Размещено на http://www.allbest.ru/

Российский Государственный Университет нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина

Контрольная работа

по предмету: Нефтегазоносные провинции России и зарубежных стран

на тему: Описание нефтегазоносной провинции, нефтегазоносной области, нефтегазоносного района

Выполнил:

Ермаков А.С.

г. Москва 2016

• Содержание
• 1. Географо-экономические условия
• 2. Геолого-геофизическая изученность
• 3. Геологическое строение


1. Географо-экономические условия

Одна из крупнейших в мире Западно-Сибирская НГМП протягивается от восточных склонов Уральского хребта до Енисея и от Северного Ледовитого океана до Казахского нагорья и Алтая. Она занимает одноименную низменность и соответствует территории Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов, Тюменской, Томской, частично Свердловской, Омской, Новосибирской областей и левобережья Красноярского края. Площадь провинции на суше составляет 2,1 млн. км 2 и 750 тыс. км 2 с учетом южной акватории Карского моря. В осадочном чехле доля морских отложений 39%, континентальных 60%, карбонатных менее 1%

Западно-Сибирский экономический район

Среднеобская нефтегазоносная область характеризуется уникальной концентрацией ресурсов нефти в неокомских отложениях, вмещающих гигантские, крупнейшие и крупные залежи нефти. Второй по запасам нефтегазоносный комплекс - верхнеюрский ( васюганский), третий - среднеюрский. В нижнеюрском комплексе открыты единичные залежи нефти и газоконденсата.

Область расположена в среднем течении реки Оби от Ханты-Мансийска на западе до Александровска на востоке. Сургутский и Нижневартовский своды, а также два куполовидных поднятия - Салым-ское и Верхнесалымское, расположенные к западу и юго-западу от Сургутского свода. Кроме того, к северу от Нижневартовского свода выделяется крупный Варьеганский вал. С Нижневартовским и Сургутским сводами связаны основные запасы нефти Западной Сибири, причем больший процент относится к месторождениям Тюменской области. Залежи нефти на всех площадях Среднеобской нефтегазоносной области относятся к нижнему отделу меловой системы.

Нижневартовский район занимает площадь в 34 тыс. км2. Главные подкомплексы района -- верхневаланжинский и барремский (вместе с пластом ABi -- баррем-нижнеаптский). Здесь выделено шесть зон, среди которых самая богатая по запасам -- Мегион-Самотлорская, контролируемая центральной куполовидной вершиной свода. Главные подкомплексы зоны -- верхневаланжинский и баррем-нижнеаптский, запасы которых распределены примерно поровну.

Самотлорское нефтегазовое месторождение крупнейшее в Западной Сибири и в России. Находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 15 км от г. Нижневартовск. Открыто в 1965 г., разрабатывается с 1969 г. Расположено в центральной части Нижневартовского свода в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную и Черниговскую структуры третьего порядка. Все они оконтурены изогипсой -2350-2475 м и имеют амплитуду порядка 50-100 м. В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе 2220 м имеет размеры 32x40 км, амплитуду 150 м

2. Геолого-геофизическая изученность

Состояние геолого-геофизической изученности неравномерно по территории Западной Сибири и в целом уступает старым нефтегазоносным провинциям европейской части страны. С начала работ в Западной Сибири пробурено 2 сверхглубокие скважины, 29 опорных, более 150 параметрических, более 20 000 поисковых и разведочных. Плотность поисково-разведочного бурения в ХМАО составляет 61.9 м/км2 (15-й показатель среди субъектов РФ), в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) -- 22.1 м/км2 (21-й показатель). Размещение опорного и параметрического бурения крайне неравномерно по площади с концентрацией его в Томской области, по югу Западно-Сибирской равнины и резким уменьшением объемов к северу от Сибирских Увалов. Такое распределение во многом отстает от регионального изучения объектов, выделенных сейсморазведочными работами.

Значительная территория провинции предопределила объемы полевых сейсморазведочных работ, достигших на сегодняшний день суммарного объема более 1.5 млн. пог. км. Однако плотность исследований в ХМАО составляет 0.96 км/км2, в ЯНАО -- 0.94 км/км2. Это 20-й и 21-й показатели среди субъектов РФ. Сейсморазведка методом отраженных волн (МОВ) на ранних этапах изучения Западной Сибири выполнялась в модификациях однократных перекрытий и региональных наблюдений, ориентированных на речную и редкую дорожную сеть. Резкое увеличение геологической эффективности сейсморазведки произошло в 70-е годы прошлого столетия с освоением многократных систем наблюдений в методе отраженных волн. С 1975 г. в Западной Сибири проводятся работы по специальной регулярной сети регионального сейсмического профилирования МОВ ОГТ, результаты которых существенно повлияли на стратегию и тактику поисковых работ на нефть и газ, позволили выработать целостное представление о строении мегабассейна и слагающих его нефтегазоносных комплексов, выявить региональные закономерности распространения осадочных толщ. На сегодняшний день в Западной Сибири отработано более 100 региональных профилей МОВ ОГТ общим объемом более 60 тыс. пог. км. Первые работы по обобщению регионального профилирования были выполнены в Тюменской тематической экспедиции Главтюменьгеологии в 1976--1982 гг., в Главном вычислительном центре Главтюменьгеологии в 1982--1985 гг., в Хантымансийскгеофизике в 1987--1992 гг., в Ямалгеофизике в 1983--1987 гг., в ЗапСибНИИгеофизике в 1988--1992 гг., в Тюменьнефтегеофизике в 1987 г.

Среднеобская нефтегазоносная область выделяется в центральной части Западно-Сибирской провинции. Наиболее крупные тектонические элементы: Северо-Сургутская моноклиналь, Сургутский свод, Северо-Вартовская моноклиналь, Нижневартовский свод, Южно-Вартовская моноклиналь, Салымский свод, Юганская впадина, Ярсомовский прогиб, Чупальская седловина, Колтогорский прогиб, Тундринская впадина. Осадконакопление при формировании данных структур происходило по-разному и залежи нефти имеют свои особенности. Выявлены структурные и структурно-литологические залежи.

На северном склоне свода расположена Ватьеганская зона (K\v2, b). Северо-восточная окраина свода относится к Варьеганекой зоне, связанной с одноименным валом и перемычкой, отделяющей этот вал от Самотлорского куполовидного поднятия. Главные подкомплексы здесь -- верхнеюрский, верхневаланжинский и готеривский (73> K.iV2, h).На юго-западном склоне Нижневартовского сводового поднятия обособляется Локосовская зона {K\h}. Южный склон свода занимает Ермаковская зона, в пределах которой выявлено лишь одно месторождение с непромышленной залежью в пласте АВ2. Эта зона не разведана, в ее пределах предполагается присутствие структурно-литологических залежей в васюганской свите (верхняя юра). С субмеридиональным Ларьеганским валом, осложняющим юго-восточную часть свода, связана одноименная зона, в пределах которой открыты небольшие месторождения нефти с залежами в горизонте K)i (васюганская свита).

Общей закономерностью в размещении залежей по разрезу Нижневартовского района является расширение стратиграфического диапазона нефтегазоносное и концентрация скоплений по их запасам в пределах центральных, наиболее приподнятых зон. На склонах, как правило, продуктивны лишь юрские и берриас-нижневаланжинские отложения, в которых господствуют залежи литологического и структурно-литологического типов.

3. Геологическое строение

Стратиграфия.

Бассейн выполнен терригенными отложениями юрского, мелового, палеогенового, в меньшей степени неогенового возраста; более древние отложения (триас, палеозой) развиты лишь во впадинах, осложняющих фундамент. Нижне и среднеюрские отложения представлены континентальными песчано-глинистыми породами с максимальной мощностью на севере бассейна 1000 м (на большой площади бассейна мощность их составляет 200-600 м). Верхнеюрские и нижнемеловые (валанжинские) породы сложены аргиллитами и песчаниками; мощность верхнеюрских отложений редко превышает 300 м, валанжинских - 500 м. 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. Верхнемеловые, палеоценовые и эоценовые отложения представлены морскими, в меньшей степени континентальными, глинистыми и песчаниковыми породами мощностью от 800 до 1600 м. Отложения олигоцена мощностью не свыше 700 м выражены континентальными песками и глинами. Максимальная мощность (свыше 5000 м) осадочных отложений известна в северной части бассейна.

В геологическом строении Среднеобской нефтегазоносной области участвуют главным образом отложения мезозоя, залегающие на палеозойском кристаллическом фундаменте. Она сложена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. В пределах Сургутского и Нижневартовского сводов аналогами этой свиты являются васюганская и георгиевская свита, представленные чередованием песчаников и аргиллитов.

В геологическом строении Нижневартовского свода принимают участие породы доюрского фундамента, мезокайназойских терригенных отложений, платформенного чехла. В разрезе последних выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования. На Самотлорском месторождении геологический разрез характеризуется широким диапазоном нефтегазоносности и значительным количеством продуктивных горизонтов.

Тектоника. западно-сибирский нефтегазоносный провинция

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция представляет собой молодую платформу с трехъярусным строением: гетерогенный фундамент, промежуточный до плитный комплекс, образованный осадочно-вулканогенными породами палеозойского триасового комплекса, и платформенный плитный чехол мезокайнозойских, преимущественно юрских и меловых отложений. Фундамент разновозрастный, в нем выделяются различные по размеру участки карельского, байкальского, каледонского и герцинского возраста. В Прибалтийской и Присаянской бластях фундамент салаирского возраста. Поверхность фундамента залегает на глубине 1000 - 2000 м в Приуралье, погружаясь к центру провинции и на север до 11 -- 13 км. Широко развиты рифтовые системы, представленные разветвленной сетью грабен-рифтов, продолжавших развитие в мезозое-кайнозое, что в значительной степени повлияло на формирование структур в осадочном чехле. В доплитном комплексе особое место в структуре Западно-Сибирской платформы принадлежит триасовой системе рифтов, во многом предопределившей особенности строения и нефтегазоносность плитного юрско-кайнозойского комплекса.

Рифтовая система состоит из рифтовых зон и межрифтовых поднятий. Крупнейшая рифтовая структура - Колтогорско-Уренгойский рифт, протягивается в меридиональном направлении от г. Омска до берегов Карского моря на 1800 км при ширине 80 км. Западнее Колтогорско-Уренгойского рифта выделяются Худуттейский, Ямальский и Аганский рифты, а на северо-востоке платформы - Худосейский. Они менее протяженные и более узкие.

Промежуточный комплекс развит по площади неравномерно и достигает наибольших мощностей в опущенных частях впадины.

Крупные тектонические элементы: 1 -- Среднеямальский свод, 2 -- Нур- щинский мегавал, 3 -- Южно-Ямальский мегавал, 4 -- Юрацкий свод, 5 -- Гыдан-ский свод, 6 -- Напалковский мегавал, 7 -- Нижнемессояхский ме- гавал, 8 -- Уренгойский мегавал, 9 -- Медвежий мегавал, 10 -- Северный свод, 11 - Рус-ско-Часельский свод, 12 -- Сургутский свод, 13 -- Салымс- кий свод, 14 -- Нижневартовский свод, 15 -- Александровский мегавал, 16 -- Каймысовский свод, 17 -- Средневасюганский мегавал, 18 -- Пудин- ский мегавал, 19 -- Межовский мегавал, 20 -- Нюрольская впадина, 21 -- Кросноленинский свод, 22 -- Шаимский мегавал, 23 -- Березовская моно- клиналь, 24 -- Ханты-Ман-сийская впадина, 25 -- Харампурская монокли- наль, 26 -- Большеукская моноклиналь, 27 -- Парабельский мегавал, 28 -- Ханадырь-Яхнинская моно-клиналь, 29 -- Демьянинский вал, 30 -- Северо-Сургутская моноклиналь

Провинция имеет блюдцеобразную форму и включает Многочисленные крупные обособленные впадины и валообразные Поднятия. Осадочный чехол образует в региональном плане три порядковых тектонических элемента: внешний тектонический пояс (толщина 1 -- 2 км), южную тектоническую область (2 - 4 км) и северную тектоническую область (11 -- 12 км). В пределах южной тектонической области выделяются крупные своды и мегавалы: Сургутский (площадью 380 тыс. км 2 ), Нижневартовский (220x110 тыс. км 2 ), Красноленинский (130x75 тыс. км 2 ) своды, Александровский и др. мегавалы. Для восточной части области характерно чередование крупных линейных поднятий и прогибов: Корликовский, Усть-Тымский, Касский мегапрогибы, Пыль-Каралинский, Каральскинско-Ажарлинский мегавалы. Северная тектоническая область охватывает северную часть платформы к северу от Сургутского свода. Здесь выделяется Ямал-Тазовская мегасинеклиза, расчлененная Нижнемессояхским мегавалом на две синеклизы: Ямало-Гыданскую и Надым-Тазовскую. На территории Ямал-Тазовской мегасинеклизы выделяются десятки крупных впадин, мегапрогибов, мегавалов и сводов. Все крупные структуры Западно-Сибирской плиты осложнены свыше 1200 локальными поднятиями размерами от 2x3 до 30x50 км с амплитудами от десятков до сотен метров.

Основные черты геологического строения. Среднеобская нефтегазоносная область в тектоническом отношении соответствует центральным наиболее погруженным участкам Западно-Сибирской платформы. Мощность осадочных отложений достигает 3000 м и более.В пределах области выделяется два крупных свода-- Сургутский и Нижневартовский, в пределах которых располагаются почти все известные месторождения региона. Своды разделяются неглубоким и узким Ярсомовским прогибом, а с юга граничат с Юганской впадиной. Нижневартовский свод с востока отделяется от Александровского (расположенного уже в Васюганской нефтегазоносной области) Пурпейским и Колтогорским мегапpогибами. Сургутский свод представляет собой удлиненную структуру, ориентированную почти в меридиональном направлении с размерами 325 Х 125 км. Амплитуда свода по отношению к депресионным участкам 350 м. Нижневартовский свод в плане изометричен. Его размеры 230 х Х 200 км, амплитуда 300-450 м. Для обоих сводов характерно осложнение их валами, состоящими из серии многочисленных локальных складок, к которым и приурочены все известные нефтяные месторождения области. Локальные складки как правило, acимметричны, углы падения пород на крыльях не превышают 2°. Длина структур 5-20 км, ширина 3-12 км, амплитуда 50-150 м, редко 300 м и более.

В геологическом строении Среднеобской нефтегазоносной области участвуют главным образом отложения мезозоя, залегающие на па леозойском кристаллическом фундаменте. В основании осадочного чехла залегает тюменская свита (нижняя средняя юра), развитая повсеместно и достигающая мощности 200-300 м. Она сложена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Абалакская свита (верхняя юра) имеет ограниченное распространение, ее мощность не более 30-35 м. В пределах Сургутского и Нижневартовского сводов аналогами этой свиты являются Васюганская и георгиевская свита, представленные чередованием песчаников и аргиллитов. Мощность их 50-110 м.

Разрез валанжина и готeрива-баррема слагают мегионская и вартовская свита (аналоги алясовской и леушинской свит Березово- Шаимской нефтегазоносной области). В их составе имеют широкое распространение хорошо выдержанные пласты и пачки песчаников разделенных аргилитами. Мегионская свита мощностью 265-530 более глинистая, чем вартовская. Вообще верхнеюрские и валанжинские отложения, представляющие собой региональную глинистую покрышку, здесь заметно опесчаниваются что очевидно снижает ее экранирующие способности (по сравнению с Березово-Шаимской областью).

В разрезе вартовской свиты, наоборот, преобладают хорошо выдержанные пласты и пачки песчаников мощностью от нескольких до 40-45 м. О выдержанности песчаников свиты говорит тот факт, что нефтеносный пласт Бх, один из основных в области, имеет развитие как на Сургутском, так и на Нижпевартовском сводах.

Нефтегазаносность.

Планомерные нефтепоисковые работы с целью оценки перспектив нефтегазоносности начаты в 1948 г. В 1932 г. И.М. Губкиным была выдвинута гипотеза о том, что угленосные фации мезозойского возраста краевой зоны Урала должны прослеживаться по направлению на восток, к центру Западно-Сибирского бассейна и переходить там в нефтеносные фации. Однако прошло 20 лет, пока проводившиеся здесь поисково-разведочные работы дали первый результат.

В 1953 г. в Приуралье открыто первое газовое месторождение - Березовское, а в 1960 г. - первое нефтяное ме- сторождение - Шаимское. Открытие в 1961 г. Мегионского и Усть- Балыкского нефтяных месторождений послужило началом выявления многопластовых месторождений нефти в неокомских отложениях среднего Приобья. В последующие годы с выходом поисково-разведочных работ в центральные и северные районы Западной Сибири были открыты такие гигантские месторождения нефти и газа, как Самотлорское (1965 г.), Уренгойское (1966 г.), Медвежье (1967 г.), Ямбургское (1969 г.) и др., что вывело Западно-Сибирскую провинцию в число ведущих нефтегазодобывающих регионов страны.

Месторождения: 1 -- нефтяные, 2 -- газовые, 3 -- газоконденсатные; гра- ницы: 4 -- Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, 5 -- нефтегазоносных областей, 6 -- между Внешним поясом и Центральной тектонической областью; 7 -- Северной тектонической области. Структурные элементы: I -- Верхнекодинский мегапрогиб, II -- Березовская моноклиналь, III -- Ярсомовский мегапрогиб, IV -- Колтогорский мегапрогиб, V -- Пурпейский мегапрогиб, VI -- Сосьвинский свод, VII -- Красноленинский свод, VIII -- Сургутский свод, IX -- Нижневартовский свод, Х -- Пойкинский вал, XI -- Салымское краевое поднятие, XII -- Верхне- Салымское краевое поднятие, XIII -- Александровский мегавал, XIV - Верхнедемьянский мегавал, XV -- Каймысовский свод, XVI -- Уренгойский свод, XVII -- Медвежий вал, XVIII -- Новопортовский вал. Мес- торождения: 1 -- Харасавейское, 2 - Бованенковское, 3 - Нейтинс- кое, 4 - Арктическое, 5 -Средне-ямальское, 6 - Нурминское, 7 - Но- вопортовское, 8 - Ямбургское, 9 - Семаковское, 10 - Малоямальское, 11- Верхнетиутейское, 12 - Южно-Тамбейское, 13 - Северо-Тамбейское, 14 - Антипаютинское, 15 - Геофизическое, 16 - Гыданское, 17 - Утреннее, 18 - Сузунское, 19 - Тазовское, 20 - Заполярное, 21 - Русское, 22 - Южно-Русское, 23 - Северо-Уренгойское, 24 - Уренгойское, 25 - Песцовое, 26 - Медвежье, 27 - Надымское, 28 - Юбилейное, 29 -Ямсовейское, 30 - Северо-Комсомольское, 31 - Комсомольское, 32 - Губкинское, 33 - Западно-Таркосалинское, 34 - Восточно-Таркосалинское, 35 - Айваседопурское, 36 - Етыпур-ское, 37 - Вэнгапурское, 38 - Ярайнерское, 39 - Северо-Соимлорское, 40 -Карамовское, 41 - Холмогорское, 42 -Большекотухтинское, 43 - Северо-Варьеган- ское, 44 - Варьеганское, 45 - Тюменское, 46 - Ванеганское, 47 -Гунеганское, 48 - Повховское, 49 - Ватьеганское, 50 - Когалымское, 51 - Тевлинское, 52 - Лобатюганское, 53 - Нижнесартымское, 54 -Конитлорское, 55 - Декабрьское, 56 - Верхнелемьинское, 57 -Айпимское, 58 -Тайбинское, 59 - Лянторское, 60 - Западно-Минчимкинское, 61 - Яунлорское, 62 - Быстринское, 63 -Покачевское, 64 - Среднебалыкское, 65 - Вартовско-Соснинское, 66 -Самотлорское, 67 - Мамонтовское, 68 - Правдинское, 69 -Салымское, 70 - Верхнесалымское, 71 - Южно-Мыльджинское, 72 - Лугинецкое, 73 - Останинское, 74 -Пунгинское, 75 - Лемьинское, 76 - Картопьинское, 77 - Березовское, 78 - Даниловское, 79 - Карабашское, 80 - Урненское, 81 - Усановское

К настоящему времени в провинции открыто около 600 месторождений нефти и газа. Большая часть месторождений связана с меловыми и юрскими отложениями, являющимися главными объектами поисково-разведочных работ. Сравнительно неболь- шие месторождения открыты в палеозойских отложениях, получены проявления нефти и газа из триасовых пород. Палеозой и триас изучены значительно слабее вышележащих пород и являются перспективными в отношении нефтегазоносности. Большинство залежей антиклинальные, сводовые пластовые или массивные, реже встречаются стратиграфические и литологические. В осадочном чехле выделяются две однородные глинистые региональные покрышки: верхнеюрско-валанжинская и туронско-палеогеновая. Они экранируют два нефтегазоносных комплекса: юрский и меловой.

В Западно-Сибирской НГМП можно выделить 11 НГО, приуроченных к тектоническим элементам разного порядка, входящих в состав эпигерцинской плиты: Приуральскую, Каймысовс кую, Васюганскую, Пайдугинскую, Фроловскую, Среднеобскую Надым-Пурс-кую, Пур-Тазовскую, Гыданскую, Ямальскую, Южно-Карскую. В Западно-Сибирской НГМП отмечается региональная приуроченность большинства нефтяных месторождений к центральным, в меньшей степени к южным районам провинции. Северные районы характеризуются преимущественным и исключительным газонакоплением с концентрацией большинства открытых газо- вых и газоконденсатных месторождений. В разрезе мегапровинции выделены границы распространения 10 регионально нефтегазоносных комплексов.

Палеозойский НГК вскрыт в различных районах мегапровинции. Однако промышленные залежи и притоки нефти и газа в скважинах установлены лишь на юге провинции (Нюрольская впадина), в Среднем Приобье и на севере. Они приурочены к прикровельной части разреза, представленной карбонатами, непосредственно перекрытыми базальными горизонтами юры. Отдельные притоки получены также из-под эффузивно-осадочных пород триаса (Красноленинский, Нижневартовский своды). Высокодебитные притоки газа получены из верхней трещиновато-кавернозной части среднепалеозойского комплекса Новопортовского месторождения. Во всех этих районах преобладает трещинно-кавернозный тип коллектора. Палеозойский комплекс в стратиграфическом интервале от ордовика до карбона в настоящее время характеризуется очень слабой изученностью. Триасовый НГК, наиболее сложный из-за многообразия фациального состава, выделен на севере и востоке мегапровинции, представлен глинами с прослоями песчаников, алевролитов, гравелитов и туфогенных пород. Нижне-среднеюрский НГК распространен в мегапровинции повсеместно, увеличиваясь в восточных районах за счет верхнеюрских отложений, где региональная тоарская глинистая покрышка опесчанивается. Кровля комплекса залегает на глубине 500 м в периферийных зонах провинции, до 5000 м на севере, толщина от нескольких метров до 600 м. Комплекс характеризуется сложным литолого-фациальным составом. Наиболее крупные скопления нефти и газа приурочены к переходной области. Здесь открыты месторождения Тайлаковской свиты: Талинское, Федоровское, Тевлинско-Русскинское и др. В комплексе открыто около 150 залежей и сосредоточено 15% ресурсов углеводородов провинции с 232 преобладанием ресурсов нефти в центральных и южных районах и газа - в северных. Васюганский (келловей-киммериджский) НГК распространен на большей части мегапровинции. Глубина залегания кровли комплекса составляет от 2500 м на юге, до 3500 м на севере, толщина 50-- 60 м. Породы комплекса характеризуются большой латеральной изменчивостью и создают разнообразные и многочисленные структурно-литологические и литологические ловушки. Коллекторские свойства песчаников и алевролитов в целом невысокие. Здесь открыты месторождения Урньенское, Поточное, Северо-Покачевское и др. С комплексом связано 6% ресурсного потенциала мегапровинции, в основном со Среднеобской НГО. Баженовский (верхнеюрско-нижнеберриасский) НГК характеризуется наличием коллекторов, представленных листоватыми глинами, залегающими в виде линз высотой от 0,2 м до 30 м в толще слабопроницаемых и непроницаемых глинистых пород. Эти отложения называются баженитами. Они широко распространены по территории мегапровинции, залегают на глубинах 1000 -- 3500 м, погружаясь в северном направлении. Их продуктивные участки локализованы более узко в центральных районах провинции и в Тамбейском районе Ямала. Ресурсы нефти в баженовском комплексе условно оцениваются в объеме около 9% общего нефтяного потенциала Западной Сибири. Ачимовский (берриас-нижневаланжинский) НГК широко распространен в центральных и северных районах мегапровинции. Комплекс имеет первичное косослоистое строение, образуя протяженные геологические тела субмеридионального простирания, последовательно выклинивающиеся к западу. Глубина залегания комплекса в центральных районах мегапровинции 2600 -- 3200 м, к северу она возрастает до 3800 м, что сопровождается развитием в северных районах АВПД. С ачимовским комплексом связаны крупные залежи нефти Аганского, Быстринского, Тагринского, Малобалыкского месторождений, газа и конденсата -- Уренгойского и др. месторождений. Доля комплекса в ресурсах нефти Западной Сибири составляет 9%, газа - 5%. Неокомский НГК распространен на большей части мегапровинции и представлен толщей переслаивания песчаников, алевролитов и глин, перекрытой региональной нижнеаптской глинистой покрышкой. Общая толщина комплекса составляет 250 -- 900 м, глубина залегания в центральных районах 1500 -- 2200 м, на севере 233 1700 -- 3000 м. С комплексом связаны крупнейшие залежи Самотлорского, Федоровского, Мамонтовского, Западно-Сургутского, Варьеганского и др. месторождений. В северных районах провинции возрастает роль комплекса в ресурсах газа (Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское и др. месторождения). Большинство открытых месторождений приурочено к ловушкам структурного типа, также усиливаются работы по исследованию литологических и структурно-литологических ловушек. С неокомским комплексом связаны крупнейшие перспективы подготовки запасов нефти, в меньшей степени газа. Аптский (апт-нижнеальбский) НГК имеет наименьшую площадь распространения на материковой части провинции, преимущественно в северных и северо-западных районах. Комплекс представлен мелкозернистыми песчаниками с прослоями алевролитов, глин, угля, перекрыт толщей альбских глин. Глубина залегания комплекса 1000 -- 2000 м, толщина разреза до 450 м. Комплекс является преимущественно газоносным, основные ресурсы приходятся на п-ов Ямал. Прослежен в акватории Карского моря. Здесь с ним связаны газовые месторождения Русановское и Ленинградское. Доля аптского комплекса в ресурсах газа Западной Сибири составляет около 10%. Сеноманский НГК широко распространен в мегапровинции, особенно в северных районах, где он достигает толщины до 1600 м. Представлен переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород и углей. Региональной покрышкой служат турон-палеогеновые глины. Комплекс характеризуется преимущественной газоносностью и содержит 60% разведанных запасов газа Западной Сибири. С комплексом связаны Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и др. крупнейшие месторождения. Нефть имеет в комплексе подчиненное значение и встречается в основном в виде нефтя- ных оторочек. Исключение составляют несколько залежей тяжелой нефти на Русском, Южно-Русском и др. месторождениях в Надым-Пурском регионе. Турон-сенонский НГК представлен песчаниками и песками с прослоями алевролитов и глин. Глубина залегания около 1000 м. Имеет ограниченное распространение в северных и северо-восточных районах провинции и морфологически является осложнением турон-палеогеновой глинистой покрышки в зонах ее частичного опесчанивания. Доля комплекса в ресурсах газа Западной Сибири составляет 2%.

Нефтеганоносность. Залежи нефти и газа в Среднеобской нефтегазоносной области установлены в весьма широком стратиграфическом диапазоне. Здесь нефтегазоносны тюменская, васюганокая свиты юры, мегионская свита валанжина, вартовская свита валанжина и готерива -- баррема. Основные запасы нефти связаны с отложениями вартовокой и верхами мегионской свит. В их разрезе выделяется более 30 проницаемых песчаных пластов, из которых почти 20 с доказанной промышленной нефтегазоносностью. Наиболее продуктивные залежи нефти связаны с пластами, перекрытъши глинистыми пачками мощностью до 20-40 м. Так, на Сургутском своде основная нефтеносность приурочена : пласту БХ, перекрытому глинистой пачкой мощностью 30-70 м, и пластам Б1--Б5 залегающимипод пачкой аргиллитов мощностью до 30-40 м, Значительные скопления нефти заключены в песчаных и песчанисто-глинистых пластах группы А в кровельной части вартовской свиты, перекрытой глинистой толщей алымской свиты апского возраста. Отметим, что эти пласты крайне невыдержаны, мощность их изменчива и они чисто замещаются на коротком расстоянии глинами и алсвролитами. В западном направлении разрез вартовской свиты глинисируется, и на Салымском и Среднесалымском куполовидных поднятиях нефтеносными становятся пласты уже нижней части свиты (Б4-Б8). Глубины залегания нефтеносных пластов на Сургутском своде колеблются в пределах 1900--2800 м.

На месторождениях Нижневартовского свода значительно опесчаниваются не только основные продуктивные свиты - мегионская и вартовская, но и нижняя часть глинистой алымской свиты. За счет этого нефтегазаносность немного поднимается вверх по разрезу(пласты А1--А3, отсутствующие на Сургутском своде) Верхний предел залегания нефти поднимается до 1600м (Ватинское, Советское месторождение и др,).

Характеристика нефти. Нефти месторождений области характеризуются преимущественно средней плотностью (0,854-0,901г/см)и являются сернистыми. Содержание серы0,8-1,9%, причем наибольшие значения (1,5--1,9 и даже 2,2%) отмечаются на месторождениях Сургутского района (Северо-Сургутское, Усть-Балыкское, Западное Сургутское, Мамонтонское и др.). Все нефти области малопарафинистые (содержание парафина 1,9--5,3%)

Месторождения нефти и газа. В Средпеобской нефтегазоносной области на начало 1969 г. было открыто 29 нефтяных месторождений,из которых лишь в трех (Быстринское, Лянторское и Самотлорское)известны небольшие скопления свободного газа в газовых шапках над некоторыми нефтяными залежами, В этой области расположены наиболее крупные нефтяные месторождения Западной Сибири и нашей страны (Самотлорское, Мамонтовское, Советское, Усть-Балыкское, Правдинское, Западно-Сургутское и другие). Многие из этих месторождений по запасам нефти относятся к числу гигантов.Почти все месторождения Среднеобской нефтегазоносной области располагаются в пределах Нижневартовского и Сургутского сводов.

В толще выделяется до пяти отдельных песчаных пластов (AB1-AB5), из которых выдержанными являются три пласта. Эти же пласты обладают наилучшими коллекторскими свойствами. Общая мощность готеривско-барремской продуктивной толщи 120-160 м, эффективная - 40-100 м. Все нефтеносные пласты этой толщи гидродинамически связаны между собой и поэтому образуют крупную сводовую залежь массивного типа. Высота ее около 100 м. Все отдельные продуктивные горизонты имеют единый водонефтяной контакт. Особенность залежи - наличие газовой шапки (высотой до 40 м), что на нефтяных месторождениях центральной части Западной Сибири явление редкое. Пластовое давление в залежи 17,0--21,5 МПа.

В разрезе валанжина выделяется ряд песчаных пластов, из которых основными являются пласты БВ8 и БВ10 Общая мощность пласта БВ8 40--50 м, эффективная 17-33 м, пласта БВ10 - соответственно 20-30 и 2-30 м. Залежи нефти этих пластов являются пластовыми сводовыми. Водонефтяной контакт залежей имеет наклонный характер (с запада на восток), что, видимо, связано с линзовидным строением пластов и значительным ухудшением их коллекторских свойств. Пластовое давление в залежах 22 МПа, дебиты нефти 50--200 м 3 /сут через 8-миллиметровый штуцер.

Размещено на Allbest.ru