Северо-Кавказско-Мангышлакская НГП

15.5.1. Индоло-Кубанская НГО. Анастасиевско-Троицкое газонефтяное месторождение контролируется брахиантиклинальной складкой, являющейся частью Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоны. Брахиантиклинальная структура осложнена двумя вершинами. В сводовой её части устанавливается узкое ядро нагнетания, сложенное брекчиевидными породами. Западная периклиналь структуры также осложнена диапиризмом; почти изометричное жерло, сложенное брекчиевидными майкопскими породами. Над жерлом не образовалось самостоятельного поднятия. Оно оказалось центром, от которого радиально отходят отдельные сбросы, быстро затухающие по мере удаления от диапирового ядра. На Анастасиевском участке залежь протыкается двумя выступами диапирового ядра и нарушена сбросами, не влияющими на положение ВНК и ГНК (рис. 31) [59].

Западно-Сибирская НГП

Западно-Сибирская

15.6.1. Южно-Карская НГО. Русановское газоконденсатное месторождение. Русановский мегавал меридионального простирания протяженностью 200 км, объединяет Русановское, Ленинградское и Северо-Харасавейское поднятия. Только на двух месторождениях Русановского мегавала - Русановском и Ленинградском - содержится более 9 трлн. м³ газа с газоконденсатом.

На обширном Русановском поднятии (площадь 1500 км²) пробурены 2 скважины глубиной 2550 и 2373 м. Обе скважины вскрыли высокодебитные (до 600 тыс.м³/сут) продуктивные пласты апт-альб-сеномана. При испытании скв. 2 и по данным газового каротажа и ГИС установлена газоносность 12 алеврито-песчаных пластов с хорошими глинистыми покрышками. Газ метановый, бессернистый, содержит стабильный конденсат плотностью 0,761-0,772 г/см³ (рис. 32) [74 ].

Рис. 32. Русановское газоконденсатное месторождение в плане (А) и разрезе (Б) [74 ].

1 - изогипсы кровли отложений аптского яруса, м; 2 - газ; 3 - песчаники; 4 – глины.

15.6.2. Гыданская ГНО. Штормовое газовое месторождение расположено в северо-западной части Гыданского полуострова и приурочено к одноименному куполовидному поднятию, осложняющему Гыданский мегавал. По опорным ОГ «Г» и «М₁» поднятие выражается лишь раздутием изогипс -900 м и -1800 м соответственно. По опорному ОГ «Б» поднятие представляет собой изометрическую антиклинальную складку, раскрывающуюся на север в Обскую губу, и имеет размеры 1ох14 км. На месторождении пробурено две скважины – вскрыт разрез мезо-кайнозойских отложений до нижнеюрского разреза включительно на максимальную глубину 4060 м. В 1993 г. открыта газовая залежь в отложениях танопчинской свиты (рис. 33)[74].

Рис. 33. Штормовое газовое месторождение [74]

15.6.3. Ямальская ГНО. Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождениеприурочено к одноименному поднятию (характеризуется валообразной формой), осложняющему Новопортовский вал в юго-восточной части Южно-Ямальского мегавала. Сводовая часть поднятия осложнена тремя куполами. Фундамент ступенчато по разломам погружается на глубину до 5000 м и более. Блоковая структура месторождения отчетливо выражена в осадочном чехле. Выявлено 16 залежей УВ (рис. 34) [74].

Рис. 34. Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение [74].

Структурная карта по отражающему горизонту Т₄ .

1 – номер скважины и абсолютная отметка кровли пласта, м; 2 – изогипсы, м; 3 – тектонические нарушения.

15.6.4. Надым-Пурская НГО. Уренгойское газоконденсатное месторождениеприурочено к крупному антиклинальному поднятию (симметричной брахиантиклинальной складке, осложненной двумя куполами) находящемуся в центральной части Уренгойского мегавала (рис. 35) [32].

Рис. 35. Уренгойское газоконденсатное месторождение [32]. Структурная карта по кровле сеноманских отложений. 1 – изогипсы отражающего горизонта «Б»; 2 – изогипсы по кровле сеноманских отложений; 3 – контур газоносности; 4 – скважины

15.6.5. Среднеобская ГНО. Самотлорское нефтегазовое месторождениерасположено на Нижневартовском своде в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое по кровле пласта БВ₁₀ объединяет несколько локальных структур. Диапазон нефтегазоносности: от средней юры (J₂) до аптского яруса нижнего мела (К₁а) включительно (АВ₁). Общая высота этажа нефтегазоносности около 600 м. Установлено 10 залежей. Все залежи антиклинальные, 6 из них осложнены литологическими ограничениями на крыльях (рис.36, 37) [32].

Рис. 36. Залегание нефти и газа на уникальном Самотлорском нефтяном месторождении (Среднеобская НГО, Нижневартовский свод) [32]. 1 – песчаники, алевролиты; 2 – глинистые породы; 3 – газ; 4 – нефть.

Рис. 37. Геологический разрез верхнеюрско-неокомских отложений центральной части Приобской зоны нефтенакопления [32].

1–3 – песчаные и алеврито-песчаные пласты: 1 – нефтенасыщенные, 2 – водонасыщенные, 3 – плотные; 4 – региональные глинистые пачки; 5 – границы клиноформ и отложений: а – в глубоководных, б – в мелководно-морских; 6 – индекс продуктивных пластов; 7 – баженовская свита.

Хатангско-Вилюйская НГП

15.7.1. Енисей-Хатангская ГНО. Мессояхское газоконденсатное месторождение приурочено к антиклинальному поднятию - свод широкий, пологий. Газовая залежь является массивной (рис. 38) [28].

Рис. 38. Мессояхское газовое месторождение [23].

Структурная карта кровли продуктивного пласта Дл-I долганской свиты.

1 – изогипсы кровли продуктивного пласта, м; 2 – внешний контур газоносности;

3 – пробуренные скважины; 4 – скважины.

Балахнинское газоконденсатное месторождение приурочено к одноименному локальному поднятию на положительной структуре II порядка, осложняющей Балахнинский мегавал. Месторождение однозалежное. Залежь газоконденсата пластовая тектонически экранированная (рис.39) [28].

Рис. 39. Балахнинское газоконденсатное месторождение [28]

Структурная карта (по Л.Л.Кузнецову, В.Д.Накарякову)

1 – сейсмоизогипсы отражающего горизонта II^б (средняя юра); 2- внешний контур газоносности; 3 – разрывные нарушения; 4 - скважины.

15.7.2. Вилюйская ГНО. Средневилюйское газоконденсатное месторождениеприурочено к одноименной брахиантиклинальной структуре субширотного простирания, осложняющей западную часть Хапчагайского мегавала. Выявлено семь продуктивных горизонтов. Толонское газоконденсатное месторождениеприурочено к малоамплитудному осложнению структурного носа, сливающегося со Средневилюйской структурой; семь продуктивных горизонтов в триасовых и пермских отложениях. Средневилюйское и Толонское газоконденсатные месторождения (рис. 40) [30].

Рис. 40. Средневилюйское и Толонское газоконденсатные месторождения. а - структурная карта по подошве мономской свиты Т1; б – разрез по линии I – I. По материалам треста ЯНГР [30]. 1 – скважина; 2 – номер скважины (в числителе) и абсолютная отметка подошвы мономской свиты, м (в знаменателе); 3 – песчано-алевролито-глинистая толща; 4 – глинистые покрышки; 5 – газовые залежи; 6 – изогипсы подошвы мономской свиты, м. Свиты: Т1nk – нижнекельтерская, Т1tg – таганджинская, Т1 m – мономская, Т2+3 bg – бегиджанская, J1 1+2ks – кызыл-сырская, J1s – сунтарская, J2 jak – якутская, J3 nv – нижневилюйская, J3mr – марыкчанская, J3br – бергеинская.

Лено-Тунгусская НГП

15.8.1. Непско-Ботуобинская НГО. Среднеботуобинское и Тас-Юряхское нефтегазоконденсатные месторождения расположены в северной части Непско-Ботуобинской антеклизы, на восточном склоне Мирнинского свода. По подсолевому комплексу Среднеботуобинское месторождение приурочено к валообразному поднятию северо-восточного простирания, Тас-Юряхское месторождение связано с антиклинальным поднятием, отделенным от северной части Среднеботуобинского поднятия узким синклинальным прогибом, осложнено тремя куполовидными структурами. Месторождения состоят из нескольких тектонически экранированных блоков осложненными серией небольших по амплитуде продольных и поперечных тектонических нарушений. Залежи газовые, газонефтяные, тектонически экранированные. Бесюряхское газовое месторождение является погруженным восточным блоком Тас-Юряхского месторождения, отделяясь от него субмеридиональным нарушением. В Хотого-Мурбайском газовом месторождении залежь связана с узкой удлиненной антиклиналью субмеридионального простирания (рис.41)[2, 8].

Рис. 41. Среднеботуобинское и Тас-Юряхское нефтегазоконденсатные, Бесюряхское и Хотого-Мурбайское газовые месторождения. Структура по кровле ботуобинского горизонта венда [2].

Талаканское газонефтяное месторождение открытов наиболее поднятой части Непско-Ботуобинской антеклизы, в центральной части Талаканского поднятия, осложняющего Непско-Пеледуйский свод. На месторождении пробурено более 80-ти скважин. По характеру насыщения флюидами месторождение относится к типу нефтяных, имеющих газовую шапку. Продуктивны осинский и хамакинский горизонты. Залежь карбонатного осинского горизонта является базовым объектом разведки и добычи. Месторождение приурочено к изометричному куполовидному поднятию, осложненному двумя грабенообразными прогибами северо-западного простирания. Алинское газонефтяное месторождение расположено непосредственно к югу от Талаканского. Промышленная продуктивность его связана с терригенными отложениями хамакинского горизонта венда. Месторождение охарактеризовано всего двумя скважинами и, по-видимому, приурочено к осложненной разломом небольшой по размерам антиклинали субширотного простирания (рис. 42) [2, 8].

Рис. 42. Талаканское и Алинское газонефтяные месторождения.

Структура по подошве осинского горизонта нижнего кембрия [2].

Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождениепо подсолевому комплексу приурочено к структурному выступу, с севера ограничено глубоким узким грабенообразным прогибом, в пределах которого значительно увеличена толщина терригенных отложений по сравнению с самим месторождением; в поперечном разрезе выделяется ряд палеозаливов и палеовыступов, простирание которых конформно простиранию ограничивающего с севера месторождение палеограбена. Выделяются три части: западная, чисто нефтяная, центральная газонефтяная, и восточная, преимущественно нефтяная. Все три зоны отделяются друг от друга полосами отсутствия разрезе продуктивных горизонтов. В восточной части нефтенасыщенной является и кора выветривания фундамента. В юго-восточном направлении залежь литологически выклинивается (исчезают породы-коллекторы). В сечении СВ-ЮЗ строение залежи неоднородно, блоки примыкающие к грабену с севера являются преимущественно газонасыщенными; в центральных блоках нефть занимает более высокое положение.

(рис. 43)[2, 8].

Рис. 43. Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение. Структура по кровле продуктивных горизонтов ВЧ-1 и ВЧ-2 [2].

15.8.2. БайкитскаяНГО. Куюмбинское нефтегазоконденсатное месторождение - залежь приурочена к структурному выступу северо-восточного простирания, осложненному серией продольных тектонических нарушений и связана с одним из центральных, более приподнятых его блоков. Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к южному склону крупного палеоподнятия. Рифейские отложения здесь отсутствуют, раздробленные тектоническими движениями породы фундамента сами являются достаточно хорошим коллектором для газа (получен промышленный приток газа). Отчетливо выделяются две ортогональные системы тектонических нарушений - северо-восточного и северо-западного простираний, разделяющие относительно поднятые и опущенные блоки; продольные нарушения являются основными структурообразующими элементами. Массивная нефтяная залежь, приуроченная к рифейским карбонатным отложениям, перекрыта поверхностью вендского несогласия. Промышленно нефтегазоносны и перекрывающие рифей карбонатные отложения оскобинской свиты венда. Карбонатные породы рифея – типичный каверно-порово-трещинный коллектор, в котором промышленные притоки обеспечиваются широко развитой их трещиноватостью. Куюмбинское и Юрубчено-Тохомское месторождения (рис.44)[2, 8].

Рис. 44. Куюмбинское и Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатные месторождения. Структура поверхности рифейских отложений [2].

15.8.3. Ангаро-Ленская НГО. Ковыктинское газоконденсатное месторождение располагается к северу от Жигаловского вала, контролируется крупным одноименным разломом фундамента северо-восточного простирания, приурочено к пластовой литологически ограниченной ловушке, расположенной на моноклинальном склоне Ангаро-Ленской ступени. По кровле продуктивного парфеновского горизонта прослеживается пологая волнистая моноклиналь. Основным контролирующим залежь фактором является распределение «коллектор-неколлектор» в пределах продуктивного горизонта. Мозаичное изменение коллекторских свойств по площади во многом обусловлено наличием малоамплитудных разломов (рис.45) [2, 8].

Рис. 45. Ковыктинское газоконденсатное месторождение [2]. 1 – скважины и их номера; 2 – изогипсы по кровле парфеновского горизонта (П2); 3 – граница отсутствия коллекторов в парфеновском горизонте; 4 – газоводяной контакт (а – газ, б – вода); 5 – тектонические нарушения; 6 – зона Хандинского разлома; 7 – контур площади месторождения с запасами категории С1; 8 – лицензионные участки.

15.8.4. Западно-Вилюйская НГО. Верхневилючанское нефтегазовое месторождение расположено в пределах Предпатомского прогиба, на осложняющей этот прогиб седловине. Основным продуктивным горизонтом является карбонатный юряхский горизонт, представляющий собой верхнюю часть одноименной свиты подсолевого карбонатного венда. В разрезе юряхского горизонта выделяются два нефтегазоносных пласта (Ю₁ и Ю₂), разделенных небольшим по толщине пластом более глинистых карбонатных отложений. Юряхская залежь связана с крупным поднятием субширотного простирания, которое осложнено рядом тектонически экранированных антиклинальных поднятий северо-восточного простирания. Соответственно структуре залежь делится на ряд блоков, в которых по результатам испытания скважин достаточно четко фиксируются различные уровни положения ГНК и ВНК. Помимо дифференциации по величине заполнения ловушки в соответствии с приведенной пликативно-дизъюнктивной структурой северо-восточного простирания, морфология залежи существенно зависит от наличия продольного нарушения субширотного простирания, разделяющего эту залежь на северную и южную ее части. Промышленные притоки газа получены из харыстанского горизонта, залегающего в кровле терригенных отложений, и вилючанского горизонта, залегающего в основании осадочных отложений. Вилюйско-Джербинское газовое месторождение расположено северо-восточнее Верхневилючанского месторождения и отделяется от последнего узким синклинальным прогибом. Основная залежь связана с карбонатными отложениями юряхского горизонта верхнего венда. Получены промышленные притоки из терригенных отложений харыстанского и вилюйского горизонтов нижнего венда. Залежь связана с антиклинальной складкой северо-западного простирания. Она может быть отнесена к структурным ловушкам сводового типа, которая ограничена с юго-запада тектоническим нарушением (рис. 46)[2, 8].

Рис.46. Верхневилючанское нефтегазовое и Вилюйско-Джербинское газовое месторождения. Структура по кровле юряхского горизонта (Ю1) [2].

Охотская НГП

15.9.1. Северо-Восточно-Сахалинская НГО. Восточно-Эхабинское нефтяное месторождение приурочено к сложно построенной антиклинали меридионального простирания, амплитуда поднятия – до 1000 м. Вдоль восточного крыла структуры проходит региональный разрыв типа взброса-надвига, по которому западная часть взброшена на восточную с амплитудой около 1500 м в своде складки. Взброшенная часть структуры осложнена несколькими более мелкими складками, часть которых приразмного характера, и нарушена разрывами сбросового и взбросового типа. Поднадвиговая часть структуры имеет более простое строение. В надвинутой части структуры установлена промышленная нефтеносность, открыты нефтяные залежи «поднадвига». Больше половины разведанных запасов нефти месторождения сосредоточено в «поднадвиге». По типу ловушек залежи девяти верхних пластов (16-24) – тектонически экранированные на крыле структуры, или поднадвиговые; залежи 25-29 –го горизонтов – пластовые сводовые, срезанные разрывом, а залежь 27–го горизонта частично литологически экранированная на восточном крыле. В своде структуры (Первая площадь) все нефтяные залежи (XVI, XVII, XX, XXI горизонты) – пластовые сводовые, разбитые на самостоятельные блоки и срезанные разрывами. Контуры почти всех залежей контролируются линиями выклинивания песчаных пластов. На северной периклинали структуры преобладают залежи литологически экранированные, срезанные разрывами. Обнаружены литологически ограниченные залежи, приуроченные к линзам проницаемых пород. Небольшое скопление нефти в пластах VII-VIII ограничивается разрывами и относится к тектонически экранированным. Залежи «надвига» в отличие от поднадвиговых резко различаются по своим размерам (рис. 47) [1].

	Рис. 47. Восточно – Эхабинское нефтяное месторождение [1]. А – структурная карта надвинутой части структуры по кровле XVII пласта, Б – то же в поднадвиговой части стурктуры по кровле XXV пласта; а – геолого-геофизический разрез.

Одоптинское (Одопту-море) нефтегазоконденсатное месторождениерасположено в 3-5 км от берега на глубине моря 25 м и приурочено к трехкупольной мегантиклинали. Всего открыто 13 продуктивных пластов, содержащих 20 залежей: 3 нефтяных, 3 нефтяных с газоконденсатными шапками, 4 газоконденсатных с нефтяными оторочками; 10 газоконденсатных залежей в Центральном и Южном куполах. Залежи – пластовые, сводовые с элементами литологического контроля (рис. 48) [1].