ВКР - ремонт нефтепровода Шаим-Тюмень. ВКР - ремонт Шаим-Тюмень - откорректирован. Ремонт подводного перехода магистрального нефтепровода ШаимТюмень через р. Леушинка
 Скачать 1.87 Mb.
|
Запасы нефти, газа и конденсатаНа западе Западной Сибири, в Шаимском нефтегазоносном районе (НГР) и прилегающих площадях, основные залежи углеводородов выявлены в юрских отложениях (от нижне до верхнеюрских), в связи с чем в течение 50-ти лет геологоразведочные работы традиционно были направлены на по- иск и разведку новых залежей именно в этом стратиграфическом интервале. Однако, в настоящее время уже ощущается дефицит нефтеперспективных объектов юрского возраста, что с неизбежностью ставит вопрос об ориентации нефтеразведки на другие геологические образования этой территории, в том числе более молодые, неокомские. Если рассматривать в целом Западно-Сибирскую нефтегазоносную мегапровинцию, то здесь основным промышленно-перспективным объектом является неокомский нефтегазоносный комплекс (ННК), отложе- ния которого, особенно в центральной части провинции, характеризуются значительной концентрацией начальных потенциальных и выявленных ресурсов угле- водородов. К ним приурочены наиболее крупные и высокодебитные скопления нефти, являющиеся в настоя- щее время главным объектом добычи в регионе. Нижнемеловой неокомский интервал верхнеплитного этажа осадочного бассейна Западной Сибири представляет большой экономический интерес. ННК обладает уникальным для Запад- ной Сибири геологическим строением и для не- го в последнее время созданы детальные геолого-геофизические модели-образы, базирующиеся на понятии о клиноформном залегании продуктивных горизонтов. В рамках клиноформной модели принято, что разрез неокома Западной Сибири представляет собой латеральный ряд полого налегающих друг на друга клиноформных тел, возраст которых омолаживается от области питания к центру бассейна [8, 9, 12, 24, 26, 27]. При углах падения 1–3 и менее по отношению к выдержанным субгоризонтальным региональным сейсмогоризонтам Б и М, ННК имеет отчетливо выраженную косослоистую клиноформную текстуру. Глубины залегания преимущественно алевритопесчаных отложений ННК составляют 1.5–3 км, толщина – 100– 900 м, песчанистость – 10–50%. Такое строение обусловлено некомпенсирован- ным осадконакоплением, значительной площадью бассейна седиментации, наличием стабильной области питания и эвстатическими колебания- ми уровня Мирового океана. Нижнемеловые резервуары по направлению от периферии к центру бассейна перекрываются более молодыми по возрасту толщами; границами разделов резервуаров служат трансгрессивные глинистые пачки, регионально отлагающиеся в меридиональном направлении, конформно береговым линиям на время накопления того или иного резервуара [27]. История изучения ННК и эволюция взглядов на условия его формирования освещены в ряде обобщающих работ [11, 12, 17, 26, 40]. Ранее для территории Шаимского района принималась плоскоараллельная модель залегания и развития неокома с незначительной нефтеперспективностью или отсутствием таковой [7, 39 и др.]. Вместе с тем, высокая степень геологогеофизической изученности территории, достигну- тая к настоящему времени, результаты сейсморазведочных работ 2Д и 3Д методом ОГТ по прослеживанию и картированию разноранговых геологических тел, применение новых высокотехнологичных методов исследований позволяют предложить новую сейсмогеологическую модель нижнемеловых отложений для данной территории на качественно другом уровне.  Рисунок 1.2 - Схемы районирования нижнемеловых отложений Западно-Сибирского осадочного мегабассейна с вы- делением структурно-фациальных районов (слева) и верхнеюрско-нижнемеловых отложений запада Западной Сибири по типам разрезов (справа) (по [21 с изменениями]). 1 – границы ХМАО, 2 – границы нефтегазоносных областей (НГО), 3 – границы нефтегазоносных районов (НГР), 4 – границы лицензионных участков, 5 – контуры месторождений, 6 – границы распространения типов и подтипов разре- зов. НГО: I – Приуральская, II – Восточно-Уральская, III – Красноленинская. НГР (цифры в кружочках): 1 – Шаимский, 2 – Березовский, 3 – Восточно-Уральский, 4 – Иусский; 5 – Карабашский, 6 – Красноленинский, 7 – Сергинский. Квадра- том выделен Урайский регион. В последнее время территория Шаимского НГР с прилегающими площадями соседних нефтегазоносных районов обозначается рабочим термином “Урайский регион” (рис. 1), который мы используем в настоящем сообщении. В Шаимском НГР и на прилегающих площадях Иусского НГР – на юге, Восточно-Уральского – на западе, Березовского и Сергинского НГР – на севере в настоящее время перспективы интервала ННК не вполне ясны, так как он мало изучен с точки зрения формирования возможных нефтеперспективных объектов. Однако на юго-востоке Урайского региона, в пределах восточной части Карабашского НГР, нефтегазоносность этого интервала подтверждена открытием залежи нефти на Восточно- Шебурской площади, где в скважине № 29 из интервала 2102–2117 м (а.о. – 2008–2023 м), в нижней части фроловской свиты, в ачимовской пачке АС6, по- лучен приток нефти. Анализ новых сейсмических материалов показал, что этот песчаный пласт приурочен к наиболее глубокой части позднеюрско- нижнемелового морского бассейна и расположен вблизи его осевой линии. Результаты сейсморазве дочных работ последних лет позволяют рассмотреть возможность развития аналогичных перспективных толщ на других площадях Урайского региона.  Рисунок 1.3 - Типы разрезов неокомских отложений и индексация нефтяных пластов Западной Сибири. 1 – типы разрезов и индексы пластов (1 – Ямальский, ТП, БЯ; 2 – Гыданский, ТП, БГ; 3 – Усть-Енисейский, МХ, СД, НХ; 4 – Надымский, АН, БН; 5 – Уренгойский, АУ, БУ; 6 – Пурпейский, АП, БП; 7 – Тазовский, АТ, БТ; 8 – Сургутский, АС, БС; 9 – Нижневартовский, АВ, БВ; 10 – Пайдугинский и Александровский, Б, БП, БА; 11 – район отсутствия пластов); 2 – бровки неокомских палеошельфов; 3 – стратотипы по пластам неокомских отложений Западной Сибири (по [27 с изменениями]). Прямоугольником выделен Урайский регион |