3.4. Прикаспийская нефтегазоносная провинция.

3-4-1. Волгоградско-Карачаганакская газонефтеносная область. Таловское газовое месторождение приурочено к солянокупольной структуре с соляным ядром, погруженным на глубину 1000 м. Надсолевые породы образуют брахиантиклинальную складку. Рис. 12. Структурная карта Таловского поднятия. 1 – изогипсы кровли волжского яруса; 2 – внутренний контур газоносности; 3 – внешний контур газоносности [10, 21].

Рис.12

Совхозное газоконденсатное месторождение приурочено к рифогенному массиву, который является частью рифовой полосы западной части Предуральского прогиба; представляет собой поднятие, осложненное северным и юго-восточным куполами. Газовая залежь, приуроченная соответственно к куполам рифового массива, имеет массивную форму и подстилается нефтяной оторочкой. Рис. 13. Структурная карта по кровле рифогенных известняков. 1- изогипсы, м; 2 – контур газоносности [10, 21].

.

Рис. 13

3-5. Северо-Кавказско-Мангышлакская нефтегазоносная провинция

3-5-1. Индоло-Кубанская нефтегазоносная область. Анастасиевско-Троицкое газонефтяное месторождение контролируется брахиантиклинальной складкой, являющейся частью Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоны. Брахиантиклинальная структура осложнена двумя вершинами. В сводовой её части устанавливается узкое ядро нагнетания, сложенное брекчиевидными породами. Западная периклиналь структуры также осложнена диапиризмом; почти изометричное жерло, сложенное брекчиевидными майкопскими породами. Над жерлом не образовалось самостоятельного поднятия. Оно оказалось центром, от которого радиально отходят отдельные сбросы, быстро затухающие по мере удаления от диапирового ядра. На Анастасиевском участке залежь протыкается двумя выступами диапирового ядра и нарушена сбросами, не влияющими на положение ВНК и ГНК. Рис. 14. а – структурная карта по кровле IV горизонта мэотиса; б - профиль по линии I-I. 1 – нефть; 2 – газ; 3 – контур продуктивности; 4 – диапир майкопских глин [8, 10].

Рис. 14

3-6. Западно_Сибирская нефтегазоносная провинция

3-6-1. Ямальская газонефтяносная область. Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к одноименному поднятию (характеризуется валообразной формой), осложняющему Новопортовский вал в юго-восточной части Южно-Ямальского мегавала. Сводовая часть поднятия осложнена тремя куполами. Фундамент ступенчато по разломам погружается на глубину до 5000 м и более. Блоковая структура месторождения отчетливо выражена в осадочном чехле. Выявлено 16 залежей УВ. Рис. 15. Структурная карта по отражающему горизонту Т₄ . 1 – номер скважины и абсолютная отметка кровли пласта, м; 2 – изогипсы, м; 3 – тектонические нарушения [17, 23].

Рис. 15

3-6-2. Надым-Пурская нефтегазоносная область. Уренгойское газоконденсатное месторождение приурочено к крупному антиклинальному поднятию (симметричной брахиантиклинальной складке, осложненной двумя куполами) находящемуся в центральной части Уренгойского мегавала. Рис. 16. Структурная карта по кровле сеноманских отложений. 1 – изогипсы отражающего горизонта «Б»; 2 – изогипсы по кровле сеноманских отложений; 3 – контур газоносности; 4 – скважины. Открыто 16 залежей: 8 - газоконденсатных, 7- газоконденсатных с нефтяной оторочкой, 1 – нефтяная с газовой шапкой. Сеноманская газовая залежь массивного типа [17].

Рис. 16

3-6-3. Среднеобская газонефтяносная область. Самотлорское нефтегазовое месторождение расположено на Нижневартовском своде в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое по кровле пласта БВ₁₀ объединяет несколько локальных структур. Диапазон нефтегазоносности: от средней юры (J₂) до аптского яруса нижнего мела (К₁а) включительно (АВ₁). Общая высота этажа нефтегазоносности около 600 м. Установлено 10 залежей. Все залежи антиклинальные, 6 из них осложнены литологическими ограничениями на крыльях. Рис.17. Залегание нефти и газа на уникальном Самотлорском нефтяном месторождении (Среднеобская НГО, Нижневартовский свод). 1 – песчаники, алевролиты; 2 – глинистые породы; 3 – газ; 4 – нефть [17].

Рис. 17

3-7. Хатангско-Вилюйская нефтегазоносная провинция

3-7-1. Енисей-Хатангская газонефтяная область. Мессояхское газоконденсатное месторождение приурочено к антиклинальному поднятию, свод широкий, пологий.

Газовая залежь является массивной. Рис.18. Структурная карта кровли продуктивного пласта Дл-I долганской свиты. 1 – изогипсы кровли продуктивного пласта, м; 2 – внешний контур газоносности; 3 – пробуренные скважины; 4 – скважины [8].

Рис.18

Балахнинское газоконденсатное месторождение приурочено к одноименному локальному поднятию на положительной структуре II порядка, осложняющей Балахнинский мегавал. Месторождение однозалежное. Залежь газоконденсата пластовая тектонически экранированная [8].

Рис.19. Структурная карта (по Л.Л.Кузнецову, В.Д.Накарякову). 1 – сейсмоизогипсы отражающего горизонта II^б (средняя юра); 2- внешний контур газоносности; 3 – разрывные нарушения; 4 – скважины [8, 10].

Рис. 19

3-7-2. Вилюйская нефтегазоносная область. Средневилюйское газоконденсатное месторождение приурочено к одноименной брахиантиклинальной структуре субширотного простирания, осложняющей западную часть Хапчагайского мегавала.

Выявлено семь продуктивных горизонтов. Толонское газоконденсатное месторождение приурочено к малоамплитудному осложнению структурного носа, сливающегося со Средневилюйской структурой; семь продуктивных горизонтов в триасовых и пермских отложениях. Средневилюйское и Толонское газоконденсатные месторождения: Рис. 20. а - структурная карта по подошве мономской свиты Т_1; З-б – разрез по линии I – I. 1 – скважина; 2 – номер скважины (в числителе) и абсолютная отметка подошвы мономской свиты, м (в знаменателе); 3 – песчано-алевролито-глинистая толща; 4 – глинистые покрышки; 5 – газовые залежи; 6 – изогипсы подошвы мономской свиты, м. Свиты: Т₁nk – нижнекельтерская, Т₁tg – таганджинская, Т₁ m – мономская, Т₂₊₃ bg – бегиджанская, J₁ ¹⁺²ks – кызыл-сырская, J₁s – сунтарская, J₂ jak – якутская, J₃ nv – нижневилюйская, J₃mr – марыкчанская, J₃br – бергеинская [11].

Рис.20

3-8. Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция

3-8-1. Непско-Ботуобинская нефтегазоносная область. Среднеботуобинское и Тас-Юряхское нефтегазоконденсатные месторождения расположены в северной части Непско-Ботуобинской антеклизы, на восточном склоне Мирнинского свода. По подсолевому комплексу Среднеботуобинское месторождение приурочено к валообразному поднятию северо-восточного простирания, Тас-Юряхское месторождение связано с антиклинальным поднятием, отделенным от северной части Среднеботуобинского поднятия узким синклинальным прогибом, осложнено тремя куполовидными структурами. Месторождения состоят из нескольких тектонически экранированных блоков осложненными серией небольших по амплитуде продольных и поперечных тектонических нарушений. Залежи газовые, газонефтяные, тектонически экранированные. Бесюряхское газовое месторождение является погруженным восточным блоком Тас-Юряхского месторождения, отделяясь от него субмеридиональным нарушением. В Хотого-Мурбайском газовом месторождении залежь связана с узкой удлиненной антиклиналью субмеридионального простирания. Рис.21. Среднеботуобинское и Тас-Юряхское нефтегазоконденсатные, Бесюряхское и Хотого-Мурбайское газовые месторождения: структура по кровле ботуобинского горизонта венда [2].

Рис. 21

Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение по подсолевому комплексу приурочено к структурному выступу, с севера ограничено глубоким узким грабенообразным прогибом, в пределах которого значительно увеличена толщина терригенных отложений по сравнению с самим месторождением; в поперечном разрезе выделяется ряд палеозаливов и палеовыступов, простирание которых конформно простиранию ограничивающего с севера месторождение палеограбена. Выделяются три части: западная, чисто нефтяная, центральная газонефтяная, и восточная, преимущественно нефтяная. Все три зоны отделяются друг от друга полосами отсутствия разрезе продуктивных горизонтов. В восточной части нефтенасыщенной является и кора выветривания фундамента. В юго-восточном направлении залежь литологически выклинивается (исчезают породы-коллекторы). В сечении СВ-ЮЗ строение залежи неоднородно, блоки примыкающие к грабену с севера являются преимущественно газонасыщенными; в центральных блоках нефть занимает более высокое положение.

Рис. 22. Структура по кровле продуктивных горизонтов ВЧ-1 и ВЧ-2 [2].

Рис. 22

3-8-2. Байкитская нефтегазоносная область. Куюмбинское нефтегазоконденсатное месторождение - залежь приурочена к структурному выступу северо-восточного простирания, осложненному серией продольных тектонических нарушений и связана с одним из центральных, более приподнятых его блоков. Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к южному склону крупного палеоподнятия. Рифейские отложения здесь отсутствуют, раздробленные тектоническими движениями породы фундамента сами являются достаточно хорошим коллектором для газа (получен промышленный приток газа). Отчетливо выделяются две ортогональные системы тектонических нарушений - северо-восточного и северо-западного простираний, разделяющие относительно поднятые и опущенные блоки; продольные нарушения являются основными структурообразующими элементами. Массивная нефтяная залежь, приуроченная к рифейским карбонатным отложениям, перекрыта поверхностью вендского несогласия. Промышленно нефтегазоносны и перекрывающие рифей карбонатные отложения оскобинской свиты венда. Карбонатные породы рифея – типичный каверно-порово-трещинный коллектор, в котором промышленные притоки обеспечиваются широко развитой их трещиноватостью. Куюмбинское и Юрубчено-Тохомское месторождения. Рис.23. Структура по поверхности рифейских отложений [2].

Рис. 23

3-8-3. Ангаро-Ленская нефтегазоносная область. Ковыктинское газоконденсатное месторождение располагается к северу от Жигаловского вала, контролируется крупным одноименным разломом фундамента северо-восточного простирания, приурочено к пластовой литологически ограниченной ловушке, расположенной на моноклинальном склоне Ангаро-Ленской ступени. По кровле продуктивного парфеновского горизонта прослеживается пологая волнистая моноклиналь. Основным контролирующим залежь фактором является распределение «коллектор-неколлектор» в пределах продуктивного горизонта. Мозаичное изменение коллекторских свойств по площади во многом обусловлено наличием малоамплитудных разломов. Рис.24. Ковыктинское газоконденсатное месторождение: 1 – скважины и их номера; 2 – изогипсы по кровле парфеновского гшоризонта (П₂); 3 – граница отсутствия коллекторов в парфеновском горизонте; 4 – газоводяной контакт (а – газ, б – вода); 5 – тектонические нарушения; 6 – зона Хандинского разлома; 7 – контур площади месторождения с запасами категории С₁; 8 – лицензионные участки [2].

Рис. 24

3-9. Охотская нефтегазоносная провинция

3-9-1. Северо-Восточно-Сахалинская нефтегазоносная область. Восточно-Эхабинское нефтяное месторождение приурочено к сложно построенной антиклинали меридионального простирания, амплитуда поднятия – до 1000 м. Вдоль восточного крыла структуры проходит региональный разрыв типа взброса-надвига, по которому западная часть взброшена на восточную с амплитудой около 1500 м в своде складки. Взброшенная часть структуры осложнена несколькими более мелкими складками, часть которых приразмного характера, и нарушена разрывами сбросового и взбросового типа. Поднадвиговая часть структуры имеет более простое строение. В надвинутой части структуры установлена промышленная нефтеносность, открыты нефтяные залежи «поднадвига». Больше половины разведанных запасов нефти месторождения сосредоточено в «поднадвиге». По типу ловушек залежи девяти верхних пластов (16-24) – тектонически экранированные на крыле структуры, или поднадвиговые; залежи 25-29 –го горизонтов – пластовые сводовые, срезанные разрывом, а залежь 27–го горизонта частично литологически экранированная на восточном крыле. Нефтяные залежи имеют, как правило, режим растворенного газа, в 25 и 26 –м пластах – с небольшим влиянием газовой шапки, а в 20 –м пласте, возможно, - с участием водонапорного пласта. В своде структуры (Первая площадь) все нефтяные залежи (XVI, XVII, XX, XXI горизонты) – пластовые сводовые, разбитые на самостоятельные блоки и срезанные разрывами. Контуры почти всех залежей контролируются линиями выклинивания песчаных пластов. На северной периклинали структуры преобладают залежи литологически экранированные, срезанные разрывами. Обнаружены литологически ограниченные залежи, приуроченные к линзам проницаемых пород. Небольшое скопление нефти в пластах VII-VIII ограничивается разрывами и относится к тектонически экранированным. Залежи «надвига» в отличие от поднадвиговых резко различаются по своим размерам. Восточно – Эхабинское нефтяное месторождение: Рис.25. А – структурная карта надвинутой части структуры по кровле XVII пласта, Б – то же в поднадвиговой части стурктуры по кровле XXV пласта; К-1-а – геолого-геофизический разрез [1].

Рис. 25

Одоптинское (Одопту-море) нефтегазоконденсатное месторождение расположено в 3-5 км от берега на глубине моря 25 м и приурочено к трехкупольной мегантиклинали. Всего открыто 13 продуктивных пластов, содержащих 20 залежей: 3 нефтяных, 3 нефтяных с газоконденсатными шапками, 4 газоконденсатных с нефтяными оторочками; 10 газоконденсатных залежей в Центральном и Южном куполах. Залежи – пластовые, сводовые с элементами литологического контроля. Одоптинское (Одопту-море) нефтегазоконденсатное месторождение: Рис. 26. А) структурная карта по кровле XIX пласта; Б) – разрез по линии I – I.1 – скважина, 2 – нефть, 3 – газ и конденсат, 4 – контуры газоносности: а) внутренний, б) внешний; 5 – продуктивные песчаные слои и их номенклатура, 6 – линия разреза [1].

Рис. 26

3-10. Балтийская нефтеносная область (в границах Калининградской области).

Западно-Озерское нефтяное месторождение. Залежь сводовая пластовая (структурного типа – контролируется антиклиналью) [22]. Структурная карта по кровле среднего кембрия (А) и геологический профиль по линии I-I (Б) Рис. 27.

А

Б

Рис. 27

Семёновское нефтяное меторождение характеризуется кольцевым по морфологии типом залежи, в сводовой (скв. №1) части которой под отложениямим ордовика вскрыты породы кристаллического фундамента, а на крыльях мощность среднекембрийских отложений по данным бурения (скв. №2, №4) превышает 50м

(Рис. 28).

Источник: Десятков В.М., Борсукова Н.А. Новый тип залеждей нефти и перспективы прироста запасов УВ в Калининградской области. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2002, №4, с. 25-28.

Рис. 28