Формирование западно сибирского бассейна

Развитие и характеристики бассейна.

Нефтегазоносный

бассейн»

Выполнила:

Студентка 4 курса

Группы

Баранчук Ксения

Москва

Стратиграфия. Тектоника.

Западно-сибирский нефтегазоносный бассейн является одним из крупнейших нефтегазоносных бассейнов мира. Он распологается в пределах Западно-сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев. Имеет площадь около 3,5 млн. км2.

В отношении тектоники Западно-сибирский бассейн. расположен в пределах Западно-сибирской плиты и ограничен на западе — герцинскими сооружениями Урала, на востоке — выступами древнего (байкальского) фундамента Сибирской платформы, на юге — каледонскими и герцинскими структурами Казахского, Алтайского, Томь-Колыванского, Алатауского и Западно-Саянского складчатых сооружений. Все перечисленные сооружения имеют погребённое продолжение под осадочным чехлом плиты.

Территория бассейна сложена терригенными отложениями юрского, мелового, палеогенового и, в меньшей степени, неогенового возраста. Более древние отложения (триас и палеозой) развиты лишь во впадинах, осложняющих фундамент. Нижне- и среднеюрские отложения представлены континентальными песчано-глинистыми породами с максимальной мощностью на севере бассейна (1000 м), но в основном их мощность составляет 200-600 м. Верхнеюрские и нижнемеловые (валанжинские) породы сложены аргиллитами и песчаниками. Их мощность редко превышает 300 и 500 м соответственно. Остальная часть разреза раннемелового возраста сложена лагунными и морскими глинисто-песчаными породами мощностью от 600 м (в центральной части бассейна) до 1000 м (на севере). Отложения верхнего мела, палеоцена и эоцена представлены морскими, в меньшей степени континентальными глинистыми и песчаниковыми породами, мощностью от 800 до 1600 м. Олигоцен, имеющий мощность не свыше 700 м, выражен континентальными песками и глинами. Максимальная мощность (более 5 км) осадочных отложений известна в северной части бассейна.

В осадочной толще отмечается ряд крупных поднятий (сводов и мегавалов), впадин и прогибов. В центральной части бассейна выделяются своды — Сургутский, Нижневартовский, Александровский, Каймысовский, Средневасюганский, Сенькино-Сильгинский и Пудинский; на западе — Северо-Сосьвинский, Красноленинский и Ляминский; на севере — мегавалы: Медвежье-Ямальский, Уренгойский, Мессояхско-Рассохинский, Тазовский, Юбилейно-Варьеганский и др. Глубина залегания фундамента на месте сводов изменяется от 1500 до 4000 м. Сами своды разделены впадинами и прогибами, из которых наиболее крупными являются Надымская и Ханты-Мансийская впадины, отделяющие западную группу сводов от центральной, и Усть-Енисейская, расположенная на северо-востоке бассейна.

На крупных поднятиях и впадинах развиты локальные поднятия, среди которых имеются крупные (40 Х 20 км), средние (15 Х 10 км) и мелкие (3 Х 5 км). Свыше 100 локальных поднятий оказались нефтеносными или газоносными.

Развитие и характеристики бассейна.

В формировании Западно-Сибирского мегабассейна выделяется три стадии: ранне-плитная, плитная и стадия тектонической активизации, связанная с раскрытием в кайнозое Арктического океана.

Нижне-среднеюрские отложения формировались в раннеплитную стадию, отвечающую среднему – позднему триасу, ранней и средней юре (62 млн. лет), когда шло интенсивное прогибание земной коры, денудация верх-непалеозойского горно-складчатого сводового поднятия и образование Западно-Сибирского мегабассейна в современных размерах. Заполнение бассейна осадками шло с севера на юг ,в основном, по рифтовым долинам на фоне эвстатических колебаний уровня Мирового океана и высокой интенсивности тектонического режима погружения земной коры. Вo время трансгрессий отлагались преимущественно глинистые толщи, в время регрессий – песчано – алевритовые. Первые служат экранами и одновременно нефтематеринскими породами, вторые – резервуарами нефти и газа.

На раннеплитной стадии сформировалось пять нефтегазоносных комплексов, каждый из которых состоит из резервуара и покрышки. В нижней юре выделены зимний, шараповский и надояхский резервуары, перекрытые левинским, китербютским и лайдинским экранами соответственно. Они объединены в зимний, шараповский и надояхский нефтегазоносные комплексы. В средней юре установлены вымский и малышевский резервуары, перекрытые леонтьевским и нижневасюганским экранами, объединенные в вымский и малышевский нефтегазоносные комплексы.

Указанные комплексы, по данным глубокого бурения, сейсмическим и каротажным данным, уверенно прослеживаются по всей территории бассейна. При этом на севере они представлены в морских фациях (Ямало-Гыданская фациальная область), а на юге бассейна – преимущественно в континентальных (Обь-Иртышская фациальная область). В широтном течении р. Оби, в пределах земель севера Томской области, Ханты-Мансийского округа и южных районов Ямало-Ненецкого округа, выделяется Обь-Тазовская фациальная область, где отложения нижней и средней юры слагаются переходными фациями от континентальных к морским. По фациальному составу осадков, разнообразию ловушек, геохимическим и глубинным факторам область представляется наиболее перспективной для поисков крупных высокодебитных залежей нефти и газа.

Структурные зоны фундамента особенно большое воздействие оказали на фациальный состав и мощность осадков нижне-среднеюрских отложений. Продвижение бассейна и заполнение его осадками происходило по рифтовым желобам и прогибам. Межрифтовые и другого типа поднятия фундамента на раннеплитной стадии представляли собой подводные и надводные возвышенные зоны, в пределах которых отложения нижней и средней юры, особенно нижней юры, формировались в сложных фациальных обстановках. В этих зонах они характеризуются сокращенной мощностью и ухудшенными коллекторскими и экранирующими свойствами пород. По этой причине, и из-за необходимости быстрого освоения уже открытых на сводовых поднятиях в верхней юре и в меловых отложениях крупных и гигантских месторождений нефти и газа, изучению нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений не уделялось должного внимания. Они были выделены в тюменскую свиту с низкими прогнозными ресурсами. Исследования, выполненные в последние годы, показали, что благоприятными зонами для формирования крупных залежей нефти и газа в отложениях нижней, средней юры являются рифтогенные желоба, прогибы и впадины. Но структурные элементы этого типа слабо изучены сейсмическими методами и глубоким бурением. В прогибах и впадинах увеличивается мощность экранирующих толщ и резервуаров, состав осадков становится более морским.

Глинистые толщи (экраны) по термической зрелости и общему содержанию органического вещества (ОВ), в частности битуминозной составляющей, являются нефтегазо-производящими. Толщи, разделяющие глинистые экраны, особенно нижнеюрские, обладают хорошими коллекторскими свойствами, так как они образовались за счет денудации расположенных вблизи выступов доюрского фундамента. Широкое развитие в пределах последних гранитных массивов и кислых магматических комплексов благоприятно отразилось на формировании песчаных коллекторов. Хорошие коллектора имеются в шараповском и надояхском горизонтах, а на севере и в зимнем. Разделяющие их левинская, китербютская и лайдинская глинистые толщи являются нефтематеринскими, особенно китербютская (тогурская). В последней содержится до 20% сапропелевого и гумусового органического вещества.

В целом резервуары нижне-среднеюрских отложений характеризуются средней пористостью до 20-30%, проницаемостью по отдельным пластам на месторождениях до 1-1.5 Дарси. Экранирующие горизонты имеют мощность до 50-60 м. Содержание сапропелевого и гумусового вещества в них достигает 5 –10%.

Развитие на площадях более 1,5 млн.км² морских, прибрежно-морских отложений, богатых органическим веществом и достаточным катагенезом органического вещества, определяют высокий углеводородный потенциал нижне-среднеюрских отложений Западно-Сибирского бассейна.

Отложения нижней-средней юры содержат 21% извлекаемых ресурсов нефти, 17% свободного газа и 35% конденсата Западно-Сибирской провинции.

Клиноформный комплекс неокома формировался в собственно плитную стадию развития Западно-Сибирского бассейна. На этой стадии происходило дальнейшее унаследованное общее прогибание земной коры и формирование осадочного бассейна с существенно морским режимом осадконакопления. На крупных, главным образом межрифтовых, сводовых поднятиях в этот период в верхней юре и мелу были сформированы основные нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирской провинций, приуроченные к ловушкам антиклинального типа.

В меловых отложениях сосредоточены главные запасы нефти и газа. Из верхней части неокомского комплекса уже добыто 6 млрд, тонн нефти, или 90% общей добытой нефти, из аптсеноманского – более 6 трл. м³ газа. Фонд благоприятных антиклинальных ловушек в отложениях верхней юры и мела в значительной мере уже исчерпан. Все большее значение приобретают неантиклинальные ловушки. Именно в клиноформных отложениях, в частности песчаниках ачимовской пачки, сделаны в последние годы главные открытия.

Нижняя часть неокомского комплекса имеет сложное клиноформное строение и представлена геологическими телами в виде плоских линз, последовательно налегающих друг на друга, с наклоном на запад к центру бассейна на востоке плиты и наклоном на восток к центру бассейна на западе. Они образовались за счет периодического сноса больших песчано-алеврито-глинистых масс с Сибирской платформы и юго-восточного горного обрамления и Урала. Образуя латеральный ряд геологических тел бокового заполнения, они пульсационно заполняли «голодный» бассейн Баженовского моря, имевшего некомпенсированный режим седиментации. Баженовская высокобитуминозная свита подстилает неокомский комплекс. Непосредственно прилегающие к ее кровле песчаники и крупнозернистые алевролиты клиноформ неокома, в частности ачимовской пачки, были теми коллекторами, которые первыми насыщались углеводородными флюидами, эмигрировавшими из баженовской нефтематеринской толщи. Высокая нефтегазоносность клиноформного комплекса подтверждается открытием крупнейших месторождений.

Геологические ресурсы нефти и газа в этой же зоне оцениваются в несколько миллиардов тонн нефти и до десяти триллионов м³ газа и газоконденсата. По Колтогорско-Уренгойскому желобу эта зона через земли Ханты-Мансийского национального округа продолжается далеко на юг. В клиноформных пластах неокома Томской области также открыты месторождения нефти и конденсата (Гураринское, Мыльджинское).

Несмотря на уже доказанные реальные перспективы обнаружения крупнейших месторождений, ачимовская пачка, как и весь клиноформный комплекс, который полосами шириной 25-30 км простирается меридионально на сотни километров и распространен на площади более 1.5 млн км², изучена слабо. Многие главные параметры этих отложений (границы клиноформ, их общее количество, закономерности размещения в них продуктивных песчаных пластов и глинистых экранов) невыяснены. Бурением, в том числе ГНБ, предполагается уточнить их структуру. Продуктивные горизонты приурочены к отложениям юры, неокома и сеномана (мел). B cpеднем течении pеки Oбь выявлены залежи сухого газа (сеноман), газоконденсатные, газонефтяные и нефтяные залежи (неоком и юра). B Tомской и Hовосибирской обл. установлены залежи нефти в палеозойских отложениях. Продуктивные горизонты на глубине от 0,7 до 4 км. Залежи пластовые, сводовые, литологически ограниченные и массивные. Pабочие дебиты нефтяных и газовых скважин высокие. Hефти в основном cpедней плотности, малосернистые, малосмолистые c невысоким содержанием парафинов. Cвободные газы верхнемеловых отложений (сеномана) метановые сухие c низким содержанием азота и углекислого газа. Cодержание конденсата до 1 см³/ м³. Kонденсат тяжёлый, нефтенового типа. Cодержание конденсата в залежах газа неокома в cp. 150 см³/ м³, достигает 800 см³/ м³. Kонденсат лёгкий, парафинового типа.

Месторождения.

В настоящее время в отложениях нижней-средней юры открыто 150 месторождений. Из них; в малышевском резервуаре более 100 залежей, в том числе крупные – Федоровское и Тайлаковское, в вымском – 7 нефтяных и газоконденсатных залежей, в надояхском -10 залежей, в том числе Талинское месторождение с запасами более 800 млн.тонн, в шараповском 8 залежей, в том числе газоконденсатное – Новопортовское, в зимнем (Обь-Тазовская фациальная область) на глубине 3950м открыта залежь Западно-Новогодняя с дебитом 20 м в сутки.

Согласно составленным картам перспектив нефтегазоносности нижней и средней юры Западной Сибири, земли с высокими перспективами охватывают южные зоны Ямало-Гыданской области и север Обь-Тазовской. Большие площади отнесены к перспективным. Оценки ресурсов углеводородов по отдельным районам Томской области и Ямало-Ненецкому округу, показали, что плотность геологических запасов в нижне-среднеюрских отложениях достигает 200 тыс. т/км².

Нефтегазоносные комплексы нижне-среднеюрских отложений представляются весьма перспективными для поиска и открытия высокодебитных крупных месторождений нефти и газа, главным образом, в ловушках неантиклинального типа.

На восточном склоне Большого Уренгоя, в пределах Уренгойского надрифтового желоба открыта Восточно-Уренгойская зона высокопродуктивных песчаников ачимовской пачки. Прослежена она более чем на 125 км, при ширине до 25 км. Характерно, что залежи нефти и газоконденсата не связаны с антиклинальными структурами, которых здесь выявлено около 10.

В ачимовских песчаниках в Среднем Приобье открыто Приобское месторождение с запасами, исчисляемыми миллиардами тонн нефти.

Источник

Перспективы лицензирования в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне

» data-medium-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/06/zapadnaya-sibir-300×200.jpg» data-large-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/06/zapadnaya-sibir.jpg» data-lazy-srcset=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/06/zapadnaya-sibir.jpg 1000w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/06/zapadnaya-sibir-300×200.jpg 300w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/06/zapadnaya-sibir-768×511.jpg 768w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/06/zapadnaya-sibir-600×400.jpg 600w» data-lazy-sizes=»(max-width: 1000px) 100vw, 1000px» data-lazy-src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/06/zapadnaya-sibir.jpg?is-pending-load=1″ srcset=»data:image/gif;base64,R0lGODlhAQABAIAAAAAAAP///yH5BAEAAAAALAAAAAABAAEAAAIBRAA7″/> Месторождение в Западной Сибири. Изображение взято из открытых источников в интернете.

Анализ региональной нефтегазоносности Западно-Сибирского бассейна. Предпосылки выявления и поиск новых месторождений нефти, газа, конденсата. Перспективы лицензирования. Западная Сибирь, Анализ геолого-разведочных работ (ГРР) и геолого-геофизической изученности (ГГИ) Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП). Енисей-Хатангская впадина (региональный прогиб), перспективы нефтегазоносности. Енисей-Хатангская НГО, Анабаро-Хатангская НГО. Схема нефтегазоносности, нефтегеологическое районирование. Региональные сейсморазведочные работы на Таймыре. Известные месторождения на территории Анабаро-Хатангской НГО. Большая мощность осадочного чехла, контрастная структура, многочисленные признаки нефтегазоносности. Вероятностная оценка ресурсов углеводородов (УВ), определены контуры залегания залежей, оптимальная программа ГРР. Подготовка программы лицензирования.

Западно-Сибирский бассейн, региональная нефтегазоносность

Анализируем региональную нефтегазоносность Западно-Сибирского бассейна и закономерности расположения месторождений углеводородного сырья, с целью определения перспективных направлений лицензирования. Известно, что ареалы распространения месторождений определяются, прежде всего, геологическими факторами, такими как: наличие пластов-коллекторов, покрышек, ловушек различных типов, а так же углеводородных систем, обеспечивающих генерацию, миграцию, аккумуляцию углеводородов и сохранность образовавшихся залежей. Очевидно, что границы распространения совокупности названных факторов и являются границей зоны, за пределами которой формирование месторождений нефти и газа невозможно. С учетом этой парадигмы рассмотрим карту Западно-Сибирской НГП (рис. 1). Синей линией здесь показана граница осадочного бассейна, в пределах которой присутствуют названные выше геологические факторы, определяющие возможность существования месторождений УВ, здесь же нанесены выявленные месторождения УВ и административные границы соседних с Тюменской областью краев и областей.

» data-medium-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Zapadno-sibirskaya-provinciya-1-212×300.jpg» data-large-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Zapadno-sibirskaya-provinciya-1-724×1024.jpg» loading=»lazy» width=»1200″ height=»1698″ src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Zapadno-sibirskaya-provinciya-1.jpg» data-lazy-srcset=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Zapadno-sibirskaya-provinciya-1.jpg 1200w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Zapadno-sibirskaya-provinciya-1-212×300.jpg 212w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Zapadno-sibirskaya-provinciya-1-724×1024.jpg 724w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Zapadno-sibirskaya-provinciya-1-768×1087.jpg 768w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Zapadno-sibirskaya-provinciya-1-1086×1536.jpg 1086w» data-lazy-sizes=»(max-width: 1200px) 100vw, 1200px» data-lazy-src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Zapadno-sibirskaya-provinciya-1.jpg?is-pending-load=1″ srcset=»data:image/gif;base64,R0lGODlhAQABAIAAAAAAAP///yH5BAEAAAAALAAAAAABAAEAAAIBRAA7″ > Рис. 1. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция.

Как видно на карте, в центральной части бассейна, геология которого достаточно хорошо изучена, сосредоточено большинство выявленных месторождений. Очевидно, что наибольший интерес с точки зрения перспектив открытия новых месторождений представляют менее изученные восточные земли Тюменской области и прилегающие территории Красноярского края, а так же прилегающие к Уралу территории, включая северо-восточные земли Свердловской области. Эти территории представляют собой окраинные части Западно-Сибирского осадочного бассейна и характеризуются существенно меньшей геолого-геофизической изученностью и меньшими плотностями прогнозных ресурсов, тем не менее, здесь велика вероятность открытия мелких и средних по величине запасов УВ месторождений. Нельзя исключать и выявление более крупных скоплений, если они контролируются серией близко расположенных литологических ловушек, как это имеет место в Шаимском нефтегазоносном районе, который находится в западной части Тюменской области и распространяется в западном направлении на территорию Свердловской области. Нефтяные месторождения здесь выявлены вплоть до самой административной границы, которая, понятно, не может являться границей распространения ареала месторождений (рис.2).

Предпосылки выявления новых месторождений

Рассмотрим какие имеются геологические предпосылки выявления новых месторождений в рассматриваемом районе к западу от административной границы между Свердловской и Тюменской областями. Первой и основной предпосылкой является тот факт, что все выявленные здесь месторождения контролируются единой Шаимской структурно-тектонической зоной. Она, в свою очередь, является частью регионального Шаимско-Красноленинского района нефтегазонакопления, который характеризуется сходными условиями формирования и распространения нефтегазоносного комплекса осадков юрского комплекса. В тектоническом плане залежи нефти Шаимской зоны контролируются литологическими ловушками, приуроченными к склонам выступов фундамента (рис.2).

» data-medium-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Strukturnaya-karta-SHaimskogo-rayona-2-242×300.jpg» data-large-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Strukturnaya-karta-SHaimskogo-rayona-2-827×1024.jpg» loading=»lazy» width=»1200″ height=»1485″ src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Strukturnaya-karta-SHaimskogo-rayona-2.jpg» data-lazy-srcset=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Strukturnaya-karta-SHaimskogo-rayona-2.jpg 1200w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Strukturnaya-karta-SHaimskogo-rayona-2-242×300.jpg 242w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Strukturnaya-karta-SHaimskogo-rayona-2-827×1024.jpg 827w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Strukturnaya-karta-SHaimskogo-rayona-2-768×950.jpg 768w» data-lazy-sizes=»(max-width: 1200px) 100vw, 1200px» data-lazy-src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Strukturnaya-karta-SHaimskogo-rayona-2.jpg?is-pending-load=1″ srcset=»data:image/gif;base64,R0lGODlhAQABAIAAAAAAAP///yH5BAEAAAAALAAAAAABAAEAAAIBRAA7″ > Рис. 2. Структурная карта Шаимского нефтеносного района. На рисунке: 1) площади выявленных и предполагаемых нефтяных месторождений; 2) участки отсутствия продуктивного пласта на выступах фундамента; 3) скважины; 4) административная граница.

Геологоразведочные работы на северо-востоке Свердловской области были начаты в 30-х годах прошлого века, в 60-х годах они возобновлялись, но продолжались недолго, до открытия крупных месторождений в Широтном Приобье. На этих крупных месторождениях и были сосредоточены интересы геологов.

В начале 2000-х годов на северо-востоке Свердловской области получила Чернореченский лицензионный участок Тюменская нефтяная компания. Территория участка непосредственно примыкала к административной границе, здесь были выполнены несколько рекогносцировочных сейсмических профилей и гравиметрическая съемка. На том геологоразведочные работы прекратились, компания сосредоточила усилия на более крупных объектах. Тем не менее, комплексная интерпретация выполненных работ показала, что на территории участка имеются зоны развития нефтеперспективных пород вогулкинской толщи. На сейсмических временных разрезах песчаные породы толщи отчетливо прослеживаются в грабенообразно погруженных участках, где они приклиниваются к выступам фундамента.

Пробуренные в 60-х годах в рассматриваемом районе единичные поисковые скважины дали отрицательные результаты, однако, анализ показал, что они находятся в неблагоприятных геологических условиях, а выполненные в них испытания недостаточно достоверны. Выделяемая по сейсмическим и гравиметрическим данным перспективная ловушка характеризуется повышенными толщинами песчаников, что, как правило, сопровождается и повышенными емкостно-фильтрационными свойствами коллекторов.

Имеющиеся геолого-геофизические данные свидетельствуют о том, что рассматриваемый район является юго-западной оконечностью региональной Шаимско-Красноленинской зоны нефтегазонакопления и весьма перспективен для лицензирования с целью выявления и освоения залежей УВ.

Западная Сибирь, Енисей-Хатангская впадина

В предыдущей части статьи мы говорили о том, что центральные районы Западно- Сибирского бассейна достаточно хорошо изучены и большая часть нефтегазоперспективных земель здесь лицензирована. В связи с этим повышенный интерес с точки зрения приобретения новых лицензионных участков представляют окраинные части бассейна, где присутствуют все необходимые геологические факторы, определяющие возможность формирования и сохранения месторождений. Наиболее перспективна в этом отношении, на наш взгляд, территория Енисей-Хатангского регионального прогиба, который является, как видно на тектонической схеме (рис. 3), «ответвлением» Западно-Сибирского бассейна и имеет идентичный геологический разрез и глубины залегания нефтегазоносных комплексов.

» data-medium-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Tektonicheskaya-skhema-Enisey_KHatangskogo-regionalnogo-progiba-3-300×259.jpg» data-large-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Tektonicheskaya-skhema-Enisey_KHatangskogo-regionalnogo-progiba-3-1024×882.jpg» loading=»lazy» width=»1200″ height=»1034″ src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Tektonicheskaya-skhema-Enisey_KHatangskogo-regionalnogo-progiba-3.jpg» data-lazy-srcset=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Tektonicheskaya-skhema-Enisey_KHatangskogo-regionalnogo-progiba-3.jpg 1200w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Tektonicheskaya-skhema-Enisey_KHatangskogo-regionalnogo-progiba-3-300×259.jpg 300w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Tektonicheskaya-skhema-Enisey_KHatangskogo-regionalnogo-progiba-3-1024×882.jpg 1024w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Tektonicheskaya-skhema-Enisey_KHatangskogo-regionalnogo-progiba-3-768×662.jpg 768w» data-lazy-sizes=»(max-width: 1200px) 100vw, 1200px» data-lazy-src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Tektonicheskaya-skhema-Enisey_KHatangskogo-regionalnogo-progiba-3.jpg?is-pending-load=1″ srcset=»data:image/gif;base64,R0lGODlhAQABAIAAAAAAAP///yH5BAEAAAAALAAAAAABAAEAAAIBRAA7″ > Рис. 3. Тектоническая схема Енисей-Хатангского регионального прогиба.

В ее пределах выделяется две основные нефтегазоносные области: Енисей-Хатангская в западной и Анабаро-Хатангская в восточной части прогиба (рис. 4).

» data-medium-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Shema-rayonirovaniya-Enisey-KHatangskogo-regionalnogo-progiba-4-300×212.jpg» data-large-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Shema-rayonirovaniya-Enisey-KHatangskogo-regionalnogo-progiba-4-1024×723.jpg» loading=»lazy» width=»1200″ height=»847″ src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Shema-rayonirovaniya-Enisey-KHatangskogo-regionalnogo-progiba-4.jpg» data-lazy-srcset=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Shema-rayonirovaniya-Enisey-KHatangskogo-regionalnogo-progiba-4.jpg 1200w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Shema-rayonirovaniya-Enisey-KHatangskogo-regionalnogo-progiba-4-300×212.jpg 300w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Shema-rayonirovaniya-Enisey-KHatangskogo-regionalnogo-progiba-4-1024×723.jpg 1024w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Shema-rayonirovaniya-Enisey-KHatangskogo-regionalnogo-progiba-4-768×542.jpg 768w» data-lazy-sizes=»(max-width: 1200px) 100vw, 1200px» data-lazy-src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Shema-rayonirovaniya-Enisey-KHatangskogo-regionalnogo-progiba-4.jpg?is-pending-load=1″ srcset=»data:image/gif;base64,R0lGODlhAQABAIAAAAAAAP///yH5BAEAAAAALAAAAAABAAEAAAIBRAA7″ > Рис. 4. Схема нефтегеологического районирования Енисей-Хатангского регионального прогиба.

Западная Сибирь, состояние геолого-геофизической изученности Енисей-Хатангского прогиба

Геофизические исследования

Изучение территории Анабаро-Хатангской седловины геофизическими методами начато в 1930 году партиями Горно-геологического управления Главсевморпути. С середины пятидесятых годов XX века геофизические исследования региона приобретают планомерный характер. В течение шестидесятых-семидесятых годов вся территория покрыта аэромагнитными съемками.

Площадные гравиметрические съемки проводятся с начала шестидесятых годов прошлого столетия. В 1977-1978 годах, на территории, прилегающей с востока и запада к Хатангскому заливу проводится гравиметрическая и аэромагнитная съемка масштабов 1:200 000 и 1:50 000. В 1991 году проведена детальная аэрогеофизическая съёмка на правобережье Анабарской губы, в 1995 году – аэромагнитная съёмка в Лено-Анабарском прогибе.

Планомерное изучение региона сейсморазведкой МОВ начато в 1962 г. За шестидесятые-семидесятые годы на территории Таймырского АО и в сопредельных районах отработано около 42 тыс. пог. км сейсмопрофилирования МОВ. Выделены структуры I и II порядков, обнаружены практически все крупные антиклинальные структуры III порядка площадью от 100 км2 и выше. В пределах Анабаро-Хатангской седловины начато изучение структурного плана палеозойских отложений.

Планомерные сейсморазведочные работы в Енисей-Хатангском районе были начаты в 1972 году, когда были закартированы основные крупные структурные элементы впадины. На втором этапе работ, в 1981-1989 гг., было отработано порядка 5500 пог. км сейсморазведки МОВ ОГТ, тем не менее, можно констатировать, что рассматриваемая территория изучена слабо, а обширные ее районы вовсе не изучены сейсморазведкой в современных модификациях.

В настоящее время на Таймыре начат новый этап региональных сейсморазведочных работ МОГТ, ориентированных на подготовку к лицензированию высокоперспективных на УВ, но слабо изученных земель. Этап региональных геофизических исследований продолжен работами ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» на Анабаро-Хатангской седловине, всего отработано 1200 км профилей комплексом геофизических методов, включавшим сейсморазведку МОГТ и электроразведку МТЗ.

Геологоразведочные работы (ГРР)

Геофизические работы сопровождались колонковым и глубоким бурением. Всего пробурено 40 глубоких скважин общим метражом более 66000 м. В результате проведенного бурения изучен вещественный состав и стратиграфия отложений верхнего палеозоя, мезозоя и кайнозоя, выявлены крупные валообразные поднятия и 22 мелкие локальные структуры, установлено наличие соляных куполов.

Основным итогом геологоразведочных работ явилось выявление четырех нефтяных месторождений: Нордвикского, Южно-Тягинского, Ильинского и Кожевниковского. Содержащиеся в этих месторождениях залежи имеют небольшие размеры и малые дебиты.

В 1954 году нефтепоисковые работы были прекращены и возобновились только в 1974 году, когда силами Нижнеенисейской геологоразведочной экспедиции в регионе продолжено глубокое поисковое бурение. Работы концентрировались на локальных поднятиях, выявленных и подготовленных к бурению сейсморазведочными работами, проведенными Таймырской геофизической экспедицией ПГО «Енисейгеофизика». Первые шесть скважин пробурены на Балахнинской площади в восточной части Енисей-Хатангского прогиба. В результате поискового бурения открыта промышленная залежь газа в отложениях вымской свиты средней юры.

Пик исследований пришелся на 1980-е — начало 90-х гг. В этот период Таймырская геофизическая экспедиция регулярно (в каждый полевой сезон) отрабатывала здесь значительные объёмы профилей МОГТ силами 2-3 сейсмопартий, а специально созданная Хатангская нефтеразведочная экспедиция бурила одну-две глубокие скважины в год. Работы были сосредоточены в восточной части Енисей-Хатангского прогиба и на Анабаро-Хатангской седловине с целью поисков залежей нефти и газа в юрско-меловых отложениях, в первом случае и в верхнепалеозойских – во втором.

На территории Енисей-Хатангской НГО глубокое бурение началось в 1978 г. В конце 70-х-80-х годах пробурен ряд параметрических и поисковых скважин. Скважины вскрыли разрез меловых, юрских и, частично, пермо-триасовых отложений.

На территории Анабаро-Хатангской НГО новый этап нефтепоисковых работ начат в 1979 году. Бурение проводилось на правом берегу Хатангского залива. В течение 1979-1986 годов Хатангской нефтеразведочной экспедицией пробурены три параметрические и десять поисковых скважин. Общий объём глубокого бурения составил 37500 м. Глубина скважин не превышает 3,5 км. Проведенными геохимическими исследованиями керна установлены достаточно высокие нефтегенерирующие свойства органического вещества пермо-триасовых отложений, но залежи углеводородов не обнаружены.

К началу 1990-х гг. все геологоразведочные работы из-за наступившего кризиса в отрасли были полностью прекращены.

Таким образом, проведенные к настоящему времени в пределах восточной части Енисей-Хатангской впадины геологоразведочные работы не привели к обнаружению промышленных скоплений УВ. Однако, были получены ценные фактические данные о глубинном строении территории, а также прямые доказательства продуктивности проницаемых горизонтов средней юры (вымская свита) и нижней перми (нижнекожевниковская свита) в восточных частях Енисей–Хатангской и Анабаро-Хатангской НГО, соответственно.

Отсутствие промышленных открытий объясняется отчасти тем, что основные объёмы бурения последнего этапа были сосредоточены в наиболее благоприятной с организационной точки зрения, но сложной в сейсмогеологическом отношении правобережной части Хатангского района, на малоамплитудных поднятиях, выделенных на пределе точности сейсмического метода.

В целом можно констатировать, что изученность сейсморазведкой и глубоким бурением Енисей-Хатангской и Лено-Анабарской НГО является чрезвычайно низкой, однако выявленные здесь геологические и геохимические предпосылки свидетельствуют о реальной возможности открытия здесь крупных промышленных скоплений УВ. В последующих разделах нашей публикации рассмотрим доказанную и ожидаемую нефтегазоносность геологического разреза и перспективные направления лицензирования рассматриваемой территории.

Западная Сибирь, Енисей-Хатангская нефтегазоносная область

Продолжаем оценку территории Западно-Сибирского осадочного бассейна с точки зрения перспектив лицензирования. Наибольший интерес в этом отношении, на наш взгляд, представляет Енисей-Хатангская региональная впадина, территория которой находится в начальной стадии освоения. Как отмечалось в предыдущей публикации, в пределах впадины и к востоку от нее выделяются две крупные нефтегазоносные области – Енисей-Хатангская и Анабаро-Хатангская (рис.5,6).

» data-medium-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Shema-neftegazonosnosti-arkticheskih-rayonov-Zapadno-Sibirskoy-neftegazonosnoy-provicsii-NGP-10-300×212.jpg» data-large-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Shema-neftegazonosnosti-arkticheskih-rayonov-Zapadno-Sibirskoy-neftegazonosnoy-provicsii-NGP-10-1024×723.jpg» loading=»lazy» width=»1200″ height=»847″ src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Shema-neftegazonosnosti-arkticheskih-rayonov-Zapadno-Sibirskoy-neftegazonosnoy-provicsii-NGP-10.jpg» data-lazy-srcset=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Shema-neftegazonosnosti-arkticheskih-rayonov-Zapadno-Sibirskoy-neftegazonosnoy-provicsii-NGP-10.jpg 1200w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Shema-neftegazonosnosti-arkticheskih-rayonov-Zapadno-Sibirskoy-neftegazonosnoy-provicsii-NGP-10-300×212.jpg 300w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Shema-neftegazonosnosti-arkticheskih-rayonov-Zapadno-Sibirskoy-neftegazonosnoy-provicsii-NGP-10-1024×723.jpg 1024w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Shema-neftegazonosnosti-arkticheskih-rayonov-Zapadno-Sibirskoy-neftegazonosnoy-provicsii-NGP-10-768×542.jpg 768w» data-lazy-sizes=»(max-width: 1200px) 100vw, 1200px» data-lazy-src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Shema-neftegazonosnosti-arkticheskih-rayonov-Zapadno-Sibirskoy-neftegazonosnoy-provicsii-NGP-10.jpg?is-pending-load=1″ srcset=»data:image/gif;base64,R0lGODlhAQABAIAAAAAAAP///yH5BAEAAAAALAAAAAABAAEAAAIBRAA7″ > Рис.5. Схема нефтегазоносности арктических районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП). Условные обозначения: 1) административные границы, 2) границы нефтегазоносных областей, 3) газонефтяные и нефтегазовые месторождения, 4) газовые месторождения, 5) газоконденсатные месторождения, 6) нефтегазоконденсатные месторождения, 7) нефтяные месторождения.

» data-medium-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Territoriya-Anabaro-Hatagskoy-NGO-11-300×172.jpg» data-large-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Territoriya-Anabaro-Hatagskoy-NGO-11-1024×585.jpg» loading=»lazy» width=»1200″ height=»686″ src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Territoriya-Anabaro-Hatagskoy-NGO-11.jpg» data-lazy-srcset=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Territoriya-Anabaro-Hatagskoy-NGO-11.jpg 1200w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Territoriya-Anabaro-Hatagskoy-NGO-11-300×172.jpg 300w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Territoriya-Anabaro-Hatagskoy-NGO-11-1024×585.jpg 1024w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Territoriya-Anabaro-Hatagskoy-NGO-11-768×439.jpg 768w» data-lazy-sizes=»(max-width: 1200px) 100vw, 1200px» data-lazy-src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Territoriya-Anabaro-Hatagskoy-NGO-11.jpg?is-pending-load=1″ srcset=»data:image/gif;base64,R0lGODlhAQABAIAAAAAAAP///yH5BAEAAAAALAAAAAABAAEAAAIBRAA7″ > Рис.6. Территория Енисей-Хатанкской и Анабаро-Хатангской НГО.

Они отличаются как особенностями нефтегазоносности, так и по степени геолого-геофизической изученности, в связи с этим рассмотрим каждую из них в отдельности.

Енисей-Хатангский нефтегазоносный осадочный бассейн (рис.7) охватывает крайнюю северо-западную часть Сибирской платформы. Как видно на региональном сейсмическом разрезе, он имеет геологический разрез, идентичный Западно-Сибирскому бассейну (рис.8) и относится к перспективным на нефть и газ территориям.

» data-medium-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/Enisey-Hatangskiy-osadochnuy-basseyn-pic7-300×215.png» data-large-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/Enisey-Hatangskiy-osadochnuy-basseyn-pic7.png» loading=»lazy» width=»958″ height=»688″ src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/Enisey-Hatangskiy-osadochnuy-basseyn-pic7.png» data-lazy-srcset=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/Enisey-Hatangskiy-osadochnuy-basseyn-pic7.png 958w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/Enisey-Hatangskiy-osadochnuy-basseyn-pic7-300×215.png 300w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/Enisey-Hatangskiy-osadochnuy-basseyn-pic7-768×552.png 768w» data-lazy-sizes=»(max-width: 958px) 100vw, 958px» data-lazy-src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/Enisey-Hatangskiy-osadochnuy-basseyn-pic7.png?is-pending-load=1″ srcset=»data:image/gif;base64,R0lGODlhAQABAIAAAAAAAP///yH5BAEAAAAALAAAAAABAAEAAAIBRAA7″ > Рис.7. Енисей-Хатангский осадочный бассейн (из открытых источников).

В нефтегазоносном отношении Енисей-Хатангский бассейн соответствует одноименной нефтегазоносной области, восточная граница которой проходит по западному склону Анабаро-Хатангской седловины, западная — условно проводится по западным склонам Таймырского выступа и Танамо-Малохетского мегавала.

В Енисей-Хатангской НГО открыто 16 месторождений УВ, из которых 15 находятся в западной части области, наиболее крупными из них являются газоконденсатные месторождения Мессояхское, Пеляткинское и Дерябинское.

В восточной части Енисей-Хатангской НГО по юрскому и меловому комплексам выделяются Балахнинский НГР с единственным газовым месторождением Балахнинским с залежами в песчаниках вымской свиты средней юры (рис.5), а также Жданихинский возможно нефтегазоносный район.

Балахнинское месторождение приурочено к одноименному мегавалу, в пределах которого, кроме Балахнинского свода, выделяются еще четыре локальных складки, являющихся, на наш взгляд, наиболее перспективными в этом районе на выявление новых газовых месторождений.

» data-medium-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Regionalnyy-seysmicheskiy-razrez-5-300×187.jpg» data-large-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Regionalnyy-seysmicheskiy-razrez-5-1024×637.jpg» loading=»lazy» width=»1200″ height=»746″ src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Regionalnyy-seysmicheskiy-razrez-5.jpg» data-lazy-srcset=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Regionalnyy-seysmicheskiy-razrez-5.jpg 1200w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Regionalnyy-seysmicheskiy-razrez-5-300×187.jpg 300w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Regionalnyy-seysmicheskiy-razrez-5-1024×637.jpg 1024w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Regionalnyy-seysmicheskiy-razrez-5-768×477.jpg 768w» data-lazy-sizes=»(max-width: 1200px) 100vw, 1200px» data-lazy-src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Regionalnyy-seysmicheskiy-razrez-5.jpg?is-pending-load=1″ srcset=»data:image/gif;base64,R0lGODlhAQABAIAAAAAAAP///yH5BAEAAAAALAAAAAABAAEAAAIBRAA7″ > Рис.8. Региональный сейсмический разрез.

В наиболее изученной западной части Енисей-Хатангской НГО открыты 15 месторождений нефти и газа, залежи выявлены в отложениях нижнего мела, средней и верхней юры. По характеру распределения коллекторов и флюидоупоров, а также нефтегазопроявлений, в разрезе юрско-меловых отложений Енисей-Хатангской НГО выделено 7 региональных нефтегазоносных комплексов (НГК) (рис.5): зимний, джангодский, вымский, малышевский, нижнемеловой, долганский и насоновский, продуктивность которых установлена в западной части НГО. В восточной, слабо изученной, части НГО газопроявления приурочены лишь к зимнему и вымскому комплексам.

» data-medium-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/shema-formirovaniy-uglevodorodnoy-sistemuy-pic9-300×226.png» data-large-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/shema-formirovaniy-uglevodorodnoy-sistemuy-pic9-1024×773.png» loading=»lazy» width=»1151″ height=»869″ src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/shema-formirovaniy-uglevodorodnoy-sistemuy-pic9.png» data-lazy-srcset=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/shema-formirovaniy-uglevodorodnoy-sistemuy-pic9.png 1151w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/shema-formirovaniy-uglevodorodnoy-sistemuy-pic9-300×226.png 300w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/shema-formirovaniy-uglevodorodnoy-sistemuy-pic9-1024×773.png 1024w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/shema-formirovaniy-uglevodorodnoy-sistemuy-pic9-768×580.png 768w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/shema-formirovaniy-uglevodorodnoy-sistemuy-pic9-200×150.png 200w» data-lazy-sizes=»(max-width: 1151px) 100vw, 1151px» data-lazy-src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/shema-formirovaniy-uglevodorodnoy-sistemuy-pic9.png?is-pending-load=1″ srcset=»data:image/gif;base64,R0lGODlhAQABAIAAAAAAAP///yH5BAEAAAAALAAAAAABAAEAAAIBRAA7″ > Рис.9. Схема формирования углеводородной системы Енисей-Хатангского осадочного бассейна (из открытых источников).

Выполненная в ФГУП «СНИИГГиМС» оценка объема суммарных начальных геологических ресурсов в Енисей-Хатангской НГО составляет 19,2 млрд т условных углеводородов (УВ), в том числе извлекаемые ресурсы составляют: нефти 1,6 млрд т, газа свободного 11,3 трлн м3.

Несмотря на столь высокую оценку углеводородного потенциала рассматриваемой НГО, лицензирована лишь небольшая часть ее территории, что, очевидно, связано с ее отдаленностью и суровыми климатическими условиями. Как видно на составленной нами карте (рис.10), лицензионные участки в основном располагаются на западных землях, примыкающих к акватории Енисейской губы. Остальная нефтегазоперспективная территория пока относится к нераспределенному фонду недр.

Перспективы нефтегазоносности Енисей-Хатангской НГО

Проведенный нами анализ имеющейся геолого-геофизической информации показал, что на территории Енисей-Хатангской НГО с большой степенью вероятности будут выявлены столь же многочисленные и крупные по запасам месторождения как и во всех сопредельных областях арктического сектора Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (рис.5). Наши специалисты, обладая необходимыми знаниями и базой необходимых данных, могут выбрать наиболее перспективные участки для лицензирования, при этом сделаем вероятностную оценку их ресурсной базы, рассчитаем геологические риски, рекомендуем оптимальную программу геологоразведочных работ.

» data-medium-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/kerta-licenzirovaniya-pic-10-212×300.jpg» data-large-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/kerta-licenzirovaniya-pic-10-724×1024.jpg» loading=»lazy» width=»1430″ height=»2023″ src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/kerta-licenzirovaniya-pic-10.jpg» data-lazy-srcset=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/kerta-licenzirovaniya-pic-10.jpg 1430w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/kerta-licenzirovaniya-pic-10-212×300.jpg 212w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/kerta-licenzirovaniya-pic-10-724×1024.jpg 724w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/kerta-licenzirovaniya-pic-10-768×1086.jpg 768w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/kerta-licenzirovaniya-pic-10-1086×1536.jpg 1086w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/kerta-licenzirovaniya-pic-10-1200×1698.jpg 1200w» data-lazy-sizes=»(max-width: 1430px) 100vw, 1430px» data-lazy-src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/07/kerta-licenzirovaniya-pic-10.jpg?is-pending-load=1″ srcset=»data:image/gif;base64,R0lGODlhAQABAIAAAAAAAP///yH5BAEAAAAALAAAAAABAAEAAAIBRAA7″ > Рис. 10. Карта лицензирования восточной части Енисей-Хатангской НГО.

Анабаро-Хатангская нефтегазоносная область

Территория Анабаро-Хатангской НГО включает в себя как сушу, так и акваторию Хатангского залива. Как отмечалось ранее, она изучена полевыми геофизическими методами слабо, а обширные участки вообще не изучены сейсморазведкой в современных модификациях (рис. 11).

» data-medium-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Seysmicheskaya-i-burovaya-izuchennost-Anabaro-Hatangskoy-NGO-12-300×212.jpg» data-large-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Seysmicheskaya-i-burovaya-izuchennost-Anabaro-Hatangskoy-NGO-12-1024×723.jpg» loading=»lazy» width=»1200″ height=»847″ src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Seysmicheskaya-i-burovaya-izuchennost-Anabaro-Hatangskoy-NGO-12.jpg» data-lazy-srcset=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Seysmicheskaya-i-burovaya-izuchennost-Anabaro-Hatangskoy-NGO-12.jpg 1200w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Seysmicheskaya-i-burovaya-izuchennost-Anabaro-Hatangskoy-NGO-12-300×212.jpg 300w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Seysmicheskaya-i-burovaya-izuchennost-Anabaro-Hatangskoy-NGO-12-1024×723.jpg 1024w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Seysmicheskaya-i-burovaya-izuchennost-Anabaro-Hatangskoy-NGO-12-768×542.jpg 768w» data-lazy-sizes=»(max-width: 1200px) 100vw, 1200px» data-lazy-src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Seysmicheskaya-i-burovaya-izuchennost-Anabaro-Hatangskoy-NGO-12.jpg?is-pending-load=1″ srcset=»data:image/gif;base64,R0lGODlhAQABAIAAAAAAAP///yH5BAEAAAAALAAAAAABAAEAAAIBRAA7″ > Рис. 11. Сейсмическая изученность Анабаро-Хатангской НГО.

Что касается прилегающего шельфа моря Лаптевых и акватории Хатангского залива, то сейсморазведочные работы МОВ ОГТ здесь начались в середине восьмидесятых годов прошлого столетия. Первые площадные сейсмические исследования выполнены ПГО «Севморгеология» в 1985-1986 годах на акватории Хатангского залива. В 2005 году ОАО морские комплексные исследования юго-западной части моря Лаптевых были возобновлен: отработано 3000 пог. км сейсмических профилей МОВ ОГТ в комплексе с гравиметрией и гидромагнитометрией. В 2006-2007 годах сеть профилей продолжена на запад: отработаны 2250 пог. км профилей МОВ ОГТ в комплексе с гравиразведкой и магниторазведкой.

Западная Сибирь, Таймыр, региональные сейсморазведочные работы

В настоящее время на Таймыре начат новый этап региональных сейсморазведочных работ, ориентированных на подготовку к лицензированию высокоперспективных на УВ, но слабо изученных земель. Этап региональных геофизических исследований продолжен работами «Южморгеологии» на территории Анабаро-Хатангской седловины с целью подготовки участков лицензирования: отработано 1200 км профилей комплексом геофизических методов, включавшим сейсморазведку и электроразведку.

Поисково-оценочный этап Анабаро-Хатангского междуречья

Поисково-оценочный этап буровых нефтепоисковых работ на территории Анабаро-Хатангского междуречья начат в 1979 году. Бурение проводилось на правом берегу Хатангского залива с целью поисков залежей нефти в верхнепалеозойских отложениях. В течение 1979-1986 годов Хатангской нефтеразведочной экспедицией пробурены три параметрических и десять поисковых скважин. Общий объём глубокого бурения составил 37500 м. Глубина скважин не превышает 3,5 км.

Скважины вскрыли разрез меловых, юрских и, частично, пермо-триасовых отложений, сводный разрез геологического разреза рассматриваемой территории показан на рис. 12.

» data-medium-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Svodnyy-litologo-stratigraficheskiy-razrez-Anabaro-Hatangskoy-sedloviny-po-materialam-bureniya-13-206×300.jpg» data-large-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Svodnyy-litologo-stratigraficheskiy-razrez-Anabaro-Hatangskoy-sedloviny-po-materialam-bureniya-13-703×1024.jpg» loading=»lazy» width=»1030″ height=»1500″ src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Svodnyy-litologo-stratigraficheskiy-razrez-Anabaro-Hatangskoy-sedloviny-po-materialam-bureniya-13.jpg» data-lazy-srcset=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Svodnyy-litologo-stratigraficheskiy-razrez-Anabaro-Hatangskoy-sedloviny-po-materialam-bureniya-13.jpg 1030w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Svodnyy-litologo-stratigraficheskiy-razrez-Anabaro-Hatangskoy-sedloviny-po-materialam-bureniya-13-206×300.jpg 206w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Svodnyy-litologo-stratigraficheskiy-razrez-Anabaro-Hatangskoy-sedloviny-po-materialam-bureniya-13-703×1024.jpg 703w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Svodnyy-litologo-stratigraficheskiy-razrez-Anabaro-Hatangskoy-sedloviny-po-materialam-bureniya-13-768×1118.jpg 768w» data-lazy-sizes=»(max-width: 1030px) 100vw, 1030px» data-lazy-src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Svodnyy-litologo-stratigraficheskiy-razrez-Anabaro-Hatangskoy-sedloviny-po-materialam-bureniya-13.jpg?is-pending-load=1″ srcset=»data:image/gif;base64,R0lGODlhAQABAIAAAAAAAP///yH5BAEAAAAALAAAAAABAAEAAAIBRAA7″ > Рис. 12. Сводный литолого-стратиграфический разрез Анабаро-Хатангской седловины по материалам бурения (по данным Южморгеология, 2013 г.).

В результате проведенного бурения установлены многочисленные нефтегазопроявления, что свидетельствует о достаточно высоких нефтегенерирующих свойствах органического вещества пермо-триасовых отложений, обнаруженные залежи УВ не имели промышленного значения (рис. 13).

» data-medium-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Raspredelenie-zalezhey-i-proyavleniy-v-razreze-Anabaro-Hatangskoy-sedloviny-14-221×300.jpg» data-large-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Raspredelenie-zalezhey-i-proyavleniy-v-razreze-Anabaro-Hatangskoy-sedloviny-14-754×1024.jpg» loading=»lazy» width=»1200″ height=»1630″ src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Raspredelenie-zalezhey-i-proyavleniy-v-razreze-Anabaro-Hatangskoy-sedloviny-14.jpg» data-lazy-srcset=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Raspredelenie-zalezhey-i-proyavleniy-v-razreze-Anabaro-Hatangskoy-sedloviny-14.jpg 1200w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Raspredelenie-zalezhey-i-proyavleniy-v-razreze-Anabaro-Hatangskoy-sedloviny-14-221×300.jpg 221w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Raspredelenie-zalezhey-i-proyavleniy-v-razreze-Anabaro-Hatangskoy-sedloviny-14-754×1024.jpg 754w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Raspredelenie-zalezhey-i-proyavleniy-v-razreze-Anabaro-Hatangskoy-sedloviny-14-768×1043.jpg 768w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Raspredelenie-zalezhey-i-proyavleniy-v-razreze-Anabaro-Hatangskoy-sedloviny-14-1131×1536.jpg 1131w» data-lazy-sizes=»(max-width: 1200px) 100vw, 1200px» data-lazy-src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Raspredelenie-zalezhey-i-proyavleniy-v-razreze-Anabaro-Hatangskoy-sedloviny-14.jpg?is-pending-load=1″ srcset=»data:image/gif;base64,R0lGODlhAQABAIAAAAAAAP///yH5BAEAAAAALAAAAAABAAEAAAIBRAA7″ > Рис. 13. Распределение залежей и проявлений в разрезе Анабаро-Хатангской седловины.

К началу 1990-х гг. все геологоразведочные буровые работы из-за наступившего кризиса в отрасли были полностью прекращены.

Таким образом, проведенные к настоящему времени исследования не привели к обнаружению промышленных скоплений УВ, но позволили получить ценные фактические данные о глубинном строении территории, а также прямые доказательства продуктивности проницаемых горизонтов от кайнозоя до нижней перми включительно.

Месторождения Анабаро-Хатангской НГО

На территории Анабаро-Хатангской НГО известны четыре мелких нефтяных месторождения в верхнепалеозойских и нижнемезозойских образованиях на Южно-Тигянской, Нордвикской, Кожевниковской и Ильинской площадях, незначительные притоки УВ получены на Чайдахской площади.

Перспективы нефтегазоносности территории связываются с имеющимися здесь крупными положительными структурами. Проведенными здесь сейсмическими работами картируется система валообразных поднятий, погружающихся в залив и являющихся перспективными для лицензирования и поиска крупных месторождений УВ. Как видно на карте (рис. 14), именно с этими структурными образованиями связаны наибольшие плотности начальных геологических ресурсов.

» data-medium-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Karta-plotnosti-nachalnyh-geologo_ekonomicheskikh-resursov-osadochnogo-chekhla-15-212×300.jpg» data-large-file=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Karta-plotnosti-nachalnyh-geologo_ekonomicheskikh-resursov-osadochnogo-chekhla-15-724×1024.jpg» loading=»lazy» width=»1061″ height=»1500″ src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Karta-plotnosti-nachalnyh-geologo_ekonomicheskikh-resursov-osadochnogo-chekhla-15.jpg» data-lazy-srcset=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Karta-plotnosti-nachalnyh-geologo_ekonomicheskikh-resursov-osadochnogo-chekhla-15.jpg 1061w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Karta-plotnosti-nachalnyh-geologo_ekonomicheskikh-resursov-osadochnogo-chekhla-15-212×300.jpg 212w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Karta-plotnosti-nachalnyh-geologo_ekonomicheskikh-resursov-osadochnogo-chekhla-15-724×1024.jpg 724w, https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Karta-plotnosti-nachalnyh-geologo_ekonomicheskikh-resursov-osadochnogo-chekhla-15-768×1086.jpg 768w» data-lazy-sizes=»(max-width: 1061px) 100vw, 1061px» data-lazy-src=»https://geonedra.ru/wp-content/uploads/2020/12/Karta-plotnosti-nachalnyh-geologo_ekonomicheskikh-resursov-osadochnogo-chekhla-15.jpg?is-pending-load=1″ srcset=»data:image/gif;base64,R0lGODlhAQABAIAAAAAAAP///yH5BAEAAAAALAAAAAABAAEAAAIBRAA7″ > Рис. 14. Карта плотности начальных геолого-экономических ресурсов осадочного чехла.

Результаты проведенного нами анализа геолого-геофизической информации свидетельствуют о высокой перспективности территории. Об этом, на наш взгляд, свидетельствует ряд основных предпосылок нефтегазоносности:

— большая, до 10-12 км мощность осадочного чехла, способного генерировать значительное количество УВ;

— контрастная структура чехла, что обуславливает существование большого числа структурных ловушек;

— устойчивое погружение территории области на поздних этапах геологической истории;

— многочисленные признаки нефтегазоносности, полученные в широком интервале геологического разреза.

Исходя из особенностей строения территории, состава слагающих пород, истории развития, выделены следующие основные перспективные комплексы разреза осадочного чехла: верхнепротерозойский, нижнесреднепалеозойский (подсолевой), верхнепалеозойский и мезозойский.

Перспективы нефтегазоносности Анабаро-Хатангской НГО

Перспективы нефтегазоносности всех локальных поднятий, выявленных в последнее время сейсморазведочными работами (Белогорское, Лабазное, Журавлиное и другие), где по сейсмическим данным выявлены АТЗ, а также априорные данные по открытым залежам нефти, свидетельствуют о том, что верхнепалеозойский нефтегазоносный комплекс, среди доступных для бурения, может рассматриваться как наиболее перспективный для обнаружения ловушек углеводородов. Принимая во внимание особенности строения и фациального состава верхнепалеозойских отложений, можно прогнозировать присутствие ловушек, приуроченных, в первую очередь, к антиклинальным поднятиям – преимущественно структурного типа, литологическим и тектонически осложненным, присбросовым, присдвиговым, приконтактным, литологически экранированным и комбинированным. Причем, часть ловушек, вероятно, может быть приурочена к погребенным поднятиям, выявляемым пока только сейсморазведкой.

Оценивая территорию по общегеологическим показателям, можно отметить, что наиболее предпочтительными для лицензирования и последующих поисков месторождений углеводородного сырья являются наиболее изученные структуры, расположенные на западном берегу Хатангского залива.

Выполненная ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» оценка начальных геологических ресурсов нефти Анабаро-Хатангской НГО составила 3151 млн т, извлекаемые – 789 млн т. Начальные ресурсы свободного газа составили 1223 млрд м3.

Таким образом, ресурсный потенциал Анабаро-Хатангской НГО весьма высок. Имеющиеся в нашем распоряжении геолого-геофизические материалы и знания региональных закономерностей нефтегазоносности позволят рекомендовать заинтересованным предприятиям оптимальные решения по выбору наиболее перспективных лицензионных участков и подготовки программы лицензирования. По рекомендованным участкам будет сделана вероятностная оценка ресурсов УВ, определены контуры ожидаемых залежей, предложена оптимальная программа ГРР.

Дополнительные материалы

Могут быть интересны нижеследующие публикации, исходя из схожести предмета обсуждения.

Источник