Казанское

Урманское

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 месторождение открыто 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.

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

Дата добавления: 2014-12-27