Материал: Нефтегазообразования в рифтовых структурах

Самый крупной и наиболее перспективной в ЕХНБ зоной накопления является Танамско-Малохетский мегавал (рис.1.3), где в нижнемедовых отложениях выявлены наиболее крупные по запасам Мессояхское газовое, Южное и Северо-Соленинское, Пеляткинское газоконденсатные месторождения. Локальные поднятия размещены здесь, как правило, на валах или куполовидных поднятиях, осложняющих мегавал.

Второй тип зон нефтегазонакопления - окраинно-бассейновое. Сложно построенная окраинно-бассейновая зона газонакопления расположена в зоне сочленения Таймырского выступа и Пясинской полувпадиною. Здесь наиболее крупным является Дерябинское газоконденсатное месторождение. Антиклинальные ловушки расположены на пологом борту Пясинской полувпадины в пределах смежного с ней Таймырского выступа.

Таблица 1. Положение резервуаров, продуктивных (перспективных) пластов в разрезе юрско-мелового нефтегазоносного комплекса Енисей-Хатангского

Третий тип - клиноформные литолого-стратиграфические зоны нефтегазонакопления в шельфовых песчаниках верхней юры - валанжина в западной части Центрально-Таймырского мегапрогиба. Здесь наиболее перспективными являются лигологически экранированные залежи смежных с мегапрогибом северо-западных склонов Танамско-Малохетского и частично Рассохинского мегавалов.

Четвертый тип - зоны развития стратиграфически экранированных ловушек при выклинивании песчаных горизонтов вдоль границ внутренней тектонической зоны регионального прогиба. Здесь выделяется залежь Хабейского месторождения в песчаниках средней юры.

Пятый предполагаемый тип - зоны нефтегазонакопления в кавернозных и трещинных коллекторах доверхнекарбоновых горизонтах палеозоя основания комплекса.

Рис.1.2. Распространение резервуаров в нижнемеловых отложениях Енисей-Хатангского осадочного бассейна Зоны распространения резервуаров: 1 - суходудинского и малохетско-долганского; 2 - суходудинского и малохетско-долганского с опесчаниванием и размывом дородковского флюидоупора; 3 - суходудинского; 4 - зона отсутствия резервуаров; 5 - основные месторождения; 6-залежи в резервуарах нижнемеловых отложений. Границы: 7 - структур I порядка; 8 - надпорядковых структур; 9 - Сибирской платформы и Западно-Сибирской плиты

Рис.1.3 .Тектоническая карта Енисей-Хатангского осадочного бассейна. Контуры: 1 - осадочного бассейна; 2 - крупных и 3 - средних структур; 4 - разрывные нарушения. Крупные структуры: I - Танамско-Малохетский, II - Рассохинский, Ш - Балахнинский мегавалы, IV - Таймырский и V - Ягодо-Горбитский выступы, VI - Центрально-Таймырский и VII - Боганидско-Жданихинский мега-прогибы. VIII - Пясинская полувпадина. Средние структуры: Куполовидные поднятия: \ - Соленинское,7 - Курьинское; 3 - Агалский структурный мыс. Волы: 2 - Малохетский, 4 - Джангодский, 5 - Тундровый, 6 - Волочанский, 8 - Балахнинский, 9 - Кубалахский, 10 - Владимирский. Прогибы: 11 - Московский, 12 - Дудыптинский, 13 - Агалский, 14 - Пайтурминский, 15 - Боганидский, 16 - Жданихин-скин,17 - Таридский

Пеляткинское газоконденсатное месторождение (рис.1.4) приурочено к одноименной локальной структуре, осложняющей северо-западный склон Танамо-Малохетского мегавала. В нижнемеловых меловых отложениях эта структура представляет собой брахиантиклиналь северо-восточного простирания размерами 24 х 13 км, амплитудой 75 м. В породах суходудинского резервуара обнаружено пять залежей, в породах малохетского - одна.

В суходудинском резервуаре залежи приурочены к песчаникам, глинистым песчаникам и алевролитам. Мощности продуктивных пластов в пяти залежах составляют соответственно: 15 - 25 м, 45 - 58, 5 - 25 м, 20 - 56 м и 9 -26 м. Средние значения открытой пористости пород по отдельным залежам меняются от 12 до 15 - 19 %. Газопроницаемость по залежам достигает 100x103 мкм2 от 6 до 85х10-3 мкм2,75x10-3 мкм2, 30x10-3 мкм2, 25х10-3 мкм2. Свободный дебит газа по залежам составляет: 1,9 млн м3/сут, 740 тыс. м3/сут, 390 тыс. м /сут, 299 тыс. м /сут, 363 тыс. м3/сут. По составу газ метановый (содержание СН4 от 89 до 95 %). По типу ловушек залежи относятся к пластово-массивным, пластовым, сводовым.

К породам малохетского горизонта приурочена одна залежь в толще песчаников и алевролитов, практически неизученная. При испытании продуктивной части разреза получен слабый приток газа с водой. По составу газ метановый (содержание СН4 около 98 %). По типу ловушки залежь, вероятно, относится к массивным сводовым.

Рис. 1.4. Структурная карта по кровле продуктивного пласта СД-VIII и профильный геологический разрез (Пеляткинское месторождение): 1 - скважины; 2 - линия профиля; 3 - изогипсы кровли продуктивного пласта; 4 - газоводяной контакт в залежи; 5 - газ; 6 - вода; 7 - песчаники; 8 - непрницаемые песчаники; 9 - аргиллиты, алевролиты; 10 - линия выклинивания коллектора; 11 - несогласия; 12 - разрывы

Северо-Соленинское газоконденсатное месторождение (рис.1.5) приурочено к северной вершине крупной Соленинской структуры, осложняющей сводовую часть Танамско-Малохетского мегавала. В нижнемеловых отложениях эта вершина представляет собой купол размерами 13x10 км, амплитудой 40 м. В породах суходудинского резервуара обнаружено четыре залежи, в породах мало-хетско-долганского - две.

Залежи приурочены к пластам песчаников, глинистых песчаников, cлабо-каолинизированных песчаников и аргиллитов. Мощность продуктивных пластов по залежам меняется: 40 - 46 м, 38 - 45 м, 15 - 37 м, от 15 до 0 м. Газопроницаемость составляет 150х10"3 мкм2, 10х10"3 мкм2, 15х10"3 мкм2, 5х10"3 мкм2. Открыта пористость меняется от 15 до 19 %. Максимальный дебит газа составляет 266 тыс м3/сут, 247 тыс. м /сут, 137 тыс. м /сут, 225 тыс. м3/сут. По составу газ метановый (содержание СН4 - 94 - 96 %). По типу залежи относятся к пластово-массивным, сводовым и пластово-сводовым и литологически экранированным.

Рис. 1..5. Структурная карта по кровле продуктивного пласта СД-VIII и профильный геологический разрез Северо-Соленинского месторождения (условные обозначения см. на рис.1.4)

В породах малохетско-долганского горизонта обнаружены две залежи, которые были приурочены к пластам глинистых песчаников, песчаников. Толщина продуктивных горизонтов меняется соответственно от 15 до 20 м и от 20 м до 0. Открытая пористость песчаных пород составляет 20 - 25 %. Газопроницаемость достигает 100x10' мкм2 и 75х10'3 мкм2. Максимальный дебит газа составляет 340 и 112 тыс. м /сут. По составу газ метановый (содержание СН4 94-98 %). По типу ловушки залежь относится к пластовым, сводовым и литологиче-ски экранированным.

Южно-Соленинское газоконденсатное месторождение приурочено к южной вершине крупной Соленинской структуры, осложняющей сводовую часть Танамско-Малохетского мегавала. В меловых отложениях вершина представляет собой брахиантиклиналь северо-восточного простирания, размерами 16x19 км, амплитудой 30 м. В породах суходудинского резервуара обнаружено четыре залежи.

Залежи приурочены к сложным пластам песчаников и алевролитов; алевритистых песчаников; песчаников и алевролитов; сложному пласту песчаников и песчаных алевролитов. Мощность продуктивного пласта меняется соответственно от 30 до 48 м; от 13 до 17 м; от 45 до 57 м; от 32 до 40 м. Среднее значение открытой пористости пород составляют 16 - 14 %. Газопроницаемость составляет 25х10-3 мкм2, 100х10-3 мкм , 40x10-3 мкм , 60x10-3 мкм2 . Максимальный дебит по залежам: 326 тыс. м3/сут, 2 млн м3/сут, 623 тыс. м3/сут, 663 тыс. м3/сут. По составу газ метановый (содержание СН4 - 92 %). По типу ловушки залежь относится к пластово-массивным, сводовым.

Залежь СД-Х приурочена к сложному пласту алевритистых песчаников в нижней части резервуара. Мощность продуктивного пласта в пределах ловушки изменяется от 13 до 17 м. Средние значения открытой пористости пород составляют 16 %, газопроницаемость достигает. Свободный дебит газа из залежи составил более 340 тыс. м3/сут. По составу газ метановый (содержание СН4 - 92 %; 95 %; 98 %; 95 %). По типу ловушки залежь относится к пластово-массивным, сводовым и к пластовым, сводовым.

Мессояхское газовое месторождение приурочено к одноименной локальной структуре, осложняющей сводовую часть Танамско-Малохетского мегавала рис.1.6). В нижнемеловых отложениях эта структура представляет собой брахиантиклиналь субширотного простирания, размерами 18 х 10 км, амплитудой 100 м. В породах малохетско-долганского резервуара обнаружена одна залежь. Небольшие притоки газа получены также из среднеюрских отложений (выемский резервуар), а газопроявления установлены в нижнемеловых отложениях (суходудинский резервуар).

Залежь приурочена к сложнопостроенной толще в кровле резервуара, которая делится на две части. Верхняя представлена частым переслаиванием алевритоглинистых и песчанистых пород, которые в пределах ловушки меняю мощность от 15 до 74 м. Нижняя часть толщи сложена преимущественно песчаниками и песками, продуктивная мощность которых достигает 56 м. Средние значения открытой пористости песчаников составляют 24 %, газопроницаемости более 1000х 10-3 мкм . Максимальный дебит газа из залежи составил 179 тыс. м /сут. Вместе с газом в небольшом количестве получена нефть плотностью 0,93 г/см . По составу газ метановый (содержание СН4 - 99 %). По типу ловушки залежь относится к массивным, сводовым.

Рис. 1.6. Структурная карте по кровле продуктами толщи ДЛ-I и профильный геологический разрез Месссохского мосторождения (условные обозначения см. на рис.1.4)

Дерябинское газоконденсатное месторождение приурочено к одноименной локальной структуре, осложняющей пояс сочленения Таймырского выступа и Пясинской полувпаднны (рис.1.7). В верхнеюрских отложений эта структура представляет собой купол треугольной формы, размерами 14х14 км, амплитудой 75м. Промышленная газоносность обнаружена в разрезе пяти песчаных пластов, расположенных линзообразно в верхнеюрско-берриасских отложениях. В породах дерябинского резервуара обнаружено четыре залежи.

Все залежи приурочены к пластам песчаников в верхней части резервуара. Мощность продуктивных пластов в пределах ловушки меняется по залежам: от 21 м до 0; от 38 м до 0; 14 м; 16 м. Открытая пористость по залежам не превышает 15 %; 18 %; 14 % и 13 %. Газопроницаемость составляет соответственно 5х10-3 мкм2; 5х10-3 мкм2; 10x10-3 мкм2; 10х10-3 мкм2. Максимальный дебит газа по залежам: 4 тыс. м3/сут; 83 тыс. м3/сут; 324 тыс. м3/сут; 113 тыс. м3/сут. По состав? газ метановый (содержание СН4 - от 89 до 94 %). По типу ловушки залежи относятся к пластовым, сводовым, литологически экранированным и к пластовым структурно-литологическим.

Рис. 1.7. Структурная карта по кровле продуктивного пласта Д-IУ и профильный геологический разрез Дерябинского месторождения (условные обозначения см. на рис.1.4)

Озерное газовое месторождение (рис.1.8) приурочено к одноименной локальной структуре, осложняющей западный склон Рассохинского мегавала. По нижнемеловым отложениям эта структура представляет собой антиклиналь субширотного простирания, размерами 27x7 км, амплитудой 100 м. В породах малохетско-долганского резервуара обнаружена одна залежь, приуроченная к толще песчано-алевролитовых пород в нижней части резервуара.

Мощность проницаемых газонасыщенных пород в пределах ловушка заменяется от 15 до 31 м. Открытая пористость пород достигает 27 %, газо проницаемость более 260x10 мкм . Максимальный дебит газа в сутки превышает 400 тыс. м /сут. По типу ловушки залежь относится к массивньм сводовым.

Рис.1.8. Структурная карта по кровле продуктивной толщи МХ-I и профильный геологический разрез Озерного месторождения (условные обозначения см. на рис. 1.4)

Балахнинское газовое месторождение (рис.1.9) приурочено к одноименной локальной структуре, осложняющей Балахнинский мегавал. В среднеюрских отложениях эта структура представляет собой антиклиналь блокового строения северо-восточного простирания, размерами 150x20 км, амплитудой окало 800 м. В породах вымского резервуара обнаружены залежи одного пласта в трех блоках антиклинали.

Каждая залежь имеет свой уровень газоводяного контакта. Наиболее изучена залежь северо-восточного блока, приуроченная к пласту песчаников и кровле резервуара. Мощность продуктивного пласта в пределах ловушки -37м.

Рис. 1.9. Структурная карта по кровле продуктивного пласта ВМ - I и профильный геологический разрез Балахнинского месторождения (условные обозначения см. на рис. 9.4)

Зимнее - с тремя залежами и максимальным дебитом газа 201 тыс. м3 /сут; Ниж нехетское с двумя залежами с дебитом газа в обоих по 200 м3/сут; Озерное с одной залежью и дебитом газа 400 м3/сут и Джангодское с одной залежью и дебитом 58 м3/сут.

Таким образом, газовые и газоконденсатные месторождения ЕХНБ характеризуются многозалежностью, доминированием структурного контроля, существования залежей в ловушках с антиклинальной формой изгиба кровли при родного резервуара, тип которого определяет строение продуктивных пластов.

В отличие от западного восточный фланг палеорифта имеет важную особенность, которую необходимо учитывать при проведении нефтепоисковых работ в Анабаро-Хатангском междуречье. Здесь широкое развитие имеет проявление соляно-купольной тектоники и альпийских складкообразовательных движений, нарушивших тот структурный план, который сформировался в период образования месторождений УВ. Именно с этим связаны те ошибки при проведении нефтепоисковых работ, которые были допущены в ранний период изучения района (1934-1953 гг.).