Нефтегазоносность и тектоническое строение Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. КР ОКТ Ерохова. Геологии и геофизики нефти и газа

Название	Геологии и геофизики нефти и газа
Анкор	Нефтегазоносность и тектоническое строение Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции
Дата	28.02.2023
Размер	2.58 Mb.
Формат файла
Имя файла	КР ОКТ Ерохова.docx
Тип	Документы #959818
страница	7 из 7

1 2 3 4 5 6 7

Катагенетическое преобразование

Органическое вещество вендско-нижнекембрийских отложений преобразовано несколько меньше, чем нижезалегающие рифейских образования. На большей части исследуемых районов карбонатные породы испытали средний и поздний этапы мезокатагенеза (МК2 и МК3).В пределах же Непско-Ботуобинской антеклизы и смежных с ней территорий степень преобразованности ОВ отложений соответствовала градации МК₁², а в наиболее приподнятой центральной части антеклизы — МК₁¹.

Таким образом, вторым после рифея по значимости вместилищем органического вещества в пределах Сибирской платформы являются отложения терригенного венда и подсолевого вендско-нижнекембрийского комплекса. Данные отложения в значительной мере реализовали свой нефтегазоматеринский потенциал, причем степень их реализации в целом возрастает сверху вниз по разрезу и от наиболее приподнятых районов платформы к наиболее погруженным.

Покрышки и коллекторы

В разрезе осадочного чехла Непско-Ботуобинской антеклизы выделяются следующие нефтегазовые комплексы (НГК): непско-тирский, даниловско-усольский, бельский, булайско-ангарский и литвинцевско-верхоленский. В непско-тирском НГК выделяется нижненепский, верхненепский, тирский подкомплексы. В Даниловско-Усольском НГК выделяются катангский, собинский, даниловский подкомплексы.

Северо-Могдинская скважина вскрывает Мотскую серию. В пределах нижней части Мотской серии Тирская свита представлена Ербогаченским горизонтом, средняя часть Мотской серии представлена Катаганской свитой Преображенским горизонтом.

Отложения Тирской свиты распространены практически повсеместно, за исключением наиболее приподнятых частей НБА. Толщины подкомплекса изменяются от первых метров до 75 м.

Коллекторская часть. Ербогаченский горизонт есть только в северных районах и представлен кавернозными доломитами. Эффективные нефтегазонасыщенные толщины составляют 3-8 м. Залежи расположены на глубинах 1900-2500 м. В ербогаченском горизонте коллекторы порового и порово-трещинного типа, с эффективной пористостью 10-12%. Проницаемость составляет 10-150 мД. Основные запасы УВ приурочены к структурным ловушкам с элементами тектонического и литологического экранирования. Дебиты газа составляют 80-1000 тыс.м³/сут., дебиты нефти изменяются от 18 до 40 м³/сут.

Флюидоупорная часть выделяется в объеме терригенно-карбонатной части верхов тирской свиты. Толщина флюидоупора изменяется от 0 до 40 м. Большинство открытых залежей УВ экранируется тирским флюидоупором.

Комплекс отложений Даниловско-Усольский НГК имеет повсеместное распространение и представлен карбонатно-галогенными породами, которые в прибортовых частях Сибирской платформы замещаются доломитами, ангидрито-доломитами и терригенными породами. Вверх по разрезу возрастает галогенная составляющая пород. Комплекс пронизан трапповыми интрузиями, толщина которых изменяется от 18 м до 400 м.

Коллекторская часть представлена преображенским горизонтом, сложенным доломитами с прослоями ангидрито-доломитов и доломитовых мергелей, глинистость и сульфатность которых изменяется по площади. Емкостные и фильтрационные свойства преображенского горизонта и его аналогов достаточно низкие, значения пористости изменяются от 0,1% до 14%, проницаемость от 0 мД до 17 мД. Эффективные мощности составляют 5 – 12 м, тип коллектора преимущественно поровотрещинный.

Флюидоупорная часть включает отложения от кровли преображенского горизонта до подошвы тэтэрской свиты. Литологически покрышка состоит из переслаивания сульфатноаргиллитовых, мергелистых и глинистых доломитовых пород, с более глинистой нижней частью. Наилучшими экранирующими свойствами обладают породы, содержащие соленосные пласты. Покрышка может содержать значительное количество трапповых интрузий.

Процессы, протекающие в ГАУС

Генерация

Для генерации необходимы породы различного состава, содержащие потенциально нефтегазоматеринские толщи, аэробная геохимическая среда, а также застойный палеогидрогеологический режим.

В рифее, венде, нижнем кембрии, нижнем палеозое существовали благоприятные условия для проявления процессов нефтегазогенеза. Однако были и негативные факторы для развития процессов нефтегазообразования. Такими являются трапповый вулканизм, повсеместное распространение вечной мерзлоты и активное проявление процессов новейшей тектоники, способствующей переформированию залежей или их разрушению. Подтверждением этому служит широкое распространение на территории бассейна окисленных битумов и нефтей.

Основными очагами генерации являлись Присаяно-Енисейская и Прибайкальская краевые системы. В них накапливались наиболее древние богатые аквагенным органическим веществом осадки. Нефтегазоматеринские породы верхнего рифея Прибайкальского очагов нефтегазообразования достигли стадии катагенеза (ГНЗ) к концу вендского времени и к началу кембрия, когда и началось формирование осадочного чехла Непско-Ботуобинской антеклизы.

Выделенные Енисейский и Байкало-Патомский очаги генерации нефтегазообразования хорошо пространственно сочетаются с установленными рифей-нижневендскими углеводородными системами, в пределах которых происходило формирование залежей УВ, мигрировавших из этих очагов генерации.

Миграция и ее путь

Миграция углеводородов из зон нефтегазообразования в зоны нефтегазонакопления в основном контролировалась катагенетической преобразованностью органического вещества нефтематеринских пород, палеоструктурным планом и качеством флюидоупоров. Анализ этих материалов позволяет выделить четыре основные этапа формирования залежей углеводородов в пределах вендско-нижнекембрийских отложениях исследуемого региона: вендско-раннепалеозойский, девонский, позднепалеозойско-триасовый и новейший. Более подробная характеристика условий формирования и сохранения залежей углеводородов вендско-нижнекембрийского комплекса исследуемых районов приведена ниже.

В период наиболее интенсивной миграции углеводородов из очагов нефтегазообразования в зоны нефтегазонакопления, значительно отличались от современных. Крупной зоной нефтегазонакоиления в то время была наиболее приподнятая часть Катангской палеоантеклизы, охватывающая северные и центральные участки Непско-Ботуобинской, Байкитской антеклиз и Катангской седловины, а также южную часть Курейской синеклизы. На этой территории происходила аккумуляция углеводородов, поступающих как из местных источников, так и в основном из расположенных на юге платформы зон нефтегазообразования. Формирование залежей нефти и газа здесь происходило в основном в литологических ловушках, поскольку антиклинальные поднятия здесь появились, скорее всего, гораздо позже.

Ловушки заполнялись жидкими УВ с большим количеством растворенного газа, генерированного рифейскими толщами, вошедшими уже в глубинную зону газообразования. Согласно принципу дифференцированного, картина распределения углеводородов по фазовому составу в зоне нефтегазонакопления, вероятно, была следующей. На прилегающих к своду частях Катангской палеоантеклизы формировались преимущественно нефтегазоконденсатные залежи, а в наиболее приподнятых районах — нефтяные.

В вендское время территория антиклизы представляла собой склон палеоподнятия, в сторону которого из очага генерации латерально мигрировало огромное количество УВ. При дальнейшем росте Ботуобинского свода в результате вертикальной миграции происходил переток из отложений нижнего венда в карбонатные породы верхнего венда и нижнего кембрия.

Кроме вышеописанной латеральной миграции углеводородов в венде и нижнем кембрии происходил их вертикальный переток из рифейских отложений. По-видимому, миграция осуществлялась на всей территории их совместного залегания, поскольку между этими отложениями флюидоупор отсутствует. В пределах рассматриваемых районов она прогнозируется на Катангской седловине, на территории Байкитской антеклизы (за исключением северо-восточного, окончания), в наиболее прогнутых юго-восточных участках Предпатомского регионального прогиба, а также на юго-востоке Непского свода.
Аккумуляция

Изучение пространственного сочетания очагов генерации УВ, процессов миграции и зон накопления нефти и газа является необходимой
предпосылкой наращивания УВ ресурсов изучаемого бассейна. Зона нефтегазонакопления — это группа месторождений, связанная общностью нефтегазоносных свит, сходством формы залегания слоев, приуроченностью к определенным крупным структурным или седиментационно-денудационным единицам. На территории Лено-Тунгусской НГП такие зоны единичны (Юрубчено-Тохомская, Ангаро-Ковыктинская, Ботуобинская). Большая их часть — это участки, где находятся окончания миграционных потоков углеводородов.

Зонами аккумуляции выступают в основном своды антеклиз, седловины, выступы, системы рифов, погребенные поднятия.

Генерация нафтидов в Байкало-Патомском очаге в позднерифейское время привела к образованию обширных скоплений нефти и газа на Непско-Ботуобинской антеклизе в вендских и нижнекембрийских карбонатных резервуарах.

Непско-Ботуобинская антеклиза имеет вершину — Непский свод, оценка ресурсов которого около 33 млрд т .

Выделяются 4 установленных (Ярактинская, Верхнечонская, Талакано-Чаяндинская и Ботуобинская), 3 выявленных (Тетейская, Ербогаченская и Чайкинская) и 2 намеченные зоны нефтегазонакопления (Кочемская и Гиллябкинская). К установленным отнесены зоны, в которых открыты месторождения нефти и газа, известны типы ловушек, в основном определен контур зоны. В выявленных — открыто месторождение или из скважин получены притоки нефти, газа, установлен тип ловушек, намечен структурный или литологический контур. К намеченным отнесены зоны, расположенные на окончаниях миграционных потоков углеводородов, где обозначены типы ловушек и контур зоны.

Несмотря на значительные открытия крупных месторождений УВ
ресурсная база бассейна далеко не исчерпана. Открытие новых скоплений
предполагается в еще не выявленных углеводородных системах рифея, венда
и нижнего кембрия, а также позднего палеозоя.

Таким образом, условия формирования и сохранения залежей углеводородов в вендско-нижнекембрийском комплексе Лено-Тунгусской НГП были достаточно благоприятными.

Выводы

Таким образом, при выполнении курсовой работы были созданы макеты с картой нефтегазоносности и тектонического районирования Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Кроме того, была написана глава о нефтегазоносности исследуемого района.

О нефтегазоносности и тектоническом строении провинции были сделаны следующие выводы:

Фундамент Лено-Тунгусской провинции сложен преимущественно породами архейского возраста.
Осадочный чехол представлен чередованием терригенных, карбонатных и соленосных отложений, осложненных интрузиями траппов, которые затрудняют производство геолого-геофизических исследований в перспективных районах провинции.
Отличительной особенностью строения осадочно-вулканогенного чехла Сибирской платформы являются пластовые и секущие интрузии траппов, широкое внедрение которых началось с раннекаменноугольного времени.
По вендско-нижнепалеозойским отложениям в пределах провинции выделяются следующие структурные элементы: крупнейшие положительные — Анабарская, Алданская, Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы; отрицательные — Тунгусская, Курейская, Присаяно-Енисейская синеклизы, Предпатомский региональный прогиб; промежуточная — Ангаро-Ленская ступень.
Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция приурочена к Сибирской платформе и занимает территории в Красноярском крае Иркутской области, Эвенкийском автономном округе и западной части Республики Саха.
Общая площадь провинции 2640 тыс. км2.
На территории провинции открыто более 40 месторождений и получены промышленные притоки нефти и газа более чем в 30 разрозненных скважинах, главным образом из подсолевых терригенных и карбонатных отложений.
В Лено-Тунгусской НГП выделяют Северо-Тунгусскую, Южно-Тунгусскую, Байкитскую, Катангскую, Присаяно-Енисейскую, Непско-Ботуобинскую, Ангаро-Ленскую, Западно-Вилюйскую, Предпатомскую, Сюгджарскую нефтегазоносные области.
Большой интерес в нефтегазоносном отношении представляют рифовые системы, особенно древняя, перекрытая мощными соленосными толщами, что резко улучшает условия сохранности скоплений нефти и газа.
Подавляющая часть начальных суммарных запасов приурочена к вендскому и вендско-нижнекембрийскому комплексу, где содержится около 60% извлекаемых суммарных запасов УВ провинции.
В разрезе осадочных отложений провинции выделяются три нефтегазоносных комплекса — рифейский карбонатный, вендский терригенный и кембрийский карбонатный.
Нефтегазоносны рифейские, вендские и кембрийские отложения. Продуктивные горизонты выявлены на глубинах 1,5-3,5 км. Залежи пластовые сводовые и пластовые литологически ограниченные. Рабочие дебиты скважин средние. Нефть лёгкая, сернистая, малопарафинистая. Свободные газы метановые, обычно жирные, с низким содержанием азота и углекислого газа.
Несмотря на значительные открытия крупных месторождений УВ
ресурсная база бассейна далеко не исчерпана. Открытие новых скоплений
предполагается в еще не выявленных углеводородных системах рифея, венда
и нижнего кембрия, а также позднего палеозоя.
Условия формирования и сохранения залежей углеводородов в вендско-нижнекембрийском комплексе Лено-Тунгусской НГП были достаточно благоприятными.

Список литературы

Каламкаров Л.В. Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран., г. Москва, 2005 г.
Чернов О.С. Нефтегазоносные провинции России и сопредельных территорий. Учебное пособие., г. Томск, 2008 г.
Электронный ресурс: http://www.mining-enc.ru/l/leno-tungusskaya-neftegazonosnaya-provinciya
Губина Е. А. «Прогноз венд-нижнекембрийских карбонатных коллекторов нефти и газа центральной части Непско-Ботуобинской антеклизы на основе модели их формирования»
Китаева И. А. «Типы и генезис фильтрационно-емкостного пространства пород-коллекторов нижнекембрийских карбонатных отложений юго-западного склона Непско-Ботуобинской антеклизы»
Коновальцева Е. С. «Условия формирования и закономерности распространения пород-коллекторов нижневендских нефтегазоносных отложений центральной части Непско-Ботуобинской антеклизы»
Мельников Н.В., Мельников П.Н., Смирнов Е.В. «Зоны нефтегазонакопления в районах проведения геолого-разведочных работ Лено-Тунгусской провинции»
Пайразян В.В. «Углеводородные системы (бассейны древних платформ России) »
Шемин Г.Г. «Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина) »

1 2 3 4 5 6 7