Пропустить команды ленты
Пропустить до основного контента

Прикаспийская НГП

:

Вход
Заявка для регистрации на портале Сообщение для службы поддержки портала
Главная > Углеводородное сырье > Прикаспийская НГП > oilandgas
  Территория:  Карта:    Открыть в новой вкладке (только карту) Как работать с картой Как работать с картой
 

 Нефтегазоносность

 

Нефтегазоносные комплексы

Эмско-нижнефранский НГК

Эмско-нижнефранский комплекс выделяется в объеме эмского яруса нижнего отдела девонской системы, эйфельского и живетского ярусов среднего отдела и нижнего подъяруса франского яруса верхнего отдела девонской системы. НГК представлен карбо-натно-терригенными отложениями.

Традиционно, многие годы на территории провинции выделялся средне-верхнедевонский или эйфельско-нижнефранский нефтегазоносный комплекс. В соответствии с результатами стратиграфического расчленения «терригенного» девона Астрахан-ского свода (Писаренко Ю.А., 2011 г.), а также Булатовско-Кошинской, Каинсайской и Карачаганак-Кобландинской зон, для Прикаспийской НГП, как и для Волго-Уральской, правомерно выделение эмско-нижнефранского НГК (вместо эйфельско-нижнефранского).

Верхнедевонско-нижнекаменноугольный НГК

Верхнедевонско-нижнекаменноугольный комплекс выделяется в объеме среднего подъяруса франского яруса, фаменского яруса верхнего девона и турнейского яруса нижнего карбона, он представлен преимущественно карбонатными отложениями.

По данным бурения Каинсайской и Буранной скважин (Северо-Прикаспийская НГО) карбонатный девон вскрыт преимущественно в депрессионных фациях. В общей толще депрессионных карбонатных отложений потенциальные коллекторы с суммарной мощностью около 8 м обнаружены в верхнефранских отложениях Каинсайской скважины, где представлены переслаиванием песчаников, алевролитов, глин и известняков.

Нижне-среднекаменноугольный НГК

Нижне-среднекаменноугольный НГК охватывает визейско-нижнебашкирский интервал разреза и в настоящее время является основным продуктивным комплексом Прикаспийской НГП.

В карбонатных каменноугольных отложениях прогнозировать наличие значительных ресурсов нефти не позволяет жесткий геотермический режим, выражающийся в высоких значениях современных и палеотемператур. Кроме того, по мере приближения к южному продолжению Большедонбасского авлакогена, где каменноугольный разрез представлен мощной толщей параллических терригенных отложений, происходит глинизация одновозрастных карбонатных отложений и ухудшение их коллекторских свойств.

Верхнебашкирско-нижнемосковский (мелекесско-верейский) НГК

Верхнебашкирско-нижнемосковский НГК преимущественно терригенный комплекс выделен в объеме мелекесского горизонта верхнебашкирского подъяруса и верейского горизонта нижнемосковского подъяруса.

Судя по имеющимся промыслово-геофизическим материалам, разрез комплекса сложен, главным образом, аргиллитами и аргиллитоподобными породами. Вместе с тем, встречаются тонкослоистые пачки значительной мощности (до 100 м и более), представленные чередованием уплотненных песчано-алевритово-аргиллитовых пород. При этом в большинстве случаев отмечается глинизация порового пространства песчано-алевритовых разностей.

Отличительной чертой терригенной толщи среднего карбона является отмечаемый практически повсеместно развитый полимиктовый состав песчаников и алевролитов. Отмеченные газопроявления в процессе бурения, притоки газа, полученные при испытаниях, а также явления накопления газа в затрубном пространстве указывают на то, что при аномально-высоком пластовом давлении (коэффициент аномальности Кан составляет 1,4 – 1,8) данная толща во внутренних частях впадины является газонасыщенной. Газ насыщает отдельные песчано-алевритовые прослои и линзы. По данным пробуренных скважин эффективная емкость коллекторов низкая, что в значительной мере обусловлено глубокой стадией эпигенеза первоначально проницаемой и газонасыщенной породы (песчано-алеврито-глинистой). Однако многочисленные месторождения во внешнем обрамлении впадины позволяют предполагать возможность выявления промышленных коллекторов в этих отложениях. О каких-либо региональных закономерностях распространения коллекторов и закономерностях изменения их свойств делать заключения пока преждевременно.

Среднекаменноугольно (каширско)-нижнепермский комплекс

В целом верхнемосковско-нижнепермский комплекс представлен глубоководной формацией с прослоями обломочных карбонатных пород — продуктов переотложения мелководных карбонатных пород вглубь впадины. Поэтому коллекторские свойства определяются двумя составляющими. Битуминозно-кремнистые и битуминозно-карбонатные породы отличаются высокой плотностью и отсутствием гранулярных коллекторов. Вторая часть — обломочные карбонатные породы. Они состоят из обломков песчано-гравийной и конгломератовой размерности, содержание обломков может варьировать от долей до 80-90%, на долю цемента может приходиться до 5-10%. Обломки рифогенных пород могут содержать сохранившуюся первичную пористость до 6-10% и более. Толщины обломочных карбонатных пород в глубоководной формации могут достигать 20-40 м и более. Стратиграфически в северной части территории обломочные карбонатные породы приурочены к нижней перми, а в южной — к нижней перми и к каменноугольным отложениям. Максимальные толщины обломочных пород, вероятно, приурочены к зонам максимальных толщин комплекса. Аномально высокие толщины пород-коллекторов располагаются на северных и западных склонах обширных поднятий, способствующих разгрузке гравитационным путем обломочного материала. Нефтегазоматеринские породы каширско-раннепермского возраста распространены только в пределах Прикаспийской впадины. Формирование залежей происходит за счет вертикальной и дальней латеральной миграции: вертикальных перетоков из нижележащих отложений и поступления УВ из прибортовой зоны Прикаспийской впадины.

 
 
 

 Партнеры