Геология / 1 курс / Общая геология / Общая геология методичка Парначев

чешуями. Земная кора бассейна имеет утонённый рифтогенный характер. Здесь открыты Мурманское и Северо-Кильдинское газовые, Штокмановское, Ледовое и Лудловское газоконденсатные месторождения. Первые два расположены по юго-западной, а остальные – по северной периферии бассейна в пределах бортовых или прибортовых зон. Продуктивными являются триасовые и юрские комплексы, нефтематеринскими – отложения пермотриаса.

Рис. 24.7. Структуры нефтяных месторождений Варандей-море (А) и Медын-море (Б) (по материалам треста СМНГ) (Шипилов, Мурзин, 2001): 1 – доманик; 2 – рифы; 3 – карбонаты; 4 – кавернозные известняки; 5 – аргиллиты; 6 – песчаники; 7 – глинистые песчаники; 8 – глинистые известняки; 9 – тектонические нарушения

Мурманское крупное газовое месторождение (рис. 24.8) приурочено к локальному структурному поднятию, сформировавшемуся над системой нарушений юго-западного борта бассейна. Месторождение имеет сложное многопластовое строение и содержит около20 продуктивных литологически экранированных пластов песчаников раннесреднетриасового возраста. Большинство залежей выклиниваются в сводовой части

221

структурного поднятия. Газ по составу метановый с низким содержанием неуглеводородных компонентов.

Штокмановское уникальное по запасам газоконденсатное месторождение расположено на прибортовой террасе в северо-западной -ок раинной части бассейна. Поисковое бурение на Штокмановской площади начато в 1988 г. и по 2006 г. пробурено 7 скважин, на забое которых вскрыты отложения верхнего триаса и средней юры. Установлена газо-

носность четырёх пластов Ю, Ю , Ю и Ю . Основные продуктивные

0 1 2 3

пласты Ю0 и Ю1 выдержаны по толщине и в среднем соответственно со-

ставляют 73.6 и 78.3 м (рис. 24.9).

Газовые залежи содержат незначительное количество конденсата.

Рис. 24.8. Строение Мурманского газового месторождения в плане (А) и разрезе (Б) (по Э.В. Шипилову и Р.Р. Мурзину, 2001):

1 – газ; 2 – песчаники; 3 – разломы; 4 – изогипсы кровли продуктивных отложений; м: 5 – скважина: числитель – номер, знаменатель – глубина кровли продуктивной толщи, м

222

Коллекторами газовых залежей являются мелкозернистые алевритистые песчаники с прослоями песчанистых алевролитов. Региональным флюидоупором для верхней залежи месторождения служат глинистые образования позднеюрско-раннемелового возраста. Строение месторождения осложнено рядом мелких нарушений.

Южно-Карский бассейн располагается на морском продолжении Западно-Сибирской палеорифтовой системы. Здесь открыты Ленинградское и Русановское газоконденсатные и Белоостровское газокон- денсатно-нефтяное месторождения, залегающие в неоком-аптских и альб-сеноманских отложениях. В пределах бассейна меловые отложения могут быть и нефтеносными, что подтверждают результаты бурения на о. Белый, где кроме газоконденсата были получены притоки нефти. Продуктивными являются и отложения юрского комплекса, в которых на прибрежно-морском Харасавейском месторождении открыта залежь газоконденсата. Считается, что материнскими породами являются юрские битуминозные глины(бажениты) и меловые угленосные отложения.

Рис. 24.9. Строение Штокмановского газоконденсатного месторождения в плане (А) и разрезе (Б) (по Э.В. Шипилову и

Р.Р. Мурзину, 2001):

1 – газ: 2 – песчаники; 3 – аргиллиты: 4 – изолинии кровли продуктивных отложений, м; 5 – скважина: числитель – номер, знаменатель

– глубина кровли продуктивной толщи, м

223

Русановское	уникальное	газоконденсатное	месторождение
(рис. 24.10) локализовано в терригенных отложениях танопчинской сви-
ты неоком-аптского	комплекса и	содержит семь пластовых	сводовых

залежей газоконденсата. Коллекторы представлены преимущественно алевритистыми песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов и характеризуются пространственной неоднородностью. Промежуточными покрышками между залежами являются аргиллиты, региональным флюидоупором служат альбские аргиллиты. Газ по составу метановый с незначительным содержанием конденсата.

Общей региональной закономерностью в размещении и строении НГБ в западной части Российской Арктики в направлениях с запада на восток и с юга на север является омоложение стратиграфического диапазона установленной продуктивности в акваториальных бассейнах при одновременной смене преобладающего состава УВ от нефти до газоконденсата. Вместе с тем, устанавливается отчётливая связь нефтегазоносности с рифтогенными системами, аналогичная той, что имеет место в Северном море, а на суше– в Западно-Сибирском и ТиманоПечорском регионах.

Рис. 24.10. Строение Русановского газоконденсатного месторождения в плане (А) и разрезе (Б) (по Э.В. Шипилову и Г.Г. Мурзину, 2001):

1 – газ; 2 – песчаники; 3 – разломы; 4 – изогипсы кровли продуктивных отложений; м: 5 – скважина: числитель – номер, знаменатель – глубина кровли продуктивной толщи, м

224

Перспективными на поиски месторождений УВ-сырья являются и более северные районы Баренцево-Карского шельфа. Здесь в Ладинском поднятии в южной части желоба Франц-Виктория выявлены прямые геохимические признаки нефтегазоносности палеозойских отложений (Шкатов и др., 2001), что обуславливает необходимость постановки специальных исследований в пределах архипелага Земля ФранцаИосифа и сопредельных акваторий.

Вопросы для самоконтроля

1.Назвать основные месторождения нефти и газа Арктического шельфа России.

2.Указать стратиграфические уровни локализации нефтегазовых месторождений на шельфе Арктических морей России.

225

ГЛАВА 25. ПРОБЛЕМЫ ПАЛЕОЗОЙСКОЙ НЕФТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

В пределах Западной Сибири и, в частности, Томской области известны месторождения нефти в палеозойских органогенно-обломочных и брекчированных (трещиноватых) известняках на Солоновском, Мыльджинском, Лугинецком, Арчинском, Останинском и Чкаловском, Северо-Калиновом, Калиновом, Герасимовском и Нижнетабаганском месторождениях, в доломитах – на Северо-Останинском и Урманском нефтяных месторождениях и газоконденсатном Чкаловском месторождениях, в органогенных силицилитах– на Герасимовском и СевероОстанинском месторождениях, в переслаивающихся органогенных силицилитах, аргиллитах и известняках – на Северо-Калиновом и Герасимовском месторождениях

Проведённые В.И. Красновым и Л.Г. Перегоедовым (2007) обоб-
щения указывают на широкий возрастной и стратиграфический диапа-
зон распространения промышленных залежей УВ в палеозойских тол-
щах Западной Сибири , ив частности, в её юго-восточной части в
Нюрольском	и	Варьеганском	структурно-фациальных	районах
(рис. 25.1).
Наиболее древними, вмещающими промышленные скопления неф-
ти и газа, являются силурийские отложения на Северо-Останинской				и

Малоичской площадях. Северо-Останинская газонефтяная залежь приурочена к структурно-тектоническому блоку в зоне сочленения - Ню рольского грабена и Пудинского мегавала. Породы, из которых получе-

ны притоки, представлены		доломитизированными		известняками и
доломитами с органогенной и органогенно-обломочной структурой. Из
скважин 5 и 7 получены		притоки нефти(до	33 м3/сут) и газа (до
224 тыс. м3/сут). Нефти	Северо-Останинского		месторождения лёгкие,
содержание асфальтенов	и	смол низкое, концентрация		парафина 8.6–
13.0%.

В нижнедевонских толщах выявлена нефтяная залежь на Солоновской площади. Здесь из глинистых известняков армичевской свиты в скважине 42 получены притоки нефти(до 51.0 м3/сут) и газа (до 4.1 тыс. м3/сут). На Южно-Тамбаевской площади из верхнеэмских -из

226

вестняков надеждинской свиты дебит нефти достигал61.6 м3/сут, а газа – 62.2 тыс. м3/сут.

В средневерхнедевонских глинистых и доломитизированных известняках чузикской свиты, содержащих прослои песчаников и аргиллитов, на Чкаловской площади в скважине2 дебит газа достигал 85.8 тыс. м3/сут. Эти отложения нефтегазоносны и в пределах ВерхнеКомбарского выступа. Нефтегазоносными являются среднедевонские биоморфные известняки герасимовской свиты на Арчинском выступе, где скважинами 40 и 41 вскрыты газоконденсатные и нефтяные залежи с дебитом нефти до 19.2 м3/сут и газа до 23.5 тыс. м3/сут и газоконденсата до 506 тыс. м3/сут. В этой же свите скважиной Северо-Калиновая- 26 вскрыта нефтяная залежь с газовой шапкой. Они приурочены к выступу, сводовая часть которого сложена органогенными известняками и кремнисто-глинистыми отложениями верхнедевонской чагинской свиты, заполненной на Северо-Калиновом месторождении практически на всю мощность углеводородами с дебитами нефти до123.5 м3/сут и газа – до 26.2 тыс. м3/сут. Нефть лёгкая, содержание смол 1.7–9.0%, ас-

фальтенов – 0.15–3.35%, парафина – 1.7–5.8%.

Рис. 25.1. Распределение нефтегазопроявлений в литостратиграфических подразделениях палеозоя, выходящих на эрозионно-тектоническую поверхность Нюрольской структурно-фациальной зоны

(по В.И. Краснову и Л.Г. Перегоедову, 2007):

1 – нефть, 2 – газ, 3 – газоконденсат, 4 – границы литофаций; комплексы осадков: омш – мелководного шельфа, кос – склона, б – глубоководные осадки

227

Фран-фаменские известняки лугинецкой свиты продуктивны на Урманском и Нижнее-Табаганском выступах. Урманский выступ сложен доломитизированными, кавернозными органогенными и органо- генно-обломочными известняками с залежами бокситов в карстовых углублениях. Из скважины 11 здесь получено нефти 129.6 м3/сут и газа 33 тыс. м3/сут. На Нижне-Табаганском выступе нефтяная залежь находится в органогенно-обломочных известняках лугинецкой свиты, из которой получены притоки нефти до11.3 м3/сут и газа– до 41.0 тыс. м3/сут. Здесь же в скважине3 из доломитизированных известняков среднедевонской герасимовской свиты получен пульсирующий приток нефти с дебитом до 150 м3/сут и газа – до 100 тыс. м3/сут, а из скважины 281 – конденсат с дебитом 44.6 м3/сут и газ – 31 тыс. м3/сут.

Рис. 25.2. Положение нефтегазовых месторождений в палеозойских отложениях Нюрольской рифтовой зоны (по В.А. Бененсон и др., 2001):

1 – границы распространения доюрских пород на дневной поверхности, 2 – выявленные (а) и предполагаемые (б) разломные нарушения; 3 – палеорифтовые зоны; 4 – нефтегазовые месторождения в палеозойских отложениях; 5 – местоположение Еллей-Игайского участка развития рифовых ловушек. Палеорифтовые зоны: I – Омская, II – Тарско-Муромцевская, III – Нюрльская, IV – Колтогорская, V – Усть-Тымская, VI – Тымская, VII – Касско-Дубчесская

228

Нефтегазоносными являются и каменноугольные отложения кехорегской свиты. Промышленные залежи УВ известны на Останинской площади, где из скважины 438 и 425 получены, соответственно, притоки нефти до 72 м3/сут и газа до 63.0 тыс. м3/сут. В этой же свите на Герасимовской площади в скважине8 дебит нефти достигал 142.1 м3/сут, газа – 97.0 тыс. м3/сут, а из скважины 4 получен газоконденсат с дебитом 130.0 м3/сут.

Вбортовой зоне Нюрольского палеорифта на Лавровском выступе

впределах Еллей-Игайской площади из девонских терригенных извест-

няков в скважине -П2 также получены притоки нефти, газа и воды

(рис. 25.2).

Анализ сейсмических материалов по данной площади показал наличие в разрезе доюрских отложений девяти(нумерация сверху вниз) квазисинхронных сейсмостратиграфических комплексов (Бененсон, Карапузов, Косова, 2001).

Рис. 25.3. Глубинный сейсмический разрез и его геологическая интерпретации по профилю МОГТ-19-91 Еллей-Игайской площади

(по В.А. Бененсон и др., 2001):

1 – отражающие горизонты; 2 – биогермные постройки; 3–5 – сейсмофации: 3 – биогермные; 4 – внутририфовой лагуны; 5 – межрифовые терригенные известняки; 6 – притоки нефти (а) и газа (б)

229

Верхние (6–9) комплексы интерпретируются в качестве покровных сравнительно выдержанных по мощности отложений. Комплексы 6–8 сложены органогенными и доломитизированными известняками позд- него-среднего девона. Комплексы 3–5 отличаются чётко выраженными поверхностями несогласия в пограничных участках, что подтверждается заметными колебаниями их мощностей(рис. 25.3). Комплекс 5 сложен биодетритусовыми амфипоровыми и доломитизированными известняками. В его подошве залегают базальные конгломераты, фиксирующие перерыв в осадконакоплении на границе с подстилающим комплексом 6. Сокращение мощности комплекса 4 происходит как за счёт стратиграфического срезания верхних его подразделений, так и подошвенного прилегания нижних сейсмических фаз. В самом комплексе преобладают биодетритовые известняки с девонскими фораминиферами.

Наибольший интерес представляет комплекс3. Он отличается выпуклообразной кровлей, субгоризонтальной подошвой и сложен глинистыми биодетритусовыми известняками в верхней части и органогенными – в нижней, что позволяет с учётом особенностей рисунка сейсмической записи выделить рифовые и межрифовые сейсмофации. Биогермная сейсмофация характеризуется бугристыми внешними контурами и слабоинтенсивными хаотическими отражениями внутри контура (рис. 25.3). Сейсмофация внутририфовой лагуны отличается внешними контурами, интенсивно прерывистыми отражениями при общей тенденции к субгоризонтальному простиранию(рис. 25.3). Сейсмофация межрифовых терригенных известняков характеризуется прогнутыми внешними контурами, более интенсивными и выдержанными гори-

зонтами и сокращением мощности по сравнению с синхронной биогермной сейсмофацией. Выделенные 3–5 комплексы по результатам изучения органических остатков(Юферов, Богуш, Дубатолов и др., 1981, 1984) датируются раннесреднедевонским возрастом.

Комплексы 1 и 2 прослеживаются менее уверенно и условно датируются силуром.

Полученные материалы позволили создать геологическую модель месторождения, включающую два биогермных тела(рис. 25.4). Западное карбонатное тело представляет собой столбчатую постройку овальной формы, а восточное, имеющее в плане изометрично-округлую форму, окаймляет лагунную фацию, сформировавшуюся на цоколе карбонатной постройки. Выделенные биогермные постройки отражаются в структуре перекрывающих комплексов. В скважине П-2, пробуренной вблизи западного рифа и вскрывшей межрифовую фацию, получен приток нефти, газа и воды. В.А. Бененсоном и др. (2001) рекомендуется

230