Развитие и характеристики бассейна.

Нефтегазоносный

бассейн»

Выполнила:

Студентка 4 курса

Группы

Баранчук Ксения

Москва

Стратиграфия. Тектоника.

Западно-сибирский нефтегазоносный бассейн является одним из крупнейших нефтегазоносных бассейнов мира. Он распологается в пределах Западно-сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев. Имеет площадь около 3,5 млн. км2.

В отношении тектоники Западно-сибирский бассейн. расположен в пределах Западно-сибирской плиты и ограничен на западе - герцинскими сооружениями Урала, на востоке - выступами древнего (байкальского) фундамента Сибирской платформы, на юге - каледонскими и герцинскими структурами Казахского, Алтайского, Томь-Колыванского, Алатауского и Западно-Саянского складчатых сооружений. Все перечисленные сооружения имеют погребённое продолжение под осадочным чехлом плиты.

Территория бассейна сложена терригенными отложениями юрского, мелового, палеогенового и, в меньшей степени, неогенового возраста. Более древние отложения (триас и палеозой) развиты лишь во впадинах, осложняющих фундамент. Нижне- и среднеюрские отложения представлены континентальными песчано-глинистыми породами с максимальной мощностью на севере бассейна (1000 м), но в основном их мощность составляет 200-600 м. Верхнеюрские и нижнемеловые (валанжинские) породы сложены аргиллитами и песчаниками. Их мощность редко превышает 300 и 500 м соответственно. Остальная часть разреза раннемелового возраста сложена лагунными и морскими глинисто-песчаными породами мощностью от 600 м (в центральной части бассейна) до 1000 м (на севере). Отложения верхнего мела, палеоцена и эоцена представлены морскими, в меньшей степени континентальными глинистыми и песчаниковыми породами, мощностью от 800 до 1600 м. Олигоцен, имеющий мощность не свыше 700 м, выражен континентальными песками и глинами. Максимальная мощность (более 5 км) осадочных отложений известна в северной части бассейна.

В осадочной толще отмечается ряд крупных поднятий (сводов и мегавалов), впадин и прогибов. В центральной части бассейна выделяются своды - Сургутский, Нижневартовский, Александровский, Каймысовский, Средневасюганский, Сенькино-Сильгинский и Пудинский; на западе - Северо-Сосьвинский, Красноленинский и Ляминский; на севере - мегавалы: Медвежье-Ямальский, Уренгойский, Мессояхско-Рассохинский, Тазовский, Юбилейно-Варьеганский и др. Глубина залегания фундамента на месте сводов изменяется от 1500 до 4000 м. Сами своды разделены впадинами и прогибами, из которых наиболее крупными являются Надымская и Ханты-Мансийская впадины, отделяющие западную группу сводов от центральной, и Усть-Енисейская, расположенная на северо-востоке бассейна.

На крупных поднятиях и впадинах развиты локальные поднятия, среди которых имеются крупные (40 Х 20 км), средние (15 Х 10 км) и мелкие (3 Х 5 км). Свыше 100 локальных поднятий оказались нефтеносными или газоносными.

 

Развитие и характеристики бассейна.

В формировании Западно-Сибирского мегабассейна выделяется три стадии: ранне-плитная, плитная и стадия тектонической активизации, связанная с раскрытием в кайнозое Арктического океана.

Нижне-среднеюрские отложения формировались в раннеплитную стадию, отвечающую среднему – позднему триасу, ранней и средней юре (62 млн. лет), когда шло интенсивное прогибание земной коры, денудация верх-непалеозойского горно-складчатого сводового поднятия и образование Западно-Сибирского мегабассейна в современных размерах. Заполнение бассейна осадками шло с севера на юг,в основном, по рифтовым долинам на фоне эвстатических колебаний уровня Мирового океана и высокой интенсивности тектонического режима погружения земной коры. Вo время трансгрессий отлагались преимущественно глинистые толщи, в время регрессий – песчано – алевритовые. Первые служат экранами и одновременно нефтематеринскими породами, вторые – резервуарами нефти и газа.

На раннеплитной стадии сформировалось пять нефтегазоносных комплексов, каждый из которых состоит из резервуара и покрышки. В нижней юре выделены зимний, шараповский и надояхский резервуары, перекрытые левинским, китербютским и лайдинским экранами соответственно. Они объединены в зимний, шараповский и надояхский нефтегазоносные комплексы. В средней юре установлены вымский и малышевский резервуары, перекрытые леонтьевским и нижневасюганским экранами, объединенные в вымский и малышевский нефтегазоносные комплексы.

Указанные комплексы, по данным глубокого бурения, сейсмическим и каротажным данным, уверенно прослеживаются по всей территории бассейна. При этом на севере они представлены в морских фациях (Ямало-Гыданская фациальная область), а на юге бассейна – преимущественно в континентальных (Обь-Иртышская фациальная область). В широтном течении р. Оби, в пределах земель севера Томской области, Ханты-Мансийского округа и южных районов Ямало-Ненецкого округа, выделяется Обь-Тазовская фациальная область, где отложения нижней и средней юры слагаются переходными фациями от континентальных к морским. По фациальному составу осадков, разнообразию ловушек, геохимическим и глубинным факторам область представляется наиболее перспективной для поисков крупных высокодебитных залежей нефти и газа.

Структурные зоны фундамента особенно большое воздействие оказали на фациальный состав и мощность осадков нижне-среднеюрских отложений. Продвижение бассейна и заполнение его осадками происходило по рифтовым желобам и прогибам. Межрифтовые и другого типа поднятия фундамента на раннеплитной стадии представляли собой подводные и надводные возвышенные зоны, в пределах которых отложения нижней и средней юры, особенно нижней юры, формировались в сложных фациальных обстановках. В этих зонах они характеризуются сокращенной мощностью и ухудшенными коллекторскими и экранирующими свойствами пород. По этой причине, и из-за необходимости быстрого освоения уже открытых на сводовых поднятиях в верхней юре и в меловых отложениях крупных и гигантских месторождений нефти и газа, изучению нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений не уделялось должного внимания. Они были выделены в тюменскую свиту с низкими прогнозными ресурсами. Исследования, выполненные в последние годы, показали, что благоприятными зонами для формирования крупных залежей нефти и газа в отложениях нижней, средней юры являются рифтогенные желоба, прогибы и впадины. Но структурные элементы этого типа слабо изучены сейсмическими методами и глубоким бурением. В прогибах и впадинах увеличивается мощность экранирующих толщ и резервуаров, состав осадков становится более морским.

Глинистые толщи (экраны) по термической зрелости и общему содержанию органического вещества (ОВ), в частности битуминозной составляющей, являются нефтегазо-производящими. Толщи, разделяющие глинистые экраны, особенно нижнеюрские, обладают хорошими коллекторскими свойствами, так как они образовались за счет денудации расположенных вблизи выступов доюрского фундамента. Широкое развитие в пределах последних гранитных массивов и кислых магматических комплексов благоприятно отразилось на формировании песчаных коллекторов. Хорошие коллектора имеются в шараповском и надояхском горизонтах, а на севере и в зимнем. Разделяющие их левинская, китербютская и лайдинская глинистые толщи являются нефтематеринскими, особенно китербютская (тогурская). В последней содержится до 20% сапропелевого и гумусового органического вещества.

В целом резервуары нижне-среднеюрских отложений характеризуются средней пористостью до 20-30%, проницаемостью по отдельным пластам на месторождениях до 1-1.5 Дарси. Экранирующие горизонты имеют мощность до 50-60 м. Содержание сапропелевого и гумусового вещества в них достигает 5 –10%.

Развитие на площадях более 1,5 млн.км² морских, прибрежно-морских отложений, богатых органическим веществом и достаточным катагенезом органического вещества, определяют высокий углеводородный потенциал нижне-среднеюрских отложений Западно-Сибирского бассейна.

Отложения нижней-средней юры содержат 21% извлекаемых ресурсов нефти, 17% свободного газа и 35% конденсата Западно-Сибирской провинции.

Клиноформный комплекс неокома формировался в собственно плитную стадию развития Западно-Сибирского бассейна. На этой стадии происходило дальнейшее унаследованное общее прогибание земной коры и формирование осадочного бассейна с существенно морским режимом осадконакопления. На крупных, главным образом межрифтовых, сводовых поднятиях в этот период в верхней юре и мелу были сформированы основные нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирской провинций, приуроченные к ловушкам антиклинального типа.

В меловых отложениях сосредоточены главные запасы нефти и газа. Из верхней части неокомского комплекса уже добыто 6 млрд, тонн нефти, или 90% общей добытой нефти, из аптсеноманского – более 6 трл. м³ газа. Фонд благоприятных антиклинальных ловушек в отложениях верхней юры и мела в значительной мере уже исчерпан. Все большее значение приобретают неантиклинальные ловушки. Именно в клиноформных отложениях, в частности песчаниках ачимовской пачки, сделаны в последние годы главные открытия.

Нижняя часть неокомского комплекса имеет сложное клиноформное строение и представлена геологическими телами в виде плоских линз, последовательно налегающих друг на друга, с наклоном на запад к центру бассейна на востоке плиты и наклоном на восток к центру бассейна на западе. Они образовались за счет периодического сноса больших песчано-алеврито-глинистых масс с Сибирской платформы и юго-восточного горного обрамления и Урала. Образуя латеральный ряд геологических тел бокового заполнения, они пульсационно заполняли «голодный» бассейн Баженовского моря, имевшего некомпенсированный режим седиментации. Баженовская высокобитуминозная свита подстилает неокомский комплекс. Непосредственно прилегающие к ее кровле песчаники и крупнозернистые алевролиты клиноформ неокома, в частности ачимовской пачки, были теми коллекторами, которые первыми насыщались углеводородными флюидами, эмигрировавшими из баженовской нефтематеринской толщи. Высокая нефтегазоносность клиноформного комплекса подтверждается открытием крупнейших месторождений.

Геологические ресурсы нефти и газа в этой же зоне оцениваются в несколько миллиардов тонн нефти и до десяти триллионов м³ газа и газоконденсата. По Колтогорско-Уренгойскому желобу эта зона через земли Ханты-Мансийского национального округа продолжается далеко на юг. В клиноформных пластах неокома Томской области также открыты месторождения нефти и конденсата (Гураринское, Мыльджинское).

Несмотря на уже доказанные реальные перспективы обнаружения крупнейших месторождений, ачимовская пачка, как и весь клиноформный комплекс, который полосами шириной 25-30 км простирается меридионально на сотни километров и распространен на площади более 1.5 млн км², изучена слабо. Многие главные параметры этих отложений (границы клиноформ, их общее количество, закономерности размещения в них продуктивных песчаных пластов и глинистых экранов) невыяснены. Бурением, в том числе ГНБ, предполагается уточнить их структуру. Продуктивные горизонты приурочены к отложениям юры, неокома и сеномана (мел). B cpеднем течении pеки Oбь выявлены залежи сухого газа (сеноман), газоконденсатные, газонефтяные и нефтяные залежи (неоком и юра). B Tомской и Hовосибирской обл. установлены залежи нефти в палеозойских отложениях. Продуктивные горизонты на глубине от 0,7 до 4 км. Залежи пластовые, сводовые, литологически ограниченные и массивные. Pабочие дебиты нефтяных и газовых скважин высокие. Hефти в основном cpедней плотности, малосернистые, малосмолистые c невысоким содержанием парафинов. Cвободные газы верхнемеловых отложений (сеномана) метановые сухие c низким содержанием азота и углекислого газа. Cодержание конденсата до 1 см³/ м³. Kонденсат тяжёлый, нефтенового типа. Cодержание конденсата в залежах газа неокома в cp. 150 см³/ м³, достигает 800 см³/ м³. Kонденсат лёгкий, парафинового типа.

Месторождения.

В настоящее время в отложениях нижней-средней юры открыто 150 месторождений. Из них; в малышевском резервуаре более 100 залежей, в том числе крупные – Федоровское и Тайлаковское, в вымском – 7 нефтяных и газоконденсатных залежей, в надояхском -10 залежей, в том числе Талинское месторождение с запасами более 800 млн.тонн, в шараповском 8 залежей, в том числе газоконденсатное – Новопортовское, в зимнем (Обь-Тазовская фациальная область) на глубине 3950м открыта залежь Западно-Новогодняя с дебитом 20 м в сутки.

Согласно составленным картам перспектив нефтегазоносности нижней и средней юры Западной Сибири, земли с высокими перспективами охватывают южные зоны Ямало-Гыданской области и север Обь-Тазовской. Большие площади отнесены к перспективным. Оценки ресурсов углеводородов по отдельным районам Томской области и Ямало-Ненецкому округу, показали, что плотность геологических запасов в нижне-среднеюрских отложениях достигает 200 тыс. т/км².

Нефтегазоносные комплексы нижне-среднеюрских отложений представляются весьма перспективными для поиска и открытия высокодебитных крупных месторождений нефти и газа, главным образом, в ловушках неантиклинального типа.

На восточном склоне Большого Уренгоя, в пределах Уренгойского надрифтового желоба открыта Восточно-Уренгойская зона высокопродуктивных песчаников ачимовской пачки. Прослежена она более чем на 125 км, при ширине до 25 км. Характерно, что залежи нефти и газоконденсата не связаны с антиклинальными структурами, которых здесь выявлено около 10.

В ачимовских песчаниках в Среднем Приобье открыто Приобское месторождение с запасами, исчисляемыми миллиардами тонн нефти.