Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция

На Новопортовском месторождении наблюдается зональность, как в размещении залежей разного насыщения, так и в физико-химических свойствах нефти и газов. К верхней части разреза приурочены залежи тяжелых нефтей и сухих газов, здесь отсутствуют газоконденсатные залежи. Ниже по разрезу в группе НП нефти более легкие, повышается растворимость газов, появляются газоконденсатные залежи. В юрских отложениях появляются притоки парафинистых и высокопарафинистых нефтей.

Газ имеет метановый характер, с глубиной содержание метана уменьшается и увеличивается доля тяжелых углеводородов [1].

НАДЫМ-ПУРСКАЯ НГО площадью свыше 150 тыс. км² занимает междуречье рек Пур и Таз и большую часть Тазовского п-ва. Нефтегазоносность установлена в пяти комплексах юры и мела. 62% ресурсов газа сосредоточено в сеноманском комплексе, 42% нефти - в неокомском. В области открыто 75 газовых, газоконденсатных, нефтегазоконденсатных месторождений, в том числе крупнейшие по запасам газа - Уренгойское, Ямбургское, Медвежье, Муравленковское, Ямсовейское, Комсомольское, Губкинское, Варьеганское, Ванъеганское, Западно-Таркосалинское, Песцовое, Самбургское, Северо-Губкинское, Северо-Комсомольское, Северо-Уренгойское, Суторминское, Юбилейное, Тарасовское. В области сконцентрировано 47% газовых и 16% нефтяных ресурсов Западной Сибири [7].

Месторождение нефтегазоконденсатное Ямбургское [3] расположено в 120 км к северо-западу от пос. Тазовский, открыто в 1969 г. первой поисковой скв. 2, при испытании которой из сеноманских отложений получен фонтан газа дебитом 706,46 тыс. м3/сут. на штуцере 22,0 мм (Рис. 7).

Промышленная нефтегазоносность нижнемеловых отложений доказана в 1972 г. при опробовании скв. 1, в которой открыты три газоконденсатные залежи.

Породы фундамента на площади не вскрыты. По сейсморазведочным данным, мощность отложений осадочного чехла оценивается в 6500-7500 м.

По разведанным запасам углеводородного сырья Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение относится к уникальным. На месторождении открыты 16 залежей углеводородов в отложениях от сеноманских до берриас-валанжинских включительно, которые связаны со структурными и структурно-литологическими ловушками [3.

Основным по запасам газа объектом Ямбургского месторождения является уникальная сеноманская залежь (пласт ПК1). Продуктивная сеноманская толща представлена песчаниками, песками, алевролитами, алевритами и линзами глин, имеющими подчиненное значение. Коллекторами являются песчаники и алевролиты, эффективные газонасыщенные толщины которых изменяются от 1 до 155,2 м, открытая пористость составляет 27-38%, проницаемость - более 1000 мД, коэффициент газонасыщенности - 65,7-67%. Дебиты газа изменяются от 239,89 тыс. м³/сут. на штуцере 14,08 мм до 717,11 тыс. м³/сут на штуцере 22,04 мм. Пластовое давление в залежи - 11,0 МПа, что соответствует гидростатическому, пластовая температура +27°С.

В составе свободного газа преобладает метан (среднее содержание 95,597%). Содержание (%) азота, в среднем 1,24, углекислого газа - 0,32, гелия - 0,013, аргона - 0,011, сероводород отсутствует. Относительная плотность газа по воздуху - 0,562. Плоскость газоводяного контакта близка к горизонтальной, имеет небольшой наклон в северном направлении и проводится на абсолютных отметках -1160 м (на юге) и -1178 м (на севере). Залежь газовая массивная, водоплавающая. Размеры залежи - 30,0-50,0 Ч 170 км, высота - 210 м.

месторождение нефть газ геологический

Рис. 7. Ямбургское газоконденсатное месторождение

а - структурная карта кровли продуктивного горизонта ПК6 (сеноман); б - геологический профиль

Пласты группы БУ (БУ31, БУ32, БУ41-3, БУ53, БУ61, БУ62, БУ63, БУ7, БУ80, БУ81-2, БУ83, БУ91, БУ92, БУ93) представлены неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Эффективные нефтегазонасыщенные толщины коллекторов изменяются от 0-0,8 до 25 м. Среднее значение открытой пористости газонасыщенных песчаников составляет 15,1-18,3%, отмечается ухудшение коллекторских свойств вниз по разрезу, коэффициент газонасыщенности - 56,8-71,5%. Дебиты газа сепарации изменяются от 128,19 тыс. м³/сут на штуцере 14,17 мм до 823,07 тыс. м³/сут на штуцере 18,81 мм, конденсата - от 2,1 м³/сут на штуцере 24,1 до 97,85 м³/сут. на штуцере 18,81 мм. Залежи характеризуются пластовыми давлениями, близкими к гидростатическим [3].

Пластовые газы по своему составу метановые (88,81-89,67%), содержание (%) этана - 4,39-5,49, пропана - 1,64-1,9, бутанов - 0,68-0,74, С5 + высших -2,36, азота - 0,68-12,03, углекислого газа - 0,102-0,76. Относительная плотность газа по воздуху 0,59-0,668. Плотность конденсатов изменяется в пределах 0,71-0,78 г./см³. Содержание серы незначительно и составляет 0,01-0,027%, парафинов - 0,01-2,04%, смолы не обнаружены.

Залежи газоконденсатные и газоконденсатно-нефтяные, в верхней частипластово-сводовые, вниз по разрезу - пластово-сводовые, литологически экранированные. Размеры залежей 5,0-40,0 Ч 7,5-50,0 км, высота - 20-410 м.

Пласты ачимовской толщи (Ач3, Ач4) не выдержаны по площади и разрезу, представлены неравномерным чередованием песчаников и алевролитов с прослоями аргиллитов. Эффективные нефтегазонасыщенные толщины коллекторов изменяются от 11,4 до 16,0 м, среднее значение открытой пористости - 14,7-15,1%, коэффициент нефтегазонасыщенности - 59,1-61,2%. При опробовании пласта Ач4 в скв. 184 получен приток безводной нефти дебитом 16 м³/сут на штуцере 3 мм, пластовое давление в залежи составило 62,8 МПа, что превышает гидростатическое на 70%. При опробовании пласта Ач3 скважина загидрачена [3].

СРЕДНЕОБСКАЯ НГО, наиболее богатая нефтью с такими известными месторождениями как Самотлор, Федоровское, Мамонтовское, выделена в центральной части Западно-Сибирской провинции, включает Сургутский и Нижневартовский своды и прилегающие к ним отрицательные структуры [3].

Камынское, приуроченное к Камынскому структурному мысу. Размеры структуры 15 Ч 5 км в контуре изогипсы -2725 м по отражающему горизонту Б. Месторождение открыто в 1981 г. Залежи нефти выявлены в пластах «Ю2», «Ю0», «БС1», «БС6», «БС18-22», «АС11». [3].

Залежь пласта «Ю2» расположена на Камынском локальном поднятии и приурочена к кровле тюменской свиты. Пласт сложен чередованием песчаника мелкозернистого и аргиллита. Эффективная нефтенасыщенность пласта составляет в среднем 3,3 м. При испытании скв. 45 из интервала 2880-2930 м получен приток нефти дебитом 6,3 м³/сут при СДУ 1611 м. Залежь пластовая сводовая.

Залежь пласта «Ю0» связана с баженовской свитой и распространена на Картурском локальном поднятии. По керну пласт представлен аргиллитами темно-коричневыми битуминозными. При испытании скв. 78 из интервала 2836-2868 м получен фонтанирующий приток нефти дебитом 53 м³/сут через шестимиллиметровый штуцер. Залежь литологически экранированная [3].

Залежи пластов группы «БС» приурочены к ахской свите с ачимовской толщей. Залежь пласта «БС22» открыта скв. 48, при испытании которой в интервале 2789-2816 м получен приток нефти дебитом 1,8 м³/сут при СДУ 1090 м. Залежь пластовая, литологически экранированная в северной и юго-западной частях месторождения, развита в центральной части структуры.

Пласт «БС21» сложен мелкозернистыми песчаниками с прослоями аргиллитов общей мощностью 14 м. При испытании скв. 50 из интервала 2814-2831 м получен приток нефти дебитом 6,6 м³/сут при СДУ 1303 м. Пластовая температура - 98°C. Залежь пластовая сводовая [3].

Залежь пласта «БС20» приурочена к мелкозернистым песчаникам. Нефтенасыщенная мощность составляет 9,6 м. Из интервала 2769-2781 м (скв. 59) получены промышленные притоки нефти дебитом 30 м³/сут при СДУ 1485 м. Залежь пластовая сводовая.

Залежь пласта «БС19» испытана в скв. 50 в интервалах 2770-2783 и 2792-2804 м, где вскрыты песчаники с линзами алевролитов. Нефтенасыщенная мощность составляет 11,2 м. Пластовая температура - 95°C. Залежь пластовая сводовая.

Залежь пласта «БС18» распространена в западной части месторождения. Пласт вскрыт скв. 42 в интервале 2714-2735 м, сложен мелкозернистыми песчаниками. Нефтенасыщенная мощность достигает 12,2 м. Пластовая температура равна 93°C. Залежь пластовая, ограничена литологическим экраном с востока.

Залежь «БС6» пластовая сводовая высотой 6 м. Пласт сложен мелкозернистыми песчаниками с прослоями глин и алевролитов. Эффективная нефтенасыщенная мощность в среднем по залежи составляет 4 м. При испытании скв. 43 из интервала 2439-2445 м получен приток нефти дебитом 5,2 м³/сут при СДУ 1402 м [3].

Залежь пласта «БС1» приурочена к ахской свите. Пласт сложен песчаниками мелкозернистыми плохоотсортированными. Эффективная нефтенасыщенная мощность в среднем по залежи составляет 5,1 м. В скв. 42 из интервала 2407-2418 м получен приток нефти дебитом 6,5 м³/сут при СДУ 696 м. ВНК (водонефтяной контакт) установлен на абс. отм. -2340 м. Залежь литологически экранирована с востока и запада. Высота залежи - 53 м [3].

Залежь пласта «АС11» приурочена к черкашинской свите. Пласт сложен аргиллитами темно-серыми, алевролитами, мелкозернистыми песчаниками и темно-серыми плотными глинами. При испытании скв. 43 из интервала 2275-2282 м получен приток нефти дебитом 31,8 м³/сут. Залежь пластовая сводовая. ВНК принят на абс. отм. -2208 м. Размеры залежи 15 Ч 5 км, высота - 17 м. Месторождение крупное, с 1989 г. находится в эксплуатации [3].

Заключение

Западно-Сибирская НГП отличается сложными природно-климатическими условиями. Сильная заболоченность территории, наличие большого числа озер и рек, периодически затопляющих районы проведения работ, отсутствие дорог и подъездных путей - все это в значительной степени осложняло процесс освоения месторождений.

Западно-Сибирская НГП - наиболее крупная из всех НГП, выделенных на территории России. Западно-Сибирская НГП занимает ведущее место в России как по величине выявленных в ее пределах запасов углеводородов, так и по уровню добычи нефти и газа.

Отличительной особенностью сырьевой базы Западно-Сибирской НГП является наличие большого числа крупнейших месторождений. Западно-Сибирская НГП имеет сравнительно простое строение осадочного чехла. Осадочный чехол сложен мощной толщей песчано-глинистых отложений мезо-кайнозойских отложений, покрывающий фундамент палеозойского возраста.

Перспективными территориями для проведения поисково-разведочных работ предлагается считать Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию, прежде всего отложения баженовской свиты в центральных районах, нижнемеловые и юрские комплексы Гыданской, Ямальской и Енисей-Хатангской НГО; мелкие и мельчайшие месторождения зрелых нефтегазоносных регионов (ХМАО, Томская область); отложения средней юры центральных и западных районов ХМАО.

Список использованной литературы

1. Брадучан, Ю.В., Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1:1 000 000 (третье поколение). Серия Западно-Сибирская. Лист Q-43 - Новый Уренгой. [Текст] / Ю.В. Брадучан, Е.П. Василенко, А.С. Воронин [и др.] Объяснительная записка - СПб.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2015. - 320 с.

2. Бодюг, Е.В. Генетические типы нефтей продуктивных отложений юго-восточной части Западной Сибири [Текст]: автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук к (25.00.12) / Евгения Васильевна Бодюг. - Москва, 2012 - 187 с.

3. Денисов, В.А., Зылева Л.И., Ковригина Е.К., Козырев В.Е. и др. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1:1 000 000 (третье поколение). Серия Западно-Сибирская. Лист Р-42 - Ханты-Мансийск. [Текст] / В.А. Денисов, Л.И. Зылева, Е.К. Ковригина [и др.] Объяснительная записка - СПб.: Картографическая фабрика ВСЕГЕИ, 2011. -343 с.

4. Гайдукова, Т.А. Нефтегазоносные провинции и области России [Текст]: Учебное пособие / Т.А. Гайдукова; Курс лекций кафедры горючих ископаемых Томского политехнического института. - Томск, 2006. - 150 с.

5. Габриэлянц, Г.А. Геология нефтяных и газовых месторождений [Текст] / Г.А. Габриэлянц. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1978. - 328 с.

6. Конторович, А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири [Текст] / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов - М.: Недра, 1975. - 697 с.

7. Каламкаров, Л.В. Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран [Текст] / Л.В. Каламкаров - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Нефть и газ, 2005. - 505 с.

8. Гис-Атлас «Недра-России» Геологическая карта Уральский федеральный округ [Элетронный ресурс] URL: http://atlaspacket.vsegei.ru/#9526a3da19819bcf40 (дата обращения 10.11.2018 г.)

9. Успенская, Н.Ю. Нефтегазоносные провинции СССР [Текст] / Н.Ю. Успенская, З.А. Табасаранский. - Москва: Недра, 1966. - 495 с., 3 л. карт.: ил., карт.; 27 см.

10. Дубатолов, В.Н. Стратиграфия палеозойских отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты / В.Н. Дубатолов, В.И. Краснов, О.И. Богуш - Новосибирск: Наука. Сиб. отделение, 1990. - 216 с.

11. Клещев, К.А. Перспективы нефтегазоносности фундамента Западной Сибири. / К.А. Клещев, В.С. Шеин - М., ВНИГНИ, 2004. - 214 с.

12. Вышемирский, B.C. Гидрогеохимические показатели нефтегазоносности промежуточного тектонического комплекса Западно-Сибирской плиты / В.С. Вышемирский, А.К. Жутовт, А.С. Зингер - ДАН СССР. - Т. 225. - №4. 1975. - с. 932-935.

13. Вышемирский, B.C. Влияние катагенеза на свойства нефтей и углеводородных газов/В.С. Вышемирский - Новосибирск: НГУ, 1988. - 34 с.

14. Конторович, А.Э. Типы нефтей в осадочной оболочке Земли / А.С. Конторович, О.Ф. Стасова - Геология и геофизика, 1978 (8), с. 3-13

15. Конторович, А.Э. Условия формирования залежей нефти и газа. Условия накопления и преобразования органического вещества в осадочных толщах / А.Э. Конторович, П.А. Трушков, А.С. Фомичев / Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности. - М., Недра, 1972, с. 201-226.

16. Конторович, А.Э. Биогопаны в отложениях докембрия северо-востока Сибирской платформы / А.Э. Конторович, В.А. Каширцев, Р.П. Филп - Докл. РАН, 1995, т. 345, №1, с. 106-110.

17. Конторович, А.Э. Глобальные закономерности нефтегазоносности докембрия Земли / А.Э. Конторович, А.А. Трофимук., А.К. Башарин., С.Ю. Беляев, Г.С. Фрадкин - Геология и геофизика, т. 37 (8), 1996.-с. 6-42.

18. Конторович, А.Э. О цикличности нефтенакопления в истории Земли / А.Э. Конторович, В.А. Апарин., О.П. Золотова. - Докл. РАН, т. 363, №4, 1998. - с. 510 -512.

19. Конторович, А.Э. Семейство верхнедокембрийских нефтей Сибирской платформы / А.Э. Конторович, В.Н. Меленевский, И.Д. Тимошина, Е.А. Махнева - Докл. РАН, т. 370, №1, 2000. - с. 92-95.

20. Костырева, Е.А. Геохимия и генезис палеозойских нефтей юго-востока Западной Сибири / Е.А. Костырева- Изд-во СО РАН. Филиал «Гео» - Новосибирск - 2005. - 183 с.

21. Фомин, А.Н. Катагенез и перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих мезозойских и палеозойских толщ Западно-Сибирской плиты / А.Н. Фомин - Китайско-русский симпозиум по нефтегазоносности палеозоя и протерозоя. Пекин, Китайская нефтяная корпорация, 1995. - с. 137-157.

22. Конторович, А.Э. Аквабитумоиды / А.Э. Конторович. Научное наследие академика И.М. Губкина в нефтяной геологии Сибири. Новосибирск, Наука, 1980. с. 73-85.

Размещено на Allbest.ru