газонасыщенная толщина песчаных пластов 2,5— 15,5 м, общая — 4—31 м. Пластовое давление 26—27,9 МПа, пластовая температура 60—66°С. Дебит газа 100—200 тыс. м/сут. Состав газа: метан — 85,55—93,0%, гомологи метана - 5,75-13,2 %, азот -0,72%, углекислый газ - 0,53 %. Потенциальное содержание стабильного конденсата по залежам месторождения изменяется от 97,5 до 142,5 г/м3.
Мессояхское нефтяное месторождение расположено в 230 км западнее Норильска. Открыто в 1967г., разрабатывается с 1969 г. Размеры месторождения 107,5 км2. Месторождение приурочено к антиклинальному поднятию, осложняющему Мессояхско-Малохетский мегавал. Поднятие северо-восточного простирания, по кровлe сеноманского яруса его размеры 20x12 км, амплитуда 70м, повер-кчеюрскому горизонту— 15x10, амплитуда 200м. Газоносны отложения альба-сеномана (долгановская свита, пласт I), залегающие в сводовой части структуры на глубине 820 м. Продуктивная толща сложена песчано-алевритовыми породами с прослоями глин и известковистых песчаников. Толщина отдельных газонасыщенных прослоев от 0,4 до 33,4 м и суммарно по скважинам равна 12—45,5 м. Наиболее выдержана и монолитна нижняя часть разреза, а верхняя (кровельная часть сеноманского яруса) — более сложно построена, с частым чередованием прослоев. Открытая пористость песчаных пород от 18 до 32%, проницаемость от 0,1 до 1,1 мкм2, пластовое давление 7,5 МПа. Залежь газа массивная, водоплавающая, ГВК на отметке -805 м. Начальные дебаты газа от 3,1 до 180 тыс. м/сут. Низкая пластовая температура 12°С способствует интенсивному гидратообразованию. Режим работы залежи — упруго-водонапорный. Плотность газа 0,56. Состав газа: метана 98,8 %, угле-кислого газа 0,68%, азота 0,41—0,51%, гелия + неона 0,01—0,006 %. В настоящее время законсервировано. До консервации с начала разработки на месторождении добыто 10745 млн м3 газа.
Северо- и Южно-Соленинское газоконденсатные месторождения расположены в 180—185 км к западу от г. Дудинки. Открыты в 1969 г., разрабатываются Южно-Соленинское с 1972 г., Северо-Соленинское с 1983 г. Приурочены к двум разделенным небольшой седловиной антиклиналям размерами в нижнем мелу соответственно 13x10 (амплитуда 40 м) и 16x9 км (амплитуда 30 м). На Северо-Соленинском месторождении выявлено 6 залежей газа и газоконденсата в песчаниках суходудинской (Сg-I-II, Сg-Ш, Cg-VIII-IX) и яковлевской (Як-1, II) свит нижнего мела на глубине 1439-2430 м. Залежи пласта (Як-1, II) на гл. 1439-1474 м представлены песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Коллектор поровый, открытая пористость пород 20%, проницаемость 0,1 мкм2, начальные дебиты газа до 340 тыс. м3/сут, пластовое давление 14 МПа, 129°С, ГВК на отметках -1409 и -1416 м. Залежи пластово-сводовые литологически экранированные и пластово-массивные.
Залежь пласта Сg-III вскрыта в интервале 2162—2240 м, продуктивная толщина 15—37м. Открытая пористость песчаных пород 16 %, проницаемость 0,03—0,16 мкм2, начальные дебиты газа до 137 тыс. м3/сут, пластовое давление 20,6 МПа, t 46°С, ГВК на отметке -2130 м. Залежь пластовая сводовая. Газоконденсатная залежь Cg-VIII-IX вскрыта в интервале 2307—2401 м, толщина продуктивной части 38—46 м. Открытая пористость песчаных пород 15—17%, проницаемость 0,15 мкм2, начальные дебиты газа 247—266 тыс. м3/сут, пластовое давление 22,5МПа, t 53—55°C. ГВК
на отметках -2284 м и -2326 м. Южно-Соленинское месторождение также многозалежное, промышленные притоки газа и газового конденсата получены из отложений нижней части суходудинской свиты из пластов Cg-VIII, Cg-IX, Сg-Х и Сg-Х1 в интервале 2290—2430 м, представленных чередованием песчаников и алевролитов. Открытая пористость пород 14—16%, проницаемость 0,1 мкм2, максимальные начальные дебиты до 623 тыс. м3/сут, пластовые давления 22,4—23,4 МПа, t 48—56°С, газонасыщенность 0,53-0,66, ГВК на отметках -(2316-2407) м. Залежь пласта Сg-Х с нефтяной оторочкой, ГНК на отметке -2385 м, все залежи пластово-сводовые и пластово-массивные. Плотность свободного газа 0,563—0,583. Газы метановые (95—97%), содержание других гомологов метана не превышает 3—5 %, азота 0,15—0,34 %. Конденсат плотностью 0,762—0,789 г/см3, начальное содержание конденсата 21—35 г/см3, текущее 10,5—16 г/см3.
Пеляткинское газоконденсатное месторождение (рис. 93) расположено в 170 км северо-западнее г. Дудинки. Открыто в 1969 г. Приурочено к одноименной брахиантиклинальной структуре северо-восточного простирания с размерами 24x13 км и высотой порядка 75 м, расположенной на своде Таманско-Малохстского мегавала.
Рис. 93. Пеляткинское газоконденсатное месторождение
(Г.А. Габриэлянц, 2000):
а — геологический разрез; б — структурная карта по кровле пласта СД-VIII; 1 — песчаные породы; 2 — глинистые породы; 3 — газ; 4 — газоводяной контакт; 5 — изогипсы кровли пласта СД-VTII; 6 — внутренний контур газоносности; 7 — скважины
Изучены меловые отложения, вскрытые на глубину до 2750 м. Продуктивны отложения суходудинской свиты нижнего мела (пласты СД-П—СД-Х). Эффективная газонасыщенная толщина пластов составляет 4,5—12,2 м, общая — 9—60 м. Открытая пористость песчаников 14—17 %, проницаемость (6—85)-10~'5м2. Пластовое давление близко к гидростатическому. Залежи пластовые сводовые, высота 11—48,5 м. Основные запасы газа связаны с пластовыми СД-VIII и СД-IV-V. Газ месторождения содержит метан (92 %), гомологи метана (6,64 %), азот (0,96 %), углекислый газ (0,4 %). Потенциальное содержание стабильного конденсата 105 г/м3.
АНАБАРСКО-ХАТАНГСКАЯ ГНО площадью 45 тыс. км2 рассматривается как перспективная по пермо-триасовым отложениям, представленным чередованием песчано-алевролитовых пород с аргиллитами. Роль прогнозируемой региональной покрышки играет вулканогенно-глинистая толща, относимая к верхней перми — нижнему триасу. В подстилающих ее породах нижнекожевниковской свиты открыта полупромышленная залежь тяжелой нефти на площади Южный Тигян; нефтепроявления отмечены и на других площадях.
ЛЕНО-АНАБАРСКАЯ ГНО площадью 40 тыс. км2 рассматривается как перспективная по пермо-триасовому комплексу, а также нижележащим палеозойским отложениям (девон, ордовик, кембрий). Перспективы нефтегазоносности подтверждаются приуроченностью к ГНО крупного Оленекского месторождения битумов.
Перспективы газоносности связаны с юрскими и меловыми терригенными отложениями Танамско-Малохетского мегавала. Здесь могут быть выявлены газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками. В пределах Анабарско-Хатангской седловины перспективны пермские терригенные отложения. Перспективны и более древние отложения — палеозойские карбонатно-терригенные и протерозойские терригенно-карбонатные.
Сравнительный анализ условий нефтегазоносности Восточно-Европейской и Сибирской платформ позволяет отметить, что основные объемы разведанных запасов УВ платформ приурочены к основным комплексам, формировавшимся в периоды наиболее высокой тектоно-седиментационной активности платформ. На Восточно-Европейской платформе это среднедевонско-турнейский, ранне- и среднекаменноутольный и среднекаменноутольно-раннепермский циклы. На Сибирской платформе — вендско-нижнекембрийский и мезозойский тектоноседиментационные мегациклы.
Следует отметить, что на обеих древних платформах почти равное распределение начальных запасов УВ в карбонатных (43,7%) итерригенных (41,9%) коллекторах. Натерригенно-карбонатные разности пород приходится 14,4%. В карбонатных резервуарах выявлено гораздо меньше залежей, чем в терригенных.
Такое неравномерное распределение залежей нефти и газа по стратиграфическим интервалам и глубинам связано с крайне недостаточной разведанностью горизонтов в первую очередь в Печорской и Прикаспийской синеклизах, Предуральском прогибе, Ви-люйской гемисинеклизе, Енисей-Хатангском прогибе и других регионах. В то же время имеющиеся геолого-геофизические материалы позволяют сделать вывод о несомненной перспективности указанных провинций в нефтегазоносном отношении.
Контрольные вопросы к главе 2
-
Какое значение в современной добыче нефти и газа и в перспективе имеют основные нефтегазоносные провинции древних платформ?
-
В пределах каких древних платформ нашей страны установлены нефтегазоносные провинции?
-
Каков возраст фундамента древних платформ?
-
Дайте краткую характеристику нефтегазоносным провинциям Сибирской платформы.
-
Какие выводы можно сделать на основании сравнительного анализа стратиграфического диапазона нефтегазоносности комплексов древних платформ?
-
Какие особенности геологического строения Восточно-Сибирской мегапровинции осложняют проведение там поисково-разведочных работ на нефть и газ?
-
Какие самостоятельные перспективные НГО выделяются на территории Восточно-Европейской платформы?
-
Перечислите основные продуктивные горизонты Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.
-
Назовите особенности строения подсолевого комплекса Прикаспийской нефтегазоносной провинции, способствующие открытию в нем крупнейших месторождений.
10. Перечислите основные нефтегазоносные комплексы Лено-Тунгусской НГП.