Лено тунгусский нефтегазоносный бассейн

ЛЕ́НО-ТУНГУ́ССКАЯ НЕФТЕГАЗОНО́СНАЯ ПРОВИ́НЦИЯ

  • В книжной версии

    Том 17. Москва, 2010, стр. 263

    Скопировать библиографическую ссылку:

    ЛЕ́НО-ТУНГУ́ССКАЯ НЕФТЕГАЗОНО́ С НАЯ ПРОВИ́НЦИЯ, в Рос­сии, в пре­де­лах зап. час­ти Яку­тии, сев. и центр. pайонов Крас­но­яр­ско­го края, зап. и сев. pайо­нов Ир­кут­ской обл. Пл. 2,8 млн. км 2 . На­чаль­ные из­вле­кае­мые за­па­сы неф­ти 712 млн. т, га­за 2720 млрд. м 3 , кон­ден­са­та 120 млн. т. Вклю­ча­ет 10 неф­те­га­зо­нос­ных об­лас­тей (Се­ве­ро-Тун­гус­скую, Юж­но-Тун­гус­скую, Бай­кит­скую, Ка­танг­скую, Не­пско-Бо­туо­бин­скую, За­пад­но-Ви­люй­скую, Се­ве­ро-Ал­дан­скую, При­сая­но-Ени­сей­скую, Ан­га­ро-Лен­скую, Ана­бар­скую) и Ту­ру­ха­но-Но­риль­ский неф­те­га­зо­нос­ный рай­он. Пер­вый при­ток неф­ти по­лучен в 1937 из кем­брий­ских от­ло­же­ний с глу­би­ны ок. 380 м на сев. скло­не Ал­дан­ской ан­тек­ли­зы. Пла­но­мер­ные по­ис­ки неф­ти и га­за на­ча­ты в 1948. Пер­вые ме­сто­ро­ж­де­ния от­кры­ты в Не­пско-Бо­ту­обин­ской неф­те­га­зо­нос­ной об­лас­ти: га­зо­кон­ден­сат­ное (Атов­ское) в 1961, неф­те­га­зо­вое (Мар­ков­ское) в 1962. До­бы­ча неф­ти на­ча­та в 1984 (Да­ни­лов­ское ме­сто­ро­ж­де­ние), га­за и кон­ден­са­та – в 1990 (Сред­не­бо­туо­бин­ское ме­сто­ро­ж­де­ние). Вы­яв­ле­но (2007) св. 30 ме­сто­ро­ж­де­ний неф­ти, га­за и кон­ден­са­та. Наи­бо­лее круп­ные неф­те­га­зо­кон­ден­сат­ные ме­сто­ро­ж­де­ния (на­чаль­ные раз­ве­дан­ные за­па­сы неф­ти в млн. т, сво­бод­но­го га­за в млрд. м 3 , кон­ден­са­та в млн. т): Верх­не­чон­ское (159,5; 20,6; 0,4), Юруб­че­но-То­хом­ское (112,1; 136,6; 11,2), Та­ла­кан­ское (106,3; 35,6; 0,4), Сред­не­бо­туо­бин­ское (82,9; 177,9; 3,2), Ча­ян­дин­ское (42,5; 379,8; 5,7), Верх­не­ви­лю­чан­ское (1,5; 139,7; 2,7), Со­бин­ское (3,0; 138,7; 8,5); га­зо­кон­ден­сат­ные (за­па­сы сво­бод­но­го га­за в млрд. м 3 , кон­ден­са­та в млн. т) – Ко­вык­тин­ское (1407; 68,3), Тас-Юрях­ское (102,8; 1,7).

    Источник

    Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция

    Лено-Тунгусская НГП занимает основную часть Сибирской платформы.

    Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция (НГП) занимает основную часть Сибирской платформы.

    Границы НГП на западе и юге практически совпадают с границами платформы, а на северо-западе и востоке проходят по сочленению с Западно-Сибирской и Лено-Вилюйской НГП.

    Тектоническое строение и территориальное распределение нефтегазоносных комплексов позволили выделить в Лено-Тунгусской НГП следующие нефтегазоносные области (НГО):

    Осадочный чехол в Лено-Тунгусской НГП сложен отложениями рифея, венда, палеозоя и мезозоя.

    Основные перспективы нефтегазоносности Северо-Тунгусской НГО связаны с кембрийским и ордовикско-девонским нефтегазоносными комплексами (НГК).

    Нефте- и газопроявления в Северо-Тунгусской области установлены в скважинах в ее южной и северной частях.

    На юге известны проявления газа из отложений перми, на севере — нефти из отложений девона, силура и ордовика.

    Северо-Тунгусская область является гигантской по ресурсам углеводородов, нефтегазоносной, с доминантными комплексами — нижний-средний палеозой.

    Основные перспективы нефтегазоносности Южно-Тунгусской НГО связаны с верхневендско-нижнекембрийским и кембрийским НГК.

    В Южно-Тунгусской НГО в органогенных отложениях верхневендско-нижнекембрийского НГК на Моктаконской площади открыта небольшая залежь нефти, а в структуре облекания в низах кембрийского НГК — газоконденсатные залежи в пластовых резервуарах кембрийского НГК.

    В верхней части этого комплекса в пластовых и массивных резервуарах под региональной покрышкой открыты залежи газа.

    В ордовикско-девонском НГК выявлены нефтепроявления на юго-западе области и непромышленные притоки газа — на севере.

    Южно-Тунгусская область является средней по ресурсам углеводородов, нефтегазоносной, с доминантным комплексом — нижний палеозой, главным образом кембрий.

    В Турухано-Норильской НГО для поисков нефти и газа перспективны верхневендско-нижнекембрийский, кембрийский и, возможно, рифейским НГК.

    В верхневендско-нижнекембрийском НГК локально распространены малоемкие резервуары в тонких пластах доломитов.

    Из них получены промышленные притоки нефти и газа на Сухотунгусской, Володинской и Нижнелетнинской площадях.

    В кембрийском НГК резервуары распространены в южной половине области.

    На юге Сухотунгусского вала из них получен промышленный приток газа (Подкаменная структура).

    Турухано-Норильская область является средней по ресурсам углеводородов, нефтегазоносной с доминантным комплесом- нижний палеозой.

    В Присаяно-Енисейской НГО перспективны для поиска газа (глубокое залегание) рифейский, вендский, верхневендско-нижнекембрийский НГК, а для поиска нефти и газа — кембрийский и ордовикско-девонский НГК.

    В области нет открытых месторождений, непромышленный приток газа (12 тыс м 3 /сутки) получен из кембрийского НГК на Троицко-Михайловском валу.

    Присаяно-Енисейская область является крупной по ресурсам углеводородов, нефтегазоносной, доминантными комплексами венд-нижний палеозой.

    В пределах Лено-Анабарской нефтегазоносной области, в зоне сочленения Оленекского свода и Лено-Анабарского мегапрогиба выявлены асфальтовые битумы, которые формируют крупные скопления (Оленекское, Куойское, Солоолийское) в средне-верхнекембрийских и перекрывающих пермских отложениях.

    В Анабарской НГО на нефть и газ перспективны комплексы: рифейский, вендский и кембрийский.

    Перспективные районы приурочены к склонам сводов и Суханской впадине.

    В области известны Кенелеканский источник нефти на юге и поля насыщенных битумами пород в бассейнах рек Оленек, Алакит, Силигир.

    Все проявления связаны с кембрийским комплексом.

    Анабарская область является средней по ресурсам углеводородов, газонефтеносной, с доминантными комплексами — венд-кембрий.

    В осадочном чехле Сюгджерской НГО перспективны верхневендско-нижнекембрийский и кембрийский (в зоне ранне-среднекембрийского Западно-Якутского органогенного барьера) НГК.

    Рифейский и вендский НГК распространены только на крайнем востоке области.

    Проявления битумов, окисленной нефти, газа выявлены по ряду колонковых скважин.

    Промышленных притоков нефти или газа не получено.

    Сюгджерская область является средней по ресурсам углеводородов, газонефтеносной, с доминантными комплексами в нижнем кембрии.

    В Западно-Вилюйской области выделены вендский, верхневендско-нижнекембрийский, кембрийский и ордовикско-девонский НГК.

    В Западно-Вилюйской области получен промышленный приток газа в Кемпендяйской впадине из под девонского соленосного экрана.

    Предполагается, что газоносны резервуары в разрезе силура.

    Непромышленные притоки нефти получены из песчаников вендского НГК на Сунтарском своде.

    Вероятно, ордовикско-девонский НГК наиболее перспективен во впадинах, а вендский и верхневендско-нижнекембрийский — на склонах поднятий.

    Западно-Вилюйская область является средней по ресурсам углеводородов, нефтегазоносной, с доминантными комплексами — венд-нижний палеозой.

    В Северо-Алданской НГО возможно нефтегазоносны рифейский, вендский и верхневендско-нижнекембрийский НГК.

    Промышленный приток газа был получен из рифейского НГК, притоки нефти из верхневендско-нижнекембрийского НГК, установлено насыщение битумами карбонатов в этом же комплексе.

    Северо-Алданская область является средней по ресурсам углеводородов, газонефтеносной, с доминантными комплексами в отложениях венда и нижнего кембрия.

    В Алдано-Майской нефтегазоносной области перспективы нефтегазоносности связаны с отложениями рифея и венда.

    Многочисленные битумопроявления в естественныхобнажениях Учуро-Майского региона в карбонатных породах среднего рифея, в строматолитовых известняках и песчаниках верхнего рифея, а также доломитах венда свидетельствуют о высоких перспективах Алдано-Майской впадины.

    В Предпатомской НГО нефтегазоносны рифейский, вендский, верхневендско-нижнекембрийский и кембрийский НГК.

    Здесь открыты залежи газа в рифейском (карбонатные резервуары), вендском (пластовые резервуары в песчаниках) и верхневендско-нижнекембрийском (карбонатные резервуары) НГК на Бысахтахском, Отраднинском и Хотого-Мурбайском месторождениях, получены отдельные притоки газа из карбонатных резервуаров верхневендско-нижнекембрийского и кембрийского резервуаров.

    Предпатомская область является средней по ресурсам углеводородов, газоносной, с доминантным комплексом — венд.

    В Байкитской НГО нефтегазоносны рифейский и вендский НГК.

    Менее перспективны верхневендско-нижнекембрийский и кембрийский комплексы.

    Промышленная нефтегазоносность рифейского НГК доказана на значительной площади, которая объединена в гигантскую по запасам нефти и газа Юрубчено-Тохомскую зону нефтегазонакопления (крупные по запасам Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское месторождения, а также ряд средних и мелких месторождений).

    В вендском НГК открыты залежи газа на юго-западе Камовского свода и в Ангарской зоне складок.

    Резервуарами являются пласты песчаников и карбонатов среди глинистых и глинисто-сульфатно-карбонатных пород.

    В карбонатах кембрийского НГК выявлено нефтяное насыщение на отдельных площадях.

    Байкитская область является гигантской по ресурсам углеводородов, газонефтеносной, с доминантными комплексами — рифей и венд.

    В Катангской НГО нефтегазоносен вендский НГК, перспективны рифейский, верхневендско-нижнекембрийский и кембрийский НГК.

    Рифейский комплекс представлен в зонах, где он перекрыт глинистыми пачками венда.

    Вендский НГК распространен на юге и западе области.

    Верхневендско-нижнекембрийский и кембрийский НГК перспективны по всей области, в них спорадически развиты пластовые резервуары в органогенных карбонатах.

    В вендском НГК Катангской области открыты Собинское и Пайгинское нефтегазовые месторождения.

    Залежи находятся в пластах песчаников ванаварской свиты.

    Промышленные притоки нефти и газа из резервуаров получены на ряде площадей: Джелиндуконской, Верхнеджелиндуконской, Хребтовой.

    Катангская область является крупной по ресурсам углеводородов, газонефтеносной, с доминантным комплексом — венд.

    В Ангаро-Ленской НГО нефтегазоносны вендский, верхневендско-нижнекембрийский и кембрийский НГК.

    На одиннадцати месторождениях открыты залежи газа в парфеновском продуктивном горизонте вендского НГК, в том числе на уникальном по запасам Ковыктинском месторождении.

    Из боханского и шамановского продуктиввных горизонтов получены промышленные притоки газа.

    В локальных резервуарах верхневендско-нижнекембрийского НГК открыты небольшие залежи газа и нефти, в ряде скважин получены промышленные притоки.

    Ангаро-Ленская область является гигантской по ресурсам углеводородов, газоносной, с доминантными комплексами венд-нижний кембрий.

    В пределах Непско-Ботуобинской НГО нефтегазоносными являются вендский, верхневендско-нижнекембрийский и кембрийский НГК.

    В Непско-Ботуобинской области находится большинство (34) открытых месторождений нефти и газа Лено-Тунгусской НГП, среди которых такие крупные месторождения, как Верхнечонское, Среднеботуобинское, Талаканское и Чаяндинское.

    Большинство залежей открыто в песчаниках вендского НГК, карбонатных резервуарах верхневендско-нижнекембрийского и нижнекембрийского НГК.

    В кембрийском НГК в отдельных скважинах получены притоки нефти и газа.

    Непско-Ботуобинская область является гигантской по ресурсам углеводородов, газонефтеносной, с доминантными комплексами венд, нижний кембрий.

    Байкитская, Катангская и Непско-Ботуобинская нефтегазоносные области относятся к главному поясу нефтеносности Сибирской платформы, а Ангаро-Ленская и Предпатомская НГО — к преимущественно газоносной зоне.

    Основные продуктивные горизонты этих зон приурочены к рифейскому, вендскому и верхневендско-нижнекембрийскому нефтегазоносным комплексам.

    В подсолевом верхневендско-нижнекембрийском НГК выделяются карбонатные продуктивные пласты:

    Б3-4 (усть-кутский 1, юряхский I-II),

    Б5 (усть-кутский 2, юряхский III),

    В вендском нефтегазоносном комплексе выделены терригенные продуктивные горизонты:

    В5 (ботуобинский, парфеновский),

    В10 (Ал-I-III, Вн-I-IV, I-II, верхнечонский 1, хамакинский, марковский, ярактинский),

    В13 (Ал-IV, Вн-V-VI, III, верхнечонский 2, талахский, безымянный).

    В рифейском комплексе, в связи с особенностью его строения, продуктивные пласты не выделяются.

    Залежи газа и нефти в пласте В13 выявлены на Чаяндинском, Талаканском, Тас-Юряхском, Среднеботуобинском, Вакунайском, Верхнечонском месторождениях. Наибольшие дебиты газа получены на Чаяндинском месторождении — 135 и 142 тыс м 3 /сутки.

    Дебиты нефти изменяются от литров на Озерной площади до 15,7 м 3 /сутки на Тымпучиканском месторождении.

    Отдельные притоки газа и нефти получены на Даниловском и Дулисьминском месторождениях.

    Нефтегазопроявления отмечены на многих площадях Непско-Ботуобинской НГО.

    Нефтегазоносность пластов Вн-V-VI доказана на Собинском и Пайгинском месторождениях, где открыты газоконденсатнонефтяные залежи.

    Дебиты нефти достигают 120 м 3 /сутки, притоки газа — 168 тыс м 3 /сутки

    Залежи нефти и газа в горизонте В10 выявлены на Собинском, Пайгинском, Аянском, Ярактинском, Вакунайском, Верхнечонском, Дулисьминском, Марковском, Тымпучиканском, Чаяндинском, Талаканском, Алинском, Восточно-Алинском, Северо-Талаканском, Южно-Талаканском и Пеледуйском месторождениях.

    Дебиты нефти изменяются от 5-9 м 3 /сутки. до 120 м 3 /сутки, дебиты газа порой превышают 200 тыс м 3 /сутки.

    Горизонты Б3-4 и Б5 промышленно продуктивны на Даниловском, Пилюдинском, Санарском, им. Лисовского, Игнялинском, Ербогаченском, Северо-Даниловском, Верхневилючанском, Иктехском и Вилюйско-Джербинском месторождениях.

    Притоки нефти достигают 200 м 3 /сутки и газа — до 100 тыс м 3 /сутки. (после интенсификации притока посредством соляно-кислотной обработки ствола).

    Отдельные промышленные притоки УВ зафиксированы на многих площадях Непско-Ботуобинской антеклизы.

    Горизонт Б1 промышленно продуктивен на Вакунайском, Верхнечонском, Марковском, Северо-Марковском, Пилюдинском, Игнялинском, Криволукском, Талаканском, Южно-Талаканском и Северо-Талаканском месторождениях.

    Отдельные промышленные притоки УВ зафиксированы на Атовском, Даниловском, Иктехском и Тас-Юряхском месторождениях, Большетирской, Могдинской, Санарской и других площадях.

    Дебиты газа составляют в среднем 20-30 тыс м 3 /сутки, нефти — 60-100 м3/сут. достигая в отдельных скважинах — 520 тыс м 3 /сутки газа и 508 м3/сутки нефти

    Источник

    Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция

    Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция приурочена к Сибирской платформе за пределами мезозойских депрессий и за­нимает территории в Красноярском крае Иркутской области, Эвенкийском автономном округе и западной части Республики Саха. Общая площадь провинции 2640 тыс. км 2 (рис. 80).

    Несмотря на то, что первые скважины здесь были пробурены в 1930-е годы, Лено-Тунгусская провинция в геологическом отно­шении изучена недостаточно из-за трудных природно-климатиче­ских и геологических условий ведения геологоразведочных работ, неподготовленности нефтегазовой инфраструктуры, необжитости региона.

    Фундамент Лено-Тунгусской провинции, как и всей Сибир­ской платформы, сложен преимущественно породами архейского возраста, частично переработанного в раннем протерозое. В фун­даменте платформы выделяются разновозрастные (от катархея до раннекарельско-позднекарельского возраста) блоки (плиты) Анабарский, Алданский, Оленекский и др.

    Вулканогенно-осадочный чехол провинции сформирован в верхнепротерозойское и фанерозойское время и повсеместно за­легает на архейско-нижнепротерозойском кристаллическом фун­даменте. В составе чехла выделяются рифейский, венд-раннепалеозойский и позднепалеозойско-триасовый структурные ярусы, в свою очередь подразделяющиеся на ряд подъярусов. Максимальная

    Читайте также:  Ледовый дворец спорта бассейн

    Рис. 79. Обзорная карта основных месторождений нефти и газа Сибир­ской платформы.

    Нефтегазоносные провинции (НГП): а — Лено-Тунгусская, б — Енисейско-Анабарская, в — Лено-Вилюйская; г — границы нефтегазоносных об­ластей (НГО): I — Енисей-Хатангской, II — Лено-Анабарской, III — Вилгойской, IV — Предверхоянской, V — Северо-Тунгусской, VI — Южно-Тунгусской, VII — Байкитской, VIII — Катангской, IX — Присаяно-Енисейской, X — Ангаро-Ленской, XI — Непско-Ботуобинской, XII — Ана-барской, XIII — Западно-Вилюйской, XIV — Северо-Алданской, XV — Турухано-Норйльского самостоятельного нефтегазоносного района (СНГР); д — выходы кристаллического фундамента; е — нефтяные мес­торождения: 1 — Пилюдинское, 2 — Пайяхское, 3 — Терское, ж — неф­тегазовые месторождения: 4 — Марковское, 5 — Ярактинское, 6 — Ду-лисминское, 7 — Даниловское, 8 — Верхнечонское, 9 — Талаканское, 10 — Среднеботуобинское, 11 — Маччобинское, 12 — Иреляхское, 13 — Мирненское, 14 — Тас-Юряхское, 15 — Иктэхское, 16 — Верхневилючанское, 17 — Пайгинское, 18 — Собинское, 19 — Куюмбинское, 20 — Юрубченское; з — газовые и газоконденсатные: 21 — Атовское, 22 — Ковыктинское, 23 — Аянское, 24 — Братское, 25 — Нижнехамакинское, 26 — Восточно-Талаканское, 27 — Озерное, 28 — Хотого-Мурбайское, 29 — Бысыхтахское, 30 — Березовское, 31 — Среднетюнгское, 32 — Средневилюйское, 33 — Толон-Мастахское, 34 — Соболох-Неджелинское, 35 — Бадаранское, 36 — Усть-Вилюйское, 37 — Собо-Хаинское, 38 — Нел-бинское, 39 — Оморинское, 40 — Балахнинское, 41 — Джангодское, 42 — Озерное, 43 — Зимнее, 44 — Казанцевское, 45 — Пеляткинское, 46 — Дерябинское, 47 — Северо-Соленинское, 48 — Южно-Соленинское, 49 — Мессояхское; и — граница Сибирской платформы

    мощность чехла достигает 10 км в наиболее погруженных рай­онах севера Тунгусской синеклизы; на Анабарской и Алданской антеклизах кристаллический фундамент выходит на поверхность.

    Осадочный чехол представлен чередованием терригенных, карбонатных и соленосных отложений, осложненных интрузия­ми траппов, которые затрудняют производство геолого-геофизи­ческих исследований в перспективных районах провинции.

    Общий объем осадочного выполнения провинции около 10 млн км 3 .

    В западных, юго-западных и центральных районах провинции широко распространена галогенно-карбонатная (соленосная) лагунно-морская формация нижнего кембрия. Мощность соленос­ных толщ изменяется от 100 до 500 м. В восточных и северных рай­онах провинции в зоне фациального перехода галогенно-карбонатных отложений к битуминозным толщам области некомпенси­рованного прогибания установлено развитие органогенно-рифогенных построек — полосы развития рифовых комплексов.

    Ордовикские и силурийские отложения распространены в основном в прогнутых районах провинции. Девонско-триасовый структурно-формационный комплекс широко развит по всей тер­ритории провинции. В частности, триас представлен вулканогенно-осадочными образованиями: базальтами, туфогенными и туфогенно-осадочными породами, образовавшимися в результате траппового магматизма. Мощность триасовых образований в се­верной части Тунгусской синеклизы достигает 3500 м, в централь­ной 600 — 1500 м. Юрские и меловые отложения на территории провинции развиты только в пределах погруженных зон, мощ­ностью до 350м.

    Отличительной особенностью строения осадочно-вулканогенного чехла Сибирской платформы являются пластовые и секущие

    Рис. 80. Схема нефтегазоносности Лено-Тунгусской НГП

    (по B.C. Сурикову, А.Э. Конторовичу, А.А. Трофимуку и др.) 1 — породы кристаллического фундамента на поверхности; 2 — зоны шарьяжных перекрытий; 3 — месторождения нефти и газа; 4 — поля рас­пространения битумов; 5 — граница НГП; 6 — зоны установленного и предполагаемого распространения рифовых комплексов кембрия; 7 — зона распространения траппов; 8 — границы нефтегазоносных областей; 9 — перспективные территории I категории. Нефтегазоносные области: I — Анабарская, II — Северо-Тунгусская, III — Южно-Тунгусская, IV — Байкитская, V — Катангская, VI — Присаяно-Енисейская, VII — Непско-Ботуобинская, VIII — Ангаро-Ленская, IX — Предпатомская, X — Западно-Вилюйская, XI — Северо-Алданская, XII — Турухано-Норильский СНГР

    интрузии траппов, широкое внедрение которых началось с раннекаменноугольного времени. Основная масса траппов сосредо­точена в Тунгусской синеклизе. В предтриасовое время проис­ходило излияние траппов на поверхность. Количество траппов в разрезе различно, а суммарная мощность траппов в разрезе оса­дочного чехла Тунгусской синеклизы меняется от 300 до 1100 м. Интрузивная трапповая формация играет существенную роль в геологическом строении осадочного чехла и влияет на нефтегазо-носность вмещающих толщ.

    По вендско-нижнепалеозойским отложениям в пределах про­винции выделяются следующие структурные элементы: крупней­шие положительные — Анабарская, Алданская, Непско-Ботуобин-ская, Байкитская антеклизы; отрицательные — Тунгусская, Курейская, Присаяно-Енисейская синеклизы, Предпатомский регио­нальный прогиб; промежуточная — Ангаро-Ленская ступень. Предпатомский региональный прогиб и Непско-Ботуобинская антеклиза вытянуты параллельно структурам обрамления Байкало-Патомской складчатой зоны. Остальные структурные элемен­ты имеют изометрическую неправильную форму. Лишь у Присаяно-Енисейской синеклизы амплитуда по подошве венда превы­шает 3 км, амплитуды Курейской синеклизы, Анабарской и Алдан­ской антеклиз составляют 2 — 3 км.

    Анабарская антеклиза площадью 760 тыс. км 2 , расположенная на северо-востоке Сибирской платформы, имеет относительно изометричную форму с поперечником 1000 — 1100 км. Наибольшая глубина залегания фундамента (до 5 км) отмечена между Оленекским и Анабарским сводами.

    Алданская антеклиза площадью 650 тыс. км 2 , расположенная на юго-востоке Сибирской платформы, имеет форму неправиль­ной трапеции, основание которой совпадает с краевым швом, от­деляющим Сибирскую платформу от складчатой области Стано­вого хребта. Глубина залегания фундамента на севере достигает 3 км, к востоку увеличивается до 4 — 6 км.

    Непско-Ботуобинская антеклиза площадью 220 тыс. км 2 про­тягивается с юго-запада на северо-восток. В сводовой части фун­дамент залегает на глубинах 1—2 км, на крыльях погружается до 2,5-Зкм.

    Байкитская антеклиза площадью 120 тыс. км 2 находится на северо-западе Сибирской платформы, имеет неправильную фор­му, вытянутую к северо-западу. По поверхности фундамента антеклиза отделена узким прогибом от Енисейского кряжа. Наиболее четко она выражена по базальным горизонтам нижнего палеозоя. Фундамент залегает на глубинах от 3 до 6 км, на отдельных блоковых поднятиях достигает 2 км.

    Курейская синеклиза площадью 670 тыс. км 2 расположена в Северо-западной части Сибирской платформы. Граничит с Анабарской, Байкитской и Непско-Ботуобинской антеклизами. На запа­де она ограничена системой субмеридиональных краевых поднятий, а на севере раскрывается в сторону Енисей-Хатангского регионального прогиба. В сводовой части фундамент залегает на глубинах до 3,5 — 4 км, в депрессиях — до 6 — 8 км.

    Присаяно-Енисейская синеклиза площадью 150 тыс. км 2 име­ет субширотное простирание, является наиболее контрастной надпорядковой структурой провинции. Поверхность фундамента залегает на глубинах 4 — 8 км, наиболее погружена в западной части синеклизы.

    Тунгусская синеклиза площадью более 1 млн км 2 охватывает почти всю западную часть Сибирской платформы. Как единая структура выражена по верхнему палеозою и триасу. В северной части она перекрывает Курейскую синеклизу, на юге — отдельные элементы Байкитской и Непско-Ботуобинской антеклиз, Присаяно-Енисейской синеклизы и Катангской седловины, которые являются структурами выраженными в доверхнепалеозоиских горизон­тах чехла. Синеклиза выполнена верхнепалеозойскими и триасо­выми образованиями мощностью от 1 км на юге до 3 км на севере.

    Предпатомский региональный прогиб протяженностью более 1250 км при средней ширине 100 км отделяет Непско-Ботуобинскую и Алданскую антеклизы от складчатых сооружений Байкало-Патомского нагорья.

    Ангаро-Ленская ступень площадью около 200 тыс. км 2 зани­мает самую южную часть Сибирской платформы. Поверхность фундамента слабо дифференцирована, фиксируется на отметках 2-3 км.

    Лено-Тунгусская НГП претерпела несколько этапов магматиз­ма, максимум которых проявился в докембрийском, среднепалеозойском и особенно в позднепалеозойском-раннемезозойском времени, когда огромные массы основной магмы интрудировали платформенный осадочный чехол, создав разветвленную сеть пла­стовых и секущих интрузий. В последующее раннетриасовое вре­мя интрузивная деятельность сменяется эффузивной, в результате чего формируется мощная толща раннетриасовых базальтов. Осадочный чехол провинции осложнен огромным количеством разрывов различной протяженности, направленности и степени проявления в разрезе.

    В Лено-Тунгусской НГП в зоне сочленения Сибирской плат­формы с Байкало-Патомским нагорьем широко развиты надвиги. Ширина зоны покровных перекрытий составляет 60 — 80 км, здесь повсеместно распространены взбросы, надвиги, шарьяжи, кото­рые объединяются в протяженные субпараллельные пластины, перемещенные со стороны нагорья на периферию платформы. Горизонтальная амплитуда отдельных надвигов изменяется от со­тен метров до нескольких километров, крупных шарьяжей и плас­тин — до десятков, редко более десятков километров.

    На территории провинции открыто более 40 (2 нефтяных, 18 нефтегазовых,

    18 газоконденсатных и газовых) месторождений и получены промышленные притоки нефти и газа более чем в 30 раз­розненных скважинах, главным образом из подсолевых терригенных и карбонатных отложений.

    В Лено-Тунгусской НГП выделяют Северо-Тунгусскую, Южно-Тунгусскую, Байкитскую, Катангскую, Присаяно-Енисейскую, Непско-Ботуобинскую, Северо-Алданскую, Ангаро-Ленскую, Анабарскую, Западно-Вилюйскую, Предпатомскую, Сюгджарскую, Турухано-Норильскую нефтегазоносные области.

    Большой интерес в нефтегазоносном отношении представля­ют рифовые системы, особенно древняя, перекрытая мощными соленосными толщами, что резко улучшает условия сохранности скоплений нефти и газа.

    Подавляющая часть начальных суммарных ресурсов приуро­чена к вендскому и вендско-нижнекембрийскому комплексу, где содержится около 60% извлекаемых суммарных ресурсов УВ про­винции. Залежи нефти и газа выявлены в рифейском, вендском, вендско-кембрийском и кембрийском нефтегазоносных комплек­сах. Промышленные притоки получены из силурийско-девонского (среднепалеозойского) комплекса. В ордовикском и верхнепа­леозойском комплексах установлены нефте- и газопроявления.

    В разрезе осадочных отложений провинции выделяются три нефтегазоносных комплекса — рифейский карбонатный, венд­ский терригенный и кембрийский карбонатный.

    Рифейский НГК мощностью до 2000 м сложен разнофациальными толщами песчаников и карбонатов. Промышленная нефтегазоносность установлена в западной части провинции. В наиболее изученной Юрубчено-Тахомской зоне открыты нефтегазокон-донсатные месторождения — Юрубченское и Куюмбинское, мел-кие месторождения с глубиной залегания до 3 км.

    Вендский терригенный (непско-тирский) НГК распространен и центральных и южных районах провинции. Треть ресурсов уг-леводородов всей провинции сконцентрировано в вендском ком­плексе. Распоространен в центральных и южных районах провин­ции. Коллекторами являются разнозернистые песчаники, зональ­ной покрышкой служат аргиллиты и глинистые доломиты тирской свиты, локальными покрышками — глинистые горизонты внутри комплекса. Нефтегазоносность терригенного комплекса установ-лена на 35 месторождениях, в том числе крупнейших Ковыктин-ском (Иркутская область), Собинском (Эвенкийский автономный округ), Чаядинском и Тас-Юряхском (Республика Саха).

    Верхневендско-нижнекембрийский (даниловско-усольский) НГК представлен кавернозными, трещиноватыми доломитами и известняками. С комплексом связано 27% ресурсов углеводоро­дов провинции. Региональным экраном служит соленосная толща у сельской свиты, покрышками — сульфатизированные и глинишрованные карбонаты. Нефтегазоносность комплекса установ­ила на 12 месторождениях, в том числе Верхневилючанском, Верчкечонском, Талаканском.

    Кембрийский НГК распространен почти на всей территории провинции, за исключением северных районов. Коллекторами яиляются кавернозные и трещиноватые массивные доломиты и известняки. Региональными покрышками служат соляные пач­ки внутри комплекса, зональными покрышками — аргиллиты и мергели верхнеленской свиты. Здесь открыты Биркинское, Биль-чирское, Атовское, Христофоровское, Моктаконское, Иреляхское, Тасеевское, Непское, Ченкиямское, Илыгирское и др. мес­торождения.

    Ордовикско-силурийско-девонский перспективный комплекс сложен терригенно-карбонатными, частично соленосными отло­жениями. Комплекс разделен на две толщи: ордовикско-нижне-гилурийскую проницаемую, сложенную доломитами, рифогенными известняками, песчаниками; и верхнесилурийско-девонскую жранирующую, сложенную глинистыми, карбонатно-глинистыми, соленосными породами. Прямые проявления нефти и газа в этих отложениях немногочисленны.

    Каменноутольно-пермский перспективный НГК включает каменноугольно-пермскую проницаемую и нижнетриасовую экра­нирующую толщи. Коллекторы представлены песчаниками, пори-стость которых колеблется от 11 % в Нижнетунгусском прогибе

    до 30% на юге Тунгусской синеклизы, проницаемость пород незначительна.

    Покрышкой является толща нижнего триаса, сложенная вулканогенно-обломочными и туфогенно-осадочными образования­ми мощностью до 600 м.

    Большая часть начальных суммарных ресурсов приурочена к вендскому и вендско-нижнекембрийскому комплексам, в которых содержится около 70% извлекаемых суммарных ресурсов углево­дородов провинции. Залежи нефти и газа выявлены в рифейском, вендском, вендско-кембрийском и кембрийском нефтегазоносных комплексах. Промышленные притоки получены из силурийско-девонского комплекса. В ордовикском и верхнепалеозойском ком­плексах отмечены нефтегазопроявления.

    В Лено-Тунгусской провинции выделяется 12 нефтегазонос­ных областей и Турухано-Норильский перспективный нефтегазо­носный район.

    ЮЖНО-ТУНГУССКАЯ НГО площадью 145 тыс. км 2 располо­жена на Бахтинском выступе Тунгусской синеклизы. Нефтегазоносность области связана с кембрийским комплексом. Здесь открыты газовые месторождения Таначинское, Моктаконское и др. Перспективны также отложения верхневендско-нижнекембрийского, ордовикско-девонского, вендского и рифейского ком­плексов.

    БАЙКИТСКАЯ НГО площадью 155 тыс. км 2 приурочена к одно­именной антеклизе (рис. 81). Здесь доказана промышленная нефтегазоносность отложений рифея. Коллекторами являются каверново-трещинные доломиты. В рифее сосредоточено больше поло­вины основных ресурсов углеводородов области. Пятая часть ре­сурсов области связана с продуктивными вендскими терригенными отложениями. Здесь открыты Агалеевское, Имбинское место­рождения, залежи газа на Юрубченском и Оморинском месторож­дениях. Нефтеносны также отложения кембрийского и верхневендско- нижнекембрийского комплексов.

    Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторож­дение расположено в 145 км южнее пос. Байкит. Открыто в 1982 г. Приурочено к одноименному поднятию выступа дорифейского

    Рис. 81. Байкитская нефтегазоносная область(Н.А. Крылов, Г.Т. Юдин и др.,1997)

    Границы: 1 — нефтегазоносной области, 2 — надпорядкового тектони­ческого элемента, 3 — тектонических элементов первого порядка; 4 — изогипсы отражающего горизонта Б (IV) в кровле венда-кембрия; 5 — раз­рывные нарушения; 6 — месторождения газовые и нефтегазоконденсатные: 1 — Куюмбинское, 2 — Усть-Камовское, 3 — Юрубченское, 4 — Тер­ское, 5 — Оморинское, 6 — Агалеевское

    Читайте также:  Джемете номера с бассейнами

    кристаллического фундамента Камовского свода. Размеры подня­тия по замкнутой изогипсе -1750м 10х12 км, амплитуда 60м. Нефтегазоносность связана в основном с эродированной поверхнос­тью карбонатных осадочных образований рифейского возраста. Продуктивны органогенно-доломитовые породы усть-куюмбинской свиты среднего рифея и песчаные горизонты оскобинской и панаварской свит венда. Залежи в рифее пластовые, массивные, с размытым сводом, экранированные глинисто-карбонатными породами оскобинской свиты венда. Глубина залегания 2222 м. ГНК условно принят

    на а.о. -2026 м. ВНК -2070 м. Коллектор нефтяной залежи с газовой шапкой в рифее карбонатный трещинно-кавернозного типа с преобладанием вертикальных и субвертикальных трещин. Трещиноватость пород существенно меняется в преде­лах месторождения. Нефтенасыщенная толщина 45 м, газонасы­щенная — 60. Вторичная открытая пористость 0,80—0,85 %, про­ницаемость 0,001—0,12 мкм 2 . Пластовое давление 21 МПа, t 27°C. Начальные дебиты нефти 40—60 т/сут, газа — 250 тыс. м 3 /сут. Нефтьлегкая (0,821—0,825г/см 3 ), малосернистая (0,61 %), малопа-рафинистая (1,63—3,3%), малосмолистая (4,45—4,95%), маловяз­кая (1,09 мПа-с) с высоким выходом светлых фракций, недонасыщена газом. Газ метановый (83 %), содержание гомологов метана 10—11%, азота 5—6 %. В газе отмечается высокая концентрация гелия, газового конденсата, этан-бутанов. Конденсаты плотнос­тью 0,698—0,712 г/см 3 , сера и парафин отсутствуют. Вендские газоконденсатные залежи пластовые сводовые литологические эк­ранированные. ГВК на отметке -2015 м. Коллектор поровый, по­ристость песчаников в среднем 15%, проницаемость 0,5 мкм 2 , га­зонасыщенная толщина 0,6—3,4 м, содержание конденсата до 167,1 г/м 3 . По плотности и составу газ и конденсат рифейских и вендских залежей идентичны.

    Куюмбинское нефтегазоконденсатное месторождение рас­положено в 80 км к югу от пос. Байкит. Открыто в 1974 г. Приуро­чено к трем пологим брахиантиклинальным складкам на северо­восточном погружении Камовского свода Байкитской антеклизы. Поднятия осложнены разломами, обусловившими блоковое стро­ение месторождения. Нефтегазоносность связана с эродирован­ными, разновозрастными породами рифея. Коллектор каверно-трещинный с пористостью матрицы от 0,38 до 2,4 % и трещин­ной емкостью до 6,5%. Проницаемость от 0,005 до 0,2 мкм 2 . Зале­жи пластово-сводовые, литологически и тектонически ограничен­ные. Газовая залежь приурочена к западному локальному поднятию, по замкнутой изогипсе -2200 м (кровля глинисто-карбонатной пачки рифея) имеет размеры 9×8 км, амплитуду 287 м, связана с ри-фейскими каверно-трещинными доломитами, выведенными под эрозионную предвендскую поверхность. ГВК условно принят на а.о. -2083 м при высоте залежи 98 м. Дебит газа 71тыс. м 3 /сут, пластовое давление 21,39 МПа, t 27°C. Плотность газа 0,699, со­став газа: метан 80 %, гомологи метана 10,77%, азота 6,25%, углекислого газа 0,55 %; содержание конденсата 10,77 г/м 3 . К цент­ральному поднятию приурочена газонефтяная залежь с размера­ми по замкнутой изогипсе -2400 м 10,5×7 м, амплитуда 364 м. ГНК принят на отметке -2138,6м, ВНКна отметке -2208м, Высота га­зовой залежи 124 м., нефтяной 112 м. Начальные дебиты газа 50— 100 тыс. м 3 /сут, нефти 30,9 т/сут, при газовом факторе 550 м 3 /м 3 . Плотность нефти 0,81—0,83г/см 3 , содержание серы 0,11—0,12 %, па­рафина 1,3—2,75 %, смол и асфальтенов 1,84—4,5 %. Восточное под­нятие имеет нефтяную залежь. Размеры поднятия 15,5×4 км, амп­литуда 205 м.. ВНК на отметке -2054 м, высота залежи 64 м.

    КАТАНГСКАЯ НГО площадью 130 тыс. км 2 приурочена к одно­именной седловине и юго-восточной части Тунгусской синеклизы. Почти половина ресурсов углеводородов сосредоточена в вен­дском терригенном комплексе. С ним связаны Собинское и Пай-гинское месторождения. Перспективны также верхневендско-нижнекембрийский и кембрийский НГК. Вышележащая часть разреза характеризуется наличием траппов.

    Собинское нефтегазоконденсатное месторождение распо­ложено в Красноярском крае. Открыто в 1982 г. Приурочено к од­ноименному локальному поднятию (Тэтеринско-Сабинский мега-вал, центральная часть Катангской седловины, которая разделя­ет Байкитскую и Непско-Ботуобинскую антеклизы). Это брахи-антиклинальная складка субширотного простирания размером 55×12,5 км, амплитудой 132м. Месторождение из трех залежей в интервале 2499—2596 м: две верхние залежи газоконденсатные с нефтяной оторочкой, нижняя — газонефтяная. Продуктивные пласты сложены песчаниками терригеннои толщи венда (ванавар-ская свита), залегающей на размытой поверхности глинисто-до­ломитовых отложений рифейского возраста. Две верхние залежи пластово-сводовые, нижняя пластово-массивная. Коллектор по-ровый, пористость 12—17%, проницаемость 0,001—0,16мкм 2 . На­чальное пластовое давление 30,3—30,6 МПа, t 31—32°C. Эффек­тивная толщина 2,4—27,8 м. Дебиты нефти 29 т/сут, газа 101— 224 тыс. мУсут. Плотность нефти 0,824—0,859 г/см 3 , содержание парафина 1,28-3,58%, серы 0,24-1,28%, смол 13-14 %. Состав газа: метана 63-75 %, азота 4,2-5,9 %, плотностьгаза 0,725-0,732. Со­держание стабильного конденсата до 93,6—109 г/м 3 , плотность конденсата 0,698 г/см 3 .

    НЕПСКО-БОТУОБИНСКАЯ НГО площадью 250 тыс. км 2 зани­мает одноименную антеклизуи Вилючанскую седловину (рис. 82).

    Рис. 82. Непско-Ботуобинская нефтегазоносная область(Н.А. Крылов, Г.Т.Юдин и др., 1997)

    Границы: 1 — нефтегазоносной области, 2 — надпорядкового структур­ного элемента, 3 — структур первого порядка, 4 — изогипсы поверхнос­ти терригенного венда; 5 — разрывные нарушения; б — месторождения: а) нефтяные, б) нефтегазовые, нефтегазоконденсатные, в) газовые: 1 — Иреляхское, 2 — Северо-Нелбинское, 3 — Мирнинское, 4 — Маччобин-ское, 5 — Нелбинское, 6 — Бесюряхское, 7 — Тас-Юряхское, 8 — Сред-неботуобинское, 9 — Иктехское, 10 — Верхневилючанское, 11 — Вилюй-ско-Джербинское, 12 — Хотого-Мурбайское, 13 — Чаяндинское, 14 — Озерное, 15 — Нижнехамакинское, 16 — Восточно-Талаканское, 17 — Талаканское, 18 — Алинское, 19 — Тымпучиканское, 20 — Вакунайское, 21 — Верхнечонское, 22 — Даниловское, 23 — Дулисминское, 24 — Пилюдинское, 25 — Ярактино-Аянское, 26 — Марковское

    Основными нефтегазоносными комплексами являются вендский терригенный и верхневендско-нижнекембрийский карбонат­ный. В области сосредоточено более половины извлекаемых запа-сов углеводородов. Здесь открыто 24 месторождения газа, нефти и конденсата, в том числе Верхнечонское, Среднеботуобинское, Талаканское и др.

    Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение (рис. 83) расположено в верховьях р. Чон в 250 км севернее г. Киренска. Открыто в 1978 г. Приурочено к северо-западной периклинали Чоно-Пеледуйского поднятия в пределахприсводовой части Непско-Ботуобинской антеклизы и связано со сложнопостроенной структурой размером 65×45 км. Разрез сложен отложениями рифея, венда, кембрия и юры общей толщиной до 1700 м. Встречаются интрузии траппов. Площадь сильно осложнена разрывными нарушениями. Наиболее крупный субширотный Могинско-Ленский разлом разделяет структуру на северный и центральный блоки. Нарушения обусловливают наличие многозалежных продуктивных токов. Месторождение многозалежное, нефть и газ выявлены в карбонатных пластах осинского горизонта усольской свиты, усть-кутского горизонта тэтэрской свиты, Преображенского горизон­та катангской свиты нижнего кембрия и терригенных отложе­ниях верхнечонского горизонта непской свитывенда. Залежи пластовые, тектонически и литологически экранированные. Наиболь­шие газоконденсатнонефтяные залежи установлены в верхнечонском горизонте (пласты Вч-1 и Вч-2, сложенные кварцевыми пес­чаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов). Коллектор трещинно-поровый с пористостью от 2 до 14%, проницаемостью до (1,2—0,3 мкм 2 . В пластах отмечаются вторичные процессы в основ­ном галитизации, резко снижающие коллекторские свойства. Эф­фективная толщина пластов от 2 до 26 м, глубина залегания 1615— 1640 м. В верхнечонском горизонте установлено 7 продуктивных клоков общей площадью до 326 км 2 . Дебиты нефти до 150 т/сут, газа — до 380 тыс. м 3 /сут, газовый фактор 90—95 м 3 /т, содержа­ние конденсата до 40 г/м 3 . Нефть плотностью 0,85 г/см 3 , содер­жание парафина 1,2%, серы 0,4, смол 5,7—7,8%. Газ метановый (80— П2%), содержание тяжелых гомологов до 18— 20%, плотность I), 667—0,731. Газоконденсатнонефтяная залежь Преображенского горизонта приурочена к карбонатному коллектору мелкопорового типа, гл. 1540 м. Эффективная толщина от 1,4 до 17,2 м, максималь­ная —

    в центральной части месторождения. Средняя пористость

    Рис. 83. Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение

    (Н.А. Крылов, Г.Т. Юдин и др., 1997):

    1 — изогипсы по кровле проницаемых песчаников пласта ВЧ; 2 — контур газоносности и 2 — нефтеносности; 4 — разрывные нарушения; 5 — гра­ница замещения коллекторов

    доломитов 8—10 %, проницаемость до 0,02мкм 2 , дебиты нефти до 20 м 3 /сут, газа — 23 тыс. м 3 /сут. Нефть и газ Преображенского горизонта по своим характеристикам аналогичны нефти и газу в нижележащих горизонтах. Залежи устькутского и осинского го­ризонтов изучены слабо, залежи неантиклинальные, пластовые, патологически ограниченные, глубина залегания 1310м. Коллектор карбонатный, сложен кавернозными доломитами. Пористость 9— 12%, проницаемость 0,17 мкм 2 , пластовое давление 14,6—15,1 МПа, t=16°С. Площадь залежи 131,8 км 2 , эффективная толщина 13,7 м, содержание конденсата 43,56 г/м 3 .

    Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторож­дение (рис. 84) расположено в 112км юго-западнее от г. Мирного. Открыто в 1970 г. Приурочено к одноименной антиклинальной складке в центральной части Мирнинского свода Непско-Ботуобинской антеклизы. Это пологая брахиантиклиналь со слабо ун-чулирующей осью северо-восточного простирания. Размеры структуры 90×30 км, амплитудо 40—46 м. Структура осложнена дизъюнктивными нарушениями. Промышленная газонефтеносность установлена в карбонатных отложениях осинского горизон­та нижнего кембрия и терригенных породах ботуобинского, улаханского и талахского горизонтов венд-нижнего кембрия. К ботуобинскому горизонту приурочена основная газовая залежь с нефтя­ной оторочкой, смещенной на юго-восточное крыло. Залежь плас­товая сводовая с элементами тектонического экранирования. Раз­меры залежи 50х(12—20) км, высота 40 м, ГВК в центральном блоке -1564м. Газонасыщенные песчаники пористостью 13—18%, прони­цаемостью до 0,6 мкм 2 , эффективная толщина 3,2—10,4м. Началь­ное пластовое давление 14,6 МПа. Дебиты газа 280 тыс. м 3 /сут. Состав газа, %: метана — 87,18, этана — 3,66, пропана — 1,32, бу­тана — 0,43, углекислоты — 0,19, азота — 6,19, водорода — 0,09, по­вышенное содержание гелия. Плотность газа 0,632. Содержание конденсата 20,2 г/м 3 . Плотность 0,669 г/см 3 . Нефтенасыщенная толщина нефтяной оторочки 1,5—5м (северный блок) — 4,2—8,5м (центральный и восточный блоки). Пористость песчаников 12— 17%, начальные дебиты нефти 24 т/сут. Нефть плотностью 0,867г/см 3 , вязкость 9,17 мПа-с, содержание серы 0,89%, парафи­на 1,91—2,85%, смол и асфальтенов 9,6—21,9%, выход фракций до 300°С 77—76,5%. К ботуобинскому горизонту приурочено до 90 % разведанных запасов нефти и газа. Залежь осинского горизонта нефтегазовая, пластовая, литологически экранированная. Высота

    Рис. 84. Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение(Г.А. Габриэлянц, 2000): а — структурная карта по кровле ботуобинского горизонта; б — геологический разрез (усл. обозн. см. рис.85)

    40 м, глубина кровли пласта 1427 м, эффективная толщина 4 м, кол­лектор карбонатный, пористость 13 %, проницаемость 0,015 мкм 2 , пластовое давление 14,3 МПа, t ТС, Дебиты нефти и газа соот­ветственно 16 т/сут и 58 тыс. м 3 /сут.

    Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение рас­положено в 250 км западнее г. Ленска. Открыто в 1984 г. Площадь месторождения 242км 2 . Приурочено к центральной части Талаканского поднятия Непско-Ботуобинской антеклизы. Размеры струк­туры по изогипсе -1100 м 65×37 км, амплитуда 150 м. Структура разбита разрывными нарушениями на три блока — Центрально-Талаканский, Таранский и Восточно-Талаканский. Продуктивны от­ложения хамакинского горизонта курсовской свиты венда (разнозернистые песчаники с подчиненными прослоями аргиллитов и алев­ролитов) и осинского карбонатного горизонта нижнего кембрия. Залежь хамакинского горизонта газовая литологически экраниро­ванная, тектонически ограниченная. Глубина залегания продуктив­ного горизонта в Центрально-Талаканском блоке 1380—1450м, Вос­точно- Талаканском 1490—1946 м. Коллектор поровый, открытая пористость 11—13%, проницаемость 0,06 мкм 2 , газонасыщенная толщина 5,5—9,7м, газонасыщенность 0,68—0,77, пластовое давле­ние 12,5 МПа, t =13,5°C. Начальные дебиты газа 200 тыс. м 3 /сут. Плотность газа 0,68, содержание метана 82,2 %, гомологов 6,78%, азота 9,3 %, углекислого газа 0,3 %. Залежь осинского горизонта неф-тегазоконденсатная, основная по промышленной значимости, структурно-литологического типа, глубина залегания 1100м. Тол­щина газонасыщенной части 4,8—37,6м, нефтенасыщенной — 8,7— 29,2м. Коллекторы порово-кавернозные и трещинные. Пористость 24%, проницаемость 0,5 мкм 2 . Нефтенасыщенность 0,82, пласто­вое давление 9,8—10 МПа, 112°C. Начальные дебиты 79—95 т/сут, газа до 480 тыс. м 3 /сут. Плотность нефти 0,840 г/см 3 , вязкость в пластовых условиях 3,23—4,04 мПа-с, содержание серы 0,4 %, пара­фина 1,64%, смол 13,5%. Газ содержит метана 85,2 %, азота 3,4— 4 %, углекислого газа 0,1—0,3 %. Содержание стабильного конденса­та 28,2г/м 3 . Плотность конденсата 0,668—0,685г/см 3 , содержание серы 0,01—0,05 %, смол 0,04—0,9 %, практически нет парафинов.

    Верхневилючанское нефтегазовое месторождение расположено в 120 км к юго-востоку от г. Мирного. Открытое 1975г. При­урочено к Верхневилючанскому куполовидному поднятию в севе­ро-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы. Поднятие представляет собой высокоамплитудную брахиантиклиналь субширотного простирания, осложненную разрывными нарушения­ми и мелкими куполами. Размеры складки по изогипсе -1400 м 40×35 км, амплитуда 200 м. На месторождении выявлено 3 залежи нефти и газа, две в юряхской свите ДО, и Юп) венд-нижнего кембрия и одна в верхневилючанском горизонте базальной части венда; залежи нефтегазовые, пластово-сводовые, тектонически экранированные, глубины залегания — 1570—1650 м. Пласты Ю <и ЮП разделены гли­нисто-карбонатными отложениями толщиной 7—Юм. Коллекто­ры карбонатные, преимущественно порово-каверного типа; пори­стость 14%, проницаемость 0,115 мкм 2 . Общая толщина пласта Ю] от 12 до 16м, — Юи от 20 до 24 м, эффективная толщина соот­ветственно 2,2 и 7,5 м. Выделяется 8 блоков с разными уровнями газожидкостных контактов. Пластовое давление 16,2 МПа, t не превышает 8°С. Дебиты нефти до 20 т/сут, газа 250 тыс. мУсут. Газ метановый (85,5 % ) с небольшим содержанием гомологов (6,4 %) инизкимдо 19 г/м 3 конденсата. Плотность нефти юряхских зале­жей 0,861 г/см 3 , содержание серы 0,89%, парафина 0,7%, смол и асфальтенов 25,6%. Залежь вилючанского горизонта газовая мас­сивная, тектонически экранированная, локализована на востоке месторождения, высотой 150 м, площадью 74,2 км 2 , глубина зале­гания 2500 м. Толщина продуктивного пласта от 65 м до полного выклинивания на северо-запад. Коллектор сложен песчаниками средне- и грубозернистыми с прослоями гравелитов, поровый, пористость 14 %, проницаемость до 0,6 мкм 2 ; эффективная тол­щина 10,7 м; пластовое давление 17,7 МПа, 116°С. Дебиты газа до 320 тыс. мУсут. Газ вилючанского горизонта метановый (85,59 %) с высоким содержанием азота 7,7%.

    Читайте также:  Как правильно почистить бассейн перекисью водорода

    Тас-Юряхское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в 75 км юго-западнее г. Мирного. Открыто в 1981 г. Приурочено к одноименной антиклинальной складке в централь­ной части Мирнинского свода Непско-Ботуобинской антеклизы. Структура осложнена рядом куполов и разрывных нарушений. От Среднеботуобинского месторождения отделена узким (5—15 км) грабенообразным прогибом. Размер структуры 45×40км, амплиту­да 40 м. Месторождение содержит три залежи: в осинском (Б-2), нижнекембрийском ботуобинском (В-5), и талахском (В-13) гори­зонтах венда. Залежь пласта Б-2 газоконденсатная, пластовая антиклинальная, литологически ограниченная. Продуктивные от­ложения представлены доломитами с прослоями глинистых доло­митов и известняков общей толщиной 50—60м, эффективной 5—7 м. Коллектор порово-каверновый. Залежь ботуобинского гори-юнта В-5 основная, нефтегазовая, пластово-сводовая тектони­чески экранированная, глубина залегания 1908—2011 м; разбита на три блока. Высота газовой части в западном блоке 40м, мощность нефтяной оторочки во всех блоках 5—10 м. Продуктивные отло­жения представлены кварцевыми песчаниками. Газонасыщенная толщина 2,5—21,6м, нефтенасыщенная — 2,1—13м. Пористость 8—14%, проницаемость 0,05—0,07 мкм 2 . Пластовое давление 14,6 МПа, 111,6°С. Дебиты газа 200—300 тыс. м 3 /сут, нефти 40— 60 т/сут. Плотность газа 0,631, содержание метана 85,17%, азо­та 7,5 %. Содержание конденсата 18 г/м 3 . Плотность конденса­та 0,687 г/см 3 . Нефть ботуобинского горизонта плотностью 0,875 г/см 3 . Вязкость 13,11 мПа-с, содержание серы 0,78%, парафина 1,8%, смол и асфальтенов 16,2%. Залежь талахского горизонта В-13 газоконденсатная, пластовая сводовая. Коллектор поровый, пористость 14—16 %, площадь газоносности 120км 2 . Газонасыщенная толщина 3,4—13 м, газонасыщенность 0,56—0,63. Содержание конденсата 18 г/м 3 . Дебиты газа 30 тыс. м/сут.

    Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение рас­положено в 165 км к западу от г. Ленска. Открытое 1989г. Приуро­чено к структурно-литологической ловушке на северо-восточном склоне Непско-Пеледуйского свода Непско-Ботуобинской антеклизы. Нефтегазоносность связана с терригенными отложениями бо­туобинского и хамакинского горизонтов венда. Газонасыщенная толщина 3,9—19,2м, нефтенасыщенная — 5,2—12,6м. Пористость песчаников ботуобинского горизонта 13—17%, хамакинского гори­зонта — 12%. Газонасыщенность коллектора 0,87, нефтенасыщен-ность 0,82. Глубина залегания пластов 1760—1850 м. Начальные де-биты газа 154—407 тыс. м/сут, пластовое давление 13,15 МПа, t 9—11 °С. Дебиты нефти из пород ботуобинского горизонта 16— 23 т/сут при газовом факторе 150 см 3 /’см 3 . Плотность газа 0,68, содержание метана 84%, азота 5,6—7,8%. Конденсатосодержание: начальное 17,2, текущее 18,5г/м 3 . Плотность нефти 0,884 г/см 3 , вязкость 11,81 мПа-с, нефть малосмолистая, малопарафинистая, малосернистая.

    Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение (рис. 85, 86) расположено в 140 км к северо-северо-востоку от г. Усть-Кута. Открытое 1971 г. Площадь 386км 2 . Приурочено к юго-запад­ной часлш моноклинального склона Яепского палеосвода. Установ­лено трехъярусное строение осадочной толщи (венд, кембрий, ордовик)

    Рис. 85. Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение

    (Г.А. Габриэлянц, 2000):

    а — структурная карта по кровле коллекторов ярактинской пачки; б — геологический разрез продуктивного горизонта; 1 — граница зоны рас­пространения коллекторов; 2 — внешний контур газоносности; 3 — вне­шний контур нефтеносности; 4 — линии дизъюнктивных нарушений; коллекторы: 5 — газонасыщенные, 6 — нефтенасыщенные, 7 — водона-сыщенные; 8 — непроницаемые породы; 9 — кристаллический фунда­мент

    Рис. 86. Палеоморфологическая карта ярактинских отложений Ярактино-Аянской площади (А) и палеогеологический разрез по линии I – I ’ (Б):

    Выработанный рельеф. До начала трансгрессии: 1 — морской подводный склон; 2 — русловые протоки; на начальном этапе трансгрессии: 3 — бе­реговой уступ; 4 — структурно-денудационный останец. Аккумулятив­ный рельеф; равнины: 5 — морская глубоководная; 6 — прибрежно-морская мелководная в начале трансгрессии; 7 — аллювиально-морская мак­симального развития трансгрессии (подводная дельта); 8 — конгломераты и галька в основании ярактинской пачки; 9 — породы-коллекторы; 10 — флюидоупоры; 11 — реперный горизонт; 12 — скважины (в числителе — номер, в знаменателе — толщина ярактинской пачки, м); 13 — изопахиты ярактинской пачки; 14 — линия профиля; 15 — контур нефтегазоносности

    и несовпадение нижнего структурного плана с верхним. В среднем структурном этаже зафиксировано проявление соляной тектоники и неповсеместное развитие траппового магматизма. На фоне субмеридионального моноклинального погружения обособ­ляются несколько малоамплитудных мелких поднятий, связанных с эрозионным выступом кристаллического фундамента. В базальных терригенных породах венд-кембрия (непская свита) выделяют­ся два продуктивных пласта (1-И), разобщенных глинистой пере­мычкой и ограниченных боковыми литологическими экранами. Глу­бина залегания пластов 2600—2750 м. Основным является верхний продуктивный пласт (I), развитый повсеместно на месторожде­нии. В нем выявлена газоконденсатная залежь с крупной нефтяной оторочкой. В нижнем пласте (II) в юго-восточной части месторож­дения открыты газоконденсатная и нефтяная залежи. Залежи пла­стовые, литологические с элементами тектонического экраниро­вания. Залежь в пластах (1-П) контролируется единой гидродина­мической системой. Продуктивные пласты сложены песчаниками. Коллектор поровый, трещинно-поровый. Пористость — 7—13%, проницаемость — 0,07—0,6 мкм 2 . Эффективная толщина 2,4—6,9 м. Пластовое давление 24,9 МПа, t 37°С. Начальные дебиты нефти 16,8—30 т/сут, газа 63—154 тыс. мУсут. Плотность нефти 685— 745 кг/м 3 (сепарированной 808—840кг/м 3 ), вязкость 1,06 мПа-с, со­держание смол селикагелевых2—4,4 %, асфальтенов 0,03—0,08 %, па­рафина 0,7-1,9%, серы 0,05-0,18 %. Состав газа, %: СН4 — 74,8-84,7, С2Н6 +высшие — 8,1. Плотность газа 0,652. Содержание стабильно­го конденсата до 199,5 г/м 3 . Плотность конденсата 0,704 г/м 3 .

    Дулисьминское нефтегазоконденсатное месторождение рас­положено в 90 км северо-западнее

    г. Киренска. Открытое 1983г., по разведанным запасам относится к категории крупных. Приуро­чено к крупной литолого-стратиграфической ловушке на юго-за­падном склоне Непского палеосвода Непско-Ботуобинской антеклизы. Месторождение однозалежное. Газоконденсатная с нефтя­ной оторочкой залежь приурочена к песчаникам пластов В10 и В13 непской свиты венда. В южной части месторождения пласты раз­делены глинистой перемычкой различной толщины, в центре она выклинивается и пласты сливаются в единое продуктивное тело. Морфология ловушки обусловлена конфигурацией линии стратиг­рафического выклинивания песчаников продуктивного горизонта на северо-западе и линии литологического замещения их глинисты­ми разностями породна западе, северо-востоке и востоке. Тип залежи литолого-стратиграфический, гл. 2840 м, площадь 442,6 км 2 . Коллекторы — песчаники средней пористости 11%, проницаемо­стью 0,05—0,07мкм 2 , эффективные толщины колеблются от 4,2 до 18,3 м. Начальное пластовое давление 22,56 МПа, t 32°C. Началь­ные дебиты газа 120 тыс. мУсут, нефти 49 т/сут. Плотность газа 0,62. Газ содержит: метана 78—89 %, азота 3,4%, углекисло­го газа 0,07%, конденсата до 137 г/м 3 ; конденсат плотностью 0,72 г/см 3 , содержание серы 0,045%, смолистость 0,04—0,90%, практически не содержит твердых парафинов. Нефть плотнос­тью 0,833 г/см 2 , вязкость в пластовых условиях 2,29 мПа-с. Нефть содержит: серы 0,14%, парафина 1,27 %, смол и асфальтенов 5,32%.

    АНГАРО-ЛЕНСКАЯ ГНО площадью 170 тыс. км 2 расположена на юге провинции в пределах одноименной тектонической ступе­ни. Основным нефтегазоносным комплексом является вендский терригенный. В нем сосредоточены основные ресурсы углеводоро­дов области. С ним связаны Ковыктинское, Братское, Атовское га-зоконденсатные месторождения. Газонефтеносны также кембрий­ские и верхневендско-нижнекембрийские карбонатные отложения.

    Ковыктинское газоконденсатное месторождение (рис. 87) рас­положено в 350 км северо-северо-восточнее г. Иркутска. Открыто в 1987 г. Месторождение уникальное по запасам газа. Приурочено к крупной антиклинальной структуре северо-восточного простира­ния в пределах Верхнеленской зоны локальных поднятий, выделяемой на востоке Ангаро-Ленской ступени (моноклинали). По кровле вендс­ких терригенных отложений зона представляет собой пологое сла­бодислоцированное погружение пород с востока на запад. Ковыктин-ская структура в ее изученной части имеет пологое погружение по­род в северном и юго-западном направлении. Разрез месторождения сложен отложениями рифея, венда, кембрия и ордовика общей тол­щиной до 2800—3400 м. Основной продуктивный горизонт — парфе-новский, представляющий собой песчано-алевритовую пачку с не­сколькими горизонтами песчаников, выделяемый в верхней части терригенного комплекса венда (верхнечорская подсвита) на глубине 3061 м. Тип залежи массивно-пластовый литологически экраниро­ванный. Размеры залежи в контуре условно принятого ГВК на от­метке -2269 м — 315км 2 . Газонасыщенная толщина 10—35м, порис­тость песчаников 11—14%, проницаемость от 0,03 до 0,13 мкм 2 , га­зонасыщенность от 63 до 75%. Дебит газа до 734 тыс. мУсут, кон­денсата до 156 м 3 /сут; пластовое давление 25,7 МПа, 1пласта53°С. Состав газа, %: СН4 93,9 тяжелых углеводородов до 6, азота 1,55,

    Рис. 87. Ковыктинское газоконденсатное месторождение (Н.А. Крылов, Г.Т.Юдин и др., 1997):

    1 — изогипсы по кровле проницаемых песчаников парфеновского го­ризонта; 2 — контур площади структуры по изогипсе — 2,28; 3 — пред­полагаемая граница (литологическая) распространения коллектора; 4 — условный контур доказанной газоносности; 5 — линия разреза; 6 — га­зонасыщенный горизонт

    углекислого газа 0,14. Плотность газа 0,643. Содержание стабильно­го конденсата до 67 г/м 3 . Плотность конденсата 0,714 г/см 3 , содер­жание серы в конденсате 0,10%, парафина 0,11%.

    ПРЕДПАТОМСКАЯ НГО площадью 125 тыс. км 2 соответству­ет одноименному региональному прогибу и Березовской впади­не. В отложениях венда открыты газовые месторождения — Бысахтахское, Кэдергинское. Неразведанные запасы углеводородов в области сосредоточены в верхневендско-нижнекембрийском, вендском и рифейском комплексах.

    СЕВЕРО-ТУНГУССКАЯ ПЕРСПЕКТИВНАЯ НГО (ПНГО) пло­щадью 430 тыс. км 2 занимает большую часть Тунгусской синек-лизы, является наименее изученной перспективной территори­ей провинции. Песпективы открытия месторождений связыва­ются с отложениями венда, кембрия, ордовика, силура, девона. Почти половина прогнозируемых ресурсов углеводородов связы­вается с кембрийским карбонатно-галогенным комплексом.

    ПРИСАЯНО-ЕНИСЕЙСКАЯП НГО площадью150 тыс. км 2 рас­положена в одноименной синеклизе на юго-западе провинции. Перспективы открытия месторождений связываются с рифейс-ким, верхневендско-нижнекембрийским, вендским комплексами. Область изучена слабо, скважинами вскрыты лишь верхние над-солевые отложения в прибортовых зонах.

    АНАБАРСКАЯ ПНГО площадью 540 тыс. км 2 приурочена к одно­именной антеклизе. В центре и на востоке области фундамент выхо­дит на поверхность. В разрезе рифея-силура имеются нефтематерин-ские толщи. Кембрийские отложения насыщены битумами. Перспек­тивы связываются с рифейскими, вендскими, кембрийскими комп­лексами, в которых отмечены прямые проявления нефти и газа.

    ЗАПАДНО-ВИЛЮЙСКАЯ ПНГО площадью 80 тыс. км 2 вклю­чает Кемпендяйскую и Ыгыаттинскую рифейско-среднепалеозойские впадины, скрытые под мезозойским чехлом западной прибортовой зоны Вилюйской синеклизы. Перспективы нефтегазоносности связаны с отложениями венда, кембрия, ордовика, силура, девона. В отдельных скважинах получены притоки нефти и газа.

    СЕВЕРО-АЛДАНСКАЯ ПНГО площадью 300 тыс. км 2 выделена и пределах северного склона Алданской антеклизы. Фундамент залегает на небольшой глубине. Промышленной нефтегазоноснос-ги не установлено. Перспективы нефтегазоносности связаны с отложениями кембрия, венда, рифея, в основном в Алдано-Майской впадине и вдоль границы с Вилюйской синеклизой.

    СЮГДЖЕРСКАЯ ПНГО площадью 100 тыс. км 2 расположена в пределах одноименной седловины, разделяющей Непско-Ботуо-бинскую и Анабарскую антеклизы. Перспективы нфтегазоносно-сти связаны с отложениями от рифея до триаса. Больше половины прогнозируемых ресурсов могут быть сосредоточены в верхневендско-нижнекембрийском комплексе.

    ТУРУХАНО-НОРИЛЬСКАЯ ПНГО занимает Турухано-Норильскую зону поднятий, вытянутую вдоль западной границы провинции. Здесь на поверхность выходят размытые и сильно дислоцированные породы рифея. На Подкаменной и других пло­щадях были получены прямые проявления нефти и газа. Промыш­ленная нефтегазоносность связана с отложениями венда и сред­него палеозоя.

    Несмотря на широко развитый на территории Лено-Тунгусской провинции трапповый магматизм, который осложняет стро­ение осадочного чехла и снижает перспективы нефтегазоносное -ти, здесь следует ожидать открытия крупных скоплений нефти и газа, особенно в районе Непско-Ботуобинской антеклизы, Ангаро-Ленской ступени, Предпатомском прогибе, Катангской седло­вины, Байкитской антеклизы.

    Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Студалл.Орг (0.029 сек.)

    Источник

    Оцените статью