Геология и полезные ископаемые России. В шести томах. Том 2. Западная Сибирь

Подождите немного. Документ загружается.

Локальные пошита»:

0 Весеннее

Перюмайское

Надым-Пурская НГО (рис. 60, Б). Расположена в центре северной,

наиболее прогнутой, части Западно-Сибирской плиты. В ее пределах большое поле

занимает Колтогорско-Уренгойский надрифтовый мегапрогиб, к которому примы-

кают поднятия Часельского и Медвежьего мегавалов, Северного свода. По оси про-

гиба протягивается Уренгойский вал, осложненный рядом положительных структур.

Открыто 40 месторождений, среди которых доминируют нефтегазоконденсатные и

нефтегазовые. Нефтяных десять, но все они мелкие. Газовых - три месторождения.

Область выделяется наличием в ней таких газовых гигантов, как Большой Уренгой,

величайшее газовое месторождение мира с первоначальными запасами (совместно с

Северо-Уренгойским) более 11 трлн м

, Ямбургско-Харвутинское (запасы более

6 трлн м

), Медвежье (запасы более 2 трлн м

). Месторождения многозалежные. Ин-

тервал продуктивности от средней юры до кровли сеномана. Преобладают ловушки

антиклинального типа, часто осложненные литологическими экранами. 18 месторо-

ждений находится в разработке. На Уренгое уже извлечено около половины перво-

начальных запасов газа. Разрабатываются конденсатные залежи в неокомских пла-

стах. В последние годы выявлены, громадные ресурсы конденсата в ачимовских

песчаниках Восточно-Уренгойской зоны.

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение (рис. 62). Приурочено к

группе локальных поднятий, осложняющих Уренгойский вал. Месторождение от-

крыто в 1966 г. Залежи обнаружены в юрском пласте Ю

, в 17 песчаных пластах

групп Б и А (неоком-апт-альб), в одном сеноманском пласте группы ПК. Залежи

пластовые, сводовые, в большинстве литологически экранированные, располагают-

ся в разных частях Уренгойского вала. Наибольшие дебиты нефти 15-100 м

/сут

получены из пластов БУ

, БУ

. Дебиты конденсата 180-280 м

/сут отмечены из

пластов БУю, БУ

. Наибольшие притоки газа 6500-7900 тыс. м /сут дал пласт ПК|_6

с высотой залежи более 200 м. Месторождение интенсивно разрабатывается.

Муравленковское нефтегазовое месторождение (рис. 63). Находится в юж-

ной части Танловского вала. Открыто в 1978 г. Относится к классу крупных. Нефтя-

ные залежи в пластах БСц-БСю , газовая в пласте ПК]. Нефтяные залежи пласто-

вые, сводовые, литологически осложненные. Газовая залежь - пластовая, сводовая.

Высота ее 37 м. Высота нефтяных залежей БСц-84м, БСю

—4-1 м. В пласте БСю

имеются изолированные нефтенасыщенные линзы. Притоки нефти из них неболь-

шие, часто с водой. Плотность нефти в пластах БСю и БСц соответственно 0,850 и

0,847, серы- 0,5 и 0,4, парафинов- 3,9 и 3,6. В 1981 г. месторождение введено в

разработку. К 1995 г. на нем добыто более 58 млн т нефти.

Варьеганское нефтегазоконденсатное месторождение (рис. 64). Расположено

севернее Нижневартовского свода на Варьеганском валу. Открыто в 1968 г. Разра-

ботка началась в 1974 г. Месторождение многопластовое. В его разрезе выделено 19

залежей, из которых четыре газовые (сеноман, ПК, АВ

, АВ

_б), четыре нефтяные

(БВ

, БВ

°, БВ

2 - ачимовская пачка, Ю?), одна нефтегазовая (АВ

) и десять газо-

конденсатных (Ю, , Ю, , БВ

, БВ

\ БВ

, БВ

). Залежи пласто-

во-сводовые. Размеры и высоты их очень велики. Так, у пластов БВ

и БВ

размеры

нефтяных залежей соответственно 20,8 х 9,8 км и 20,5 х 9,8 км, высоты 97 и 99 м.

Газовая шапка пласта БВ

имеет размер 14,8 х 4,5 км, высоту 52 м.

Рис. 53. Первомайское нефтяное месторождение [Нефтегазоносные..., 1994]:

а - структурная карта по кровле пласта KDi (по А. И. Ли, Э. С. Крец); б - геологический разрез по линии

I-I (по И. А. Иванову, Г. П. Худорожкову).

/ - изогипсы по кровле пласта Юь 2 - водонефтяной контакт; 3 - линия литологического выклинивания

коллектора; 4- аргиллиты, битуминозные аргиллиты; 5- алевролиты; 6- песчаники; 7- глинистые сланцы;

8 - линия стратиграфического несогласия; 9 - залежь нефти.

143

Рис. 54. Гавриков-

ское (Ново-Ютымское)

нефтяное месторождение

(по материалам ГП «Ново-

сибирскгеология»): карта

изогипс и геологический

разрез по линии I-I.

1 - изогипсы по кров-

ле продуктивного пласта

Ю2*з; 2 - линия геологиче-

ского разреза; 3 - нефть; 4 -

песчаники, алевролиты; 5-

аргиллиты; 6 - битуминоз-

ные аргиллиты баженов-

ской свиты; 7 - эффузивные

породы; 8- скважина и ее

номер.

Возраст

' г

Свита ]

мегионская

в а с ю г а н.

тюменская

Пласт |

-2380-

-2400-

-2420-

-2440-

-2460-

-2480-

-2500-

-2520-

•2540-

-2560-

-2680-

-2600-

-2620-

-2640-

Плотность нефтей 0,797-0,845 г/см , серы 0,3-0,4 %, парафинов 2,7-3,7 %.

В газе метана 56,96-79,17 %; этана 4,2-9,1 %. Строение месторождения сложное. По

итогам разработки допускается «блочно-разломное» строение продуктивных пла-

стов [Строение..., 1989]. Максимальная добыча 18 млн т/год была достигнута в

1983-1987 гг., после чего началось снижение до 2 млн т в 1994 г.

Пур-Тазовская НГО (рис. 65). Расположена на крайнем востоке про-

винции в ее северной части. В ее пределах в качестве положительных крупных

структур выделяются Красноселькупский выступ, Часельский мегавал. Разделяет их

Средне-Тазовский надрифтовый мегапрогиб. В области открыто 32 месторождения,

преимущественно многопластовые. Залежи пластовые, сводовые, часто с литологи-

ческим экранированием. Преобладают нефтегазоконденсатные и газоконденсатные

месторождения. Их 24. Нефтяных всего шесть. Еще меньше газовых - их всего 2.

Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение (рис. 66). Находится на

Часельском мегавалу. Открыто в 1965 г. Входит в категорию уникальных. Запасы

только газа превышают 3,5 трлн м', нефти и конденсата - десятки миллионов тонн.

144

Скв. 42

Скв. 40

А-92,05 м

• • --х- • •'

К I

*7О

Продуктивны нижнемеловые отложения (пласты БТ12-БТ3-4 и АТ^-АТз) и сеноман-

ский пласт ПК]. Нефтяные оторочки свойственны пластам группы БТ. Дебиты не-

большие, до 20 м'/сут. Дебиты конденсата такие же. Только из пласта БТ

^ получе-

но 230 м /сут конденсата. Притоки газа наблюдались из всех пластов. Но основная

газовая залежь приурочена к пласту ПК]. Фонтаны газа из нее достигали

7 млн м7сут.

Сузунское нефтегазовое месторождение (рис. 67). Это месторождение, как и

лежащие южнее аналогичные Ванкорское, Лодочное, Тагульское, осложняют Ча-

сельский мегавал. Открыто в 1972 г. Продуктивны неокомские отложения (пласты

НХ3.4, НХ|, СДп, СДф-б). Залежи пластовые, сводовые, иногда с литологическим эк-

ранированием. Дебиты нефти изменяются от малых до 20-280 м/сут. Газовая за-

лежь высокодебитная. Месторождение в консервации.

Описанные месторождения нефти и газа в большинстве связаны с традицион-

ными антиклинальными ловушками. Это понятно, так как именно этот тип место-

рождений выявляется на первых этапах геологоразведочных работ. Однако в Запад-

ной Сибири уже выявлены месторождения, приуроченные к сложным неантикли-

10-2762

145

s •*•

•*•

12\

Рис. 55. Геологический разрез Малоичского месторождения [Запивалов и др., 1977].

1 - аргиллиты; 2 - известняки, доломиты; 3 - терригенно-карбонатные породы; 4 - угли; 5 - прослои уг-

лей мощностью до 1 м; 6 - подошва пласта М (условная); 7 - водонефтяной контакт; 8 - тектонические нару-

шения; 9- предположительно нефтенасыщенная часть разреза; 10- зона предполагаемых ухудшенных кол-

лекторов (по данным трехмерной сейсморазведки); 11 — сейсмическая граница Т; 12 - скважины; 13 - интервал

испытания в открытом стволе. Q

- дебит нефти, м

/сут.

нальным ловушкам. Ярким примером служит Талинское месторождение в узкой

депрессионной зоне, Приобское месторождение и Восточно-Уренгойская зона в ко-

созалегающих клиноформных ачимовских песчаниках. Многие залежи в антиклина-

лях имеют ограничивающие их литологические экраны (Гавриковское, Мыльджин-

ское и др.). Еще более сложны нефтяные залежи в зонах контакта чехла плиты с

фундаментом (Арчинское, Герасимовское, Чкаловское, Малоичское и др.). Несо-

мненно, что дальнейшие поиски и разведка при нормальной их организации и фи-

146

нансировании позволят открыть в Западной Сибири еще много месторождений и

углеводородных залежей самых различных типов. Имеющиеся прогнозы оценивают

возможную долю залежей в неантиклинальных ловушках около 50 %. Соответст-

венно необходима разработка научной основы, методов и технических средств, для

эффективного их выявления и разведки.

Начальные суммарные ресурсы, запасы нефти,

газа, конденсата

Целенаправленные поиски нефти и газа начались в Западной Сибири в

1948 г., первые месторождения открыты: газовое в 1953 г., нефтяное в 1959 г. До-

быча началась в 1964 г. Эти события значительно более поздние, чем во многих

других провинциях России. Однако с самого начала были приняты очень высокие

темпы геологоразведочных работ и разработки. К началу 1995 г. в Западной Сиби-

ри было пробурено 41 600 тыс. м. глубокого поисково-разведочного бурения. Это

немного меньше половины объема глубокого бурения, выполненного в Европей-

ской части страны, ненамного меньше одной трети объема бурения в целом по

России. В итоге этих работ (конечно, с участием геофизических исследований,

геохимических и других научно-исследовательских работ) по данным [Вчера...,

1995] к 1994 г., выявлено 585 месторождений, из которых 394 нефтяных, 32 газо-

нефтяных и нефтегазовых, 77 нефтегазоконденсатных, 42 газоконденсатных и 40

газовых. В другой работе [Нефть..., 1996] число только нефтяных месторождений,

открытых к январю 1995 г., указано равным 595, что представляется несколько

завышенным. Существенно важно, что более трети разведанных запасов нефти

(37,8 %) сосредоточены в 11 уникальных месторождениях, 51 % в 121 крупных,

7,1 % в 110 средних, в 261 мелких месторождениях содержится лишь 4,1 %. Еще

более эффектная картина для газовых месторождений: 77,9 % разведанных запасов

газа содержится в 18 уникальных, 20,9 % в 75 крупных, 0,8 % в 26 средних, 0,4 % в

72 мелких месторождениях. Впечатляют размеры разведанных запасов, а также

ресурсов нефти, газа, конденсата (табл. 3-6).

Запасы нефти категорий А + В + Q + Сг составляют 74,6 % от общих по Рос-

сии. Перспективные и прогнозные ресурсы - 52 % или 32,4 млрд т (табл. 3). Более

95 % всей добытой в Западной Сибири нефти извлечено из неокомского комплекса

Среднеобской нефтегазоносной области. В этом комплексе продолжаются откры-

тия гигантских нефтяных месторождений, с ним связана основная доля разведан-

ных запасов нефти. В последнее время большое внимание привлекает к себе груп-

па песчаных пластов ачимовской пачки. В ней уже выявлены уникальное Приоб-

ское нефтяное и Восточно-Уренгойско-Самбургское нефтегазоконденсатное

месторождения. Строение этого комплекса очень сложное. Нет единого мнения о

положении его внутри неокомских отложений, неясна стратиграфическая позиция

ачимовских песчаников. Отсюда разнобой в индексации этих пластов (Ач|-Ач

Бю-Б

о, АС,2 и др.).

Исключительно благоприятные условия разработки высокопродуктивных ме-

сторождений и отдельных пластов привели к большой степени их выработки, вы-

сокой их обводненности. При средней выработанности разведанных запасов нефти

на 37% высокопродуктивная их часть выработана на 44 %. Более 95 % всей добы-

чи до 1995 г. получено из высокодебитных залежей неокома, хотя его доля в раз-

веданных запасах составляет около 60 %. Следует учесть, что распределение

ю*

147

Восточно -

Арчинская

Северо -

Табаганская

'- сейсмоизогипсы

отражающего

горизонта Фг

_ изогипсы по

кровле горизонта М

шшш

•

Рис. 56. Арчинское месторождение (сост. ГГП «Томскнефтегазгеология» с и добавлениями

А. Е. Еханина).

А - структурная карта по кровле горизонта М; Б - геологический разрез по линии I-I.

/ - известняки, 2 - нефтяная залежь, 3 - газоконденсатная залежь, 4 - скважины (а - нефтяные, б - неф-

тегазоконденсатные, в - газоконденсатные).

разведанных запасов в самом неокоме тоже неравномерное. Значительная часть

запасов нефти Самотлорского гиганта заключена в пласте ABi_2, имеющем слож-

ное литологическое строение («рябчик»).

«Наиболее продуктивный пласт БВ

, обеспечивавший до недавнего времени

до 2/3 текущей добычи нефти, выработан на 94 %. В то же время в геологическом

разрезе имеются пласты, содержащие до 97 % начальных запасов (АВ|_

) и до

75 % (БВ

°), но эти пласты характеризуются существенно более низкими дебита-

ми. Неравномерностью отбора из пластов разной продуктивности характеризуют-

ся и другие уникальные по запасам нефтяные месторождения региона» [Вчера...,

1995, стр. 16].

На Самотлоре темп отбора запасов по базовому пласту БВв был доведен в

1980 г. (то есть на 11-й год разработки) до 9 %, после чего он снизился до 3,2 % в

1985 г. и до 2 % и менее в начале 90-х годов [Нефть..., 1996]. Именно такой став-

кой на разработку самых высокопродуктивных месторождений и пластов был

обеспечен небывало быстрый рост добычи нефти в Западной Сибири, пик кото-

рой - 415 млн т, был достигнут в 1988 г., после чего началось ее снижении до

206 млн тв 1995 г. (табл. 7).

В табл. 7 и 8 приведены основные характеристики как Западно-Сибирской

провинции в целом, так и территорий субъектов Федерации, в том числе динамика

добычи нефти и накопленная к 01.01.95 ее величина.

148

чел/

Несомненно, большую роль сыграла экономическая ситуация, сложившаяся в

стране после 1985 г. Нефтегазодобывающий комплекс не получал нужного финан-

сирования. Не обновлялось оборудование, резко снизились объемы геологоразве-

дочных работ, прирост запасов не компенсировал объемы добываемой нефти. Ре-

сурсная база для добычи нефти в Западной Сибири достаточно велика. По оценкам

[Нефть..., 1996] перспективные и прогнозные ресурсы нефти в этом регионе оце-

ниваются в 32,4 млрд т, что составляет 74,6 % общих ресурсов России (суши). Еще

очень слабо разведаны мощные толщи нижне- и среднеюрских отложений, в кото-

рых уже выявлено около 100 месторождений, в том числе уникальное Талинское,

крупные Тайлаковское, Гавриковское и др. Очень слабо разведан неокомский

комплекс на востоке провинции. В нем давно известны нефтяные, газовые и кон-

денсатные залежи на западе Томской области (Мыльджинекое, Южно-Мыль-

джинское). В 1997 г. получены высокодебитные фонтаны нефти (более 200 м

/сут)

на новых разведочных площадях в центральной части Томской области. Крупные

149

Рис. 57. Карта размещения месторождений

Пайдугинской нефтегазоносной области [Нефтега-

зоносные..., 1994].

Условные обозначения - см. рис. 40.

Месторождения: 1- Линейное, 2 - Ки-

ев-Еганское, 3 - Снежное, 4 - Северо-Сильгинское,

5 - Сильгинское, 6 - Среднесильгинское, 7 - Собо-

линое, 8 - Усть-Сильгинское, 9 - Белоярское.

На врезке - положение НГО.

50 75 км

Рис. 58. Карта размещения

месторождений Ямальской нефте-

газоносной области [Нефтегазонос-

ные..., 1994].

Условные обозначения - см.

рис.

40.

Месторождения: 1-

Малыгинское, 2 - Харасовейское,

3 — Сядорское, 4 - Западно-Тамбей-

ское, 5 - Тамбейское, 6 - Северо-

Тамбейское, 7 - Крузенштернское,

8 - Бованенковское, 9 - Восточно-

Бованенковское, 10 - Верхнетеутей-

ское, 11 - Западно-Сеяхинское, 12-

Южно-Тамбейское, 13-Нерстин-

ское, 14 - Нейтинское, 15 - Арктиче-

ское, 16 - Нурминское, 17 - Хамба-

тейское, 18 - Среднеямальское, 19-

Малоямальское.

На врезке - положение НГО.