Западно - сибирская нефтегазоносная провинция

Ямальская газонефтеносная область

Новопортовское, Харасавейское, Крузенштерновское, Бованенковское, Арктическое, Нурминское Харасавейское, Бованенковское, Малоямальское, Среднеямальское, Нейтинское, Южно-Тамбейское, Северо-Тамбейское.

Новопортовское-первая залежь выявлена на глубине 500метров. ПК-1 газ, ПК-12-газ+нефть. ПК-15-газ+нефть. Ю-1-1 нефть. Палеозой-газ. Мел1- ахская свита.- нефть.

2. Гыданская газоносная областьНижнемессояхский мегавал. (Антипаютинское газоваое, Семаковское газовое). Напалковский мегавал-Геофизическое газовое, Гыданский свод- Гыданское газовое, Юрацкий свод-Утреннее

Южно-Тамбейское, Северо-Тамбейское, Гыданское, Геофизическое, Утреннее,

Надым-Пурская газонефтеносная область

Танловская впадина –Надымское,

Медвежий мегавал-Ныдинское, Медвежье, Пангодинское. Ямбургский мегавал-Ямбургское газовое, Харвутинское нефтегазовое

Юрхаровский вал- Юрхаровское, Находкинское

Танловский мегавал-Юбилейное, Ямсовейское, Северо-Комсомольское, Верхне-Пурпейское, Муравленковское,

Уренгойский мегавал-Северо-Уренгойское, Уренгойское газовое месторождение. Уренгойское 25 залежей Дебит 6,5 – 7,9 млн.м3/сут. (ПК1-6, ПК21, АУ9, БУ1-2, БУ5, БУ8, БУ9-10-11, БУ12-14. БУ22.Ю-1 на гл. 3600м.

ПК1-6 –газовая залежь, на гл. 100-1250м. –пески слабосцементированные. Пористость-27%, проницаемость-5600мд.

Самбургское, Восточно-Уренгойское

Северный свод – Комсомольское, Губкинское, Северо-Губкинское,

Верхне-Пурпейский мегавал –Западно-Таркосалинское, Тарасовское.

Вынгапурский мегавал – Новогоднее, Вэнгапурское

Варьёганско-Тагринский мегавал Ярайнерское нефтяное, Тагринское нефтяное, Новомолодёжное нефтяное.

Варьёганский вал – Северо-Варьёганское, Варьёганское, Западно-Варьёганское, Вань-Ёганское.

Пур-Тазовская газонефтеносная область

Хадырь-Яхинская моноклиналь. Заполярное нефтегазовое, Западно-Заполярное газовое, Тазовское, Восточно-Тазовское нефтегазовое.

Русско-Часельский мегавал-Русское нефтегазовое , Русское, Тазовское, сеноман, газ.

Русское, г+н. Блоки. На гл. 1000 м. залежь. ПК-1, ПК-6, А1.

, Южно-Русское, Кынское, Верхне-Часельское нефтегазовое, Усть-Часельское нефтегазовое.

Харампурская моноклиналь- Харампурское нефтяное, Южно-Харампурское нефтяное.

Приуральская нефтегазоносная область

Берёзовская моноклиналь - Березовское газовое месторождение

Шаимский мегавал- Шаимское нефтяное.

Шеркалинский мегапрогиб.

6.Фроловская нефтегазоносная областьплощадью 185 тыс.км2расположена западнее среднеобскойнго

открыто 35 месторождений нефти и газа. красноленинский свод и ляминский вал и др. среднеляминский вал

а) Казымский ГР Верхнеполуйская моноклиналь.(

.Сев.-казымское газовое месторождение пласт-литол экранир.песчаники нижняя средняя юра ю-6-7. Высота ловушки 130 м. глубина кровли пласта 2209 м. толщина пласта 4-15 м. ВНК –2170м, высота залежи 100 м. пористость10-15 . Проницаемость 1-20 10 –15 м2. Дебит 1000тыс м3/сут Давление пластовое –20, 34 Мпа. Т-ра пласт. 76 град. , Северо-Сотэ-Юганское газовое ю-2-3. Ю611-12.. Южно-Сотэ-Юганское газовое.

б) Юильский ПНГР

в) Красноленинский нефтегазоносный район

краснолен свод. Буровые работы в Красноленинском районе начаты в 1959 году. При разбуривании Мало-Атлымской структуры было зафиксировано первое нефтепроявление района. В 1962 году открыто первое нефтяное месторождение. Каменное. Вслед за ним открыт ряд новых Лорбинское нефтяное, Емъеговское нгк, Елизаровское нефтяное 1963 г. Пальяновское нефтяное72 год.

Талинское нефтяное месторождение ингинскоенефтяное75 г.. Елизаровское нефтяное. Лорбинское нефтяное.-66 г. Емъёговское.галяновское нефтяное.82 г. Новоендырское.нефт 77 г. талинское нефтяное.76 г. Сосновомысское нефтяное.75г. Лебяжье. Газонефтяное.81г. Пальяновское нефтяное. 72 г.

Месторождения приурочены к куполовидным и брахиантиклинальным складкам, Продуктивными являются нижне среднеюрские терригенные образования . одна-две залежи .

ШИРОТНОЕ ПРИОБЬЕ

Приобское месторождение является уникальным по запасам нефти в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции. Приобское нефтяное месторождение открыто в 1982г и разрабатывается ОАО "Юганскнефтегаз". В Юганском регионе Приобское месторождение является основным перспективным объектом. В общем объеме запасов ОАО «Юганскнефтегаз» доля Приобского месторождения составляет 37 % остаточных извлекаемых запасов и около 70 % новых неразбуренных запасов. В разрезе Приобского месторождения выявлены 5 залежей нефти, приуроченных к песчаным пластам мелового возраста. Объектом исследования специальной части дипломной работы, мною выбраны пласты АС₁₀-АС_12. Эти пласты содержат 50% от общих запасов Приобского месторождения. Характеризуются сложностью геологического строения и значительной изменчивостью емкостно-фильтрационных свойств как по площади так и по разрезу. Приобское нефтяное месторождение открыто в 1982г. “ГлавТюменьгеологией” в результате бурения и испытания разведочной скважины 151 пл.Салымская, в которой получен приток нефти дебитом 14,2м³/сут.

В административном отношении Приобское месторождение расположено в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области в 65-и км к востоку от г. Ханты-Мансийска, и в 100 км к западу от г.Нефтеюганска. В непосредственной близости от Приобского месторождения расположены крупные, находящиеся в эксплуатации месторождения: Приразломное (на юго-востоке), Салымское (20 км восточнее) Правдинское (57 км на юго-восток)

Приобская структура располагается в зоне сочленения Ханты-мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Лемпинской групп поднятий (Рис. 2.2).

На Приобском месторождении этаж нефтеносности охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до готерив-барремского возраста и составляет около 1 км.

Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты Ю₁ и Ю₂) и баженовской (пласт Ю₀) свит. Из-за ограниченного числа имеющихся геолого-геофизических материалов, модели строения залежей к настоящему времени не достаточно обоснованы.

Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено более 90% разведанных запасов. Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин. В составе продуктивных неокомских отложений выделено 9 подсчетных объектов: АС₇, АС₉, АС₁₀⁰, АС₁₀^1-2, АС₁₁⁰, АС₁₁¹, АС₁₁^2-4, АС₁₂², АС₁₂^3-4

Все залежи нефти являются литологическими или литолого - стратиграфическими и относятся к категории сложнопостроенных (Табл.2.3.). Характерна резкая изменчивость литолого-физических свойств пород-коллекторов, как по разрезу, так и по латерали, что обусловлено условиями их формирования в краевой части палеошельфа и склона аккумулятивной террасы. Области развития песчаных тел практически не контролируются современным структурным планом. Продуктивность неокомских отложений Приобского месторождения определяется наличием в разрезе проницаемых пластов-коллекторов. Все это обусловило очень сложное геологическое строение песчано-алевролитовых тел, которое затрудняет интерпретацию геолого-геофизических данных, оценку фильтрационно - емкостных свойств коллекторов и их насыщение.

Залежи нефти горизонтов АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂ представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, о чем свидетельствует отсутствие пластовой воды при многочисленных испытаниях скважин.

АЛЕКСАНДРОВСКИЙ нгр

Александровский район. Площадь района 18 тыс. км². Здесь открыто девять нефтяных и одно нефтегазовое (табл. 6) место­рождение. Как видно из таблицы, главным продуктивным подкомплексом района является верхнеюрский.

Аномально высокий этаж нефтеносности установлен на Северной (Охтеурьевской) площади, где притоки нефти были вызваны при испытании горизонтов BBje, БВю, и, БВ₇, газа — из пластов BBs, AB₄, s, ПКлб и И₂, з [50]. Но в отличие от остальных место­рождений района на Охтеурьевской площади отсутствует нефть в пластах юрского комплекса. Все выявленные залежи в меловых отложениях очень мелкие, промышленного значения не имеют. Образование скоплений нефти в нижнемеловых горизонтах мож­но связывать только с процессами перетока из юрской толщи по разрывным нарушениям. В результате перетока была разрушена залежь в пласте Юь Залежи газа в покурской и ипатовской свитах (пласты FIKis, И₂, з), вероятно, образовались во вмещающих толщах в процессе активного роста ловушки в олигоцен-неогеновое время.

Средневасюганский НГР

Средневасюганский район. Площадь района 8,5 тыс. км². В его пределах открыто пять нефтяных, одно нефтегазоконденсатное и два газоконденсатных месторождения (табл. 7). Главный продуктивный подкомплекс — верхнеюрский.

Парабельский НГР

Пудинский НГР

Казанский НГР

Арчинское газоконденсатнонефтяное месторождениеоткрыто в 1984 г. Находится в Парабельском районе на юге Томской области. в 60 км на югозапад от г. Кедрового. В бассейне реки Чижапка,

притока реки Васюган.

Впервые Арчинская структура выявлена сейсморазведочными работами МОГТ в 1980-81г.г. как Арчинский перегиб между Урманским и Нижнетабаганским поднятиями по отражающему сейсогоризонту Ф-2 (подошва осадочного чехла). Последующими Залежь нефти с газовой шапкой массивного типа приурочена к карбонатному выступу доюрского фундамента .Глубина залегания кровли залежи 3012-3115 м , высота залежи в своде структуры до 100 м , на периферии до 40 метров. Высота залежи полностью не установлена ( не вскрыт фактический ВНК). Условный ВНК на отметке- 3002 м. ГНК на отметке- 2941 м.

Урманское

Казанское

10. Пайдугинская нефтегазоносная область

11. Усть-Енисейская газонефтеносная область

Устъ-Енисейская нефтегазоносная область выделяется на северо-востоке 3ападно-Сибирской провинции в пределах Красноярского края и частично Тюменской области. Она включает Усть-Енисейскую впадину и осложняющие ее мегавалы, валы и куполовидные поднятия.

На западе и юго-западе Усть-Енисейская область граничит с Пур-Тазовской, а на северо-западе с Карской предполагаемой нефтегазоносными областями. На Западе естественным ограничением является появление кузнецовской покрышки и переход суходудинского комплекса в кузнецовский и усть-тазовский комплексы. На севере и юге территория ее переходит в малоперспективные земли. На востоке по оси Янгодо-Горбитского поперечного поднятия она отделяется от Хатангской нефтегазоносной области Восточно-Сибирской провинции.

Особенностью разреза мезозойско-кайнозойского платформенного чехла является преобладание континентальных и прибрежно-морских отложений, наличие мощной опесчаненной толщи суходудинского комплекса и отсутствие регионально выдержанных покрышек в преимущественно песчаных отложениях меловой и палеогеновой систем. Общая мощность осадочного чехла здесь изменяется от 2000-2500 до 6000-8000 м.

Усть-Енисейская область подразделяется на семь районов, из которых промышленная газоносность доказана в Нижнехетском, Мессояхском и Рассохинском.

В Усть-Енисейской области открыты газовые залежи в большехетском, мегионском и суходудинском комплексах. Преобладают однозалежные, реже многозалежные месторождения.

В суходудинском комплексе выявлены залежи газа, приуроченные к антиклинальным структурам, пластовые сводовые и массивные малодебитные и среднедебитные, с коллекторами порового типа.

В мегионском комплексе распространены залежи газа, контролируемые антиклинальными структурами, пластовые сводовые, средне­

Самотлорское нефтегазовое месторождение (рис. 00) крупнейшее в Западной Сибири и находится в Нижневартовском районе Ханты - Мансийского автономного округа Тюменской области в 15 км от г. Нижневартовска. Открыто в 1965г., разрабатывается с 1969 г. Расположено в центральной части Нижнeвартовского свода в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную и Черниговскую структуры третьего порядка. Все они оконтурены изогипсой -2350-2475 м и имеют амплитуду порядка 50-100 м. В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе - 2220 м имеет размеры 32 х 40 км, амплитуду 150 м. В геологическом строении Нижневартовского свода принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений, платформенного чехла. В разрезе чехла выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования. На Самотлорском месторождении геологический разрез характеризуется широким диапазоном нефтегазоносности и значительным количеством продуктивных горизонтов. На месторождении выявлено 19 залежей нефти, в том числе одна с газовой шапкой. Продуктивны породы готерива-баррема и валанжина, залегающие на глубинах 1750-2230 м. Готерив-барремская продуктивная толща, заключающая основные запасы нефти месторождения, представлена частым чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, характеризующихся неоднородным строением и значительной литологической изменчивостью, как по площади, так и по разрезу.

В толще выделяется до пяти отдельных песчаных пластов (AB₁-АВ₅), из которых выдержанными являются три пласта. Эти же пласты обладают наилучшими коллекторскими свойствами. Общая мощность готеривско-барремской продуктивной толщи 120-160 м, эффективная - 40-100 м, Все нефтеносные пласты этой толщи гидродинамически связаны между собой и поэтому образуют крупную сводовую залежь массивного типа. Высота ее около 100 м. Все отдельные продуктивные горизонты имеют единый водонефтяной контакт. Особенность залежи - наличие газовой шапки (высотой до 40 м), что на нефтяных месторождениях центральной части Западной Сибири явление редкое. Пластовое давление залежи 17,0-21,5 МПа. В разрезе валанжина выделяется ряд песчаных пластов, из которых основными являются пласты БВ₈ и БВ₁₀. Общая мощность пласта БВ8 40-50 м, эффективная 17-33 м, пласта БВ₁₀ - соответственно 20-30 и 2-30 м. Залежи нефти этих пластов являются пластовыми сводовыми. Водонефтяной контакт залежей имеет наклонный характер (с запада на восток), что, видимо, связано с линзовидным строением пластов и значительным ухудшением их коллекторских свойств. Пластовое давление в залежах 22 МПа, дебиты нефти 250-450 м3/сут. Нефти характеризуются преимущественно средней плотностью (0,854­0,901г/см3) и являются сернистыми. Содержание серы 0,8 - 1,9%. Нефти мало парафинистые, с содержанием парафина 1,9 - 5,3%.

элекТОМСКнефть

Административное и географо – экономическое положение Томской области. Геолого -геофизическая изученность Томской области за последние 50 лет, в течение которого открыто более 120 месторождений нефти и газа. Все они находятся в западной части Томской области, а на востоке не выявлено ни одного месторождения. Пробурено 14 параметрических (в том числе опорные Колпашевская, Нововасюганская и др.) скважин, самая глубокая из них Вездеходная скважина № 4 – 5005 метров на востоке Томской области. Характеристика Среднеобской, Каймысовской, Васюганской Пайдугинской НГО, которые частично находятся на территории Томской области. Стратиграфический диапазон нефтегазоносности преимущественно верхнеюрский и нижнемеловой, с песчаными пластами которых связаны залежи нефти и газа. Индексация пластов на месторождениях Томской области увязана и коррелируется с сопряжёнными территориями соседних областей ЗСП. Особенности геологического строения «промежуточного комплекса» фундамента, в связи с его нефтегазоносностью. Характеристика следующих месторождений: Советское, Вахское, Мыльджинское, Северо-Васюганское, Чкаловское, Первомайское, Двуреченское, Игольско –Таловое, Арчинское, Урманское, Калиновое, Нижнетабаганское, Герасимовское, Казанское. Возраст, литологический состав, ёмкостно-фильтрационные свойства промышленно -продуктивных отложений на этих месторождениях. Особенности строения: наунакской и васюганской свит; горизонта Ю-1-верхнеюрского возраста; песчаных пластов Б _16-20 «ачимовской пачки» нижнего мела, вмещающих залежи нефти и газа. Типы ловушек и типы залежей по морфологии и характеру насыщающего флюида. Характеристика запасов УВ, современное состояние добычи и транспортировки УВ сырья. Перспективы востока Томской области связаны с нижнепалеозойскими и венд -рифейскими осадочными породами промежуточного комплекса фундамента.

В орогидрографическом отношении

Первые сведения о наличии нефти

Открыто свыше 120 месторождений

Границами рассматриваемой территории

Основные черты геотектонического строения

Структурные этажи

Нижний структурный этаж

Средний структурный этаж объединяет отложения

Верхний структурный этаж

Катыльгинское

Двуреченское, нефтяное J

Крапивинское нефтяное

Нюрольский НГР

Игольско - Таловое нефтяное , J

Васюганская НГО.

В состав Васюганской НГО на территории Томской области входят следующие нефтегазоносные районы: Александровский, Средневасюганский, Пудинский и Межовско - Калгачский НГР.

Васюганская НГО, Александровский НГР (южная часть Александровского мегавала)

Вахское нефтяное, J

Северное газонефтяное,

Южно-Охтеурское нефтяное

Горстовое нефтяное J

Васюганская НГО, Средневасюганский НГР (Средневасюганский мегавал)

Северо-Васюганское газоконденсатное (J

Мыльджинское газоконденсатнонефтяное J

Средневасюганское нефтяное J

Средненюрольское нефтяное J

Верхнесалатское газонефтяное J

Южно-Мыльджинское J

Речное газоконденсатноеPZ

Чкаловское газоконденсатнонефтяное (PZ J

Пудинский НГР(Пудинский мегавал, юго-восточная часть Нюрольской впадины)

Лугинецкое газоконденсатнонефтяное

Останинское

Герасимовское газоконденсатнонефтяное , PZ

Казанский НГР

Калиновое газоконденсатнонефтяное, PZ J

Нижнетабаганское газоконденсатнонефтяное, PZ J

Межовско -Калгачский НГР.

Арчинское газоконденсатнонефтяное, PZ

Урманское газоконденсатнонефтяное, PZ

Пайдугинская нефтегазоносная область, Усть-Тымский нефтегазоносный район (Усть-Тымская впадина)

Пайдугинская НГО

В состав Пайдугинской НГО на территории Томской области входят следующие нефтегазоносные районы: Усть-Тымский, Парабельский, Куржинский, Бакчарский, с общей площадью 89071 км2.,

В Пайдугинской НГО открыто 5 нефтяных месторождений: Чкаловское, Соболиное, Гураринское, Линейное, Киев-Ёганское, Вартовское,

Чкаловское нефтяное месторождение.

Открыто в 1977 году. По состоянию на 1.01.2005г. всего пробурено 15 поисково-разведочных скважин. Расположено в Александровском районе на севере Томской области.

Чкаловское локальное поднятие выявлено в 1968 году и подготовлено под глубокое бурение в 1975 году сейсморазведочными работами МОГТ. По отражающему горизонту II-а (подошва баженовской свиты ) поднятие представляет собой крупную антиклинальную складку, оконтуренную изогипсой – 2500 м, площадью121 км2 и амплитудой 85 м. По отражающему

Горстовое нефтяное месторождение открыто в 1988 г. и находится в Александровском районе на севере Томской области.

В тектоническом плане приурочено к южной периклинальной части Охтеурского вала – структуры II порядка, осложняющей центральную часть Александровского мегавала. Горстовая структура была выявлена и подготовлена к поисковому бурению сейсморазведочными работами МОГТ Томским геофизическим трестом в 1980 г. Плотность сети сейсмических профилей (около 1 пог. км на 1 км² площади).

В 1987 г. Горстовая площадь введена в глубокое поисковое бурение Александровской нефтегазоразведочной экспедицией, входящей в состав ПГП «Томскнефтегазгеология» В этом же году была пробурена и в 1988 г. испытана в колонне параметрическая скважина Р-90.

Первооткрывательницей месторождения является параметрическая скважина 90, пробуренная в своде южного купола Горстовой структуры. Скважиной установлена аномально высокая степень песчанистости большей части разреза васюганской свиты и получены промышленные притоки нефти из горизонта Ю ₁. Продуктивными являются пласты Ю₁ ¹ и Ю ₁ ³ верхневасюганской подсвиты верхнеюрского возраста, литологически представлены песчаниками мелкозернистыми, средней крепости. При испытании пласта Ю ₁ ¹ в скважине 90 получен приток нефти дебитом 8,1м³/сут. на динамическом уровне 975 м. При испытании пласта Ю₁³ в этой же скважине получен приток нефти дебитом 4,2 м³/сут на динамическом уровне 867 м.

В 1989 г. пробурена скважина Р-91. Установлена глинизация песчаников и ухудшение коллекторских свойств песчаных пластов горизонта Ю₁, но при испытании в колонне притоки нефти все же получены. На расстоянии 3,2 км к юго-западу от скважины Р-91 в 1990 г. пробурена скважина Р-92. Здесь песчаные пласты горизонта Ю₁ также имеют низкие значения ФЕС, но по керну отмечены нефтепризнаки.

Продуктивными являются пласты Ю₁ ¹ и Ю ₁ ³ верхневасюганской подсвиты верхнеюрского возраста, литологически представлены песчаниками мелкозернистыми, средней крепости.

При испытании пласта Ю ₁ ¹ в скважине 90 получен приток нефти дебитом 8,1м³/сут. на динамическом уровне 975 м. При испытании пласта Ю₁³ в этой же скважине получен приток нефти дебитом 4,2 м³/сут на динамическом уровне 867 м.

С учетом бурения и испытания скважины 90 произведен в 1988 году впервые подсчет запасов нефти по пластам Ю₁ ¹ и Ю ₁ ³

Водонефтяной контакт в залежах не установлен. Запасы категории С ₁ подсчитаны по пласту Ю ₁ ¹ пределах а.о. - 2232 м (подошва пласта в скв.90 ). По пласту Ю ₁ ³ за поверхность раздела нефть - вода принята подошва интервала перфорации на а.о. -2252 м. Горстовое месторождение по запасам нефти относится к категории мелких.

Северное месторождение в административном отношении находится в Александровском районе на севере Томской области и одновременно своей северной частью на территории Тюменской области.

В пределах Александровского свода, к которому приурочено Северное месторождение, нефтегазоносность установлена в диапазоне отложений юрского и мелового возраста.

К настоящему времени в пределах свода открыто четыре нефтяных (Вахское, Чебачье, Проточное, Кондаковское) месторождения и одно нефтегазовое - Северное.

По результатам бурения и испытания скважин предполагаемый этаж нефтегазоносности составляет 1770 м. Он включает часть разреза от ипатовской до наунакской свиты.

Горизонт Ю-I. Признаки нефтеносности по керну были обнаружены в скважинах 106, 201, 204, 211, 412. Однако при испытании этого горизонта во всех скважинах были получены притоки минерализованной воды.

Ачимовская пачка (пласт Б _16-20). Признаки нефтеносности отмечены по керну в скважине 105. В скв. 103 при испытании пачки в интервале 2066,0 - 2073,0 м получен приток воды дебитом 0,8 м^З/сут. с пенкой нефти на динамическом уровне 743,0 м.

Пласты группыБ _{10 -15}. Признаки нефтегазоносности по керну отмечены в скважинах 201 и 204. При испытании пластов в этих скважинах получены незначительные притоки пластовой воды без признаков нефти.

Пласт Б₉. Основной нефтяной пласт на месторождении, был испытан в 29 скважинах. Пласт Б₉ на глубинах от 1836,8 до 2326,0 м. Общая толщина пласта изменяется от 12,0 м до 48,2 м., эффективная от 0 до 15,1 м, нефтенасыщенная от 0 до 15,1 м.

Пласт Б₉ прослеживается по всему месторождению. Его толщина и коллекторские свойства улучшаются в восточном направлении. Судя по материалам ГИС, керну, испытанию скважин и структурным построениям, на северном блоке месторождения пласт Б₉ является водоносным.

На южном блоке пласт испытан в 6 скважинах. Скважина 202 расположена за контуром нефтеносности, остальные скважины дали притоки нефти дебитом до 73,2 м^З/сут. на 8 мм штуцере.

ВНК по этому блоку проводится по данным испытания скважины 203, где при испытании интервала пласта на абсолютных отметках 1857,0 - 1900,0 м. была получена чистая нефть без признаков воды дебитом 1,9 м^З/сут.

Испытание скважины 207 в интервале 1869,0 - 1872,0 м дало приток пластовой воды с пленкой нефти дебитом 1,6 м^З/сут. На восточном блоке пласт был испытан в 12 скважинах. Здесь везде была получена чистая нефть без признаков воды. Нефть имеется в своем составе растворенный газ, причем газовый фактор закономерно увеличивается к более возвышенным частям структуры. ВНК проводится на абсолютной отметке минус 1832м по 208 скважине, где из интервала испытания на абсолютной отметке минус 1817,7 -1832,1 м. был получен приток нефти 7,7 т/сут.

На Северном месторождении залежи нефти также связаны с другими песчаными пластами: Б _0-1, Б ₂, Б₃, Б ₄, Б ₇, А ₁, А ₂, А₃, А₄, А₅, А₆, А _9-12, ПК ₁, ПК₇, ПК₈, ПК₉, ПК₁₁, ПК₁₂, ПК₁₃, ПК₁₄, ПК₁₅, ПК₁₆, ПК₁₇, ПК _18-20.

Самая верхняя залежь в разрезе Северного месторождения выявлена в песчаниках слабосцементированных ипатовской свиты. В скважине 103 в интервалах 425-443 м и 396-407 м получен фонтан газа с водой дебитом 5,4тыс. м³/сут. В скважинах 205, 206, 207 песчаники ипатовской свиты оказались водонасыщенными по результатам испытания в эксплуатационной колонне.

Средневасюганское нефтяное месторождение. Расположено в среднем течении р. Васюган, на её левом берегу, 000км от пос. Средний Васюган. В административном отношении находится в Каргасокском районе на западе Томской области. Месторождение открыто в 1965 году бурением поисковой скважины 5 Приурочено к антиклинальной структуре почти широтного простирания и осложняе

На территории Среднеобской НГО в Томской области открыто 7 нефтяных месторождений, крупнейшим из них является Советское. На всех из них залежи УВ

Советское нефтяное месторождение открыто в 1962 г. Большая часть его площади находится в Александровском районе на северо-западе Томской области, меньшая площадь – в Нижневартовском районе Тюменской области. В 15 км от месторождения расположен базовый г. Стрежевой, Работы по разработке Советского месторождения осуществляет НГДУ «Стрежевой нефть»«Томскнефть»

Лугинецуое ГКН

Казанское ГКН

Игольско-Таловое нефтяное

Вахское нефтяное

Двуреченское нефтяное

Байкитская НГО

Куюмбинское нефтегазовое, карбонатные отложения верхнего рифея. Юрубчено-Тохомское газовое, верхнерифейские карбонатные отложения. Оморинское газовое, песчаники венд- нижнекембрийские (оскобинская и катангская свиты). Красноярский край.

Катангская НГО

Собинское нефтегазоконденсатное, венд-нижнекембрийские песчаники ванаварской свиты. Красноярский край.

Непско-Ботуобинская НГО,

Марковское нефтегазоконденсатное, Ярактинское нефтегазоконденсатное, Аянское газоконденсатное, Верхнечонское нефтегазоконденсатное, в Иркутской области.

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное (карбонаты нижнего кембрия - осинский горизонт и песчаники ботуобинского горизонта). Верхневилючанское газовое (12 блоков, карбонаты венд-нижнего кембрия) в Якутии.

Ангаро-Ленская НГО

Братское, Атовское газоконденсатные месторождения (песчаники венд-нижнего кембрия) в Иркутской области.

Енисейско-Хатангская ГО

Пеляткинское газовое (6 залежей в нижнем мелу, песчаники долганской и суходудинской свит);

Северо-Солёнинское, Южно-Солёнинское, газоконденсатные (песчаники, алевролиты нижнего мела, яковлевская свита);

Мессояхское газовое (песчаники алевролиты верхнего мела, долганская свита)

Казанцевское газовое (песчаники нижнего и верхнего мела, суходудинской и насоновской свит).

Балахнинское газовое (песчаники, средняя юра, вымская свита);

Дерябинское газоконденсатное (песчаники, верхняя юра-нижний мел, дерябинская свита);

Нижнехетское газовое (песчаники, верхняя юра, сиговская свита)

Лено-Анабарская НГО Красноярский край.

Нордвигское газонефтяное (песчаники среднего триаса, ладинский ярус);

Южно-Тигинское газонефтяное (песчаники нижнепермского возраста)

Анабарско – Хатангская ПНГО На склоне Анабарского свода выявлены асфальтовые битумы, которые формируют крупные скопления (Восточно-Анабарское месторождение в пределах Оленекского свода. Куойкское, Солоолийское и др. Скопление битумов выявлено в средне-верхне -кембрийских отложениях Шологонцевской зоны поднятий и Оленекского свода.

Охотско-Камчатская НГО.

В 1983 году здесь открыто первое и единственное газовое месторождение – Кшукское в отложениях миоцена.

2. Северо- Сахалинская НГО охватывает Сахалинский мегаантиклинорий, и сочленяющиеся с ним прогиб Татарского пролива и Восточно-Сахалинский антиклинорий.

В разрезе выделяется три структурных этажа. Нижний – (верхнемеловой) этаж представлен мощной –5км толщей песчано-глинистых пород на западе и вулканогенно-осадочных образований на востоке. Средний этаж (палеоген-плиоценовый) – терригенными, значительно деформированными породами мощностью 6-8 км, верхний (верхнеплиоцен-четвертичного возраста – слабодислоцированными терригенными породами. Первое месторождение нефти - Охинское открыто в 1923г. в неогеновых отложениях. Всего более 60 месторождений открыто (около 500 залежей).

В Ceвepo-Сахалинской области выделяется до 14 зон нефтегазонакопления с доказанной промышленной нефтегазоносностью. Кроме того, можно указать еще не менее 36 линейных складчатых зон с нефтегазопроявлениями.

В наиболее изученном Охинском районе можно выделить семь зон нефтегазонакопления приуроченных к зонам линейных складок.

В восточной зоне, находящейся вблизи Охотского моря, открыто Одоптинское местоскопление. В пределах следующей к западу Охинской, зоне установлены местоскопления Охинское, Южно-Охинское, Эхабинское, Восточно-Эхабинское, Тунгорское. Местоскопления Кыдыланьинское, Мухтинское, Паромайское составляют самостоятельную зону нефтегазонакопления. Сабинская зона Для большинства локальных структур бассейна характерно сочетание кон- и постседиментационного развития. Заложение многих структур можно отнести к началу среднего миоцена - периоду активизации тектонических движений. Рост складок с различной степенью интенсивности и унаследованности продолжался в позднем миоцене и плиоцене. Постседиментационные,тектонические движения (сахалинская фаза складчатости) в разной степени преобразовали облик этих структур, увеличив их амплитуду, степень интенсивности, осложненность разрывами. За счет этих движений сформированы и новые чисто постседиментационные структуры. Указанный период формирования ловушек практически совпадает со временем интенсивной генерации и эмиграции УВ в основных очагах нефтегазообразования.

Все местоскопления Ceверо-Сахалинской нефтегазоносной области приурочены к антиклинальным складкам, большая часть которых сложно построены и нарушены сбросами и надвигами. Местоскопления многопластовые.

Большинство месторождений, перспективных ловушек и зон нефтегазонакопления относятся к структурному типу, обычно приурочены к антиклинальным складкам различного генезиса и часто связаны с региональными зонами тектонических нарушений: взбросо - надвигами (Восточно-Эхабинская, Паромайская и другие зоны), конседиментационными сбросами. Структурно-литологичес -кие ловушки, связанные с зоной замещения песчаных пластов нижненутовского подгоризонта на глинистые, содержат залежи нефти и газа Одоптинской зоны нефтегазонакопления. Ловушки этого типа выявлены в окобыкайско-нижненутовом комплексе на западном крыле Одоптинской антиклинальной и северной периклинали Венинской структуры, а также предполагаются в дагинском комплексе на западных крыльях Дагинской и Аяшской структур.

Проницаемые (резервуарные) породы наблюдаются во всех стратиграфических подразделениях мезо-кайнозойского разреза. В них выделяются несколько типов природных резервуаров: пластовый, массивно-пластовый, массивный и линзовидный. Наиболее распространен пластовый тип, представляющий чередование песчаных, алевритовых и глинистых пластов. С ним связана большая часть залежей и запасов нефти, разведанных в регионе, и около половины запасов свободного газа. Оптимальными условиями аккумуляции УВ характеризуется пластовый резервуар с отношением коллекторов и флюидоупоров 1 – 4 - 2 - 3. Залежи массивно-пластового типа менее распространены, однако очень весомы по запасам УВ.

Резервуары массивного типа с трещинным и трещинно-поровым коллекторами предполагаются на северо-восточном шельфе в отложениях даехуриинского горизонта и пильском глинисто-кремнистом комплексе. К резервуару массивного типа в трещиноватой толще силицитов приурочена нефтяная залежь на месторождении Окружное.

Антиклинальные и брахиантиклинальные складки меридионального простирания, осложнены дизъюнктивными нарушениями на блоки. Отсюда залежи по типу: пластовые сводовые тектонически экранированные, литологического выклинивания, массивные, пластовые тектонически экранированные.

Высота залежей находится в прямой зависимости от мощности покрышек. Если покрышка менее 10-12 м, залежь не сохраняется. Покрышки окобыкайской свиты состоят из плохо отсортированных глин, аргиллитов, алевролитов, что снижает их герметичность.

Существует прямая зависимость между амплитудами складок и запасами в зонах нефтегазонакопления. В складках с амплитудами менее 60 м встречены газовые , реже газонефтяные залежи. А в складках с амплитудой 80 –100 м и более преобладают скопления нефти. Интересно, что осложнение структур сбросами заметно не отражается на величине запасов местоскоплений. Отмечено, что структуры высотой менее 30м не содержат промышленных запасов.

Все открытые месторождения на острове Сахалин входят в состав Северо-Сахалинской НГО, в составе которой выделяется до 14 зон нефтегазонакопления с доказанной промышленной нефтегазоносностью.

Северо-Сахалинский прогиб.

1. Эспенбергская нефтяная зона (Северо-Колендинское, Колендинское ГН, 14 залежей нефти в песчаниках, алевролитах нутовской, окобыкайской свит нижнего неогена. Пористость 26%, проницаемость 1-820 мд). Дебиты нефти 50-150 т/сут.).

2. Эхабинская антиклинальная зона. (Северо.-Охинское 4, Южно-Охинское-6 залежей.

Охинское нефтяное –10 блоков, 13 залежей пластово-сводовых тектонически экранированных, в песчаниках, алевролитах. ФЕС-25-30%, 140-400-1500мд, Глубина залегания залежей от 40 м до 600м. Толщина нефтенасыщенных песчаных пластов 10-85м. Дебиты нефти от 4,5 т/сут до 70 т/сут. Газовый фактор менее 150 м³/т.

Эхабинское –9 залежей.

3. Восточно-Эхабинская антиклинальная зона. (Тунгорское -14, Восточно--Эхабинское, - надвиг, Восточно-Эхабинское-поднадвиг –13 залежей.

4. Приморская антиклинальная зона: (Одоптинское нефтяное, открыто в 1955г. Установлено 2 блока, 6 залежей (плас