Пенсионный портал России
Где расположены основные нефтегазоносные месторождения. Нефтегазоносные провинции. Для современного этапа развития промыслово-геологических исследований характерна широкая комплексность, предполагающая применение данных геологии, промысловой геофизики, бу

Где расположены основные нефтегазоносные месторождения. Нефтегазоносные провинции. Для современного этапа развития промыслово-геологических исследований характерна широкая комплексность, предполагающая применение данных геологии, промысловой геофизики, бу

30.06.2019 Выход на пенсию по старости

Нефть - маслянистая жидкость, обычно черного или красно-коричневого цвета со специфическим запахом и горючими свойствами. Сегодня из данного вещества получают топливо, поэтому можно смело говорить о том, что это наиболее ценное полезное ископаемое на планете Земля (наряду с природным газом). Месторождения нефти есть во многих частях планеты. Большая часть информации в данной статье будет посвящена как раз местам залежей «черного золота».

Общая информация

Нефть и природный газ обычно залегают в одном и том же месте, поэтому нередко эти ископаемые добывают из одной скважины. «Черное золото» обычно добывают на глубине в 1-3 километра, однако нередко его находят как почти на поверхности, так и на глубине более 6 км.

Природный газ представляет собой газовую смесь, которая образуется в результате длительного разложения органических веществ. Как было отмечено выше, крупнейшие месторождения нефти могут располагаться по всему Земному шару. Самые большие находятся в Саудовской Аравии, Иране, России, США. Другое дело, что далеко не все страны могут позволить себе самостоятельную добычу ввиду высоких цен на разработку скважин, покупку оборудования и т. п. По этой простой причине многие месторождения продаются за сущие копейки.

Давайте поговорим о том, где находятся самые значимые залежи «черного золота».

Немного о классификации нефтяных месторождений

Отметим, что далеко не все ископаемые, находящиеся под землей, можно считать месторождениями. К примеру, если залежей слишком мало, то с экономической точки зрения не имеет смысла привозить оборудование и бурить скважину. Нефтяное месторождение - это совокупность нефтяных залежей, располагающихся на определенной территории. Занимаемая площадь колеблется от десятков до сотен километров. По количеству залегаемой нефти месторождения можно разделить на пять групп:

  • мелкие - количество полезных ископаемых не превышает десяти миллионов тонн;
  • средние - от 10 до 100 млн тонн нефти (к таким месторождениям можно отнести Кукмоль, Верх-Тарское и другие);
  • крупное - от 100 млн до 1 млрд тонн (Каламкас, Правдинское и др.);
  • гигантские, они же крупнейшие - 1-5 миллиардов тонн нефти (Ромашкино, Соматлор и так далее);
  • уникальные, или супергигантские, - более пяти миллиардов тонн (к самым крупным месторождениям можно отнести залежи на Аль-Гаваре, Большом Кургане, в Эр-Румайле).

Как вы видите, далеко не все залежи полезных ископаемых можно отнести к той или иной группе. К примеру, некоторые месторождения располагают не более чем ста тоннами «черного золота». Их не имеет смысла открывать, так как это весьма убыточно.

Месторождение нефти в России

В настоящее время на территории Российской Федерации открыто более двадцати точек, где активно добывается «черное золото». С каждым годом количество месторождений увеличивается, но ввиду сегодняшних низких цен на нефть открытие новых точек является крайне невыгодным. Это касается лишь малых и средних месторождений.

Основная часть скважин располагается в арктических морях, а если говорить точнее, то непосредственно в их недрах. Естественно, что разработка из-за сложных климатических условий несколько затруднена. Еще одна проблема - доставка нефти и газа на перерабатывающий завод. По этой простой причине на территории РФ есть всего несколько таких пунктов, которые осуществляют первичную и вторичную обработку. Один из них - это шлейф Сахалина. Еще один завод находится на материковой части. Обусловлено это тем, что данная территория имеет не одно крупное месторождение нефти в России. В частности, можно говорить о Сибири и о Дальнем Востоке.

Основные месторождения нефти на территории РФ

В первую очередь опишем Уренгойское месторождение. Оно является одним из самых больших и занимает второе место в мировом рейтинге. Количество природного газа здесь составляет примерно 10 триллионов кубических метров, а нефти меньше примерно на 15%. Находится это месторождение в Тюменской области, в Ямало-Немецком автономном округе. Название было дано в честь небольшого поселения Уренгой, которое располагается неподалеку. После открытия месторождения в 1966 г. тут вырос небольшой городок. Первые скважины начали свою работу в 1978 г. Они функционируют по сегодняшний день.

Находкинское газовое месторождение тоже достойно упоминания. Несмотря на то что количество природного газа здесь оценивается в 275 миллиардов кубических метров, в нем находится большое количество «черного золота». Первые добычи начались только через 28 лет после открытия, в 2004 году.

Туймазинское месторождение нефти

У города Туймазы, что в республике Башкирия, находится данное месторождение. Оно было открыто очень давно, еще в 1937 году. Нефтесодержащие пласты залегают относительно неглубоко, примерно на 1-2 км под землей. На сегодняшний день Туймазинское месторождение входит в ТОП-5 крупнейших мест по залежам нефти. Разработка началась еще в 1944 году, и успешно ведется до сих пор. Залежи нефти располагаются на большой площади примерно 40 х 20 километров. Использование передовых методов добычи ценного продукта позволило извлечь основные залежи полезных ископаемых примерно за 20 лет. Кроме того, из девонских пластов было добыто примерно на 45-50% нефти больше, чем при использовании классических способов. В дальнейшем оказалось, что количество «черного золота» в этом месте больше, нежели ожидалось, поэтому оно добывается и по сегодняшний день.

Ковыктинское и Ванкорское месторождения

Ковыктинское месторождение располагается в Иркутской области. Так как скважины в основном находятся на высокогорном плато, это место окружает только лишь тайга. Несмотря на то что изначально тут была открыта добыча природного газа и жидкого газового конденсата, немного позже появились нефтяные скважины, которые оказались довольно богатыми. Безусловно, основные месторождения нефти в РФ - это целая система скважин, которые в совокупности делают государство лидером по добыче «черного золота» во всем мире.

На севере Красноярского края находится Ванкорское месторождение. Его нельзя назвать только лишь нефтяным, ведь тут ежегодно добывается большое количество природного газа. По предварительным оценкам, количество нефти в этом месторождении составляет порядка 260 миллионов тонн, а оьъем природного газа - порядка 90 миллиардов кубических метров. На этом месте находится 250 скважин, а поставка продукта осуществляется Восточным нефтепроводом.

Месторождения «черного золота» в различных странах мира

Стоит обратить ваше внимание на то, что не только в России находятся крупнейшие месторождения нефти. Этого ценного продукта достаточно и во многих других странах. К примеру, на западе Канады, в провинции Альберта, находятся крупнейшие залежи. Там добывается примерно 95% «черного золота» всей страны, кроме того, имеются большие объемы природного газа.

Австрия тоже известна своими богатыми месторождениями. Большая их часть располагается в Венском бассейне. Карта месторождений нефти говорит о том, что добыча производится и в Вендорфе, который располагается на границе с Чехословакией. Также известно месторождение Адерклаа.

Кое-что еще о нефти

Не было сказано о крупнейшем мировом поставщике «черного золота» - Саудовской Аравии. Достаточно того, что тут располагаются залежи на 75-85 миллиардов баррелей (месторождение Гавар). В Кувейте суммарные залежи составляют 66-73 миллиарда баррелей. В Иране постоянно ведется разработка месторождения нефти. На сегодняшний день установлено, что там просто огромные запасы «черного золота». К примеру, пять месторождений оцениваются в сто миллиардов баррелей, а это уже говорит о многом. Однако стоит отметить, что большая часть скважин принадлежит США.

Заключение

Ежемесячно в мире появляется как минимум одно новое месторождение нефти. Безусловно, это полезное ископаемое имеет огромное значение для человека. Из него делают топливо, используют в качестве горючего для транспортных средств и так далее. Нельзя не заметить, что сегодня в мире идет ожесточенная борьба между Соединенными Штатами и Россией за каждую новую нефтяную скважину. Конечно, многие государства пытаются найти альтернативу нефти. Если раньше широко использовался каменный уголь, то сегодня «черное золото» его постепенно вытесняет. Но мировые запасы нефти рано или поздно закончатся, вот тогда придется придумывать что-то новое. Вот почему уже сегодня множество известных ученых пытаются решить проблему альтернативы «черного золота».

Общая площадь всего арктического шельфа превышает 26 млн км2. Площадь перспективной акватории российского сектора Арктики составляет не менее 5 млн км2. Почти все пространство Арктики расположено на блоке дорифейской континентальной коры. Согласно другой точке зрения существование дорифейской платформы отрицается. Если будет доказано существование дорифейской платформы, то к России отойдет значительная часть Северного Ледовитого океана. Таким образом, вопрос о дорифейской платформе имеет не только научную, но и экономическую значимость.

Последующие события (рифтогенез, формирование зон каледонид, мезозойский тектогенез, раскрытие океанических котловин и др.) определили формирование современной структуры этого региона. В пределах арктического шельфа выделились два крупных блока земной коры. Евразийский (Норвежско-Баренцево-Карский) блок охватывает одноименные моря, западную часть моря Лаптевых, архипелаги и острова (Шпицберген, Земля Франца-Иосифа, Северная Земля, Новая Земля и др.). Амеразийский блок включает восточную часть моря Лаптевых, Восточно-Сибирское море с Новосибирскими островами и Чукотское море с островами Врангеля и Геральда. Блоки разделены рифтовой зоной подводного хребта Гаккеля, ответвлениями этой зоны на юге, а также смежными с хребтом глубоководными котловинами. На режим и особенности нефтегазоносности выделенных в пределах этих блоков осадочных бассейнов существенное влияние оказывал рифтогенез.

В пределах арктической акватории выделяются крупные опущенные участки с повышенной мощностью отложений и поднятия, перспективные для поиска месторождений нефти и газа. На основе тектонического и литолого-стратиграфического анализов выявлены участки, которые можно рассматривать как отдельные провинции, включающие эти осадочные бассейны. Некоторые из них являются доказанными нефтегазоносными, другие рассматриваются как весьма перспективные .

Нефтегазоносные бассейны западного (евразийского) блока содержат значительные ресурсы нефти и газа, что доказано открытием уникального Штокмановского газового месторождения в Баренцевом море, нефтегазовых месторождений в Печорском море (Приразломное, Северо-Долгинское и другие), газовых в Карском море (Русановское и Ленинградское). В норвежском секторе Баренцева моря залежи углеводородов приурочены к нефтегазовому месторождению Сновит и нефтяному месторождению Голиас. По оценкам, проведенным ВНИИокеангеологией, ВНИГРИ и другими организациями, российская часть западно-арктического шельфа, включая Баренцево, Печорское и Карское моря, составляет более 75 % разведанных запасов всего российского шельфа - 8,2 млрд т усл. топлива. В пределах восточного (амеразийского) сектора российской Арктики еще не пробурено ни одной скважины и не открыто ни одного месторождения нефти и газа, но перспективы имеются, судя по наличию крупных месторождений в аналогичных толщах смежных районов Аляски. В восточной части шельфа Чукотского моря американскими компаниями пробурено несколько скважин, показавших признаки нефтеносности.

Согласно принятой в России точке зрения, основная часть акватории Северного Ледовитого океана и сопредельная территория суши Арктики расположена на дорифейской коре континентального типа. Глубина подошвы земной коры (граница Мохоровичича) изменяется от 40-42 км, уменьшаясь под зонами континентального рифтогенеза до 33-35, иногда до 25 км. Граница Конрада фиксируется на глубине 20-25 км.

В геологической истории бассейнов Арктики на удаленных участках выделяется несколько этапов рифтогенеза, часто синхронных . Синхронность проявления рифтогенеза позволяет наметить региональные геологические зоны, протягивающиеся на сотни и тысячи километров и характеризующиеся сходной геологической историей. В итоге удается составить прогноз нефтегазоносности в разобщенных, на первый взгляд, тектонических блоках.

На рисунке 5 представлена геоморфоогическая карта Северного Ледовитого океана.

Рис. 5.

В плане нефтегазоносности каждому осадочно-породному бассейну соответствует нефтегазоносный бассейн. В пределах западно-арктического шельфа выделяются Баренцевоморский, Тимано-Печорский, Южно-Карский, Западно-Сибирский, Северо-Карский, Енисей-Хатангский, Южно-Лаптевский нефтегазоносные бассейны, на территории восточного сектора российской Арктики - Восточно-Сибирский и Чукотский.

Баренцевоморский нефтегазоносный бассейн наиболее изучен, в его пределах выявлены только газовые и газоконденсатные месторождения (Штокмановское, Ледовое, Лудловское, Северо-Кильдинское и Мурманское).

В пределах акваториальной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна выявленные месторождения приурочены к зонам продолжения авлакогенов: Варандей-Адзьвинского (Варандей-море, Медынское-море, Долгинское и Приразломное) и Печоро-Колвинского (Поморское газовое). Северо-Гуляевское нефтегазовое месторождение связано с акваториальным продолжением Хорейверской впадины, а нефтяные Песчаноозерское и Ижемко-Таркское месторождения - с акваториальным продолжением Малоземельско-Колгуевской моноклинали.

В пределах Южно-Карского и севера Западно-Сибирского нефтегазоносных бассейнов выявлены уникальные и крупные месторождения на суше п-ова Ямал, а в акваториальной части открыты два уникальных месторождения газа (Русановское и Ленинградское) в Обской и Тазовской губах.

Наиболее благоприятными для формирования нефтегазоносности бассейна оказываются зоны рифтогенных прогибов и сформированные на их месте «сверхглубокие депрессии».

Преимущественно газовые месторождения связаны с инверсионными антиклинальными поднятиями. Они располагаются цепочками в пределах валов и образуют линейные зоны нефтегазонакопления. К таким перспективным зонам в пределах Баренцевоморской зоны рифтогенеза следует отнести все инверсионные структуры (Демидовско-Лудловский мегавал, Штокмановская седловина, поднятия Центральной банки и Ферсмана).

В пределах Южно-Карско-Ямальской зоны рифтогенеза наиболее перспективны на поиски нефтегазовых месторождений инверсионные валы (Нурминский, Малыгинский, Ямбургский, Гыданский, Преображенско-Зеленомысовский, Новопортовский, Уренгойский, Тазовский, Часельский, Верхне-Толькинский, Харампурский).

Интересной, с точки зрения нефтегазоносности, является область развития соляного тектогенеза в пределах Центрально-Баренцевской зоны рифтогенеза. К соляным куполам могут быть приурочены газовые скопления в подсолевом комплексе или же небольшие нефтяные скопления в надсолевом комплексе отложений.

Для формирования нефтяных скоплений наиболее благоприятными оказываются бортовые участки крупных прогибов или отдельные сводовые поднятия в пределах зон рифтогенеза, претерпевшие значительный подъем, который мог повторяться несколько раз в течение геологической истории развития бассейна. В результате мощный мезозойский разрез оказался размытым, а палеозойский разрез осадочного чехла залегает на глубине, доступной для бурения. К таким перспективным структурам на нефть можно отнести свод Федынского, а также бортовые участки Адмиралтейского вала . О возможности сохранения в палеозойских породах нефти свидетельствуют находки в них жидких битумов на крайнем севере Новой Земли, на о-ве Пионер, в западной части Енисей-Хатангского прогиба, на Северной Земле и Таймыре.

В пределах сверхглубоких депрессий максимальной продуктивностью обладают «тектонические узлы», то есть участки, которые попадают в область пересечения зон континентального рифтогенеза разной направленности, а возможно, и разного возраста. Эти «тектонические узлы» отражают пересечение зон с высокой глубинной энергией, что вызывает аномальность всех происходящих в них процессов, в том числе и нефтегазообразования и последующей миграции углеводородов. К таким участкам в пределах Баренцевоморского бассейна можно отнести область пересечения палеозойской субширотной зоны рифтогенеза и наложенной на нее субмеридиональной зоны триасового рифтогенеза, протягивающейся вдоль Новоземельской складчатой области и сформировавшей Южно-Баренцевскую и Северо-Баренцевскую впадины. В эту область попадают гигантское Штокмановское и два крупных месторождения газа (Лудловское и Ледовое).

В пределах Южно-Карско-Западно-Сибирского бассейна к таким тектоническим узлам можно отнести участки пересечения Енисей-Хатангского прогиба как с Южно-Карско-Ямальской зоной рифтогенеза, так и с рифтом моря Лаптевых. В пределах Западной Сибири к подобному тектоническому узлу приурочена большая часть газовых гигантов Ямала.

В западной части моря Лаптевых наиболее перспективны для поисковых работ на нефть и газ зона пересечения двух рифтогенных прогибов, зоны рифтогенеза моря Лаптевых и восточной части Енисей-Хатангского прогиба.

Вблизи пересечений рифтовых прогибов находится крупное Трофимовское поднятие, расположенное частично в дельте Лены, намечены и другие благоприятные структуры.

Перспективы Северо-Чукотского прогиба восточного сектора Российской Арктики оцениваются в основном, по аналогии с Аляской, на основании предполагаемой близости характера разрезов. В северной части Аляски известно около 40 месторождений, из которых разрабатывается около 10. Крупнейшим месторождением в бассейне арктического склона является месторождение Прадхо-Бей, приуроченное к поднятию размером 21?52 км2. Начальные промышленные запасы этого месторождения составляли 1,78 млрд т нефти и 735 млрд м3 газа. Основная залежь находится в пермотриасовых отложениях, песчаниках триаса и нижних горизонтах юры (формация Ивишак группы Садлерочит и вышележащие формации Шублик и Саг-Ривер). Вокруг Прадхо-Бей расположена целая группа более мелких месторождений-сателлитов. Западнее находится месторождение Купарук-Ривер, запасы нефти в песчаниках неокома оцениваются в 200 млн т. В скважинах, пробуренных на шельфе Чукотского моря, известны многочисленные нефте- и газопроявления из известняков формации Лисберн в скв. Попкорн и Даймон; из формации Ивишак триасового возраста в скв. Клондайк получены притоки нефти. Многочисленные нефтепроявления отмечены выше мелового несогласия в породах свит Пебл Шейл, Торок и Нанушук.

В разрезе Чукотского моря выделяются благоприятные структуры, в том числе крупные линейные поднятия, с которыми могут быть связаны зоны нефтегазонакопления. Широко развиты зоны выклинивания и стратиграфического срезания . В пределах Северо-Чукотского прогиба есть благоприятные для нефтегазонакопления структурные формы многих типов (складки, зоны литологического выклинивания, стратиграфического срезания, возможно, диапировые складки), которые являются объектами поиска нефти и газа. Этот прогиб можно рассматривать как нефтегазоносный бассейн, представляющий в восточном секторе российской Арктики наибольший интерес . Перспективы нефтегазоносности следует связывать с надвигами Врангелевско-Геральдской зоны поднятий, где на доступной глубине могут быть вскрыты отложения триаса и верхнего палеозоя. Глинистые породы альба (формация Торок на Аляске) служат эффективным флюидоупором.

Перспективы Северо-Чукотского, Восточно-Сибирского прогибов, котловины Подводников и, возможно, Амундсена и других сверхглубоких впадин Восточной Арктики связаны, прежде всего, с верхнемеловыми и кайнозойскими отложениями. Их мощность превышает 10 км. Помимо центральных частей прогибов перспективами обладают также и их бортовые зоны, такие как склоны поднятий Де-Лонга и Северо-Чукотского. Кроме того, высокие перспективы имеют и инверсионные поднятия палеозойских прогибов там, где они доступны для бурения (Врангелевско-Геральдская зона поднятий).

Приведенный выше обзор показывает, что в центральных, наиболее опущенных частях осадочных бассейнов Арктики сосредоточены главные потенциальные ресурсы газа и нефти. Преимущественно газоносны наиболее опущенные части бассейнов из-за вытеснения нефтяных флюидов газовыми в бортовые зоны прогибов. Нефтеносность связана с мезо-кайнозойским комплексом северо-восточного шельфа, а также с относительно приподнятыми блоками, не испытавшими погружения на глубину 5-6 км западного сектора Арктики. Эти закономерности в пределах отдельных структур различной природы могут быть выявлены только при региональном, широком подходе к изучению Арктики и рассмотрении ее как единого целого на протяжении длительной истории геологического развития

Дальневосточная нефтегазоносная мегапровинция входит в пояс Тихоокеанской складчатости кайнозойского возра­ста, охватывающей на западе Анадырь, Камчатку, Курильские о-ва, Сахалин, Японские о-ва. К мегапровинции относится вся тер­ритория Дальнего Востока и примыкающих акваторий арктичес­ких и дальневосточных морей.

Дальневосточная нефтегазоносная мегапровинция включает ряд крупных нефтегазоносных провинций, перспективных в неф­тегазоносном отношении провинций и областей, самостоятельных нефтегазоносных областей и районов на всей территории Даль­него Востока и прилегающих акваторий, в том числе Охотскую НГП, Лаптевскую ПНГП, Восточно-Арктическую ПНГП, Южно-Чукотскую ПНГП, Усть-Индигирскую ПНГО, Притихоокеанскую НГП, Верхнебуреинский ПГР.

5.4.1. Охотская нефтегазоносная провинция

Охотская НГП включает акватории Охотского, частично Японского морей и примыкающие к ним земли Сахалинской, Ма­гаданской и Камчатской областей.«Площадь перспективных зе­мель провинции составляет 730 тыс. км 2 , в том числе 640 тыс. км 2 на акваториях.

Охотская НГП (рис. 249) располагается в зоне перехода от ма­терика к океану и включает структуры разной генетической при­роды. Западным ограничением провинции являются Сихотэ-Алиньский и Охотско-Чукотский мезозойские вулканогенные пояса, восточным - Камчатско-Курильская кайнозойская склад­чатая система. На юге, на акватории Японского моря, граница про­винции условно проведена по поднятию Ямато. В центральной ча­сти провинции находится Охотский срединный массив.

Фундамент провинции гетерогенен. Предполагается, что глу­бина его погружения максимальна в Восточно-Сахалинском, За­падно-Сахалинском, Охотско-Колпаковском прогибах (9000 - 10000 м), на поднятиях она составляет 1000 - 2000 м и менее.

Осадочный чехол образован формациями разного типа: гео­синклинального, орогенного, рифтового, эпиплатформенного. По вещественному составу это в основном терригенные и вулкано-генно-осадочные образования позднемелового, палеогенового, неогенового и плиоцен-четвертичного возрастов.

В пределах Камчатской и Хоккайдо-Сахалинской кайнозой­ских складчатых систем и Охотской ветви мезозоид осадочные образования концентрируются преимущественно в отрицатель­ных структурах и практически отсутствуют на крупных подня­тиях. На суше наиболее обширные области развития осадочной толщи приурочены к западному побережью Камчатки и север­ной части Сахалина.

На Западной Камчатке осадочный разрез представлен терри-генными породами палеоген-миоценового возраста. Мощность по­род меняется от 1 - 3 км в антиклинальных до 4 - 5 км в синклиналь­ных зонах. Эти структуры прослеживаются с суши в сопредельные районы акватории Охотского моря, но далее к западу осадочные отложения моноклинально погружаются к склону впадины Тинро, достигая в Охотско-Колпаковском прогибе мощности 6 - 8 км.

На Сахалине (рис. 250), как и на Камчатке, осадочные отложе­ния смяты в складки, образующие линейные протяженные анти-

Рис. 249. Охотская нефтегазоносная провинция.

Крупнейшие тектонические элементы обрамления: I - Охотско-Чукот-ский вулканогенный пояс, II - Сихотэ-Алиньский вулканогенный пояс, III - Центральнокамчатский мегантиклинорий.

Нефтегазоносные области: А - Северо-Восточно-Сахалинская, Б - Южно-Сахалинская, В - Западно-Сахалинская, Г - Западно-Камчатс­кая, Д - Ульянско-Мареканская, Е - Северо-Охотская, Ж - Централь-ноохотская, 3 - Южно-Охотская.

Месторождения: 1 - Пильтун-Астохское, 2 - Чайво, 3 Лунское, 4 - Изыльметьевское, !? - Восточно-Луговское, 6 - Среднекунжикское, 7 - Кшукское, 8 - Нижнеквакчикское

Рис. 250. Обзорная карта размеще­ ния кайнозойских нефтегазоносных осадочных бассейнов Сахалина (элементы тектонического райони­ рования по Радюшу В.М., 1998): 1 - осадочные бассейны: 1 - Бай­кальский (Байкальская впадина), 2 - Валский (Валская впадина), 3 - По-гибинский (Погибинский прогиб), 4 - Нышско-Тымский (Нышская и Тымская впадина), 5 - Пильтунский (Пильтунская впадина), 6 - Чайвин-ский (Чайвинская впадина), 7 - На-бильский (Набильская впадина), 8 - Лунский (Лунская впадина), 9 - По­граничный (Пограничная впадина), 10 - Макаровский (Макаровский прогиб) ,11- Дагинский (Дагинское поднятие), 12 - Западно-Сахалинс­кий (Александровский прогиб, Бош-няковское поднятие, Ламанонский прогиб, Красногорское поднятие, Чеховский прогиб, Холмское подня­тие, Крильонское поднятие), 13 - Анивский (Анивский прогиб), 14 - залив Терпения (прогиб залива Тер­пения), 15 - Шмидтовский (Шмид-товское поднятие); 2 - территория приложения компьютерной техно­логии прогнозирования в пределах Лунской впадины

клинальные и синклинальные зоны. Возраст отложений олигоцен-неогеновый. Максимальные (до 11 км) их мощности приурочены к прогибам в северной и восточной частях острова и на смежных акваториях. Основную часть осадочной толщи слагают верхнеми­оценовые отложения.

Осадочный слой в Южно-Охотской глубоководной впадине с субокеанической корой имеет мощность 2,5 - 4,5 км. Глубины до поверхности фундамента (второго слоя) меняются от 5 до 8 км. Южно-Охотская впадина сформировалась в результате интенсив­ного рифтогенеза, охватившего, главным образом, кору континен­тального строения. Довольно интенсивному рифтогенезу подвер­глась и юго-западная часть области развития субконтинентальной коры в центре Охотского моря.

Для Охотской НГП чрезвычайно характерно периферийное размещение основных осадочных бассейнов, концентрирующих большую часть объема осадочного чехла. К их числу относятся Сахалинские прогибы, Западно- и Восточно-Дерюгинские, Ульянско-Лисянский, Северо-Охотский, Западно-Камчатский, Охотско-Колпаковский, Тинровский и др., Южно-Охотская глубоководная впадина.

В провинции открыто 72 месторождения нефти и газа, из них 60 на о-ве Сахалин, 8 на присахалинском шельфе и 4 на п-вё Кам­чатка. Добыча нефти (с 1928 г.) и газа (с 1956 г.) ведется только на о-ве Сахалину

По современным представлениям о геологическом строении и условиях формирования и размещения месторождений нефти и газа в пределах Охотской НГП выделяются 8 нефтегазоносных областей, из которых половина - Северо-Восточно-Сахалинская, Южно-Сахалинская, Западно-Сахалинская и Западно-Камчатс­кая - характеризуются доказанной нефтегазоносностью, а ос­тальные - Ульянско-Мареканская, Северо-Охотская, Централь­но-Охотская и Южно-Охотская - предполагаемой.

" Для всех областей характерны общие, возможно нефтегазо­носные, и нефтегазоносные комплексы. Первые приурочены к меловым и палеогеновым отложениям, ко вторым относятся дае-хуринский (нижний миоцен), уйнинско-дагинский (средний мио­цен) и окобыкайско-нутовский (средний миоцен-плиоцен) комп­лексы. Все они сложены, в основном, терригенными породами. Основными НГК являются Уйнинско-Дагинский и Окобыкайско-

Нутовский.

Уйнинско-Дагинский НГК - главный объект поисково-разве­дочных работ на Северном Сахалине. Полоса распространения гли­нисто-песчаной и песчано-глинистой литофаций (40 - 70% песчано-алевритовых пород) в верхней части НГК, перекрытых глинами ни­зов окобыкайской свиты, протягивающаяся от акватории Сахалин­ского залива на юго-восток через Катанглийско-Луньский район на шельф Охотского моря, содержит 19 месторождений нефти и газа. В Пограничном районе залежи нефти открыты в нижней части НГК. В южной части острова преобладают песчано-глинистые угленос­ные отложения с содержанием песчаников до 40 - 60%.

На Северном Сахалине, в центральной и западной частях, в дагинско-уйнинском НГК развиты поровые коллекторы с откры­той пористостью 15 - 30% и проницаемостью до 1 мкм 2

Окобыкайско-Нутовский НГК объединяет отложения окобы-кайского и нутовского горизонтов Северного Сахалина, а на Юж­ном Сахалине - курасийского и маруямского горизонтов. Его максимальные мощности (до 7,5 км) характерны для Северо-Во­сточного Сахалина и сопредельного шельфа. Почти повсеместно в низах НГК развиты морские, преимущественно глинистые от­ложения. Лишь на Северо-Западном Сахалине НГК целиком представлен песчаными угленосными породами.

В пределах Северо-Восточного побережья у шельфа, где, как известно, размещено большинство месторождений нефти и газа, окобыкайский разрез сложен неравномерным переслаиванием песчано-алевритовых глинистых разностей (25 - 65% песчаников) общей мощностью 660 - 3500 м. На юге северо-восточного побе­режья количество песчано-алевритовых пород в окобыкайских от­ложениях резко уменьшается, и этот интервал разреза служит ре­гиональным флюидоупором для подстилающих песчаников дагин-ской свиты. В пределах северо-восточного шельфа Сахалина ниж­няя часть НГК замещается кремнисто-глинистыми породами с пла­стами песчаника. На юге Сахалина, на акватории Татарского за­лива, заливов Терпения и Анива в низах НГК развиты кремнисто-глинистые породы курасийской свиты.

Нутовско-Маруямская часть НГК почти повсеместно на о. Сахалин сложена преобладающими песчаниками лагунно-дельтовых и прибрежно-морских фаций. На крайнем северо-востоке острова в районе п-ова Шмидта и на северо-восточном шельфе в этой части НГК развиты чередующиеся песчано-глинистые и гли­нисто-песчаные прибрежно-морские и мелководно-морские литофации с оптимальным соотношением коллекторских и изолирую­щих пластов в интервале мощностью до 1 км (к нему приурочены продуктивные пласты Одоптинского и Чайвинского месторожде­ний) . В самой восточной лито-фациальной зоне (площадь Дагиморе) средняя часть НГК преимущественно глинистая, без хоро­ших коллекторов.

В Окобыкайско-Нутовском НГК преобладает поровый тип кол­лектора пористостью до 30% и проницаемостью до 1 мкм 2 . Хоро­шими коллекторскими свойствами характеризуются отложения комплекса, развитого в северной части острова и смежного шель­фа Охотского моря.

СЕВЕРО-ВОСТОЧНО-САХАЛИНСКАЯ НГО (рис. 251) площа­дью 67 тыс. км 2 (из них 24 тыс. км 2 на суше) является наиболее изу­ченной частью Охотской НГП. Осадочный чехол представлен пес­чаниками и алевролитами, переслаивающимися с глинами и крем­нисто-вулканогенными породами общей толщиной до 10 км. Вы­деляются три нефтегазоносных региональных комплекса.

Нижнемиоценовый (даехуринский) НГК терригенный, крем­нисто-глинистый толщиной до 1500 м. Порово-трещинные коллек­торы образованы литифицированными кремнистыми породами, покрышка - глинами даехуринской свиты.

Рис. 251. Схема расположения месторождений нефти и газа :

1 - береговая линия; 2 - выходы фундамента на поверхность; 3 - ре­гиональные разрывы; 4 - глубина залегания фундамента, км; 5 - синк­линальные зоны - основные очаги нефтегазообразования; 6 - зоны или группы зон нефтегазонакопления с доказанной нефтегазоноснос-тью: I - Лангрыйская, II - Астрахановская, III - Гыргыланьи-Глухар-ская, IV - Волчинско-Сабинская, V - Эспенбергская, VI - Охино-Эхабинская, VII - Одоптинская, VIII - Паромайская, IX - Чайвинская, X - Восточно-Дагинская, XI - Ныйская, XII - Конгинская: 7 - 10 - ме­сторождения нефти и газа по величине геологических запасов (млн т): 7 - крупные (более 100): 12 - Одопту-море, 13 - Пильтун-Астохское, 14 - Аркутун-Дагинское, 15 - Чайво, 22 - Лунское, 23 - Киринское; 8 - относительно крупные (10- 100): 1 - Колендо, 2 - Оха, 3 - Эхаби, 4 - Восточное Эхаби, 5 - Тунгор, 6 - Волчинка, 7 - Западное Сабо, 8 - Сабо, 9 - Кыдыланьи, 10 - Мухто, 11 - Паромай, 16 - Усть-Эвай, 17 - им. Р.С. Мирзоева, 18 - Монги, 19 - Углекуты, 20 - Катангли, 21 - Набиль, 24 - Окружное; 9 - мелкие (1 -10): 10- очень мелкие (менее 1); 11 - 15 - типы месторождений по фазовому составу: 11 - нефтяные, 12 - газонефтяные, 13 - нефтегазовые, 14 - газовые,

15 - газоконденсатные

Нижне-среднемиоценовый (уйнинско-дагинский) НГКтерри-генный угленосный толщиной до 3000 м. Коллекторами служат тер-ригенные пласты в слоистой толще уйнинской и дагинской свит, региональной покрышкой - глины низов окобыкайской свиты.

Средне-верхнемиоценовый (окобыкайско-нутовский) НГК терригенный угленосный толщиной до 7000 м. В толще пересла­ивания коллекторами являются песчаники, покрышками - пе­рекрывающие их глины.

Возможно нефтегазоносные донеогеновые комплексы харак­теризуются, как правило, высокой степенью уплотнения пород.

К настоящему времени на северо-востоке Сахалина открыто 64 месторождения, в том числе семь в прибрежных зонах шельфа. Две трети ресурсов углеводородов области приходятся на окобы­кайско-нутовский комплекс. Среди месторождений преобладают многопластовые с залежами сводового типа и элементами текто­нического и литологического экранирования. Глубина залежей меняется от 50 до 3300 м. Основные месторождения на суше (Ок­ружное (рис. 252), Восточно-Дагинское (рис. 253), Восточно-Эха-бинское (рис. 254), Охинское (рис. 255), Эхабинское (рис. 256), Эрри, Тунгорское (рис. 257), Колендинское (рис. 258), Паромайс-кое (рис. 259), Шхунное (рис. 260), Некрасовское (рис. 261), Запад­но-Сабинское (рис. 262), Восточное Эхаби и др.) в значительной степени выработаны. Месторождения на шельфе отличаются боль­шими запасами и более благоприятными условиями разработки (Лунское, 1Пильтун-Астохское, Аркутун-Дагинское, Одопту-море и др.), а в море острее стоят проблемы экологии. С дальнейшим развитием морских работ связываются основные перспективы расширения сырьевой базы в рассматриваемой НГО.

Окружное нефтяное месторождение (см. рис. 252) приуро­чено к одноименной брахиантиклинальной складке. Открыто в 1971 г. Расположено на берегу Охотского моря: западная его поло­ вина находится на территории острова, а восточная - в аква­ тории Охотского моря. Свод складки сложен породами барской свиты. На западном крыле углы падения 15-30°, на восточном они несколько круче. Кроме того, восточное крыло осложнено продоль­ ным разрывом. Плотность нефти 828,1 кг/м 3 , содержание серы 0,21, парафина 0,66%.

Восточно-Дагинское газонефтяное месторождение (см. рис. 253) расположено в нижнем течении р. Даги и представляет собой бра- хиантиклинальную складку, разбитую рядом разрывов. Открытое

Рис. 252. Окружное нефтяное месторождение :

1 - поисковые скважины, давшие нефть; 2 - изогипсы по электрорепе­ру внутри верхней части борской свиты; 3 - разрывы; 4 - нефтеносный горизонт; 5 - борская свита

1970 г., разрабатывается с 1974 г. Открыты две залежи: газонеф­ тяная в низах окобыкайской свиты и нефтяная - в верхней части дагинской свиты. Нефть имеет плотность 839,8кг/м 3 , содержание серы 0,31, парафина 12,24; пластовое давление 199,5 кгс/см 2 . Плот­ ность газа 0,5866 кг/м 3 , содержание метана 95,8 %.

Рис. 253. Восточно-Дагинское газонефтяное месторождение :

1 - изогипсы по кровле дагинской свиты; 2 - разрывы; 3 - контур нефтегазоносности; 4, 5, 6 - песчаные, глинистые и песчано-глинистые по­роды; 7 - нефть; 8 - нефть и газ

Охинское нефтяное месторождение (см. рис. 255) приуроче­ но к асимметричной, сильно нарушенной сбросами брахиантик- линали с крутым восточным (30-70°) и пологим западным (15-20°) крыльями. Амплитуда и площадь структуры увеличиваются с глу­ биной соответственно от 400 до 600 м и от 10 до 20 км 2 .

Открытое 1923г., разрабатывается с 1923г. Продуктивные пласты характеризуются сильной литологической изменчивос­ тью. Эффективные мощности их меняются от 1 до 90 м, порис­ тость 14-30%, проницаемость составляет (1-1500)-10" 15 м 2 . За-

Рис. 254. Восточно-Эхабинское нефтяное месторождение :

А - структурная карта надвинутой части структуры по кровле XVII пласта, Б - то же поднадвиговой части структуры по кровле 25-го пласта; 1 - изогипсы по кровле XVII и соответствующего ему 25-го пластов; 2 - разрывы; контуры: 3 - нефтеносности XVII и 25-го пластов, 4 - газоносно­сти 25-го пласта; 5 - нефть; 6 - газ; 7 - глинистые, 8 - песчаные породы

лежи пластовые, сводовые, тектонически экранированные. В на­чале разработки все залежи характеризовались режимом раство­ ренного газа, который постепенно перешел в гравитационный. Нефть тяжелая, плотностью 0,91-0,93 г/см 3 , смолистая (акциз­ ных смол 20-40 %).

Эхабинское нефтяное месторождение (см. рис. 256) приуро­ чено к антиклинальной складке, в строении которой принимают участие песчано-глинистые отложения миоцен-плиоценового воз­ раста. Открытое 1936г., разрабатывается с 1937г. Эхабинская брахиантиклиналъная складка северо-западного простирания име­ ет длину 6 км, ширину 2 км и амплитуду ловушки 250 м, асиммет­ рична, с пологим западным и крутым (до 65°) восточным крылом, осложненным продольным взбросом. Плоскость последнего накло­ нена на запад, амплитуда смещения 50-250 м. Складка по окобы- кайским горизонтам имеет сундучную форму, а по дагинским - гребневидную. На месторождении открыто восемь нефтяных за­ лежей и одна газовая. Коллекторами для нефти и газа служат пес­ ки и песчаники, эффективная пористость которых изменяется по площади в очень широких пределах - от 3 до 30%; в среднем по пластам она составляет 17-18%. Проницаемость коллекторов из­ меняется от 4 до 155 мдарси. Эффективная мощность четырех пластов 12-24 м, остальных - не превышает 9 % .Все залежи пла­ стовые сводовые и, за исключением трех пластов, срезанные раз­ рывом на восточном крыле.

Тунгорское нефтегазоконденсатное месторождение (см. рис. 257) приурочено к брахиантиклинали меридионального про­ стирания с углами падения восточного крыла 45", а западного до 20°. Открыто в 1958 г., разрабатывается с 1960 г. По продуктив­ ному окобыкайскому горизонту амплитуда складки 130м, площадь 8 км. Первый промышленный приток нефти получен в 1957 г. На месторождении открыто 15 залежей: 3 нефтяных, 7 газовых и 5 газоконденсатных, приуроченных к песчаным пластам с эффек­ тивной мощностью от 3 до 56 м, открытой пористостью 16- 22% и проницаемостью (1-140)-10 -1 4 м 2 . Залежи пластовые сводо­ вые, высота от 15 до 95 м. Нефтяные залежи характеризуются режимом растворенного газа с влиянием одностороннего напо­ ра краевых вод, вследствие чего залежи частично смещены на восточное крыло. Начальное пластовое давление в XX пласте 21,5 МПа, рабочие дебиты в начале эксплуатации 130-160т/сут, средний газовый фактор 180 м 3 /т.

Рис. 256. Эхабинское нефтяное месторождение :

1 - изогипсы по кровле XIII пласта; 2 - контур нефтеносности; 3 - разрывы; 4 - нефть; 5 - газ; 6 - глинистые, 7 - песчаные породы

Рис. 257. Тунгорское нефтегазоконденсатное месторождение :

а - структурная карта по кровле пласта XX; б - геологический разрез; 1 - изогипсы кровли XX, м; 2 - контур нефтеносности; 3 - нефть; 4 - газ; 5 - покрышка; 6 - песчаные породы

Рис. 258. Колендинское газонефтяное месторождение :

1 - изогипськ а - по кровле XVII пласта, б - по кровле XXI пласта; 2 - разрывы; контуры: 3 - газоносности XVII пласта, 4 - нефтеносности XVII пласта, 5 - нефтеносности XXI пласта для южной периклинали; 6 - нефть;

7 - газ; 8, 9 - глинистые и песчаные породы соответственно

Колендинское газонефтяное месторождение (см.. рис. 258) приурочено к асимметричной брахиантиклинали северо-западно­ го простирания, с углами падения западного крыла 5-7°, восточ­ ного 12-15°. Открыто в 1961 г., разрабатывается с 1964 г. Неф­ тегазоносны отложения дагинской и окобыкайской свит среднего и верхнего миоцена. В интервале глубин 1000-1600м установлено шесть газовых залежей и одна газонефтяная. Залежи пластовые сводовые. Газ преимущественно метановый; нефть тяжелая, плотностью 0,874-0,927 г/см. 3 , содержит много смол (24-48 %) и парафина (2 %).

Паромайское нефтяное месторождение (см. рис. 259) приуро­ чено к одноименной антиклинальной складке. Открыто в 1951 г., разрабатывается с 1951 г. Вскрытый скважинами разрез сложен песчано-глинистыми отложениями, расчлененными на нутовскую и окобыкайскую свиты. Паромайская антиклиналь имеет длину око­ ло 20 км и осложнена несколькими более мелкими складками. Запад­ ное крыло структуры с углами падения в присводовой части 60-80° нарушено продольным взбросо-надвигом, по которому сводовая часть надвинута на относительно пологое западное крыло. Плос­ кость разрыва наклонена на восток, амплитуда смещения дости­ гает в своде 700 м и уменьшается к югу. Нефтяные залежи приуро­ чены к поднадвиговой части структуры, разбитой поперечными и диагональными нарушениями (преимущественно сбросового харак­ тера) на многочисленные блоки. Амплитуды сбросов изменяются от 10 до 200 м. На месторождении открыты 12 залежей нефти, причем две залежи имеют газовые шапки. Песчаные пласты, содер­жащие нефть и газ, имеют эффективную мощность от 2 до J 5 м и пористость 27-19%, которая уменьшается вниз по разрезу. Все залежи по типу ловушек относятся к пластовым тектонически экранированным (поднадвиговым) и, кроме того, осложненным по­ перечными и диагональными разрывами. Нефти месторождения относительно легкие, с плотностью 815,7-840,6 кг/м 3 . Содержат парафина 0,19-3,48, серы 0,14-0,31 %; выход легких фракций (до 300°С) составляет 75-84 %. Газы метановые, плотностью 0,6553- 0,7632 кг/м 3 , с содержанием тяжелых углеводородов до 10-23 %.

Шхунное газонефтяное месторождение (см. рис. 260) приуро­ чено к самой северной антиклинальной складке Гыргыланьинской зонынефтегазонакопления. Открытое 1964г., разрабатывается с 1972г. Структура имеет широкий свод, относительно крутое (25- 30°) восточное крыло и пологое (15-20°) западное. Диагональными разрывами она разбита на ряд блоков. Наиболее крупным является разрыв северо-западного простирания, по которому опущена север­ ная периклиналь. Амплитуда этого нарушения достигает 240 м, плоскость разрыва наклонена на юго-запад под углом около 60°. На месторождении открыто 4 газовые и 5 нефтяных залежей. Все они приурочены к коллекторам нижнеокобыкайской подсвиты, имею­ щим, эффективную мощность от 12 до 53 м, пористость 25-26 % и проницаемость до 433 мдарси. Глубина залегания промышленных

Рис. 259. Паромайское нефтяное месторождение :

1 - изогипсы по кровле VIII пласта; 2 - разрывы; 3 - нефть; 4 - газ; 5 - контур нефтеносности; 6 - песчаные, 7 - глинистые породы

скоплений нефти и газа - от 650 до 1260 м.Все залежи нефти и одна залежь газа находятся в северном блоке и относятся к пластовым тектонически экранированным (на периклинали). В центральном блоке открыты залежи газа, которые по типу ловушек относятся

Рис. 260. Шхунное газонефтяное месторождение :

1 - йзогипсы по кровле VII пласта; 2 - разрывы; 3 - контуры: а - неф­теносности, б - газоносности; 4, 5, 6 - песчаные, глинистые и песчано-глинистые породы; 7 - нефть; 8 - газ

к пластовым сводовым, разбитым разрывами на блоки. Высота за­ лежей в своде не превышает 25 м, а на периклинали - 50 м. Нефть месторождения тяжелая, с плотностью 928,4-932,8 кг/м 3 ; содер­ жит акцизных смол до 12, серы -0,21-0,32, парафина -0,44-0,62%. Газ метановый, плотностью 0,5662-0,6233кг/м 3 , с содержанием тя­ желых углеводородов до 2,8%.

Некрасовское газонефтяное месторождение (см. рис. 261) приурочено к брахиантиклинальной асимметричной складке с кру­тым восточным (до 40°) и пологим западным (10-15°) крыльями. Открытое 1957г., разрабатывается с 1963г. Строение складки- на глубине (по отложениям окобыкайской свиты) значительно ус­ ложнено большим количеством разрывных нарушений с амплиту- дамидоЗООм. Открыто 10 залежей:2 нефтяные, 3 газонефтяные и 5 газовых. Нефти месторождения легкие, плотность их колеб­ лется от 775 до 843 кг/м 3 . Содержание серы составляет 0,1-0,3, парафина - до 2%. Выход легких фракций (до 300° С) достига­ ет 70-90%. Установлена высокая растворимость нефти в газе, наличие конденсата. Начальный газовый фактор дости­ гает 2000 м э /т. Все залежи относятся к пластовым сводовым, разбитым разрывами на блоки.

Коллектором для нефти и газа служит разнозернистый пес­ чаник с эффективной пористостью около 18 %, проницаемостью до 150 мДарси. Дебиты нефти изменяются от 10-15до 42т/"сут­ ки, дебиты газа достигают 75-100 тыс. м/сутки. Нефтьлегкая, плотность 797-821,2 кг/м 3 , содержание акцизных смол 6-7, пара­ фина 1-2, серы 0,1-0,2 %. Выход легких фракций 77-94 %. Началь­ ное пластовое давление 242,5 кгс/см 2 , пластовая температура 84,5°С. Газовый фактор колеблется от 475 до 1600 м 3 /т. В составе газа преобладает метан (85,4-90,0%), отмечено большое содер­жание этана и высших углеводородов (до 10%).

Западно-Сабинское газонефтяное месторождение (рис. 262) расположено западнее Сабинского и приурочено к антиклиналь­ ной складке, осложняющей западное крыло антиклинальной зоны. Открыто в 1961 г., разрабатывается с 1966 г. Представляет со­ бой куполовидное поднятие размером 3,3x5,5 км, нарушенное мно­ гочисленными сбросами с амплитудами от нескольких десятков до 200 м. Углы падения породна крыльях не превышают 5-6°. От­крыто 6 залежей: 4 нефтяные, одна газонефтяная и одна газовая. Нефтяная залежь VIII пласта по запасам является наибольшей. Пласт, залегающий на глубине 1263-1407 м, представлен череда-

ванием тонких песчаных и глинистых прослоев общей мощностью до 39 м. Средняя эффективная мощность 11м. Пористость пес­ чаных коллекторов составляет 20 %, проницаемость в среднем - 300 мДарси. Нефтеносность VIII пласта впервые была установ­ лена в скв. 1, при испытании которой получен приток нефти с де­ битом 12 т/сутки (через 6-миллиметровый штуцер). Пластовое давление в залежи 125,2 кгс/см 2 , начальный газовый фактор 30- 40м 3 /т. Нефть тяжелая (плотность 973кг/м 3 ), слабопарафинис-тая (1,8 %), бессернистая. Высота нефтяной залежи 110м.

Южно-Охинское газонефтяное месторождение приурочено к одноименной куполовидной складке размером 2x1,5 км и ампли­ тудой поднятия около 80 м. В северной ее части проходит сброс северо-восточного простирания с амплитудой 400 м. Два других разрыва, но уже северо-западного простирания, с амплитудой 40 и 140м, осложняют свод и южную периклиналь структуры. Склад­ ка по верхним горизонтам асимметрична: углы падения западного крыла 10-15°, восточного до 45°. Свод складки с глубиной смеща­ ется к западу на 800-900м. Открытое 1949г., разрабатывается с 1952 г. На месторождении открыто 6 залежей: 3 газовые, 2 газо­ вые с нефтяными оторочками и одна нефтяная. Все продуктив­ ные пласты сложены песками со средней пористостью 19-27 % и эффективной мощностью от 1 до 22м. Газ месторождения сухой, метановый, с плотностью 0,575-0,645кг/м 3 . Нефти имеют плот­ность 838-852кг/м 3 , содержат акцизных смол до 10, парафина до 6 %. Пластовые воды гидрокарбонатно-натриевые, с минерализа­ цией около 14 г/л.

Северо-Охинское газонефтяное месторождение приуроче­ но к небольшой антиклинальной складке, осложняющей северную периклиналь Охинской структуры. Свод ее сложен глинисто-пес­чаными осадками нижненутовской подсвиты, под которыми за­ легают песчано-глинистые отложения окобыкайской свиты мощ­ ностью 1100м. Открытое 1967г., разрабатывается с 1967г. От­крыто 5 залежей: одна газовая, две нефтяные с газовыми шапка­ ми и две нефтяные. Промышленные скопления залегают на глуби­ нах 900-1400 м. Эффективная мощность пластов колеблется от 8 до 23 м, пористость - от 20 до 23%. Пласты характеризуются резкой литологической изменчивостью. Нефти месторождения имеют плотность от 842,1 до 869,3 кг/м 3 , содержат 12-28% ак­ цизных смол и 0,6-2,8% парафина. Газы метановые, с плотнос­ тью 0,5871-0,5945 кг/м 3 , увеличивающейся вниз по разрезу.

Мухтинское газонефтяное месторождение является самым крупным месторождением Паромайской зоны нефтегазонакопле- ния. Приурочено к антиклинальной структуре. Открытое 1959г., разрабатывается с 1963г. Мухтинская антиклиналь отделена от Паромайской небольшим седловидным прогибом. Углы падения по­ род ее западного крыла в присводовой части составляют 50-85, восточного - 20-30°. Вдоль западного крыла складки проходит ре­ гиональный взбросо-надвиг с амплитудой 600-800 м, по которому восточный блок надвинут на западный; кроме того, поперечными и диагональными разрывами типа взбросов складка разбита на ряд блоков. Открыто 14 залежей: 3 газонефтяные, остальные нефтя­ ные. По типу ловушек залежи тектонически экранированные на периклинали и пластовые сводовые, разбитые на самостоятель­ ные блоки. Эффективная мощность пластов-коллекторов изменя­ ется обычно в пределах 5-20 м. Пористость коллекторов 21-30 %, проницаемость - до 500 мДарси. Нефти месторождения в четы­ рех верхних пластах имеют плотность 830-906,6, в нижних - 829,9-874,0 кг/м 3 ; содержание серы 0,1-0,2, парафина 0,7-3,2%. Газ метановый, с плотностью 0,5944-0,6232 кг/м 3 и содержанием тяжелых углеводородов 3,2-3,5 %. Воды гидрокарбонатно-натри- евые, с минерализацией 6-28 г/л, возрастающей вниз по разрезу.

Волчинское газонефтяное месторождение связано с круп­ ной антиклинальной складкой, осложненной в южной части более мелкими локальными структурами. Открыто в 1963 г., разраба­ тывается с 1972г. Месторождение многопластовое: в дагинской свите в отдельных тектонических блоках выявлены нефтяные залежи. На Северинской и Ключевской площадях (свод и южные пе- риклинальные блоки структуры) в окобыкайской свите установ­лено 10 газоносных пластов и, кроме того, в дагинской свите об­ наружена залежь газа. В пределах месторождения выявлен ряд сбросов с амплитудами до 200 м, которые часто служат текто­ ническими экранами для нефтяных и газовых скоплений. Коллек­ торами нефти и газа являются пачки пород, представленные пе­реслаиванием песчаных разностей, мощностью до первых десят­ ков метров, с глинистыми и алеврито-глинистыми разностями. Открытая пористость песчаников составляет 20-25 %, а прони­ цаемость - 500-600 мДарси.

Пильтун-Астохское нефтегазоконденсатное месторожде­ ние расположено на северо-восточном шельфе о. Сахалина в 67км к ЮВ от г. Оха и в 17 км от берега. Открыто в 1986 г., по запасам

относится к категории крупных. Приурочено к Одоптинской ан­ тиклинальной зоне. Месторождение контролируется крупной ан­ тиклинальной складкой, осложненной тремя куполами - Пильтун- ским, Южно-Пильтунским и Астохским. Амплитуда каждого - от 100 до 200 м. Антиклиналь осложнена сбросами амплитудой 20-40 м, которые разделяют структуру на ряд блоков и контролируют рас­ пространение залежей по площади. Углы падения слоев на запад­ ном крыле 10-12°, на восточном - 8-10°. Нефтегазоносны терри- генные отложения нижненутовской подсвиты нижнего миоцена. До­ казана продуктивность 13 пластов. Глубина кровли верхнего 1300м, нижнего - 2334 м. Пористость от 22 до 24%, t - 50,5- 73°С. Плот­ ность нефти 0,874-0,876г/см 3 , вязкость 0,11-0,5МПа-с, содержа­ ние серы 0,12-0,27%, парафина 0,21-2,56%, смол и асфальтенов 2,5-4,3 %. Плотность газа по воздуху 0,604-0,638; газ содержит ме­ тана 94,11-91,75 %, углекислого газа 0,52 %, азота 0,28-0,84 %.

Аркутун-Дагинское нефтегазокондепсатное месторожде­ ние расположено на северо-восточном шельфе о. Сахалина в 123км восточно-юго-восточнее от г. Оха, в 26 км от береговой линии. При­ урочено к Одоптинской антиклинальной зоне. Открыто в 1986 г., по запасам относится к категории средних. Залежи контролиру­ ются тремя антиклинальными складками - Аркутунской, Дагинс- кой иАйяшской. Размеры общей структуры 56x10км (покровлениж- ненутовскогоподгоризонта), амплитуда - до 500 м. Нефтегазонос­ ны терригенные отложения нижненутовского подгоризонта ниж­него миоцена (10 пластов); глубина кровли верхнего - 1700 м, ниж­ него - 2300 м. Пористость коллекторов в среднем 23%, t - om 60 go 71 °. Плотность нефти 0,824-0,844 г/см 3 , вязкость 0,41-0,5 МПа-с, содержание серы 0,18-0,38 %, парафина 0,15-2,59 %, смол и асфаль­ тенов 2,2-5,73 %. Плотность газа по воздуху 0,614-0,660. Конден- сатный фактор - 108,5. Газ содержит метана 94,44-90,85 %, угле­ кислого газа 0,23-1,03 %, азота 0,30-0,35 %.

Одопту-Море нефтегазоконденсатное месторождение расположено на северо-восточном шельфе о. Сахалина в 6-8 км от берега и 40-50 км к югу от г. Оха. Открыто в 1977г. Приурочено к Одоптинской антиклинальной зоне. По кровле нутовской свиты (N 1 nt ) размеры 6,5x32 км, амплитуда 200 м. Свод структуры ослож­ нен тремя куполами - северным, центральным и южным, размеры от 6 до 12 км. Западное крыло складки более крутое, чем восточ­ ное, углы падения слоев 5-17° и 3-7°. Разрывных нарушений не ус­ тановлено. Нефтегазоносные отложения нижненутовской под свиты нижнего миоцена представлены песчаниками, алевролита­ ми и аргиллитами. Установлено 13 продуктивных пластов-коллек­ торов. Глубина кровли верхнего пласта 1250м, нижнего 1972м. По­ ристость коллекторов от 19 до 25%, проницаемость в среднем 0,56 мкм 2 . Начальные пластовые давления 17,1-21,3 МПа, 162-72°С. Начальные дебиты нефти от 10,5 до 90 т/сут. Плотность нефти 0,839-0,871 г/см- 3 , вязкость 0,74-1,18МПа-с, содержание серы 0,2- 0,4%, парафина 0,5-1,3%, смол и асфальтенов 3,91-8,8%. Плот­ность газа по воздуху 0,584-0,636. Газ содержит метана 94,85- 96,4 %, углекислого газа 0,12%, азота 0,51-1,10 %.

Лунское-Море нефтегазоконденсатное месторождение расположено на северо-восточном шельфе о. Сахалина в 335 км к югу от г. Охи и 12-15 км от берега. В тектоническом отношении приурочено к Ныйской антиклинальной зоне. Открыто в 1984 г. Контролируется крупной брахиантиклинальной складкой разме­ ром 8,5x26 км (по кровле дагинской свиты) и амплитудой 600 м. Структура пересечена серией сбросо-сдвиговых нарушений с ам­ плитудой смещения от нескольких до 200 м. Углы падения слоев на крыльях структуры 8-10°. По верхним горизонтам складка выпо-лаживается, углы падения уменьшаются до 3-4°. Нефтегазонос­ ный комплекс приурочен к дагинской свите нижнего-среднего ми­ оцена, сложенной терригенными песчаниками, алевролитами и ар­ гиллитами. На месторождении установлена продуктивность 15 пластов-коллекторов. Это газоконденсатные залежи, нефтяные оторочки открыты в 4 из них. Кровля верхнего пласта на глубине 2082 м, нижнего - 2843 м. Пористость коллекторов от 24 до 26%, t - от 72 до 82°С. Плотность нефти 0,816 г/см 3 , вязкость 0,25- 0,7 МПа-с, содержание серы 0,13%, парафина 1,44-1,79%, смол и асфальтенов 1,2-1,45%. Плотность газа 0,621-0,630. Газ содер­ жит метана 93-92,06 %, углекислого газа 0,28 %, азота 0,65-1,14 %.

Кирийское газоконденсатное месторождение расположено на северо-восточном, шельфе о. Сахалина в 65 км к востоку от пос. Ноглики и 20 км от берега. В тектоническом отношении оно при­ урочено к Ныйской антиклинальной зоне. Открыто в 1992 г., по запасам относится к категории средних. Залежи газоконденсата ограничены антиклинальной структурой, представляющей собой вытянутую складку, осложненную поперечным сбросом небольшой амплитуды. Размеры складки 10x1,5км (покровле дагинскогогори­ зонта), амплитуда 200 м. Газоносны терригенные отложения да- гинского горизонта нижнего-среднего миоцена, в которых откры mo 4 газоконденсатных пласта. По данным, испытаний предпола­ гается, что в верхних трех пластах существует одна массивная залежь с единым газоводяным контактом. Глубина кровли верхне­ го пласта 2820 м, нижнего - 2968 м. Пористость коллекторов - 18-22%.

Чайво-Море нефтегазоконденсалшое месторождение рас­ положено на северо-восточном шельфе о. Сахалина в 120 км к юго- востоку от г. Оха и в 12 км от берега. Приурочено к безымянной седловине между Чайвинской и Пильтунской синклинальными зо­ нами. Открыто в 1979г. Залежи контролируются брахиантикли-нальной складкой простого строения размером 4x8 км по кровле нижненутовского подгоризонта и амплитудой до 150м. Ось склад­ ки ориентирована на северо-запад. Нефтегазоносные нижнемио­ ценовые отложения нижненутовского подгоризонта представле­ ны песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Установлена про­ дуктивность 10 пластов-коллекторов. Глубина залегания верхнего пласта 1175 м, нижнего 2787 м. Пористость 19-25%, проницае­ мость 0,163-0,458 мкм 2 (68-87°С.Плотностънефти 0,832-0,913 г/ см 3 , вязкость 0,640-0,642 МПа-с, содержание серы 0,1-0,4%, па­ рафина 0,5-1,3%, смол и асфальтенов 5-13,1%. Плотность газа по воздуху 0,624-0,673. Газ содержит метана 93,6-93,8 %, углекис­ лого газа 0,3-0,52 %, азота 0,3-0,6 %.

ЮЖНО-САХАЛИНСКАЯ НГО площадью 47,5 тыс. км 2 (в том числе перспективная площадь суши - 4 тыс. км 2) отличается зна­чительно меньшими толщинами неогеновых отложений и сокра­щенным разрезом палеогена. Выделяется Макаровский прогиб с мощностью кайнозойского осадочного чехла 6 - 7 км и располо­женный к востоку Владимирский прогиб с мощностью осадочных отложений до 3 - 4 км. Ресурсы углеводородов связаны, в основ­ном, с окобыкайско-нутовским нефтегазоносным комплексом. От­крыты три небольших месторождения газа: Восточно-Луговское, Южно-Луговское и Золоторыбинское. Общий потенциал НГО оце­нивается невысоко.

ЗАПАДНО-САХАЛИНСКАЯ НГО площадью 135 тыс. км 2 в сво­ей субаквальной части приурочена к акватории Татарского про­лива и смежных районов Японского моря. Перспективная площадь акватории в пределах шельфа о. Сахалин составляет 23,6 тыс;, км 2 . Высокая степень эродированности отложений на островной час­ти области, неблагоприятный для аккумуляции лито-фациальный состав неогеновых отложений и на большей части площади области высокая степень литофикации палеогеновых и верхнемеловых отложений, значительно снижает перспективы нефтегазоносности области.

Крупнейшей геологической структурой Западно-Сахалинской НГО является - Западно-Сахалинский прогиб, охватывающий акваторию Татарского пролива (северные широты г. Чехова), Амурского лимана и смежные районы Северо-Западного Саха­лина. В осадочном чехле мощностью до 4 - 5 км выделяются верхне-меловой, палеоген-среднемиоценовый и верхнемиоценовый комплексы, отличающиеся смещением структурных планов. Бо­лее сложно устроена южная часть Западно-Сахалинского проги­ба, где на восточном крыле развиты крупные, довольно крутые асимметричные брахиантиклинали, нарушенные значительными продольными разрывами (Красногорская, Старомаячнинская).

Большая часть начальных суммарных ресурсов УВ отнесена к Нутовско-Окобыкайскому НГК и уйнинско-дагинскому комплек­сам. Около 74% начальных суммарных ресурсов составляют нефть и конденсат. В целом на долю Западно-Сахалинской ПНГО прихо­дится лишь около 8% начальных суммарных ресурсов УВ Сахалин­ского шельфа. В пределах ПНГО основные УВ приурочены к глу­бинам до 3 км.

На западном шельфе Сахалина в отложениях окобыкайско-нутовского комплекса (маруямская свита) открыто Изыльметьевское газовое месторождение.

ЗАПАДНО-КАМЧАТСКАЯ НГО площадью 70 тыс. км 2 занима­ет прогибы западного побережья п-ва Камчатка и прилегающей акватории (Западно-Камчатский, Охотско-Колпаковский, Воям-польский и др.). Крупнейшая тектоническая структура области является Западно-Камчатский синклинорный прогиб с мощностью осадочного чехла 6,5 км. Основная часть разреза представлена па­леоген-неогеновыми терригенными и кремнисто-глинистыми от­ложениями, среди которых развиты пласты с удовлетворительны­ми емкостно-фильтрационными свойствами и изолирующие дос­таточно мощные пачки. Нижнюю часть осадочного чехла слагают песчано-глинистые верхнемеловые отложения.

Перспективы нефтегазоносности связываются (в порядке убывания) с неогеновыми, палеогеновыми и верхнемеловыми комплексами. Вторая крупная отрицательная структура Западно-Камчатской НГО - Охотско-Колпаковский тыловой прогиб - имеет осадочный чехол мощностью до 8 км. Он практически целиком представлен неогеновыми отложениями, в верхней части разреза которых имеются мощные пласты хороших поровых кол­лекторов.

На суше открыто четыре небольших по запасам газоконден-сатных месторождения (Кшукское и др.) на глубине 1200 - 1600 м, приуроченных к нижнемиоценовому и средне-верхнемиоценово­му комплексам; газопроявления отмечены в отложениях эоцена и верхнего мела.

Кшукское газовое месторождение - первое месторождение, открытое на Камчатке, расположено на ее юго-западном, побере­ жье и приурочено к антиклинальной складке размером 8x5 км, с амплитудой около 100 м. Продуктивны вулканомиктовые песча­ ники кавранской серии (верхний миоцен-плиоцен), обладающие от­ крытой пористостью 12-32 % и проницаемостью 0,02-0,15мкм 2 и более. Глубина залегания продуктивного горизонта 1149-1560 м. Дебиты скважин составляют от 70-207 тыс. м 3 /с на штуцере 12 мм, до 706 тыс. м 3 /с газа на штуцере 27 мм и 4,1 мУс газокон­ денсата.

В целом, по Западно-Камчатской НГО основная часть прогноз­ных ресурсов нефти и газа приурочена к неогеновым и палеоге­новым отложениям.

Ульянско-Мареканская, Северо-Охотская, Центрально-Охотская и Южно-Охотская перспективные нефтегазоносные области выделены в акватории Охотского моря и на прилегаю­щих участках суши по аналогии с областями доказанной нефте-газоносности. По геофизическим и геологическим данным в их пределах предполагаются крупные осадочные бассейны, выпол­ненные преимущественно терригенными, реже кремнисто- вул­каногенными породами суммарной толщиной 5000 - 8000 м (Го-лыгинский прогиб и др.) палеогенового, неогенового и четвертич­ного возрастов.

Месторождения Сахалина в основном приурочены к ловуш­кам структурного типа. Наиболее широко развиты месторожде­ния, связанные с антиклинальными складками с нарушенными сводами (Охинское, Узловое, Сабинское, Катанглинское и др.). Ограниченное распространение имеют месторождения связан­ные с антиклинальными и брахиантиклинальными складками с ненарушенными сводами (Прибрежное, Тунгорскоеидр.) и мес­торождения, приуроченные к моноклиналям (Паромайское, Се­верное Колендо). Большая часть залежей пластовые с эффективной мощностью 5 - 25 м, иногда до 50 - 60 м с открытой пористо­стью 13-20%.

Подавляющее большинство залежей осложнено разрывными нарушениями, литологическим выклиниванием, стратиграфичес­ким срезанием. Основные запасы нефти 84% приурочены к глу­бинам 0 - 2 км, газа - 1 - 3 км, газоконденсата (90%) - 2 - 3 км.

Перспективные территории Дальнего Востока

Орогенические области в пределах России изучены в отноше­нии нефтегазоносности крайне неравномерно и в целом слабее, чем платформенные области. Имеются крупные территории и участки шельфа, о перспективах которых на нефть и газ можно судить с большей или меньшей уверенностью на основании общегеологи­ческих соображений и аналогии с провинциями и областями, где нефтегазоносность доказана практическими результатами геолого­разведочных работ. На соверменной стадии изученности в качестве перспективных элементов нефтегазогеологического районирова­ния может быть выделен ряд самостоятельных (не входящих в про­винции или области) перспективных нефтегазоносных районов (Момо-Зырянский прогиб, группа дальневосточных впадин). Кро­ме того, известно несколько межгорных впадин (Кузнецкая, Северо- и Южно-Минусинская, Селенгинская, Байкальская, Тункинская, Баргузинская), которые уже вовлечены в сферу геологоразведоч­ных работ, но из-за неопределенности геологических материалов обоснованной количественной оценки не имеют.

Момо-Зырянский прогиб входит в состав Верхояно-Колымской складчатой области. Прогиб имеет перспективную площадь по мезо-кайнозойским отложениям около 50 тыс. км 2 . В разных рай­онах прогиба отмечались довольно обильные выходы углеводород­ных газов с высоким содержанием тяжелых гомологов, а также битумы в отдельных горизонтах юрского разреза. В последние годы пробурено несколько скважин, в одной из них (Индигирская пло­щадь) из отложений неогена получен слабый приток газа дебитом 1,7 тыс. м 3 /сут. Изученность прогиба остается крайне слабой, оцен­ка перспектив нефтегазоносности неопределенная.

Самостоятельный перспективный объект представляют впа­дины и прогибы на юге Дальнего Востока: Зее-Буреинская, Среднеамурская, Ханкайская и другие. Они находятся в области рас­пространения мезозойской складчатости, имеют мезо-кайнозой- ский осадочный чехол, включающий отложения континентально­го и морского генезиса. Впадины различны по строению, разме­рам, условиям формирования.

Интерес к южно-дальневосточным впадинам связан во мно­гом с тем, что в приграничных с Россией районах Китая и Монго­лии континентальные толщи характеризуются региональной неф-тегазоносностыо (впадина Сунляо и др.). В Зее-Буреинской, Сред-неамурской, Ханкайской, Верхнебуреинской впадинах уже про­ведены, хотя и в небольшом объеме, специальные работы нефтя­ного профиля, включая разведочное бурение.

ВЕРХНЕБУРЕИНСКИЙ ГАЗОНОСНЫЙ РАЙОН (площадь 10,5 тыс. км 2) расположен в пределах Хабаровского края и связан с ме­зозойской впадиной, входящей в систему Монголо-Охотского складчатого пояса (рис. 263).

О геологическом строении впадины известно, главным обра­зом, по работам, производимым в связи с изучением твердых (в первую очередь угля) полезных ископаемых. Специальные рабо­ты на нефть и газ проведены в небольшом объеме в последние годы; в результате открыто Адниканское газовое месторождение с за­пасами 2 млрд м 3 .

Потенциал нефтегазоносности Верхнебуреинской впадины оценивается в целом невысоко и связывается с мезозойскими от­ложениями, представленными двумя комплексами: юрским морс­ким терригенным толщиной до 3000 м и верхнеюрско-меловым кон­тинентальным терригенно-угленосным толщиной до 4000 м. На Адниканском месторождении продуктивны меловые (кындальская свита) песчаники, перекрытые алеврито-глинистыми породами; залежи, по-видимому, являются пластовыми, тектонически экрани­рованными. Прогнозные ресурсы углеводородов сосредоточены, в основном, в меловом комплексе (62%), остальные - в юрском (38%).

Один из интересных объектов поисков нефти и газа связан с впадинами Прибайкалья и Забайкалья - Тункинской, Гусиноостровской, Байкальской, Баргузинской и Селенгинской. Эти меж­горные впадины, входящие в состав Монголо-Охотской складча­той системы, морфологически образуют крупные грабены, выпол­ненные преимущественно пресноводными отложениями мезозоя, миоцена и плиоцена. В разные годы в них было пробурено несколь­ко скважин, не давших положительных результатов. Перспекти­вы этих впадин в настоящее время могут быть оценены только на предположительном качественном уровне.

Рис. 263. Верхнебуреинский нефтегазоносный бассейн :

1 - границы бассейна; 2 - изогипсы поверхности фундамента (палео­зоя); 3 - тектонические нарушения; 4 - выходы фундамента на поверх­ность; 5 - Адниканское газовое месторождение

Кузнецкая, Северо- и Южно-Минусинская впадины находят­ся на юге Западной Сибири в системе горных сооружений Куз­нецкого Алатау и Саян. Впадины имеют размеры от 10 до 50 тыс. км 2 , резко выражены в рельефе, имеют чехол терригенных и кар­бонатных пород палеозоя и мезо-кайнозоя толщиной до 5000 м. Начиная с 1940-х гг., во впадинах ведутся, хотя и с перерывами, буровые и геофизические работы, ориентированные преимуще­ственно на девонские и верхнепалеозойские отложения, в резуль­тате чего в них установлены прямые проявления нефти и газа.

Так, в Кузнецкой впадине притоки газа, использованные для местных нужд, были получены на Плотниковской, Борисовской, Абашевской и других площадях; на первой из них наблюдалось выделение светлой нефти.

В Минусинских впадинах небольшие притоки газа с дебитами 2 - 3 тыс. м"/сут были получены на Западно-Тагарской и ряде других площадей, а на Быстрянской площади в скв. 1 дебит газа составил примерно 180 тыс. м 3 /сут, но промышленный характер этого газового скопления бурением последующих разведочных скважин но подтвердился. На Алтайской, Сользаводской площа­дях были получены притоки нефти по 10 - 20 л/сут.

Несмотря на продолжительность изучения, достоверная оцен­ка перспектив нефтегазоносности рассмотренных впадин отсут­ствует. В свете новых геолого-геофизических данных, полученных в Минусинских впадинах в последние годы, предполагается боль­шая, чем ожидалась раньше, рольлитологических факторов в рас­пределении нефти и газа, что требует корректировки методики ведения поисково-разведочных работ.

Контрольные вопросы к главе 5

    Какие особенности геологического строения характерны для провинций складчатых территорий?

    Каково значение провинций складчатых территорий в со­временной добыче нефти и газа?

    В каких провинциях складчатых территорий отмечен гря­зевой вулканизм?

    Роль Закавказской провинции в становлении нефтегазовойпромышленности мира.

    Назовите нефтегазоносные комплексы Закавказской про­винции.

    Какие нефтегазовые месторождения Закавказской провин­ции открыты на Каспийском шельфе?

    Каковы перспективы нефтегазоносности Каспийского шельфа в Западно-Туркменской провинции?

    Назовите нефтегазоносные области, входящие в Тяньшань-Памирскую провинцию.

    Какова роль Сахалинской нефтегазоносной области в Охот­ской провинции?

    Перечислите нефтегазоносные комплексы Камчатской неф­тегазоносной области Охотской провинции.

Cтраница 1


Нефтегазоносные комплексы, представленные значительной толщей пород морского, прибрежного, лагунного, континентального происхождения, обычно содержат нефтегазогенерирующие толщи, которые обусловливают формирование залежей нефти и газа в данном комплексе. Распределение генерирующих толщ внутри комплексов может быть весьма различным.  

Нефтегазоносные комплексы рассматриваются как природные (материальные) системы, обладающие различными способностями прежде всего аккумулировать углеводороды, а иногда и генерировать их. Комплексы состоят из главных элементов: пород-коллекторов, слагающих природные резервуары, пород-флюидоупоров и (не всегда) нефтегазоматеринских пород. Иногда комплексы отделяются друг от друга мощными толщами слабопроницаемых пород и представляют собой частично изолированную, полузакрытую систему со своими внутренними связями, определяющими распределение давлений, перетоки флюидов и др. Нефтегазоносные комплексы, обладая определенными индивидуальными чертами, тем не менее взаимодействуют и оказывают сильное влияние друг на друга, они являются частями единого бассейна как природной системы.  

Нефтегазоносный комплекс является понятием нефтяной геологии, т.е. имеет прикладное, практическое значение. По составу пород и их мощности формации отражают этап развития (тектонический режим и климат) определенной тектонической зоны.  

Нефтегазоносные комплексы обычно отличаются сходными особенностями продуктивных пластов. Чаще всего комплексы разделены между собой мощными толщами слабопроницаемых пород. Многие авторы отмечают, что в пределах комплекса продуктивные пласты имеют не только некоторые общие внутренние свойства, но сходны и формами тел, которые они образуют в геологическом разрезе. Все геологические тела как осадочных, так и магматических пород имеют определенную форму: пласты, линзы, сводообразные выступы, штоки и др. Форма тел зависит от обстановки, в которой эти породы образовались. Форма этих тел и свойства слагающих их пород в разных комплексах могут сильно различаться, например, карбонатные рифовые массивы и русловые пески. Подход к их разведке и разработке различен.  


Нефтегазоносные комплексы охватывают разрез отложений от верхней юры до палеогена включительно.  

Нефтегазоносный комплекс практически на всей территории представлен терригенными породами и лишь в области выхода на поверхность некоторые горизонты (валанжин) замещаются известняками.  

Нефтегазоносный комплекс наиболее полно изучен в Прикумском районе, где песчаные разности этих отложений промышленно нефтегазоносны.  

Нефтегазоносный комплекс во флюидодинамическом отношении наиболее полно изучен в пределах Арзгиро-Прикумской зоны поднятий. Здесь по структурам Андрей-Курганской, Бажиганской, Величаевской, Сухо-кумкой, Гороховской, Зимнеставкинской, Западно-Голубинской, Колодезной, Кутайской и другим имеется лишь по 1 - 3 замерам пластовых давлений.  

Нефтегазоносные комплексы связаны в основном с породами миоцена, верхнего мела, верхней юры, средней юры, верхнего триаса и верхнего карбона. Миоценовые и меловые отложения преимущественно газоносны, в юрских отложениях встречаются как газовые, так и нефтяные залежи. В более древних отложениях притоки газа получены лишь в нескольких месторождениях.  

Субрегиональный нефтегазоносный комплекс - это литоло-го-стратиграфический комплекс пород в составе нефтегазоносных формаций, который нефтегазоносен только в пределах одной нефтегазоносной области, приуроченной к одному из крупных структурных элементов.  

Мезозойско-кайнозойские нефтегазоносные комплексы (особенно их тектоническое строение) до настоящего времени изучены недостаточно. Исключение составляют западные районы, где мезозойско-кайнозойские отложения выходят на поверхность или вскрыты глубокими разведочными скважинами.  

Межсолевой нефтегазоносный комплекс представлен в основном карбонатными породами. Коллекторы преимущественно порово-кавер-нозные, иногда трещиноватые. Комплекс перекрывается верхней соленосной толщей девона, распространенной по всему Припятскому грабену.  

Верхнепермско-триасовый нефтегазоносный комплекс является самым верхним из рассматриваемых комплексов. Главной особенностью флюидодинамики этого комплекса является наличие практически безградиентной картины поля пластовых давлений. Перепад давления не превышает 0 5 - 0 75 МПа. Но тем не менее может быть выделено два блока с различными значениями приведенного давления.  

Среднекаменноугольный нефтегазоносный комплекс представлен мощной (до 1370 м) толщей терригенных отложений цикличного строения, сложенного песчано-алевритовыми и глинистыми образованиями. Коллекторами нефти и газа в среднекаменноугольных отложениях являются песчаники мелко - средне - и крупнозернистые. В крупнозернистых разностях песчаников часто встречаются зерна гравийной размерности По составу среди них выделяются карбонатно-кварцевые, полевошпатовс кварцевые и слюдисто-полевошпатово-кварцевые с поровым, контактово поровым, реже базальным и пленочным типами цемента. По составу це менты довольно разнообразны. Это в основном каолинит и гидрослюда, реже гидрогетит, пирит, карбонаты и часто смесь вышеперечисленных минералов в различных соотношениях. В песчаниках встречаются обломки кварцитов, кремней и чешуйки слюды.  

Ромашкинское месторождение является типичным многопластовым месторождением платформенного типа с доказанной нефтеносностью и битуминосностью в широком диапазоне разреза осадочной толщи от живетских до казанских отложений. Нефтеносность разреза осадочной толщи была установлена в 22 горизонтах девона и карбона, из которых промышленные притоки получены из 18 горизонтов. Однако их промышленная значимость весьма различна. Основным объектом эксплуатации являются залежи нефти терригенного девона (пашийский и кыновский горизонты). Коллекторы пашийского (пласт Д 1) и тиманского (пласт Д 0) горизонтов образуют самую крупную многопластовую залежь сводового типа с площадью нефтеностности 4255 км 2 как следует из приложения В. Залежи турнейских отложений связаны с отдельными куполами и являются массивными. Наряду с пластовыми сводовыми распространены и литологические залежи. Все залежи объединены в 12 укрупненых залежей. В среднекаменноугольных отложениях наиболее крупная залежь (1,5х20 км) открыта в юго-западной части месторождения.

Из локально нефтеносных к наиболее значимым могут быть отнесены терригенные отложения живетского яруса и карбонатные породы семилукского, петинского горизонтов франского яруса, елецкого горизонта, заволжского надгоризонта фаменского яруса, а также упинского, малевского и алексинского горизонтов нижнего карбона.

На долю терригенного девона прихоходится 83,5% разведанных запасов. Следующим по промышленной значимости являются терригенные отложения нижнего карбона, содержащие 9,6% разведанных запасов месторождения. В карбонатных отложениях девона и карбона содержится 5,9% разведанных запасов месторождения. Основное промышленное значение здесь имеют залежи верхнетурнейского подъяруса нижнего карбона и верей-башкирские отложения среднего карбона, к которым приурочено 5,4% разведанных запасов. Остальные горизонты ввиду локальной нефтеносности и небольших размеров представляют меньший промышленный интерес. Всего на месторождении выявлена 421 залежь, из которых 41 в терригенных отложениях девона, 162 в терригенных отложениях карбона, 87 в карбонатных пластах верхнетурнейского подъяруса, 3 в среднем карбоне и 128 в других горизонтах.

На месторождении, как и в целом в пределах восточной части Татарстана с учетом характера нефтеносности и степени выдержанности коллекторов продуктивных отложений по разрезу и простиранию, изолированности их друг от друга выделяется семь нефтегазоносных и битумосодержащих комплексов: 1 - терригенной толщи девона; 2 -карбонатного девона и карбонатно-терригенного нижнего карбона; 3 - карбонатного нижнего и карбонатно-терригенного среднего карбона; 4 - карбонатного среднего и верхнего карбона, карбонатного нижней перми; 5 - терригенного уфимской толщи; 6-7 - терригенно-карбонатных толщ верхнеказанского подъяруса. На территории Ромашкинского многопластового месторождения основными нефтесодержащими комплексами являются нижние, а битумоносными - верхние комплексы.

Отложения пашийского горизонта (Д I) и пласта Д 0 кыновского горизонта, из которых были получены наиболее значительные промышленные притоки нефти, слагают самую крупную залежь в разрезе осадочной толщи Ромашкинского месторождения. Это многопластовая сводового типа залежь, структурно приуроченная к обширному пологому поднятию с наиболее приподнятыми участками в районе Миннибаевской и Абдрахмановской площадей и имеющая ряд самостоятельных структур, разделенных незначительными по амплитуде понижениями. Средняя отметка водо-неф- тяного контакта (ВНК) составляет по месторождению минус 1490м. От присводовых участков во все стороны наблюдается пологое погружение слоев к крыльям в основном с незначительными углами падения до отметок минус 1490 - минус 1500м. В центральной части месторождения нефтеносными являются все пласты горизонта Д I , но к периферии их количество уменьшается, как и этаж нефтеносности горизонта как следует из приложения Г.

Отложения пласта Д 0 в основном нефтеносны в северо-западной и северной частях месторождения, а на остальной территории пласт представлен неколлектором. В целом рассмотренные отложения могут рассматриваться как части единой пашийско-кыновской залежи.




Основные промышленные скопления нефти верхнетурнейского подъяруса приурочены к отложениям кизеловского горизонта (пласт B IV) в пределах относительно небольших по размеру локальных структур в основном третьего порядка. Нефтепроявления в черепетских отложениях отмечаются лишь на отдельных высокоприподнятых участках структур. Всего выявлено около 170 залежей, которые по своему строению относятся к массивному типу и контролируются куполовидными (в пределах Восточно-Сулеевской, Азнакаевской, Северо-Альметьевской террас) и брахиантиклинальными (в пределах Миннибаевской и Чишминской террас) поднятиями с амплитудой до 15-45м. Многочисленные залежи, как и бобриковские, объединены в 21 укрупненную по территориальному признаку НГДУ как следует из приложения Приложение Д. Размеры залежей в среднем небольшие (0,5 до 2 км), но ряд из них (201, 221, 224) отличается большими размерами (длина от 6 до 13 км, ширина от 3 до 7 км). При опробовании отдельных скважин по залежам были получены притоки от 0,05 до 35,6 т/сут. При изучении материалов геофизических исследований было определено положение ВНК в пределах залежей и установлено, что его поверхность погружается в северном направлении от абсолютной отметки минус 826 м до минус 900 м.

Анализ литолого-петрографических особенностей и коллекторской характеристики пород верхнетурнейского подъяруса показал, что для отложений Ромашкинского месторождения типичны следующие разновидности карбонатов: 1 - известняки комковатые, 2- известняки сгустково-детритовые, 3 - известняки шламово-детритовые, 4 - известняки фораминиферово-сгустковые, 5 - доломиты и доломитизированные известняки.

Эти типы отличаются друг от друга условиями осадконакопления, развитием и направленностью вторичных процессов, коллекторскими свойствами. Среди них по характеру нефтенасыщения выделяются нефтенасыщенные, слабо нефтенасыщенные, неравномерно нефтенасыщенные, насыщенные окисленной нефтью и светло-серые разности.

Комковатые известняки слагаются комками микрозернистого кальцита и крупным растительным, реже фаунистическим детритом. Размер комков варьирует от 0,1 до 0,8 мм, размер детрита - от 0,06 до 1 мм. Коллекторские свойства этой разности наиболее высокие. Пористость в среднем составляет 14,2%, проницаемость - 0,063 мкм 2 , остаточная водонасыщенность - 26,4%. Структура порового пространства простая, напоминает структуру пор и каналов в песчаниках. Поры межформенные, крупные (0,45 мм), многочисленные, форма их чаще бывает изометрической. Система каналов хорошо разработана. Каналы относительно короткие и широкие (0,01- 0,15 мм). Пористость этой разности первична, но объем пор увеличивался процессами растворения - следы выщелачивания при большом увеличении видны на большей части крупных пор. Комковатые известняки интенсивно нефтенасыщены.

Сгустково-детритовые известняки являются наиболее распространенной разностью. Сложены они детритом, преимущественно водорослевым, сгустками и комками микрозернистого кальцита. Цементом этой разности служит первичный микрозернистый кальцит или кальцит вторичный, разнозернистый. Структура порового пространства сложная: поры межформенные, внутриформенные, каналы значительно извилистее, длиннее и более узкие, чем в комковатых известняках. Пористость в среднем равна 11,3%, проницаемость - 0,006 мкм 2 , остаточная водонасыщенность - 38,7%.

Шламово-детритовые известняки имеют коллекторские свойства ниже кондиционных значений. Нефтенасыщение наблюдается в них редко в виде слабых пятен. Сложена эта разность водорослевым мелким детритом и шламом. Цемент обильный, представлен микрозернистым кальцитом, тип цементации базальный, порово-базальный. Глинистый материал присутствует в рассеянном состоянии в породе, его общее содержание в отдельных прослоях достигает 10%. Поры в шламово-детритовых известняках, в основном, очень мелкие (0,01-0,03 мм) межзерновые; поры размером до 0,1 мм встречаются редко, в основном они изолированные. Пористость этой разности - 7,8%, проницаемость - 0,0003 мкм 2 , остаточное водонасыщение - 63%.

Фораминиферово-сгустковые известняки сильно кальцитизированные породы, сложенные сгустками, реже комками микрозернистого кальцита и раковинами фораминифер. Цемент базальный. Поры редкие, вторичные, расположены локально. Пористость фораминиферовосгустковых известняков равна 5%, проницаемость - 0,00005 мкм 2 , остаточная водонасыщенность - 80%. Нефтенасыщение в этих разностях не встречено, все образцы светло-серые, очень плотные.

Доломиты и доломитизированные известняки в верхнетурнейском подъярусе встречаются очень редко, в виде единичных маломощных прослоев. Нефтенасыщение в них не отмечено. Пористость равна 6,6%, проницаемость - 0,00013 мкм 2 .

Общая физико-литологическая характеристика коллекторов кизеловского горизонта по залежам может быть представлена следующим образом.

Кровельная часть турнейского яруса почти повсеместно представлена уплотненными породами (известняки шламово-детритовые и кальцитизированные фораминиферово-сгустковые). Коллекторские свойства ниже кондиционных: пористость равна 7%, проницаемость - 0,0003 мкм 2 , остаточная водонасыщенность - 65%. Толщина кровельной части составляет 0,2-0,5 м и не превышает 1,5 м.

Основной объем кизеловского горизонта составляет пласт B IV . В нем резко преобладают комковатые и сгустково-детритовые разности известняков. Шламово-детритовая разность составляет 15,8%, фораминиферово-сгустковая - 1,9%, доломиты - 0,1%. Шламово-детритовые известняки встречаются в виде тонких невыдержанных прослоек, фораминиферово-сгустковые - в виде единичных линз, стяжений. Пористость этого пласта в целом равна 11,9%, проницаемость - 0,029 мкм 2 , остаточная водонасыщенность - 38,9%.

Пачка пород в подошве кизеловского горизонта (репер С-4) представлена шламово-детритовыми (45,4%) и сгустково-детритовыми (43,2%) известняками (в последних интенсивно нефтенасыщенных разностей не встречено). Около 10% объема составляют непроницаемые сильно кальцитизированные разности, 1,7% составляют известняки комковатые, которые в этой пачке пропитаны окисленной нефтью или слабо нефтенасыщенные. В единичных случаях встречаются водоносные комковатые известняки. В целом, пористость рассматриваемой пачки равна 8%, проницаемость - 0,001 мкм 2 , остаточная водонасыщенность - 58%.

Для детального изучения строения кизеловских и черепетских отложений использовались данные скважин, в которых эти интервалы разрезабыли пройдены со 100% отбором керна большого диаметра. Наблюдаемое переслаивание карбонатных разностей толщиной от 10-20 см и до 1 м подтверждает значительную неоднородность разреза верхнетурнейского подъяруса, обусловленную главным образом седиментационными процессами. Установлено, что верхняя часть кизеловского горизонта имеет наилучшую коллекторскую характеристику и представлена переслаиванием сгустково-детритовых и комковатых известняков, с преобладанием последних. Кровля кизеловского горизонта и подстилающая пачка Rp C-4 состоят практически на 100% из шламово-детритовых известняков. Пласт BIII представлен в основном переслаиванием сгустково-детритовых и шламово-детритовых известняков. Существенно по интервалам меняется и проницаемость. Можно также отметить, что интенсивное нефтенасыщение встречается во всех комковатых известняках и в части сгустково-детритовых. Нефть отсутствует во всех фораминиферо-сгустковых и доломитизированных известняках.

Установлено, что в карбонатных породах в целом для верхнетурнейского подъяруса по емкостно-фильтрационным свойствам, с учетом их нефтенасыщенности, достаточно четко выделяются 4 группы коллекторов: I -высокопроницаемые, II - среднепроницаемые, III - слабопроницаемые, IV - неколлекторы. К I группе относятся известняки комковатые, интенсивно нефтенасыщенные. Ко II группе - известняки сгустково-детритовые, равномерно нефтенасыщенные.В III-ю группу включены сгустково-детритовые слабои неравномерно нефтенасыщенные известняки. Неколлекторами (IV группа) являются не содержащие нефти плотные сгустково-детритовые разности, известняки шламово-детритовые и фораминиферово-сгустковые, доломиты.

В нефтенасыщенной части залежей отмечается преобладание высокопроницаемых коллекторов I группы с усредненной пористостью 14,2%, проницаемостью - 0,063 мкм 2 , остаточной водонасыщенностью - 26,4%. В целом, в верхнетурнейских пластах Ромашкинского месторождения доля коллекторов высоко- и среднепроницаемых составляет 73%. Слабопроницаемые коллекторы (III группа) составляют 10% объема пластов; нефть в этих породах на данном этапе разработки не извлекается. Неколлекторы составляют 16,8%.

В объем высокоамплитудных залежей Ромашкинского месторождения входят отложения не только кизеловского горизонта, но и черепетского горизонта. Черепетские отложения представлены теми же структурно-генетическими разностями, что и кизеловские, но за счет некоторого уменьшения размеров породосоставляющих элементов, более обильного цемента в сгустково-детритовых разностях, коллекторские свойства их ниже. Коллекторские свойства отложений определялись как по керновым данным, так и по результатам геофизических исследований скважин. Проницаемость, определенная по керну, составила в среднем 0,030 мкм 2 . Результаты определения пористости и проницаемости по достаточно представительной информации как по керну, так и по геофизике можно считать достаточно сопоставимыми. Средняя пористость составляет около 12,0% (может достигать и 20,0%), а нефтенасыщенность - около 72,0% (может достигать 90,0%). При подсчете запасов, на основе детального изучения различного вида зависимостей, были приняты следующие нижние кондиционные пределы параметров для пород-коллекторов: по пористости - 9,8%, по проницаемости - 0,0015 мкм 2 и по нефтенасыщенности-54,0%.

При изучении характеристик неоднородности отложений установлено, что доля коллекторов составляет в среднем около 50%, а о достаточно высокой степени неоднородности отложений по разрезу свидетельствует величина коэффициента расчлененности, которая может достигать по отдельным залежам 2-3 и более.

Промышленные скопления нефти в терригенных отложениях нижнего карбона приурочены к отложениям радаевского, бобриковского и нижней части тульского горизонтов. Наиболее распространены залежи в песчаниках радаевско-бобриковского и нижней части тульского горизонта. Всего выявлено около 100 залежей, которые имеют различные размеры и этажи нефтеносности. Они контролируются отдельными локальными поднятиями или группой структур. Прерывистое строение и неоднородность пластов-коллекторов, обусловленные изменением литологофациального состава отложений, наряду со структурными факторами, обуславливают весьма сложную конфигурацию залежей в плане при наличии участков замещения в самых различных частях локальной структуры. Поэтому наряду с пластово-сводовыми залежами широко распространены и литологически осложненные залежи.

Многочисленные залежи (более 80) месторождения в настоящее время объединены в 37 укрупненных по принадлежности к территориям НГДУ как следует из приложения Е. Залежи характеризуются широким диапазоном по размерам (по длине от 2 до 35 км, по ширине от 1 до 21 км) и по высоте (от 3 до 47 м).

Самыми крупными из них являются залежи 1, 5, 8, 12 и 31. Покрышкой для залежей служит глинисто-карбонатная толща тульского горизонта мощностью 8-12 м. Продуктивные пласты подстилаются непроницаемыми породами елховского горизонта, имеющих мощность от 1,8 до 4,0 м. Анализ данных по скважинам, вскрывшим ВНК в залежах бобриковских отложений, указывает на наличие регионального погружения его поверхности с юго-запада на север и восток от отметки минус 823 м до минус 946 м. Дебиты скважин в среднем составляют 15 т/сут.

Продуктивные горизонты осадочной толщи Ромашкинского месторождения характеризуются значительным разнообразием особенностей залегания по площади и разрезу, а также литолого-петрографическому составу, коллекторским и фильтрационным свойствам и насыщенности слагающих пород как показано в таблице 1.

Таблица 1-Характеристика продуктивных отложений осадочной толщи Ромашкинского месторождения

Горизонты, ярусы

Показатели

Живетский

Пашийский

Кыновский

Данковолебедян.

Заволжский

Турнейский

Бобриковский

Серпуховский

Башкирский

Верейский

Тип залежи

массивн.-

лит.ослож.

лит.ослож.

Тип коллектора

терриген.

терриген.

терриген.

карбонат.

карбонат.

карбонат.

терриген.

карбонат.

карбонат.

карб.-тер.

Общая толщина, м

Нефтенасыщенная толщина,м

Средняя пористость, д.ед.

Средняя проницаемость, мкм 2

Нефтенасыщенность, д.ед.

Коэффициент песчанистости, д.ед.

Коэффициент расчлененности, д.ед.

Пластовая температура, о С

Абсолютная отметка ВНК, м

Необходимо отметить наряду с общей характеристикой этих горизонтов, наиболее детально рассмотрены особенности геологического строения пашийско-кыновских отложений.

В наибольшей степени изученными являются основные эксплуатационные объекты Ромашкинского месторождения, приуроченные к продуктивным терригенным отложениям пашийского горизонта (Д I) и пласта Д 0 кыновского горизонта. Пашийский горизонт (Д I) является многопластовым объектом, представленным переслаиванием песчаных, алевролитовых, аргиллитовых разностей терригенных пород. Характерной особенностью отложений пашийского горизонта в целом является частая смена песчано-алевритовых пород глинистыми разностями как по разрезу, так и по площади. За основные реперы, которые регионально выдержаны и используются для корреляции разрезов, приняты «глины» и «верхний известняк» . Нижняя граница горизонта проводится по кровле аргиллитовой пачки (репер «глины»), перекрывающей пласт Д II . Верхняя граница проводится по подошве карбонатной пачки (репер «верхний известняк»). Кроме того, для более уверенного разделения горизонта на верхне- и нижнепашийские пачки, был выделен дополнительный репер «аргиллит», залегающий над кровлей пласта «в». В целом использование этих хорошо выдержанных по площади реперов позволяет достаточно уверенно сопоставлять разрезы горизонта Д I по скважинам, расположенным на различных участках месторождения. Для этой цели успешно используются сводно-статистические разрезы. В настоящее время на месторождении принята схема с выделением в пределах горизонта Д I 4 пластов верхнепашийской (пласты «а», «б 1 », «б 2 », «б 3 ») и 4 пластов нижнепашийской (пласты «в», «г 1 », «г 2+3 » и «д») пачек, которые отличаются по характеру залегания по площади и разрезу. В целом площадным строением отличаются пласты пачки «г» на всей территории месторождения, «а» - на севере и северо-востоке, «в» - на западе месторождения. Для других пластов горизонта линзовидность, полосчатость (преимущественно меридионального направления) является преобладающей.

В интервале пласта «а», толщина которого достигает 5-6 м, может выделяться до двух-трех прослоев. Наибольшее количество слияний с нижележащим пластов «б» наблюдается в пределах Азнакаевских площадей. По характеру распространения пласта «а» выделяются две зоны: северо-восточная с площадным распространением и наибольшей мощностью коллекторов и юго-западную, где коллекторы имеют полосообразное и линзообразное строение.

В пределах зонального интервала «б» выделяется три прослоя, индексируемые как пласты «б 1 », «б 2 », «б 3 » и наиболее развитые на Азнакаевской площади. Наиболее частыми являются слияния пластов «б 1 » и «б 2 ». Толщина прослоев в основном равна 2-3 м, а при их слиянии достигает 10-12 м.

Пласт «в» выделяется в виде прослоя песчано-алевритовых пород толщиной 3-4 м, залегая между прослоями аргиллитов, верхний из которых является дополнительным репером. Наибольшее площадное распространение пласт имеет на Миннибаевской площади, а на других участках месторождения преобладают полосообразные и линзовидные формы залегания.

В пределах зонального интервала пласта «г» выделяются прослои толщиной 4-6 м, но более характерны многочисленные их слияния и тогда толщина коллектора может достигать 10-12 м. Как уже отмечалось, в основном пласт имеет площадное распространение коллекторов.

Пласт «д» является самым нижним из пластов горизонта. Он представлен в основном одним прослоем толщиной 1-6 м и залегает между довольно выдержанными по площади аргиллитами муллинского горизонта и прослоем алеврито-глинистых пород, часто размытых, в результате чего пласт «д» сливается с вышележащим пластом «г». Площадное рапространение пласт имеет лишь на отдельных участках месторождения, а в целом для него характерна линзовидная и полосообразная форма залегания.

Следует отметить, что на отдельных участках месторождения гидродинамически связанными по разрезу могут быть три-четыре и более пластов горизонта ввиду наличия зон их слияния и в этом случае толщина коллектора может достигать 20-25м.

В целом изучение особенностей строения пластов горизонта Д I указывает на наличие значительной геологической неоднородности отложений как по разрезу, так и по площади Ромашкинского месторождения. Об этом, например, свидетельствуют полученные с помощью АРМ «Лазурит» об изменении по площадям средних величин общей (от 28,2 до 46,3 м) и нефтенасыщенной (от 3,7 до 16,6 м) толщин, а также значений пористости (от 0,188 до 0,207), проницаемости (от 0,339 до 0,666 мкм 2) и нефтенасыщенности (0,691 до 0,849), коэффициентов песчанистости (К пес) - от 0,259 до 0,520 и расчлененности (К р) - от 1,7 до 5,3. Естественно, что более широкий диапазон изменения рассматриваемых параметров наблюдается по отдельным пластам и группам коллекторов, критерии выделения которых рассмотрены ниже. Это подтверждается данными, приведенными по всем площадям Ромашкинского месторождения в таблице 2. Не рассматривая детально характер изменения всех приведенных в ней параметров, следует лишь подчеркнуть, что наиболее значительны различия между пластами и выделяемыми группами коллекторов по пористости, проницаемости и нефтенасыщенности, а также по толщине между пластами верхне- и нижнепашийской пачек горизонта Д I .

Литологическая характеристика пластов-коллекторов пашийского горизонта для всех песчано-алевритовых пачек близка. Для них характерна мономинеральность. В обломочном материале преобладает кварц (около 90%) с небольшой примесью зерен полевых шпатов, чешуек мусковита и устойчивых минералов. Преобладающими среди аутигенных минералов являются вторичный кварц, пирит, кальцит, сидерит, доломит, реже - фосфорит, каолинит, хлорит, анатаз. В целом можно отметить несколько большую глинистость и повышенную карбонатность отложений верхнепашийского подгоризонта по сравнению с нижнепашийскими.

Таблица 2-Средние значения толщин, коллекторских свойств и параметров неоднородности отложений горизонта ДI по площадям Ромашкинского месторождения

Одной из важных особенностей геологического строения Ромашкинского месторождения, как и подобных ему крупных нефтяных месторождений платформенного типа, является наличие обширных по площади и содержанию значительных запасов водонефтяных зон (ВНЗ), которые большей частью приурочены к нижним пластам горизонта Д I . Пологое залегание коллекторов, значительная послойная и зональная неоднородность являются, с одной стороны, причиной чередования в пределах ВНЗ участков развития пластов нефтеносных (бесконтактная зона) и с подошвенной водой (контактная зона), а с другой - того, что запасы, содержащиеся в этих коллекторах, взаимосвязаны. Эти факторы учитывались в процессе разработки для повышения эффективности выработки запасов по зонам различной степени насыщенности.

Параметры пластовых нефтей пашийского горизонта изменяются в следующих пределах: плотность нефти от 787,0 до 818,0 кг/м 3 , среднее значение - 803,0 кг/м 3 ; вязкость нефти от 2,7 до 6,5 мПа.с, среднее - 4,5 мПа.с; объемный коэффициент при дифразгазировании - от 1,1020 до 1,1840, среднее - 1,1549; газовый фактор - 50,1 м 3 /т; давление насыщения - 9,0 МПа.

Средние величины параметров нефти по отложениям турнейского яруса по различным залежам составляют: давление насыщения - 4,1 мПа, газовый фактор - 5,9 м 3 /т, плотность пластовой нефти 879,0 кг/м 3 , вязкость - 32,6 мПа.с. Нефти турнейского яруса относятся к группе высокосернистых и парафиновых нефтей. Плотность поверхностной нефти равна 904,0 кг/м 3 . Содержание серы в нефти изменяется от 1,2 до 4,8% (в среднем 3,2%), асфальтенов от 2,1 до 10,4% (в среднем 3,4%),парафинов - от 2,3 до 14,0% (в среднем 3,0% весовых). При разгонке нефти получены следующие фракции: до 100 0 С - 4,1%, до 200 0 С - 12,9% и до 300 0 С - 29,0% объемных.

В данном разделе дается краткая осредненная характеристика нефтей и газов как по региональным, так локально нефтеносным горизонтам как показано в таблицах 3-5.

Таблица 3-Параметры пластовой нефти

Толщины, м

Коллекторские свойства

Показатели неоднородности

сыщенная

Абдрахманов

Ю-Ромашкин

Зай-Каратайская

Куакбашская

Миннибаевская

Альметьевская

С-Альметьев

Березовская

Показатели

пашийский

горизонт

кыновский

горизонт

лебедянский

горизонт

заволжский

горизонт

турнейский

бобриковский

горизонт

серпухов-

ский ярус

башкирский

верейский

горизонт

Давление насыщения, МПа

Газовый фактор при диффе-

ренциальном разгазировании

в рабочих условиях, м 3 /т

P 1 =0,5 МПа Т 1 = 9 0 С

P 2 =0,1 МПа Т 2 = 9 0 С

Суммарный газовый фактор, м 3 /т

Плотность, кг/м 3

Вязкость, мПа.с

Объемный коэффициент при

дифференциальном разгазирова-

нии в рабочих условиях, доли ед.

П лотность дегазированной неф-

ти при дифразгазировании, кг/м 3

Таблица 4-Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Средние значения по продуктивным отложениям

Показатели

пашийский

горизонт

кыновский

горизонт

лебедянский

горизонт

заволжский

горизонт

турнейский

горизонт

серпуховский ярус

башкирский

верейский

горизонт

Вязкость, мПа.с

Смол силикагелевых

Асфальтенов

Парафинов

Выход фракций в

весовых %

Н.К. - 100 0 С

Таблица 5 - Содержание серы по объектам Ромашкинского месторождения

Горизонты

Объекты (залежи, площади)

Диапазон изменений

Среднее значение

муллинский,

ардатовский,

воробьевский

кыновский,

Абдрахмановская

пашийский

Южно-Ромашкинская

Западно-Лениногорская

Зай-Каратайская

Куакбашская

Миннибаевская

Альметьевская

Северо-Альметьевская

Березовская

Восточно-Сулеевская

Алькеевская

Чишминская

Ташлиярская

Сармановская

Азнакаевская

Карамалинская

Павловская

Зеленогорская

Восточно-Лениногорская

Холмовская

В целом по месторождению

данк. - лебедян.

залежь №680

заволжский

залежь №665

турнейский

залежи НГДУ "Иркеннефть"

залежи НГДУ "Лениногорскнефть"

бобриковский

залежь №1

залежь №2

залежь №3

залежь №4

залежь №5

залежь №8

залежь №9

залежь №12

залежь №15

залежь №24

залежь №31


Читайте также...

Что такое творчество презентация

Что такое творчество презентация

Крымские устрицы, кубанский хамон и ладожская моцарелла Что мешает российскому производителю

Крымские устрицы, кубанский хамон и ладожская моцарелла Что мешает российскому производителю

История изобретения стекла

История изобретения стекла

Лучшее на сайте
1

Чем опасен уран и его соединения?

2

Шесть самых мощных флотов в мире

3

Полный обзор: метод оценки персонала «360 градусов

4

Исследование AdIndex: рынок Event&MICE по опросу заказчиков

5

Успешный и компетентностный человек

Новое
Инструкция по инсталляции клиентской части АИС госзакупок

Инструкция по инсталляции клиентской части АИС госзакупок "АЦК-Госзаказ" v

Крабовые страдания франка

Крабовые страдания франка

Картонные коробки и коробочки

Картонные коробки и коробочки

Техник (архитектура и строительство)Должностная инструкция

Техник (архитектура и строительство)Должностная инструкция

Описание закупки по 44 фз года

Описание закупки по 44 фз года

Должностные обязанности: главный механик

Должностные обязанности: главный механик

Неполное рабочее время устанавливается Укороченная рабочая неделя по инициативе работника

Неполное рабочее время устанавливается Укороченная рабочая неделя по инициативе работника

Регламентация деятельности персонала: анализ должностных инструкций (на примере Мэрии г

Регламентация деятельности персонала: анализ должностных инструкций (на примере Мэрии г

Рекомендуем почитать