Пропустить команды ленты
Пропустить до основного контента

Западно-Сибирская НГП (море)

:

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

 Нефтегазоносность

 

В осадочном чехле Западно-Сибрской НГП выделяются следующий нефтегазоносные комплексы: палеозойский, триасовый, нижне-среднеюрский, васюганский, баженовский,  неокомский (ачимовский и верхненеокомский подкомплексы), апт-сеноманский и турон-сенонский. Они значительно различаются между собой ареалами пространственного геологического распространения, литолого-фациальным составом, условиями скопления углеводородов.

В Южно-Карском бассейне мощность осадочного чехла достигает 10-12 км, в разрезе которого участвуют отложения перми, триаса, юры, мела и кайнозоя. На основе данных сейсморазведки и бурения на акватории, а также сопоставления с разрезами Гыдана и Ямала выделены в разрезе шельфа четыре нефтегазоносных комплекса: триасовый, юрско-валанжинский, готерив-нижнеальбский и альб-сантонский. В морской части (без губ и заливов) выделено три НГО: Южно-Карская, Свердрупская и Предновоземельская.

К настоящему времени в южной части Карского моря в верхней половине готерив-аптских отложений открыто два уникальных по промышленным запасам месторождения. По составу залежи являются газоконденсатными. В результате бурения параметрической скважины № 1 на о. Белый в низах песчаной пачки готерив-аптского коллектора были получены притоки нефти.

Самостоятельные перспективные нефтегазоносные области (СПНГО)

Кольская СПНГО выделена в пределах одноименной моноклинали. Отложения мелового, юрско-мелового комплексов практически отсутствуют во всей НГО. Триасовый НГК распространен лишь на северо-востоке области. Основные перспективы связываются с ордовикско-нижнедевонским,  верхнедевонско-нижнепермским   и    верхнепермским НГК.             В качестве главного НГК, в соответствии с современной изученностью сейсморазведкой, выступает рифосодержащий верхнедевонско-нижнепермский НГК.

Адмиралтейско-Приновоземельская СПНГО соответствует Предновоземельской структурной области. Во всей НГО отсутствует меловой НГК, юрско-меловой присутствует только в наиболее погруженных частях. В результате верхнемелового аплифта было размыто около 1000 м отложений верхней части осадочного чехла, вплоть до верхов триаса. Ордовикско-верхнедевонский и верхнедевонско-нижнепермский НГК залегают на значительных глубинах и лишь в наиболее приподнятых частях области представляют интерес как возможно нефтегазоносные. Достаточно низки перспективы верхнепермского комплекса в связи с отсутствием коллекторов порового типа. Основные перспективы связываются с триасовым НГК и верхнедевонско-нижнепермским НГК в приподнятых частях НГО.

Северо-Карская ПНГО тектонически соответствует одноименной плите. В отличие от смежных Восточно-Баренцевской и Западно-Сибирской НГП в разрезе осадочного чехла этой области преобладают палеозойские образования (есть мнение, что Тимано-Печорская НГП является аналогом), с которыми связываются основные перспективы нефтегазоносности. Предполагается, что значительная часть ресурсов главного перспективного верхнедевонско-нижнепермского терригенно-карбонатного комплекса представлена нефтью.

ПНГО Северо-Сибирского порога выделяется как самостоятельная, т.к. в основании порога находится фундамент, состоящий из герцинид Таймыро-Северо-Земельской складчатой области и ранних киммерид Пайхойско-Новоземельской складчатой области. Осадочный чехол мощностью 0-2.0 км представлен в основном меловыми терригенными отложениями, который увеличивается по направлению от северной оконечности Новой Земли, достигая наибольших значений в районе о-вов Арктического Института.

Перспективы нефтегазоносности ПНГО представляются весьма ограниченными, в связи с общим уменьшением мощности осадочного чехла, опесчаниванием здесь основных нефтематеринских толщ и неблагоприятными условиями для экранирования. Весьма условно область сопоставляется со Щучьинским районом Западной Сибири.

Палеозойский (PZ) НГК  в стратиграфическом интервале от ордовика до карбона в настоящее время характеризуется очень слабой изученностью. Установленные промышленные залежи и притоки нефти и газа приурочены к прикровельной части разреза, представленной карбонатами, непосредственно перекрытыми базальными горизонтами юры. Отдельные притоки углеводородов получены из-под эффузивно-осадочных пород триаса (Красноленинский, Нижневартовский своды). Высокодебитные притоки газа получены из верхней трещиновато-кавернозной части среднепалеозойского комплекса Новопортовского месторождения.

Преобладающим является трещинно-кавернозный тин коллектора с характерной для него латеральной и вертикальной неоднородностью состава пород и их емкостно-фильтрационных свойств.

Триасовый (Т) НГК  имеет сложный разнообразный фациальный состав. Платформенный комплекс выделен на севере и востоке провинции, где  представлен глинами с прослоями песчаников, алевролитов, гравелитов и туфогенных пород.

Нижне-среднеюрский (J1-2) НГК  в пределах провинции имеет повсеместное распространение. Кровля комплекса залегает на глубине 500 м в периферийных зонах провинции  до 5000 м на севере.  Мощность изменяется от нескольких метров до 600 м.

Комплекс характеризуется сложным литолого-фациальным составом, который связан с изменениями палеогеографических условий осадконакопления, от морских на севере (Ямало-Гыданская область) до континентальных на юге (Обь-Иртышская область) через промежуточную центральную область (Обь-Тазовская)  сопряжения морского и континентального седиментогенеза. С севера на юг происходит смена состава песчано-алевритовых горизонтов с существенно алевритовых и мелкопесчаных  до крупнообломочных косослоистых с нередкими прослоями гравелитов, конгломератов и углей при сопряженной смене глубоководных битуминозных глин на глинисто-угленосные с прослоями песчаников и алевролитов.

Региональной покрышкой являются тоарские глины, которые в восточных районах опесчаниваются, увеличивая объем комплекса. Нижне-среднеюрский комплекс является продуктивным в пределах всех трех фациальных областей, но наиболее крупные скопления нефти и газа, включая месторождения Тайлаковской группы, приурочены к переходной области, где существуют наиболее благоприятные условия для образования неструктурных ловушек различного типа.

Васюганский (келловей-киммериджский - J3k-J3km)  НГК  мощностью 50-60 м  распространен на большей части провинции. Глубина залегания кровли комплекса составляет от 2500 м на юге  до 3500 м на севере.

Комплекс характеризуется развитием разнообразных и многочисленных структурно-литологических и литологических ловушек, образованных за счет большой латеральной изменчивости пород.

Коллекторские свойства песчаников и алевролитов в целом невысокие, что определяет преобладание низкопродуктивных залежей (Урьевское, Поточное, Северо-Покачевское месторождения и др.).

Баженовский (верхнеюрско-нижнеберриасский - J3-K1b) НГК  широко распространен по территории провинции, залегая  на глубинах 1000-3500 м и погружаясь в северном направлении. В районе Ямала  он  локализован в более узкие участки.

Коллектор представлен листоватыми глинами, залегающими в виде линз высотой от 0,2 м до 30 м в толще слабопроницаемых и непроницаемых глинистых пород (бажениты). Емкостно-фильтрационные свойства коллекторов меняются на коротких расстояниях без видимых геологических закономерностей.

Неокомский (K1nc) НГК является основным по масштабам концентрации начальных суммарных ресурсов нефти Западно-Сибирской НГП. Комплекс расчленяется на два подкомплекса: верхнебериасско-нижнеготеривский, характеризующийся клиноформным строением, и верхнеготеривско-барремский, которому свойственно ритмично-слоистое строение прибрежно-морских и континентальных песчано-алевритоглинистых отложений. Региональной покрышкой служат нижнеаптские глины.

Общая толщина комплекса составляет 250-900 м, глубина залегания в центральных районах 1500-2200 м, на севере – 1700-3000 м. Песчано-алевролитовые коллекторы достигают толщины 30-50 м, но в целом неустойчивы и по латерали замещаются, расчленяются глинами, которые нередко играют роль зональных покрышек.

Особое положение внутри неокомского НГК занимают песчано-алевритовые породы ачимовской толщи (берриас-нижневаланжин – K1b-K1v), которые представляют собой совокупность разновозрастных песчано-алевритовых линз, сформировавшихся внутри глубоководных глин на восточном склоне ранненекомского глубоководного бассейна, существовавшего в западных районах Западно-Сибирской равнины. Песчано-алевритовые линзы ачимовского нефтегазоносного подкомплекса ограничены со всех сторон глинистыми экранами от синхронных мелководно-шельфовых песчаных пластов. Выделяется четыре зоны максимальных мощностей ачимовской толщи, пересекающие с юг – юго-запада на север – северо-восток Западно-Сибирскую платформу. Распространение зон не контролируется современным структурным планом. Они разделены участками частичной или полной глинизации разреза.

Основные залежи УВ в ачимовской толще приурочены к песчано-алевритовым линзам, мощность которых составляет 40 - 60 м. Коллекторские свойства ачимовской толщи сравнительно невысокие и изменяются в зависимости от типа глинистого или карбонатного пленочного или базального цемента. Открытая пористость от 4 до 25 %, проницаемость от 0,005 до 1,15 мкм2.

Возрастные аналоги ачимовской толщи, формирующиеся в прибрежно-морских условиях осадконакопления на большей части Западно-Сибирской платформы, содержат пластовые, сводовые, литологически экранированные залежи УВ.

Верхненеокомский (верхнеготеривско-барремский – K1g-K1br) нефтегазоносный подкомплекс сложен в Среднем Приобье, Надым-Пурском районе, Сибирском Приуралье прибрежно-морскими песчано-глинистыми ритмично-слоистыми образованиями соответственно верхневартовской подсвиты и леушинской свиты. На востоке Среднего Приобья в Пур-Тазовском междуречье на западном побережье Енисейскоro залива распространены континентальные линзовидно-слоистые песчано-алеврито-глинистые отложения верхов вартовской и суходудинской свит. На полуостровах Ямал и Гыданском развиты также континентальные ритмично-слоистые угленосные песчано-алеврито-глинистые толщи низов танопчинской свиты. Покрышкой для проницаемых пород служат глины алымской свиты нижнего апта. В субширотной полосе, проходящей восточнее Салехарда, нижнеаптская покрышка отсутствует. В этой зоне в рассматриваемом подкомплексе залежи УВ не встречены. Мощность продуктивных горизонтов достигает 30 – 50 м. Глубины залегания кровли неокомского НГК на западе и юге провинции колеблются в пределах 1000 – 2300 м, в центральной части 1500 – 2200 м, в северной 1700 – 3000 м.

Ритмично-горизонтальная слоистость, характерная для верхнеокомского нефтегазоносного подкомплеса, благоприятна для формирования многопластовых месторождений. Залежи нефти установлены на таких известных месторождениях как Самотлорское, Фёдоровское, Усть-Балыкское, Мамонтовское, Муравленковское и др.; нефтегазоконденсатные и газоконденсатные – на Уренгойском , Заполярном, Ямбургском и др. В распределении залежей неокомского НГК по площади Западно-Сибирской платформы устанавливается чёткая закономерность. Большинство нефтяных залежей концентрируются в центральных районах Западно-Сибирской платформы. Зона распространения нефтегазоконденсатных залежей приурочена к Надым-Пурской и Пур-Тазовской областям. Газовые и газоконденсатные залежи сосредоточены преимущественно на Ямале и Гыдане.

Апт-сеноманский (K1a-K2s) НГК является комплексом-доминантой для газа. Этот комплекс  на большей части провинции представлен мощной толщей алевритово-песчаных пород покурской серии, что создает благоприятные условия для формирования в его верхней части массивных залежей УВ. Общая мощность комплекса 500 – 1200 м. Покрышкой служит мощная (500 – 800 м) толща глин верхнемелового и палеогенового возраста. В кровле комплекса открыты залежи газа на Уренгойском, Ямбургском, Медвежьем, Заполярном и других месторождениях. На Русском, Тазовском, Северо-Комсомольском и Варьеганском месторождениях выявлены нефтяные оторочки, а на Ань-Яунском и Русском месторождениях нефтяные залежи.

В северной части платформы в средней части комплекса располагается существенно глинистая морская толща, которая служит экраном для нижележащих отложений. Покрышка становится надежной при средней мощности 100 м на западе и 40 – 50 м на севере и северо-востоке. Под покрышкой развит аптский газоносный комплекс, основные залежи газа в котором связаны с танопчинской свитой Ямала и Гыдана. Глубина залегания кровли апт-сеноманского комплекса изменяется от 100 м в западных районах платформы до 1300 – 1500 м на севере. Содержание проницаемых пород в комплексе увеличивается в западном направлении от 40 до 80 %. В этом же направлении улучшаются коллекторские свойства песчаников. Их пористость составляет 20 – 30 %, проницаемость до 2 мкм2.

Апт-сеноманский НГК содержит около половины (48 %) разведанных запасов УВ платформы. В структуре запасов резко преобладают газообразные УВ (98,5 %). Газовые скопления содержатся как в прибрежно-морских, так и в континентальных толщах. Основные запасы УВ комплекса сконцентрированы в крупных месторождениях Ямала и Гыдана, где выявлено 75 %  газа Западной Сибири. Зоны газонакопления контролируются крупными поднятиями, интенсивно воздымавшимися в неоген- четвертичное время.

Верхнемеловой (турон-сенонский) НГК представлен песчаниками и песками с прослоями алевролитов и глин. Имеет ограниченное распространение в северных и северо-восточных районах провинции и морфологически является осложнением турон-палеогеновой глинистой покрышки в зонах ее частичного опесчанивания. Глубина залегания около 1000 м.

 
 
 
 

 Партнеры