ГАЗОНЕФТЕНОСНЫЕ ОБЛАСТИ СЕВЕРА

ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПРОВИНЦИИ

Северные газоносные области занимают территорию северных районов Западно-Сибирской низменности (см. рис. 67). Здесь от­крыты такие известные месторождения, как Уренгойское, Ямбург- ское, Бованенковское, Заполярное и Медвежье. Промышленные скопления нефти в этом регионе установлены в последнее время на Русском, Новопортовском, Губкинском, Уренгойском и других ме­сторождениях. Ввиду того, что многие известные месторождения ре­гиона разведаны не по всей глубине структур, а лишь частично, есть все основания рассчитывать на дальнейшее расширение сырьевой базы за счет открытия газовых, газоконденсатных и нефтяных ско­плений.

Основные черты геологического строения. В строении северных нефтегазоносных областей, соответствующих в тектоническом от­ношении северной части Западно-Сибирской платформы, прини­мают участие три структурных этажа — фундамент, промежуточный и платформенный этажи. Фундамент, вскрытый скважинами на Но- вопортовской площади на глубинах 2500—2800 м, погружается, по данным геофизических исследований, в пределах Пурского прогиба до глубины 10 км. Возраст его различен: на западе — герцинский, на востоке — каледонский. Предполагается, что промежуточный этаж представлен преимущественно пермо-триасовыми образованиями. Мощность осадочного чехла региона на большей части описываемо­го региона составляет 6000 м, однако нижняя часть разреза бурени­ем не изучена.

Нижне-среднеюрские отложения (заводоуковкская серия), вскрытые единичными скважинами, представлены чередовани­ем пачек песчаников, алевролитов и аргиллитов общей мощностью 220—445 м. Отложения верхней юры мощностью до 150 м, сложен­ные монотонной толщей аргиллитов, являются региональной по­крышкой на большей части области. Неокомские отложения, так же, как и аптско-альбскосеноманские (покурская свита), представлены неравномерным чередованием глинистых и песчано-алевролитовых пород. Верхнюю часть покурской свиты слагают продуктивные от­ложения сеномана — однообразная толща серых, часто глинистых пес: ков. Покрышкой служит вышележащая толща глинистых и опо- ковидных пород туронско-палеогенового возраста. Мощность этих отложений достигает 1000 м.

В пределах области выделяется ряд крупных положительных и отрицательных тектонических элементов, обусловленных блоко­вым строением фундамента платформы: Среднедмальский, Гыдан- ский своды, Уренгойский мегавал, Нижнепурский мегапрогиб и др. Для этих элементов характерны значительные размеры и амплиту­да, а также развитие в их пределах валов, куполовидных поднятий и других, более мелких структурных осложнений. Локальные подня­тия имеют различные размеры: наиболее крупные 150x50 км, сред­ние — 40x20 км, мелкие — 10x5 км. Характерной особенностью ло­кальных складок является уменьшение их амплитуды вверх по раз­резу.

Газонефтеносность. В разрезе осадочного чехла выделяются два основных газонефтесодержащих комплекса, перекрытых глинисты­ми толщами, играющими роль региональных покрышек и контро­лирующими распределение залежей нефти и газа. Основной про­дуктивный комплекс — сеноманский — перекрыт региональной туронско-палеогеновой покрышкой. Отложения сеномана характе­ризуются исключительно благоприятными условиями для накопле­ния и сохранения крупных залежей газа. Песчано-алевритовые кол­лекторы отличаются высокими емкостными свойствами: открытая пористость их 26—34%; проницаемость нередко достигает 6 • 10~¹² м², составляя в среднем (1—1, 5) -10 м². Это обусловливает очень высо­кие дебиты газа из сеноманских отложений (1—2 млн. м³/сут). За­лежи газа в сеномане открыты на большинстве месторождений ре­гиона. На Русском месторождении в отложениях сеномана впервые установлена нефтяная залежь промышленного значения с обшир­ной газовой шапкой. Значительные скопления газа и нефти содер­жатся в неокомском комплексе. На Новопортовском, Уренгойском, Ямбургском, Песцовом и ряде других месторождений нефтегазонос­ны отложения валанжина.

Другой газонефтеносный комплекс территории — нижне- среднеюрский — перекрыт глинами верхнеюрского возраста, про­дуктивен на Новопортовском, Уренгойском, Тазовском и других месторождениях, где были получены промышленные притоки газа, а также притоки нефти.

Газоносными могут быть и отдельные песчано-алевролитовые пласты внутри указанных региональных покрышек. В частности, внутри туронской покрышки обнаружена залежь газа на Заполярном месторождении.

Характеристика газа и нефти. Газы сеноманских залежей всех из­вестных месторождений однотипны по составу. Они почти полно­стью состоят из метана (98...99, 6%) и имеют ничтожное содержание тяжелых углеводородов (0, 1...0, 3%). Из неуглеводородных компо­нентов отмечены углекислота (0, 5...1, 2%) и азот (0, 1...0, 4%). В газо- конденсатных залежах юры и неокома содержание конденсата до­стигает 350 т/м³.

Газы валанжинской залежи Новопортовского месторождения, где были получены также признаки нефти, характеризуются, наобо­рот, значительным количеством метана (до 88, 5%). Нефть Губкин- ского месторождения легкая, ее плотность 0, 808 г/см³. Содержание серы 0, 11%, парафина 4, 41%.

Месторождения газа и нефти. Все месторождения рассматри­ваемой территории приурочены к пологим брахиантиклинальным складкам платформенного типа. Залежи газа в сеномане относят­ся к массивному типу. Залежи в юре и валанжине преимущественно пластово-сводовые, с элементами литологического экранирования. По строению и характеру газоносности почти все месторождения однотипны. Изученный бурением разрез представлен песчано- глинистыми нижне- и верхнемеловыми и палеогенчетвертичными отложениями, смятыми в пологие брахиантиклинальные складки различных размеров и очертаний. Газоносные сеноманские отложе­ния залегают на сравнительно небольших глубинах (700... 1300 м). На всех месторождениях перспективны в отношении газонефтеносно­сти слабо изученные бурением части разреза юры.

УРЕНГОЙСКОЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Уренгойское газоконденсатное месторождение приурочено к по­логой брахиантиклинальной складке меридионального простирания в центральной части Уренгойского вала (рис. 68). Складка ослож­нена рядом куполов. Размеры ее по кровле сеноманских отложений 95x25 км, амплитуда 210 м, углы падения пород на крыльях не бо­лее 1

Изучены бурением юрские, а также меловые и палеогенчетвер- тичные отложения общей вскрытой мощностью до 5500 м. Газовая залежь связана с отложениями сеномана, которые перекрываются мощной глинистой толщей турона (570...630 м). Кровля продуктив­ных отложений сеномана вскрывается на глубине 1100...1250 м. Се- номанская залежь представлена переслаиванием пластов песчани­ков, алевролитов и глин. При этом на долю коллекторов приходится 50...70%, на долю глин — 25...50%. Глинистые прослои не выдержаны по площади, поэтому все пласты песчано-алевролитовых коллекто­ров гидродинамически взаимосвязаны. Они отличаются высокими емкостными свойствами. Пористость составляет 25...30%, проница­емость преимущественно (60... 175) • 10" ¹⁴ м². Газовая залежь отлича­ется исключительно высокой продуктивностью. Дебиты газа состав­ляли 1, 4...7, 9 млн. м³/сут. Пластовое давление в залежи 12, 2 МПа, пластовая температура 31...33 °С.

Залежь газа высотой 213 м массивная, по всей площади подсти­лается подошвенной водой. Газоводяной контакт слегка наклонен в северо-восточном направлении. Залежи, близкие по строению к Уренгойской, открыты в сеноманских отложениях на Ямбургском, Медвежьем, Губкинском и других месторождениях севера Тюмен­ской области.

Кроме газовой залежи в сеномане на Уренгое открыто 14 газо- конденсатных залежей с отдельными нефтяными оторочками в ме- гионской и вартовской свитах. Залежи пластовые, сводовые, часто литологически ограничены, средне- и высокодебитные. Дебиты газа составляют 145...627 тыс. м³/сут, конденсата — 20...150 м³/сут. В по­следние годы значительные запасы конденсата открыты в атимов- ской толще.

НОВОПОРТОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Новопортовское месторождение Ямальской нефтегазоносной области по характеру нефтегазоносности принципиально отлича­ется от многих газовых месторождений севера Тюменской области. Это многозалежное месторождение расположено в юго-восточной части п-ова Ямал. Разрез его слагают отложения юрского, мелово-

в СквЛ 58 83 ВО 77 82 78

- 23DO

- 2400

-2SOO

-2600

- 2700 -2800 -2900

- J ООО Н, м

Рис. 68. Уренгойское месторождение: в — геологический разрез продуктивных отложений нижнего мела; 1 — изогипсы, м; 2 — газ; 3 — нефть; 4 — контур газоносности; 5 — газоносная толща сеномана

 

го, палеогенового и четвертичного возраста общей мощностью око­ло 2600 м, залегающие на палеозойском фундаменте. Месторожде­ние приурочено к вытянутой в субмеридиональном направлении по­логой антиклинальной складке (рис. 69) амплитудой до 130 м.

На месторождении в разрезе сеномана, апта, готерива- валанжина и тюменской свиты средней юры установлены две газо­вые, шесть нефтегазовых и одна нефтяная залежи. Наибольшее чис­ло продуктивных пластов связано с отложениями новопортовской свиты готерива-валанжина (НП1—НПю). Эти пласты представлены песчано-алевролитовыми разностями пород и имеют сложное стро­ение. Суммарные мощности пород-коллекторов уменьшаются в се­верном направлении от 103 до 10 м. Здесь все залежи новопортов­ской свиты имеют литологический экран, обусловленный замеще­нием коллекторов глинистыми породами. В связи с этим залежи свиты являются сводовыми пластовыми и литологически экраниро­ванными. По характеру газонефтенасыщения многие залежи явля­ются газовыми с нефтяными оторочками небольшой ширины.

Продуктивные отложения средней юры, апта и сеномана так­же представлены тонким переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. К ним приурочены сводовые водоплавающие залежи.

Рис. 69. Новопортовское месторождение. Структурная карта по кровле коллекторов 6-й залежи (пласты НП9 -НП10) (по С.А. Федорцовой): 1 — внешний контур газоносности; 2 — внешний контур нефтеносности; 3 — внутренний контур газоносности; 4 — внутренний контур нефтеносности; 5 — границы выклинивания коллекторов; 6 — изогипсы, м

ПРИУРАЛЬСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ

Приуральская нефтегазоносная область расположена во Внеш­нем поясе Западно-Сибирской низменности, занимает западную окраину Тюменской области. На этой территории были откры­ты первые газовое (Березовское, 1953 г.) и нефтяное (Шаимское, 1960 г.) месторождения Западной Сибири, что послужило решаю­щим толчком для быстрого освоения провинции. Здесь же зароди­лась газонефтедобывающая промышленность Сибири. В 1963 г. газ месторождений Березовского района стал поступать по газопроводу Игрим—Серов на промышленные предприятия Урала.

Основные черты геологического строения.

В тектоническом отношении Приуральская нефтегазоносная об­ласть соответствует территории внешнего моноклинального погру­жения Западно-Сибирской платформы. Общее погружение фун­дамента осложняется поднятиями и впадинами. Наиболее круп­ные тектонические элементы — Северо-Сосьвинский и Кондин- ский мегавалы. Сосьвинский мегавал, к которому приурочены толь­ко газовые месторождения, отделяется от Кондинского, где открыты только газовые месторождения, Верхнекондинским мегапрогибом. В пределах указанных металлов и прогиба выделяется целый ряд бо­лее мелких тектонических элементов, преимущественно валов.

Локальные складки, с которыми связаны месторождения нефти и --- газа Березово-Шаимской области, являются структурами облекания - отложениями осадочного чехла выступов палеозойского фундамента. Поэтому вверх по разрезу эти складки постепенно выполаживаются.

Осадочный чехол общей мощностью 1100...2500 м сложен по­родами от нижне-среднеюрских до четвертичных. В основании разреза залегает тюменская свита (нижняя — средняя юра), пред­ставленная песчано-гравелитовой, преимущественно глинистыми и песчано-алевритовыми пачками общей мощностью до 100 м. К сводовым частям выступов фундамента свита, как правило, вы­клинивается. Абалакская свита (верхняя юра) мощностью 90 м пред­ставлена аргиллитами с прослоями алевролитов. На склонах подня­тий фундамента разрез свиты сильно опесчанивается. Три нижние песчано-глинистые пачки объединяются в вогулкинскую свиту, или продуктивный пласт II.

Вышележащие отложения тутлеймской, алясовской и частич­но леушинской свиты, относимые к верхнеюрско-неокомскому возрасту, образуют мощную (более 120...150 м) непроницаемую аргиллито-глинистую толщу. Лишь в разрезе леушинской свиты, от­носимой к верхнему готериву-баррему, выделяются две песчаные пачки (горизонты Н и М) общей мощностью 40...60 м.

Отложения апта и верхнего мела представлены глинистой тол­щей. Общая мощность пород меловой системы в регионе составля­ет около 1400 м.

Нефтегазоносность. Литологофациальные особенности осадоч­ного чехла Приуральской области контролируют распределение не­фтяных и газовых залежей в разрезе.

Основная промышленная газонефтеносность области связана с продуктивным пластом П верхней юры, для которого характерно зо­нальные распространение ввиду выклинивания горизонта к сводам структур и ухудшения его выступов фундамента. Коллекторами го­ризонта служат песчаные и обломочно-песчаные отложения, разви­тые на склонах выступов фундамента. Пористость коллекторов до­стигает 25...32%, проницаемость составляет (15...20) • Ю^-13 м². Абсо­лютно свободные дебиты газа 1...3 млн. м³/сут. Начальные дебиты нефти 180...350 м³/сут.

Лишь на отдельных месторождениях (Деминское, Южно- Алясовское и др.) встречены непромышленные залежи газа в ниж­ней части готерива-баррема (пласт Н).

Коллекторами нефти и газа также являются зоны трещиноватых пород коры выветривания фундамента, конгломераты и песчаники тюменской свиты.

Характеристика газа и нефти. Газы месторождений области плотностью 0, 566...0, 600 г/см³ почти полностью состоят из метана (91...97%). Сероводород отсутствует. Из неуглеводородных компо­нентов в газе содержатся углекислота (0, 3...2, 4%) и азот (1, 5...6%). В газах отдельных месторождений отмечается конденсат, содержа­ние которого не превышает 15... 18 см³/м³. Нефти Приуральской об­ласти в основном легкие (плотность 0, 819...0, 836 г/см³), практиче­ски беспарафинистые (2...4, 5%) и, в отличие от нефтей других ме­сторождений Западной Сибири, малосернистые. Содержание серы в них, как правило, 0, 3...0, 5%.

Месторождения нефти и газа. В пределах Приуральской нефтега­зоносной области открыто 39 месторождений нефти и газа, в рас­положении которых наблюдается четкая зональность. В северной части области, в Березовском газоносном районе, приуроченном к Северо-Сосьвинскому своду, выявлены только газовые месторож­дения, а нефтяные залежи неизвестны. Южнее, в Шаимском нефте­носном районе, напротив, среди многочисленных нефтяных ме­сторождений открыто только одно газонефтяное (Семивидовское). Лишь значительно южнее Шаимского района выявлено небольшое Карабашское месторождение газа.

Известные месторождения нефти и газа области приурочены к локальным складкам, которые по природе являются структурами облекания, иногда осложненными разрывными нарушениями. За­лежи нефти и газа из-за зонального характера развития коллекторов (главным образом, на склонах поднятий) имеют кольцеобразную форму и относятся к литолого-стратиграфическому типу.

На месторождениях, где нефтегазонасыгцены помимо пласта П породы фундамента, коры выветривания и тюменской свиты, имеются массивные залежи. К ним относятся залежи продуктивного горизонта Н (Деминское, Южно- и Северо-Алясовское месторож­дения).

Большинство месторождений нефти и газа области однозалеж- ные.

Глубины залегания нефтеносного пласта П на месторождениях Шаимского района изменяются от 1450 м (Шаимское) до 2250 м (Ях- линское).

Путинское газоконденсатное месторождение приурочено к поч­ти изометрической брахиантиклинальной складке, осложненной не­большим выступом на южном крыле (рис. 70). Размеры ее по кровле газоносного горизонта 11, 5x9, 5 км, амплитуда 113 м. Углы падения пород на крыльях 2...3 Вверх по разрезу структура выполаживает- ся. Породы фундамента залегают на глубинах 1720...2010 м и ослож­нены рядом продольных и поперечных сбросов максимальной ам-

Пунгинского месторождения: 1 — изогипсы, м; 2 — контур газоносности; 3 — зона отсутствия продуктивного горизонта

 

На месторождении газонасыщенны трещиноватые породы фун­дамента, его кора выветривания — породы тюменской свиты и во- гулкинской пачки (пласт П). Эти комплексы проницаемых пород образуют единую гидродинамическую систему. Основной объем за­лежи связан с горизонтом II, залегающим на глубинах 1675... 1900 м и сложенным в верхней части известняком-ракушняком, а в ниж­ней — песчаником и гравелитом. Максимальные эффективные мощ­ности (до 70 м) и лучшие коллекторские свойства пласта приуро­чены к склонам выступов фундамента. Здесь пористость коллекто­ров достигает 28...32%, проницаемость 67 • 10¹³ м². По мере погру­жения коллекторы постепенно замещаются глинами и аргиллита­ми. На своде складки продуктивная толща отсутствует. Залежь газа отличается высокой продуктивностью. Абсолютно свободные деби- ты газа 1, 5...3, 9 млн. м³/сут; дебиты через 15-миллиметровый штуцер составляли 440...570 тыс. м /сут. Начальное пластовое давление в за­лежи 17, 9 МПа.

Почти все остальные газовые месторождения Березовского райо­на имеют геологическое строение, подобное строению Пунгинского.

Мортымъя-Тетеревское, Шаимское нефтяные месторож­дения приурочены к Шаимскому валу. Первое из них связано с крупным поднятием, состоящим из двух структур — Морты- мьинской и Тетеревской. Мортымьинская структура осложнена четырьмя более мелкими куполовидными складками, Шаимская — двумя брахиантиклинальными — Мулымьинской и Трехозерской (рис. 71).

Названные брахиантиклинальные складки имеют в плане до­вольно сложные очертания, характеризуются пологими углами па­дения пород на крыльях (на более 1...3⁰) и амплитудами 50...60 м. В строении складки принимают участие юрские, меловые и пале- огенчетвертичные отложения. Фундамент вскрывается на глуби­нах 1450...1650 м. Широко распространены образования коры выве­тривания фундамента (наибольшая мощность 55 м), отсутствующие в пределах сводовых частей структур.

Промышленная нефтеносность месторождений связана с гори­зонтом, который выделяется в разрезе вогулкинской пачки верхней юры. Горизонт сложен песчаниками, хорошо отсортированными в нижней части, с прослоями известняка и гравелитов в верхней. Горизонт II развит лишь на склонах поднятий и отсутствует в их сводовой и присводовой частях. К нему приурочены нефтяные за­лежи пластового литолого-стратиграфического типа. Эффективная мощность горизонта изменяется от нуля до 40 м. Пористость пес­чаников 11...30%, средняя пористость 21%, средняя проницаемость 28 • 10~¹⁴ м². Глубины залегания залежей 1440...1670 м. При испыта­нии скважин начальные дебиты нефти достигали 350 м³/сут. Пла­стовые давления 15 МПа.

Рис. 71. Структурная карта по кровле продуктивного пласта П месторождений Шаимской группы (по А.Д. Сторожеву): 1 — нефтяные залежи; 2 — вода; 3 — зона отсутствия подуктивного пласта; 4 — линия выклинивания продуктивного пласта; 5 — изогипсы по поверхности фундамента, м

 

На Шаимском месторождении выделяются две самостоятельные нефти, связанные с отдельными брахиантиклинальными складка­ми, — Трехозерной и Мулымьинской. На Мортымья-Тетеревском месторождении в пределах одноименных складок находится еди­ная нефтяная залежь с общим контуром нефтеносности (рис. 72). Другие нефтяные месторождения Шаимского района имеют сход­ное строение.

ill

i 3

-> m

Рис. 72. Схематический геологический профиль Мортимья-Тетеревского месторождения (по А.Д. Сторожеву): / — нефть; 2 — водоносный песчаник; 3 — битуминозные аргиллиты;

4 — аргиллиты; 5 — глинистые сланцы

СРЕДНЕОБСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ

Среднеобская нефтегазоносная область располагается в цен­тральной части Западно-Сибирской низменности. С момента от­крытия первого месторождения (Усть-Балыкское, 1961 г.) к началу 1981 г. здесь выявлено более 100 месторождений нефти. Освоение нефтяных ресурсов этой области началось в 1964 г., когда было вве­дено в опытно-промышленную эксплуатацию Усть-Балыкское ме­сторождение. Чисто газовые месторождения неизвестны. Установ­лены лишь газовые шапки и единичные газовые залежи. Среднеоб­ская нефтегазоносная область является крупнейшей в России по за­пасам и добыче нефти.

Основные черты геологического строения. Среднеобская нефте­газоносная область в тектоническом отношении соответствует цен­тральным участкам Западно-Сибирской платформы. Мощность осадочных отложений достигает 4000 м.

В пределах области выделяются два крупных свода — Сургут­ский и Нижневартовский, на 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) Колтогорским мегапрогибом.

Сургутский свод представляет собой удлиненную структуру раз­мерами 325x125 км, ориентированную почти в меридиональном на­правлении. Амплитуда свода по отношению к депрессионным участ­кам 350 м.

Нижневартовский свод в плане изометричен. Его размеры 230x200 км, амплитуда 300...450 м. Оба свода осложнены валами, со­стоящими из серии многочисленных локальных складок, к которым и приурочены все известные нефтяные месторождения области.

Локальные складки, как правило, асимметричны, утлы падения по­род на крыльях не превышают 2°, амплитуда 50...150 м, редко 300 м и более.

В геологическом строении Среднеобской нефтегазоносной обла­сти участвуют главным образом отложения мезозоя, залегающие на палеозойском кристаллическом фундаменте. В основании осадоч­ного чехла находятся породы тюменской свиты (нижняя+средняя юра), развитой повсеместно и достигающей мощности 200...300 м. Абалакская свита (верхняя юра) имеет ограниченное распростра­нение, ее мощность не превышает 35 м. В пределах Сургутского и Нижневартовского сводов аналогами этой свиты являются валю- ганская и георгиевская свиты, представленные чередованием песча­ников и аргиллитов. Мощность их 50...100 м.

Разрез валанжина и готерива-баррема слагают мегионская и вар- товская свиты. В их составе широко распространены хорошо выдер­жанные пласты и пачки песчаников, разделенных покрышками.

Нефтегазоносность. Залежи нефти в Среднеобской нефтегазо­носной области установлены в весьма широком стратиграфическом диапазоне. Здесь нефтеносны породы тюменской, васюганской свит юры, мегионской свиты валанжина, вартовской свиты валанжина и готерива-баррема. Одиночные залежи газа известны в отложени­ях апта-сеномана. Основные запасы нефти связаны с отложениями вартовской и верхов мегионской свит. В их разрезе выделяется более 30 проницаемых песчаных пластов, из которых около 20 имеют до­казанную промышленную нефтеносность.

Наиболее продуктивные залежи нефти связаны с пластами, пе­рекрытыми глинистыми пачками мощностью до 40 м. Так, на Сур­гутском своде основная нефтеносность приурочена к пласту, пере­крытому глинистой пачкой мощностью 30...70 м, и к пластам, зале­гающим под пачкой аргиллитов мощностью до 30...40 м. Значитель­ные скопления нефти заключены в песчаных и песчано-глинистых пластах кровельной части вартовской свиты, перекрытых глинистой толщей алымской свиты аптекою возраста. Отметим, что эти пласты крайне не выдержаны, мощность их изменчива, и они часто замеща­ются на коротком расстоянии глинами и алевролитами. В западном направлении разрез вартовской свиты глинизируется. На Салым- ском и Среднесалымском куполовидных поднятиях глубина залега­ния нефтеносных пластов на Сургутском своде колеблется в преде­лах 1900...2800 м.

На месторождениях Нижневартовского свода значительно опес- чанены не только основные продуктивные свиты — мегионская и вартовская, но и нижняя часть глинистой алымской свиты.

Характеристика нефти. Нефти месторождений области характе­ризуются преимущественно средней плотностью (0, 854...0, 901 г/см³) и являются сернистыми. Содержание серы 0, 9...1, 9%, причем наи­большие значения (1, 5... 1, 9 и даже 2, 2%) отмечаются на месторож­дениях Сургутского района (Северо-Сургутское, Усть-Балыкское, Западно-Сургутское, Мамонтовское и др.). Все нефти области мело- парафинистые (содержание парафина 1, 9...5, 3%).

Месторождения нефти и газа. В Среднеобской нефтегазонос­ной области на начало 1995 г. было открыто более 130 месторожде­ний, причем в некоторых из них (Быстринское, Лянторское и Са- мотлорское) известны скопления свободного газа в газовых шапках над нефтяными залежами. Большинство месторождений Среднеоб­ской нефтегазоносной области располагается в пределах Нижневар­товского и Сургутского сводов и характеризуется сходными чертами строения и нефтеносности. Месторождения нефти и газа Среднеоб­ской нефтегазоносной области многозалежные, связаны с пологими платформенными поднятиями, часто осложненными более мелки­ми брахиантиклинальными складками. Большинство залежей неф­ти и газа относится к пластовому сводовому типу (Правдинское, Со­ветское и др.). Однако на многих месторождениях в связи с сообща- емостью отдельных песчаных пластов развиты сводовые залежи мас­сивного типа с единым для всех пластов водонефтяным контактом (Усть-Балыкское, Самотлорское и др.).

Самотлорское газонефтяное месторождение, наиболее крупное в России (рис. 73), расположено в центральной части Нижневар­товского свода и связано с обширным поднятием округлой формы, с размерами в поперечном сечении 50 км, осложнено пологими бра­хиантиклинальными складками — Самотлорской, Белозерной, Мар­товской и др. Амплитуда поднятия 90... 110 м.

Продуктивны_породы готерива-баррема и валанжина, улетаю­щие на глубинах 1750...2230 м. Готерив-барремская продуктивная

		* - mams j
ШЩ	ыпмшту	мтэдошвщ	ътштзн
ШЖУ	.. 1 'а*			N........

 

шшЛ /'///'■

■ marl зек. / *Яй шт

швштгл. / //й hi

— 11 f sift/ Mi ■ емка'/ или яш шойюг rr aus ян mattamrttimt-" mt

mm furnmt-i *n* mm

я я-тк-ш г л г at я

1 л
ч»		Е йГ

толща, заключающая основные запасы нефти месторождения, пред­ставлена частым чередованием песчаников, алевролитов и аргилли­тов, характеризующихся неоднородным строением и значительной литологической изменчивостью как по площади, так и по разрезу.

В толще выделяется до пяш отдельных песчаных пластов (АВ, —АВ₂), из которых наиболее 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. Особенностьзалежи — наличие газовой шапки (высотой до 40 м), что на^нефтяныхместорождениях центральной части Запад­ной Сибири явление редкое. Пластовое давление в залежи Г7, 0...21, 5 МПа.

-В разрезе валанжина выделяется ряд песчаных пластов, из кото­рых основными являются пласты ВВ₈ и БВ₁₀. Общая мощность пла­ста ВВ₈ 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 линзовид- ным строением пластов и значительным ухудшением их коллектор- ских свойств. Пластовое давление в залежах 22 МПа, дебиты неф­ти 50...200 м³/сут через 8-миллиметровый штуцер. Текущая добыча нефти из месторождения в 1992 г. составила 34.8 млн. т.

ВАСЮГАНСКАЯ ГАЗОНЕФТЕНОСНАЯ ОБЛАСТЬ

Васюганская газонефтяная область выделяется на востоке цен­тральной части Западно-Сибирской низменности. В администра­тивном отношении эта территория в основном соответствует северо­западной части Томской области и частично окраинным землям Но­восибирской и Тюменской областей.

Первое месторождение в Васюганской газонефтеносной об­ласти открыто в 1962 г., когда был получен фонтан газа на Усть- Сильгинской площади. Впоследствии здесь был выявлен новый нефтегазоносный район Западной Сибири, включающий такие газоконденсатно-нефтяные месторождения, как Мыльджинское, Лугинское, Северо-Васюганское и др. К востоку и северу от этих ме­сторождений открыт ряд небольших нефтеносных площадей.

Основные черты геологического строения. Васюганская нефтега­зоносная область в тектоническом отношении соответствует юго- восточной окраине внутренней части Западно-Сибирской плат­формы. Кристаллический фундамент, представленный гранитами, гнейсами и другими породами позднегерцинского возраста, в ре­зультате широкого развития разломов имеет здесь блоковое стро­ение. Его рельеф осложнен поднятиями и впадинами, находящими свое отражение и в осадочном чехле. Основными положительными элементами являются Васюганский свод и Пудинское куполовид­ное поднятие, которые разделены крупными отрицательными струк­турами. Указанные тектонические элементы Васюганской области осложнены более мелкими структурами и многочисленными локаль­ными складками, являющимися объектами поисково-разведочного бурения.

Основную часть разреза осадочного чехла территории, имеюще­го мощность 1800...3000 м, слагают мезозойские отложения. Пони­женные участки рельефа фундамента часто выполняют породы коры выветривания мощностью до 30 м. К средней юре относятся обра­зования тюменской свиты (песчаники, гравелиты, алевролиты, гли­ны), к верхней юре — породы васюганской (аргиллиты, алевролиты, песчаники) и марьяновской свит (битуминозные аргиллиты). Мощ­ность юры 450 м.

Валанжинские терригенные отложения (куломизинская и тар- ская свиты) преимущественно песчанистые. Мощность свит соот­ветственно 80... 120 и 436...600 м. Готерив-баррем представлен по­родами вартовской свиты мощностью до 600 м. На севере области это чередование песков и аргиллитов, к югу разрез свиты становит­ся значительно более глинистым. Отложения апта, альба и сенома­на обычно выделяются в покурскую свиту мощностью 700...900 м, представленную преимущественно алевролитовыми и глинистыми породами. Туронские отложения выделяются в кузнецовскую свиту.

Нефтегазоносность. Для Васюганской нефтегазоносной обла­сти характерен довольно широкий стратиграфический диапазон продуктивности. Здесь известны промышленные скопления нефти и газа в породах коры выветривания фундамента, горизонтах осадоч­ного чехла — породах тюменской (горизонт Ю₂) и васюганской (го­ризонт Ю, ) свит. Однако вышележащие верхнеюрско-неокомские комплексы не представляют собой надежной покрышки, что обу­словливает появление залежей углеводородов в отложениях валан- жина (Мыльджинское и Северное месторождения). Глинизация готеривско-барремских образований ограничивает для большей ча­сти Васюганской области этаж нефтегазоносности валанжинским ярусом. Лишь на отдельных месторождениях (Верхнесалатское, Со­болиное) имеются залежи нефти в барремских отложениях. В то же время ухудшением качества альбской покрышки можно объяснить наличие нефтегазопроявлений и отдельных небольших залежей в се­номане и даже в туроне северной части области (Охтеурьевское ме­сторождение). Основные продуктивные горизонты Васюганской об­ласти приурочены к средней и верхней юре (Ю, и Ю₂), они нефтега­зоносны на всех открытых месторождениях.

Характеристика газа и нефти. Газы месторождений Васюганской области, в отличие от других газовых месторождений Западной Си­бири, характеризуются значительными концентрациями гомологов метана (8...12%) и высокими газоконденсатными факторами. Так, содержание конденсата составляет 87...249 см³/м³ (Мыльджинское, Усть-Сильгинское месторождения). В газах содержится 78...88% ме­тана, 0, 3...0, 9% углекислоты, сероводород отсутствует. Нефти обла­сти плотностью 0, 832...0, 875 г/см³ малосернистые (0, 3...0, 6%) и ма- лопарафинистые (1, 2...4%).

Месторождения нефти и газа. В Васюганской области месторож­дения приурочены к пологим ненарушенным брахиантиклиналям. В их пределах известны залежи нефти и газа разных типов. Зале­жи, связанные с проницаемыми горизонтами юрских пород (Ю, и Ю₂), по условиям залегания похожи на залежи Приуральской не­фтегазоносной области, являясь литолого-стратиграфически экра­нированными, а в случае сообщаемости между собой — массивно- пластовыми. Не выдержанные по площади песчаники валанжина обусловливают развитие пластовых, литологически экранирован­ных залежей. Так, на Мыльджинском месторождении глинизация продуктивного горизонта БВ₁₀ ограничивает распространение газо­вой залежи восточным крылом структуры. На Соболином, Северо- Васюганском и других месторождениях комплексы проницаемых песчаников валанжина (пласты БВ, — БВ₆) недостаточно изолиро­ваны друг от друга. Поэтому здесь нефтеносные пласты образуют массивно-пластовую залежь с единым водонефтяным контактом.

Четкой дифференциации нефтеносных и газоносных земель не наблюдается. В большинстве газовых залежей обнаружены непрони­цаемые нефтепроявления или даже нефтяные оторочки. Все нефтя­ные месторождения более значительны. Наиболее характерные ме­сторождения области — Мыльджинское, Лугинецкое и Вахское.

Мыльджинское газоконденсатное месторождение, открытое в 1964 г., приурочено к пологой антиклинальной складке северо­восточного простирания, расположенной в центральной части Мыльджинского вала. Размеры ее по подошве тюменской свиты 40x15 км, амплитуда 120 м. Складка осложнена значительным чис­лом структурных выступов и заливов. В строении месторождения участвуют отложения мезозоя-кайнозоя, залегающие на дислоци­рованном палеозойском фундаменте. Общая мощность осадочного чехла 2500...2700 м.

На Мыльджинском месторождении, в отличие от других место­рождений района, установлен значительный стратиграфический ин­тервал газоносности (рис. 74). Залежи газа пластово-сводовые и пла­стовые, литологически ограниченные, установлены в горизонтах Ю, и Ю_|0 (тюменская и васюганская свиты верхней юры), БВ₁₂, БВ_]6 БВ_|0 (куломзинская свита валанжина). Они выявлены в интервале

Рис. 74. Геологический разрез Мыльджинского месторождения (по данным Главтюменьгеологии): 1 — газ

 

глубин 2090...2434 м. Коллекторами являются пласты песчаников и алевролитов. Дебиты газа 110...407 тыс. м³/сут. Содержание кон­денсата 87... 127 см³/м³.

⇐ Предыдущая567891011121314Следующая ⇒

Поделиться: