Лено - вилюйская газонефтеносная провинция

Лено - Вилюйс:кая ГНПсвязана с Вилюйской гемисинеклизой и Предверхоянским краевым прогибом, занимает площадь 280 тыс. км² и находится на территории Якутии. Архейско-нижнепротерозойский фундамент опущен в центральной части гемисинеклизы на 6-12 км, на востоке надвинут на Предверхоянский краевой прогиб. Верхнепротерозайско-фанерозойский осадочный чехол мощностью более 10 км представлен терригенными образованиями.

Изучение провинции началось на рубеже 40-50-х гг. Первое газовое месторождение открыто в 1956 г. на Усть- Вилюйской площади. В настоящее время в провинции выявлено восемь месторождений. Промышленная газоносность установлена в отложениях от верхней перми до юры. Месторождения провинции содержат

Газонефтепоисковые работы в провинции ведутся с 1950 г. В результате открыты 11 газовых и газоконденсатных месторождений: Усть-Вилюйское, Средневилюйское, Мастахское, Неджелинское и др.

В Лено-Вилюйской ГНП выделяются две газонефтеносные области: Хапчагайская и Линденская и Предверхоянская субпровинция переходного типа.

Все газовые и газоконденсатные месторождения открыты в основном в Хапчагайской ГНО. Лишь Усть - Вилюйское месторождение в Предверхоянской субпровинции.

Среднетюнгское газоконденсатное месторожgение расположено в 120 км к северу от г. Вилюйска. Открыто в 1976 г., разрабатывается с 1977 г. Приурочено к одноимённому поднятию в пределах Лонглорского вала, осложняющего северо-западный борт Вuлюйской синеклизы. Размеры структуры 30х4 км, амплитуда свыше 200 м. Скважинами вскрыт разрез четвертичных, меловых, юрских, триасовых, пермских и среднепалеозойских отложений общей мощностью4750 м. Промышленно газносны нижнетриасовые (горизонт Т) и верхнепермские отложения (горизонты Р2-А, Р2-В, Р2-Г, Р2-Д).

Основной продуктивный горизонт Т, залегает на глубине 2550-2800 м и представлен песчаниками и алевролитами таганджинской свиты. Общая мощность горизонта 80-120 м. Он разделён маломощными глинисто-алевролитовыми пачками на три пласта (Т,-А, Т,-Б и Т,-В j, t с которыми связаны газоконденсатные залежи пластового сводового типа. Пористость песчаников изменяется от 15 до 27 %, рабочие дебиты скважин - от 150 до 650 тыс. м³/сут. Пластовое давление 27,6 МПа;. температура 56 ^оС. В составе газа преобладает метан (91 %). Содержание азота 1,1 %, углекислоты 0,3 %. Выход стабильного конденсата (76см ³/м ³, плотность конденсата 0,74 г/см³. Залежи газоконgенсата в пермских отложениях приурочены к. литологически не выgержанным пластам песчаников. Всего открыто шесть залежей на глубинах от 2870 дo 3450 м. В отличие от месторождений Хапчагайского вала пермские залежи Среднетюнгского месторожденuя характеризуются пластовыми давлениями, близкими к нормальным гидростатическим. Коллекторские свойства песчаников перми изменчивы: пористость колеблется в пределах от 13 до 18 %, проницаемость – от нуля до 15 х 10 ^–14 м ² . Рабочие дебиты скважин изменяются в пределах от 50 до 300тыс. м ³ / сут. Залежи, как правило, относятся к пластовому сводовому типу с элементами литологического ограничения.

Соболох- Неджелинское газоконденсатное месторождение расположено в 125 км от г. Вилюйска. Контролируется Соболохской и Неджелинской структурами, осложняющими центральную часть Хапчагайского вала.

Вилюйская ГО(или Хапчагайская ГНО), Якутия.

Средневилюйское газоконденсатное месторождение состоит из 8 залежей пластового сводового типа, песчаники верхне-нижне юрского, пермо-триасового возраста. Пористость 18-25%, проницаемость 80-320 мд.

Нижневилюйское газовое (песчаники, нижняя юра, нижний триас)

Среднетюнгское газоконденсатное (песчаники, пермо -триас)

Толон - Мастахское газоконденсатное месторождение. Выявлено 14 мелких залежей, песчаники нижней юры, нижнего триаса, перми. Этаж газоносности от глубины 1700м до 3300м. Песчаники обладают пористостью 16-19%, проницаемостью 10-80мд. Тип залежей пластово-сводовый, литологически экранированный, литологически ограниченный.

Соболох- Неджелинское газоконденсатное месторождение. Содержит 9 залежей в песчаниках нижней юры и пермо -триаса). Этаж газоносности глубины 1500м до 3480м. Песчаники обладают пористостью 18-20%, проницаемость-20-100 мд.

Бадаранское газовое (песчаники нижнего триаса).

Предверхоянская ГНО( или субпровинция переходного типа). Якутия.

Усть-Вилюйское газовое (7 залежей, песчаники, нижняя - верхняя юра)

Собохаинское газоконденсатное (песчаники нижней юры).

ОХОТОМОРСКАЯ (ДАЛЬНЕВОСТОЧНАЯ) НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ

Охотоморская (или Охотская, или Дальневосточная) нефтегазоносная провинция относится к альпийским складчатым системам и охватывает обширную площадь акватории Охотского моря, Татарского пролива, а также остров Сахалин и западное побережье Камчатки. Административно она располагается в пределах Камчатской, Сахалинской областей и Хабаровского края, занимая площадь около 1,2 млн. км², из которых свыше 1,0 млн. км² приходится на акватории. На севере и западе рассматриваемая провинция ограничивается Восточно-Азиатским вулканогенным поясом, на востоке - кайнозойскими складчатыми системами Камчатки, а на юге - Курильской геосинклинальной котловиной (прил. 00).

Изученность. Первые официальные сведения о наличии нефти на Сахалине появились в 1880 году. В период оккупации северного Сахалина (1905-1923г.) японскими войсками, на острове осуществлялись поисковые работы и добыча нефти. Вероятно, названия некоторых месторождений сохранились от их первооткрывателей. В 1921 году японские нефтепромышленники на Охинской площади получили первую нефть. Планомерное изучение советскими специалистами геологами возобновлено после 1945 года, когда остров Сахалин полностью освобождён от японцев.

В настоящее время Охотоморская нефтегазоносная провинция изучена крайне неравномерно. Наибольший объем геофизических работ и поисково-разведочного бурения, проводимых более 50 лет, приходится на северную часть о. Сахалин - старейший нефтедобывающий район России.

Начиная с 1923 года в Охотоморской провинции на Северном Сахалине было открыто и последовательно введено в разработку большое число месторождений с залежами в неогеновых отложениях (дагинская, окобыкайская и нутовская свиты). Всего на острове и прилегающем шельфе открыто 70 месторождений, в том числе 11 нефтяных, 17 газовых, 24 газонефтяных и нефтегазовых. 6 газоконденсатных и 12 нефтегазоконденсатных. Среди них по запасам нефти и газа 6 месторождений относятся к категории крупных, 8 –к средним и 56 – к меловым.

Планомерные геофизические (сейсморазведочные) работы начаты на шельфе в 1977 году, что является началом освоения шельфа Северного Сахалина. Всего на шельфе к середине 90-х г. г. пробурено 55 глубоких скважин и открыто 7 месторождений с суммарными извлекаемыми нефти, газа и конденсата свыше 1 млрд. тонн условного топлива (в пересчёте на нефть). Шесть из них относятся к крупным, среди которых самые крупные нефтегазоконденсатные месторождения Лунское и Аркутун-Дагинское с геологическими запасами по сумме УВ-500 млн. т. условного топлива. Все крупные, а также средние по запасам месторождения выявлены в пределах Северо-Сахалинского прогиба. Небольшие по запасам выявлены в центральной и северо-западной частях Северного Сахалина. Нефтяное месторождение Окружное открыто в зоне Пограничного грабена на побережье Восточного Сахалина.

Рассматриваемая провинция входит в пояс Тихоокеанской складчатости (кайнозойского возраста), охватывающей на западе (с севера на юг) Анадырь, Камчатку, Курильские острова, Сахалин, Японские острова, а на востоке - Тихоокеанское побережье Северной и Южной Америки. В настоящее время в провинции известны Северо-Сахалинская нефтегазоносная область и перспективные территории юга Сахалина.

Некоторыми исследователями («Нефтегазоносные провинции СССР», 1977) выделяется Охотская нефтегазоносная провинция. Восточная часть Камчатки рассматривается как самостоятельная Восточно-Камчатская перспективная нефтегазоносная область. Кроме того, выделяется Анадырская перспективная, нефтегазоносная область в составе Анадырской впадины и Хатырского прогиба. В пределах вышеупомянутых территорий (кроме Сахалина) не открыто промышленных местоскоплений нефти и газа (на 1979 г.) и поэтому они рассматриваются нами отдельно, как перспективные территории.

В настоящее время (1979 г.) значение провинции определяется тем, что нефть и газ добываются лишь на Северном Сахалине. Ceвepo-Сахалинская нефтегазоносная область занимает северную большую часть Сахалина. Вдоль западного и восточного берегов протягиваются Западно-Сахалинские и Восточно - Сахалинские горы с высотами соответственно до 1300 и 1600 м, разделённые широкими долинами рек Паромай и Тымь. Самая северная оконечность Сахалина, полуостров Шмидта, повторяет в миниатюре геоморфологическое строение остальной большой части острова, также имеет два хребта с долиной посредине.

В геологическом строении острова участвуют протерозойские (?), палеозойские, мезозойские и палеоген неогеновые образования, составляющие три самостоятельных структурных этажа. Они образуют единый кайнозойский мегантиклинорий, состоящий из антиклинориев и синклинориев.

Структурный нижний этаж, представленный палеозойскими и доверхнемеловыми отложениями, образует сложное тектоническое сооружение, являющееся ядром антиклинория и характеризующееся крутыми субмеридиональными и северо-западными складками с большим количеством сбросов ceверо - западного простирания.

Второй (средний) структурный этаж, сложенный верхнемеловыми породами, характеризуется более спокойными складками также субмеридионального направления, но отличающимися от складок палеозойского структурного плана.

Отложения третьего (верхнего) структурного этажа, сформированного кайнозойскими породами, обычно залегают несогласно с нижележащим мезозойским комплексом, при этом в западной части острова они наследуют общие черты как простирания складчатости мезозоя, так и строения складчатых форм, а в восточной части - залегают на породах второго яруса несогласно и имеют черты наложенной структуры. Складчатые формы третьего этажа более спокойные, чем мезозойские.

Протерозой - палеозойские и мезозойские отложения выходят на поверхность преимущественно в пределах Западно-Сахалинских гор, а верхнемеловые породы - в Восточно – Сахалинских горах на полуостровах Шмидта и Крильон. Палеогеновые и неогеновые отложения, состоящие из шести стратиграфических серий, слагают всю остальную большую часть территории и имеют суммарную мощность более 8000 м.

В разрезе неогеновых отложений наиболее изучены средне и верхнемиоценовые образования средней мощностью до 3000 м, являющиеся нефтегазоносными - дагинская, окобыкайская и эхабинская свиты. Эхабинскую свиту (верхний миоцен - нижний плиоцен) в настоящее время выделяют редко, так как в различных районах она включает разновозрастные отложения. Дагинская свита мощностью от 500 м до 2500м формировалась в континентальных и прибрежно-континентальных условиях на западе и глубоководно-кремнистых образований на крайнем северо-востоке острова. Залегает на глубинах от 200м до 3,5 км. На северо-восточном шельфе дагинская свита залегает на глубинах 500-4000м. На Одопту выявлены залежи нефти. На шельфе дагинская свита является основным продуктивным объектом. В южном направлении на острове в дагинской свите снижается коллектор. Пористость до 15%-20%, проницаемость до 200мд.

Геотектоническое строение. Структура Сахалина трактуется большинством исследователей как мегантиклинорий, в котором выделяются три структурных элемента: Восточно-Сахалинский, и Западно-Сахалинский антиклинории и разделяющий их грабенообразный Центральносахалинский синклинорий (по новой терминологии Тымь - Поронайский). В пределах этих трёх структурных элементов выделены многочисленные антиклинальные зоны и отдельные локальные складки, интенсивно осложнённые дизьюнктивными нарушениями. Структуру Сахалина в настоящее время считают складчато – блокововой.

В развитии представлений о тектонике Сахалина большую роль играют геофизические исследования. Северо-западная часть Сахалина и примыкающая акватория Татарского залива, имеющие спокойное гравитационное поле, напоминают платформенную область, а северо-восточная и южная части острова, представляя собой краевую часть впадины Охотского моря, построены более сложно.

Наибольший интерес представляет геологическое строение северо-восточной части Сахалина, к которой приурочены все известные нефтяные месторождения.

На северном погружении Восточно-Сахалинского антиклинория выделяется Охинский тектонический район, с которым связан одноимённый нефтегазоносный район. Здесь более семи антиклинальных зон меридионального простирания протягиваются на сотни километров. Наиболее погруженная восточная сильно дислоцированная зона расположена вдоль побережья Охотского моря; более спокойные зоны Одоптинская, Тунгорская, Календинская и др. Сабинская зона в основном газоносная (Нельминское, Эрри, Сабо месторождения), остальные – нефтеносные.

Гравиметрическая съёмка выявила особенности тектонического строения северного Сахалина, а именно влияние Сахалинской фазы тектогенеза (конец плиоцена). Установлено, что окобыкайская свита перекрывает дагинскую с угловым несогласием. Это привело к несоответствию структурных планов. Результаты бурения и детализированные сейсморазведочные работы подтверждают сложное геологическое строение почти всех выявленных месторождений. Примером является Дагинское поднятие. регионального погружения верхнемиоценовых - плиоценовых отложений). Подобное поведение окобыкайских образований приводит к существенному смещению сводов локальных структур в северном направлении. В частности на Сабинской структуре мощность окобыкйского горизонта сокращается в северном направлении от 1480 до 960 м. За счет этого смещение свода по среднемиоценовым отложениям составляет 5,15 км к северу и 1,5 км к востоку. Установленные закономерности изменения мощности верхнемиоценовых образований и материалы сейсморазведки позволили прогнозировать развитие погребенных локальных складок в пределах северных окончаний Паромайской, Сабинской, Волчинской и Шхунной промышленно нефтегазоносных структурных зон Наиболее типичным примером несоответствия структурных планов второго типа является Монгинская складка, расположенная в пределах восточного склона Дагинского поднятия.

Это сложно построенная антиклиналь субмеридионального простирания размерами 11х 4 км, с амплитудой до 200 м. Структура ограничена с запада и востока продольными разрывными нарушениями, с которыми она генетически связана. По данным сейсморазведки и бурения, выражена она только по дагинским и нижележащим отложениям, по окобыкайским же, залегающим с размывом на подстилающих образованиях, ей соответствует моноклинальное погружение слоев.

Выявленное несогласие трактуется как трансгрессивное налегание око6ыкайских отложений на дислоцированную и частично эродированную поверхность дагинских. Складка разбита на несколько блоков, каждый из которых продуктивен. В разрезе дагинской свиты выявлено12 залежей нефти и газа. Месторождение находится в завершающей стадии разведки, но имеющиеся данные позволяют отнести его к числу наиболее значительных на Сахалине.

Региональные нефтегазоносные комплексы и горизонты Основные нефтегазоносные и перспективные комплексы связаны с кайнозойскими отложениями, в толще которых последовательно выделяются семь структурно - стратиграфических комплексов (снизу вверх): олигоценовый (мачигарский), верхнеолигоценовый (даехуриинский), нижне-среднемиоценовый (уйнинско- дагинский), средне-верхнемиоценовый (окобыкайско - нижненутовский), нижне - миоценовый (верхненутовский), верхнемиоценовый (помырский) и плейстоценовый (дерюгинский).

Структурно-стратиграфические комплексы, которые окончательно оформились в конце плиоцена, отличаются друг от друга по стилю и уровню дислоцированности и большей частью разделены поверхностями несогласий. Мачигарский, даехуриинский и уйнинско­дагинский комплексы характеризуются резким преобладанием дизъюнктивных дислокаций ишироким развитием складчато-блоковых деформаций. В окобыкайско-нижненутовском, верхненутовском, помырском и дерюгинском комплексах в основном развиты складчатые структуры различной интенсивности. Формирование комплексов проходило на различных стадиях рифтового и пострифтового этапов развития Северо-Сахалинского осадочного бассейна (Харахинов В.В., 1985).

В Северо-Сахалинской области выделяются три нефтегазоносных комплекса: среднемиоценовый, верхне-миоценовый, плиоценовый. Нефть добывается главным образом из верхнемиоценового комплекса – из песчаных пластов окобыкайской свиты. Отмечается увеличение песчанистости в западном и юго-западном направлениях. Окобыкайская свита содержит до 19 песчаных пластов. Глубина залегания продуктивных пластов в наиболее старом Охинском районе невелика-от 300 до 2000 м, а на южных местоскоплениях ещё меньше. Дебиты нефти составляют 20-30, иногда до 150 т/сут.

На месторождениях Восточно-Эхабинском, Уйглекутском и Катанглинском нефть добывается также из отложений среднего миоцена - песчаников дагинской свиты. Установлено некоторое увеличение песчанистости этой свиты в южном направлении. Мощность продуктивных пластов также меняется от первых метров до 45 м. Имеются признаки нефти в породах верхнего мела.

Охотоморскаяская НГП относится к области Тихоокеанского кайнозойского складчатого кольца. Выделяются Северо-Сахалинская и Охотско-Камчатская НГО.

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 (пластовые, тектонически экранированные и литологически экранированные.

Одоптинское-море. НГК 1977г. 13 залежей в песчаниках – ФЕС: 20-22%, 10-130мд, отдельные образцы –590 мд. Пластово сводовые, тектонически экранированные, толщина песчаных пластов от 9 м до 60 м. Глубина залегания 1100-1800м.

5. Паромайская антиклинальная зона. Кыдыланьи ГН (8 блоков)-17залежей – пластово-сводовые массивные, песчаники, алевролиты, ФЕС:20-23%, 10-20 300, в верхней залежи до -2000мд. Дебиты нефти 15-80 т/сут, газа около 100 тыс.м3/сут.

Мухто (поднадвиг -8 блоков и надвиг -1блок) –17 залежей - пластовые, пластово-сводовые тектонически экранированные, нефтяные в алевролитах и песчаниках окобыкайской свиты

Северо-Паромай, Паромай-надвиг нефть., Паромай-поднадвиг-ГН -15, Пильтун,нефть. Пильтун-море, Горомайскоенефть.

6. Сабинская антиклинальная зона. Нельминское, Эрринское, Сабинское,

7. Восточно-Дагинская антиклинальная зона. Дагинская, Восточно-Дагинская ГН-10, Монгинская НГК-13 залежей в породах дагинской свиты, миоцен-средний. Покрышка- глины окобыкайской свиты. –верхний миоцен.

8. Катанглинская антиклинальная зона Ногликское нефтяное –2 залежи, Катанглинское -2 блока, 3 залежи нефти в песчаниках слабосцементированных дагинской свиты. Глубина кровли пластов –100-135 м. ФЕС: 29-36%, проницаемость 500-2500мд Тип залежей массивные пластовые тектонически - экранированные и стратиграфически экранированные.

9. Набильская антиклинальная зона.Набильское газонефтяное,8 залежей.

10. Астрахановская антиклинальная зона. Узловое газоконденсатное -17 залежей в песчаниках, алевролитах, глинах окобыкайской, дагинской и уйнинской свит. Залежи пластовые сводовые тектонически экранированные. Дебиты газоконденсата от 150 до 450 тыс.м³/сут.

11. Шатуно-Хузинская нефтяная зона. Окружное нефтяное – 5 залежей. На Окружном месторождении залежь нефти выявлена (1971 г.) в кремнистых отложениях пиленгской свиты.(неоген). Пиленгская свита представлена тонко переслаивающимися кремнистыми аргиллитами, опоковидными силицитами и кремнистые аргиллиты.