Нефтегазоносность и тектоническое строение Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. КР ОКТ Ерохова. Геологии и геофизики нефти и газа
 Скачать 2.58 Mb.
|
ЮЖНО-ТУНГУССКАЯ НГОПлощадью 145 тыс. км2 расположена на Бахтинском выступе Тунгусской синеклизы. Нефтегазоносность области связана с кембрийским комплексом. Здесь открыты газовые месторождения Таначинское, Моктаконское и др. Перспективны также отложения верхневендско-нижнекембрийского, ордовикско-девонского, вендского и рифейского комплексов. БАЙКИТСКАЯ НГОПлощадью 155 тыс. км2 приурочена к одноименной антеклизе (рис. 2). Здесь доказана промышленная нефтегазоносность отложений рифея. Коллекторами являются каверново-трещинные доломиты. В рифее сосредоточено больше половины основных ресурсов углеводородов области. Пятая часть ресурсов области связана с продуктивными вендскими терригенными отложениями. Здесь открыты Агалеевское, Имбинское месторождения, залежи газа на Юрубченском и Оморинском месторождениях. Нефтеносны также отложения кембрийского и верхневендско- нижнекембрийского комплексов.  Рисунок 2. - Байкитская нефтегазоносная область (Н.А. Крылов, Г.Т. Юдин и др., 1997) Границы: 1 — нефтегазоносной области, 2 — надпорядкового тектонического элемента, 3 — тектонических элементов первого порядка; 4 — изогипсы отражающего горизонта Б (IV) в кровле венда-кембрия; 5 — разрывные нарушения; 6 — месторождения газовые и нефтегазоконденсатные: 1 — Куюмбинское, 2 — Усть-Камовское, 3 — Юрубченское, 4 — Терское, 5 — Оморинское, 6 — Агалеевское Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение Расположено в 145 км южнее пос. Байкит. Открыто в 1982 г. Приурочено к одноименному поднятию выступа дорифейского кристаллического фундамента Камовского свода. Размеры поднятия по замкнутой изогипсе -1750м 10х12 км, амплитуда 60 м. Нефтегазоносность связана в основном с эродированной поверхностью карбонатных осадочных образований рифейского возраста. Продуктивны органогенно-доломитовые породы усть-куюмбинской свиты среднего рифея и песчаные горизонты оскобинской и ванаварской свит венда. Залежи в рифее пластовые, массивные, с размытым сводом, экранированные глинисто-карбонатными породами оскобинской свиты венда. Глубина залегания 2222 м. ГНК условно принят на а.о. -2026 м. ВНК -2070 м. Коллектор нефтяной залежи с газовой шапкой в рифее карбонатный трещинно-кавернозного типа с преобладанием вертикальных и субвертикальных трещин. Трещиноватость пород существенно меняется в пределах месторождения. Нефтенасыщенная толщина 45 м, газонасыщенная — 60. Вторичная открытая пористость 0,80—0,85%, проницаемость 0,001—0,12 мкм2. Пластовое давление 21 МПа, t =27°C. Начальные дебиты нефти 40—60 т/сут, газа — 250 тыс. м3/сут. Нефть легкая (0,821—0,825 г/см3), малосернистая (0,61 %), малопарафинистая (1,63—3,3%), малосмолистая (4,45—4,95%), маловязкая (1,09 мПа×с) с высоким выходом светлых фракций, недонасыщена газом. Газ метановый (83 %), содержание гомологов метана 10—11%, азота 5—6 %. В газе отмечается высокая концентрация гелия, газового конденсата, этан-бутанов. Конденсаты плотностью 0,698—0,712 г/см3, сера и парафин отсутствуют. Вендские газоконденсатные залежи пластовые сводовые литологические экранированные, ГВК на отметке -2015 м. Коллектор поровый, пористость песчаников в среднем 15%, проницаемость 0,5 мкм2, газонасыщенная толщина 0,6—3,4 м, содержание конденсата до 167,1 г/м3. По плотности и составу газ и конденсат рифейских и вендских залежей идентичны. Куюмбинское нефтегазоконденсатное месторождение Расположено в 80 км к югу от пос. Байкит. Открыто в 1974 г. Приурочено к трем пологим брахиантиклинальным складкам на северо-восточном погружении Камовского свода Байкитской антеклизы. Поднятия осложнены разломами, обусловившими блоковое строение месторождения. Нефтегазоносность связана с эродированными, разновозрастными породами рифея. Коллектор каверно-трещинный с пористостью матрицы от 0,38 до 2,4 % и трещинной емкостью до 6,5 %. Проницаемость от 0,005 до 0,2 мкм2. Залежи пластово-сводовые, литологически и тектонически ограниченные. Газовая залежь приурочена к западному локальному поднятию, по замкнутой изогипсе -2200 м (кровля глинисто-карбонатной пачки рифея) имеет размеры 9x8 км, амплитуду 287 м, связана с рифейскими каверно-трещинными доломитами, выведенными под эрозионную предвендскую поверхность. ГВК условно принят на а.о. -2083 м при высоте залежи 98 м. Дебит газа 71 тыс. м3/сут, пластовое давление 21,39 МПа, t 27°C. Плотность газа 0,699, состав газа: метан 80 %, гомологи метана 10,77%, азота 6,25%, углекислого газа 0,55 %; содержание конденсата 10,77 г/м3. К центральному поднятию приурочена газонефтяная залежь с размерами по замкнутой изогипсе -2400 м 10,5x7 м, амплитуда 364 м. ГНК принята на отметке -2138,6 м, ВНК на отметке -2208 м. Высота газовой залежи 124 м, нефтяной 112 м. Начальные дебиты газа 50- 100 тыс. м3/сут, нефти 30,9 т/сут, при газовом факторе 550 м3/м3. Плотность нефти 0,81—0,83 г/см3, содержание серы 0,11-0,12 %, парафина 1,3—2,75 %, смол и асфальтенов 1,84-4,5 %. Восточное поднятие имеет нефтяную залежь. Размеры поднятия 15,5x4 км, амплитуда 205 м. ВНК на отметке -2054 м, высота залежи 64 м. |