Перспективы нефтегазоносности и результаты ГРР. Рубрика в журнале - Геология нефти и газа
Статья научная
Рассмотрены новые или недостаточно освещенные аспекты геологического строения акчагыльско-апшеронских отложений Северного Каспия с использованием большого объема сейсмических и геологических материалов. На этой основе существенно уточнены представления об особенностях их строения, формирования и газоносности. Построены уточненные палеогеографические схемы, показывающие, что акчагыльский и апшеронский водоемы вместе с Южным Каспием представляли собой внутренние моря-озера, размеры которых превышали современный Каспий. В Северном Каспии границы водоемов контролировались предплиоценовыми эрозионными уступами. Установлено, что по периферии бассейнов шельфы сложены мелководными терригенными отложениями клиноформного строения. В акчагыльское время шельфы занимали около половины площади бассейна, а в центральных частях на глубине 300-400 м они представлены депрессионными глинисто-углеродистыми газоматеринскими породами. В апшеронское время почти весь бассейн был компенсирован терригенными клиноформами, за исключением узкого центрального желоба. Приведены сейсмостратиграфические разрезы с клиноформными шельфовыми и депрессионными некомпенсированными отложениями. Ранее проведенными работами в Северном Прикаспии в акчагыльско-апшеронских отложениях выявлены многочисленные проявления горючего газа, часто с промышленными дебитами. Однако значительных запасов газа выявить не удалось из-за неясности структурного плана, и общая оценка ресурсов газа Северного Каспия была скромной - около 50 млрд м3. Выявленные особенности рассматриваемых отложений позволяют на порядок увеличить ресурсы. Залежи газа прогнозируются в неструктурных ловушках, сложенных песками клиноформ в основном апшеронского возраста. Кроме того, источником газа являются депрессионные акчагыльские и апшеронские глины с содержанием органического вещества до 1,5 %. Апшеронские пески являются отличными коллекторами. Показано, что для поиска месторождений газа в неструктурных ловушках Северного Каспия следует использовать современную сейсморазведку с выделением по ее материалам «ярких пятен», которые с достаточной уверенностью можно связывать с залежами УВ
Бесплатно
Статья научная
Рассмотрены актуальные вопросы стратиграфии, корреляции и структурно-фациального районирования берриас-аптских отложений северо-восточных районов Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Исходя из модели клиноформного строения неокома Западной Сибири, даны рекомендации по уточнению структурно-фациального районирования и стратиграфической схемы Енисей-Хатангского района. В основе структурно-фациального районирования берриас-аптских отложений Западной Сибири лежит выделение типов разрезов. В связи с этим границу подрайонов Енисей-Хатангского района предложено проводить по линии перехода мелководных горизонтально-слоистых нижнемеловых отложений в клиноформные. Представлена новая стратиграфическая схема берриас-аптских отложений Енисей-Хатангского района, которая отличается от схемы, принятой Межведомственным стратиграфическим комитетом в 2005 г., с уточненным положением границ нижнемеловых свит и более дробным расчленением разреза. На схему добавлены региональные пачки глин, в малохетской и байкаловской свитах выделены отдельные пласты или их группы. Кроме того, как и на стратиграфических схемах берриас-аптских отложений внутренних районов Западно-Сибирского бассейна, на предлагаемой схеме показаны подачимовская, ачимовская и надачимовская толщи
Бесплатно
Геодинамическая обстановка и прогноз нефтегазоносности Евлах-Агджебединского района (Азербайджан)
Статья научная
В статье охарактеризована геодинамическая обстановка догерцинского, герцинского и альпийского этапов, сыгравших главную роль при формировании складчатых мезозой-кайнозойских структур в окрестностях Евлах-Агджебединского нефтегазоносного района. Анализируя структурно-тектонические особенности, выявленные по материалам геолого-геофизических 3D-моделей и глубинных разрезов, региональных профилей разного направления, авторы статьи предполагают, что проявление геодинамической обстановки, установленной по геолого-геофизическим материалам в исследуемом регионе, охватывает следующие стратиграфические интервалы: пермь - триас (фундамент), юра - мел - палеоген, майкоп - миоцен, плиоцен - четвертичный. За счет выделения этих интервалов можно прогнозировать перспективы нефтегазоносности провинций. Наряду с этим, при тектоническом районировании окрестности Евлах-Агджебединского бассейна необходимо учесть результаты визуализации 3D-моделей и провести параметрическое бурение в пределах карбонатных отложений для уточнения ее состава и нефтегазоносности
Бесплатно
Статья научная
Статья посвящена комплексному изучению геодинамических факторов, оказывающих влияние на размещение структурных форм в осадочном чехле, которые отображаются в магнитном, гравитационном и сейсмическом полях. В исходных данных приводится местоположение Верхнепечорской впадины, ее тектоническое строение, границы. Целью статьи является установление геодинамических зависимостей размещения нефтегазоперспективных структурных форм в доманиково-турнейском карбонатном комплексе Верхнепечорской впадины Предуральского краевого прогиба. По трем критериям обоснована перспективность исследуемой территории Верхнепечорской впадины на нефть и газ. На основании анализа геолого-геофизических материалов установлено, что в результате тектонических движений и при различной дислоцированности впадины проявляется унаследованность локальных структур от форм рельефа кристаллического фундамента. Исходя из этого, в структурном плане по верхнедевонским отложениям выделены литолого-фациальные зоны, отражающие последовательность формирования одиночных, барьерных рифов, карбонатных банок и доманикитов. По результатам анализа геохимических данных установлено, что большая часть Верхнепечорской впадины характеризуется стадиями катагенеза МК4-МК5. В ходе работы с геофизическими материалами проведено общее сопоставление структурно-тектонических форм изучаемой территории Верхнепечорской впадины с геологической поверхностью фундамента, магнитным и гравитационным полями. Для более детального анализа было проведено геоплотностное моделирование с применением методики построения плотностных моделей для сложнопостроенных и слабоизученных сред с использованием программных продуктов PlayGround, EvDynInversion, GeoVip, Surfer. Построены три геоплотностные модели, которые отражают строение литолого-фациальных зон и размещение предполагаемых объектов в зависимости от блоковой тектоники
Бесплатно
Статья научная
Вопрос о промышленной нефтегазоносности нижне-среднекембрийских отложений Бахтинского мегавыступа и граничащих с ним территорий все еще является актуальным. В 1980-х гг. в процессе геолого-разведочных работ на нефть и газ на ряде площадей, где проводилось параметрическое и поисковое бурение, были получены притоки нефти и газоконденсата с промышленными дебитами из усольского, чарского, наманского и зеледеевского горизонтов. С тех пор, в течение 30 лет, поисковые работы на этой территории не ведутся. Адекватной оценки углеводородного потенциала как отдельных ловушек с залежами нефти и газа в кембрийских отложениях, так и территории в целом пока не существует в силу неопределенности представлений о его геологическом строении. В статье на основе комплексного моделирования геологического строения нижне-среднекембрийских отложений Бахтинского мегавыступа и смежных районов Курейской синеклизы и Байкитской антеклизы рассмотрены вопросы структурно-тектонического районирования территории по кровле усольского горизонта и подошве летнинской свиты среднего кембрия, проведен анализ соленасыщения определенных стратиграфических подразделений, а также пространственного положения бельского силла относительно кровли усольского горизонта. Предложена модель строения и дана датировка возраста предпоздневендских выступов фундамента рассматриваемой территории. По результатам обобщения полученных данных выявлены прогнозируемые зоны нефтегазонакопления в кембрийских отложениях, которые необходимо доизучить комплексом геолого-геофизических методов и определить достоверную количественную оценку ресурсного потенциала
Бесплатно
Статья научная
Текущее состояние разработки месторождений сеноманского газа на территории Западной Сибири свидетельствует о необходимости восполнения и приращения запасов углеводородов, в том числе за счет коллекторов надсеноманской части разреза, с которыми связаны нередкие проявления и притоки газа. Перспективные отложения березовской свиты залегают на 100-150 м выше кровли сеноманских отложений и широко распространены в Западной Сибири. Актуальность исследований связана с тем, что испытания березовской свиты на месторождении подтвердили промышленную продуктивность пласта ВБ1. В статье обобщены результаты геологического изучения пласта ВБ1 березовской свиты кампанского возраста на примере одного из месторождений Западной Сибири. Продуктивный пласт ВБ1 на изученном месторождении сформировался в условиях развития глобальной надсеноманской трансгрессии и отражает локальный эпизод регрессии в среднем кампане. В результате комплексного анализа геолого-геофизических данных (сейсморазведка, каротаж, данные по керну) определены обстановки седиментации. Отложения пласта на изученном месторождении сформировались в мелководно-морских условиях. Породы представлены преимущественно алевролитами мелко-крупнозернистыми, глинистыми алевролитами и являются продуктами эрозии слабосцементированных осадков нижележащих отложений. Удаленность от источника сноса предопределила тонкозернистый состав. Проведенный анализ геолого-геофизических данных позволил выявить закономерности пространственного распределения перспективных газоносных отложений пласта ВБ1
Бесплатно
Статья научная
Хатангско-Ленский регион, давно привлекающий внимание исследователей, в последние годы стал ареной интенсивного геолого-геофизического изучения как на суше, так и на море. Запущены поисковые проекты крупнейших нефтегазовых компаний страны: ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «Сургутнефтегаз», ПАО «НК «Роснефть» и АО «РНГ». В статье рассмотрены особенности геологического строения и перспективы нефтегазоносности рифей-палеозойских осадочных комплексов северо-восточного обрамления Сибирской платформы. По результатам проведенных исследований авторами статьи сделан вывод о том, что на рассматриваемой территории регионально развито шесть перспективных нефтегазоносных комплексов: рифейский, верхневенд-нижнекембрийский, верхнекембрийский, девон-нижнекаменноугольный, ордовик-силурийский и пермский. В разрезе комплексов выявлены основные генетические и морфологические типы возможных ловушек углеводородов. Определены основные и предполагаемые нефтегазоматеринские толщи, оценены их начальный генерационный потенциал и степень его реализации. На основе всех геолого-геофизических данных, выполненных построений и расчетов составлена карта-схема перспектив нефтегазоносности Хатангско-Ленского междуречья, определены первоочередные объекты постановки геолого-разведочных работ в регионе
Бесплатно
Геолого-тектонические особенности строения и перспективы нефтегазоносности Северного Устюрта
Статья научная
Рассмотрены геолого-геофизические и структурно-тектонические особенности строения Северного Устюрта, расположенного на западе Туранской плиты. Приведены данные анализа и результаты предыдущих исследований, основных этапов изучения и новые данные за последние годы. Целью проведенной работы является уточнение геолого-тектонических особенностей внутреннего строения региона по основным отражающим горизонтам, структурно-формационным комплексам отложений и обоснование перспектив нефтегазоносности. Основой для проведения исследований стали накопленные данные и геолого-геофизические материалы, а также результаты регионального проекта «Комплексное изучение осадочных бассейнов Республики Казахстан» за 2009-2013 гг. С учетом результатов, полученных за предыдущий период изучения региона, дана комплексная оценка практике поисковых работ и методическим подходам, учтены представления о тектоническом строении региона, которые, как показал проведенный анализ, являлись недостаточно совершенными в силу географического принципа районирования восточной части Северного Устюрта. Рассмотрены основные неопределенности оценки строения и перспектив структурно-формационных этажей в составе доюрского и юрско-кайнозойского комплексов отложений. Определены важные особенности структурного плана по кровле фундамента и доюрского комплекса, уточнено положение и особенности в разрезе палеозойской толщи. Дана оценка строения и положения структур II порядка и отдельных блоков, уточнено их соотношение по основным отражающим горизонтам. С учетом комплексирования данных поискового бурения, сейсморазведки, аномалий потенциальных физических полей уточнены тренды элементов разломной тектоники и локальных структур, а также оценка территории по размещению скоплений углеводородов определенного фазового состава. В результате осуществлено районирование территории по степени перспективности, за основу которого взяты площадные закономерности строения крупных прогибов и поднятий, распространения локальных объектов различного типа, морфологии и генезиса. Обоснована высокая перспективность валообразных поднятий и структурных осложнений различного порядка на бортах Шалкарского, Колтык-Кулажатского, Южно-Бозашинского, Самского, Барсакельмесского и Судочьего прогибов, моноклиналях Мынсуалмасской и Арыстановской ступени. Дана высокая оценка перспектив палеозойской толщи, в которой в качестве первоочередных локальных объектов рассмотрены крупные поднятия массивного конседиментационного типа. Для проведения исследований обосновано районирование территории с выделением высокоперспективных и перспективных зон, а также зон с невыясненными перспективами, в соответствии с этим уточнены направления дальнейших поисковых работ
Бесплатно
Статья научная
Рассмотрены гидрогеохимические условия девонского терригенного нефтегазоносного комплекса - одного из основных нефтегазоносных комплексов Среднего Приуралья. Охарактеризовано его геофильтрационное строение, выделены седиментационно-трещинный и седиментационно-поровый типы геофильтрационных сред. Показано распределение геофильтрационных условий по изучаемой территории. На основе 195 представительных проб пластовых рассолов установлены диапазоны гидрохимических показателей. В качестве наиболее информативных характеристик использованы минерализация, метаморфизация, содержание кальция и брома, коэффициенты сульфатности и закрытости недр. Представлены гидрогеохимические карты, отражающие основные закономерности пространственного распределения показателей. На основе кластерного анализа в палеозойском разрезе для девонского терригенного комплекса установлена особая гидрохимическая группа - «реликтовые рассолы высокой метаморфизации», которая образует обширный ареал в южной части региона. Северная часть характеризуется преимущественно «фоновыми платформенными рассолами». В итоге выделены две гидрогеохимические зоны - южная и северная. Южная зона соответствует условиям изолированного бассейна с низкой латеральной водопроводимостью. Она содержит высокометаморфизированные рассолы с высокими содержаниями кальция и брома, а также низкой сульфатностью и четко соответствует современному ареалу нефтегазоносности. Северная зона рассматривается как менее перспективная, поскольку здесь существовали условия более активного водообмена
Бесплатно
Статья научная
Для территории Западной Сибири типично проявление наложенного эпигенеза, вызванного структурной перестройкой региона. На его особенности большое влияние оказывали погребенные континентальные рифты. В южных и северных районах наложенные процессы существенно различаются. Обь-Иртышское междуречье (юг Западно-Сибирской плиты) - территория, которая практически не преобразована рифтогенезом. Там в обстановке более низких температур и аномально высоких концентраций глубинного СО2 (признак неистощенного состояния мантии) вдоль разломов, секущих чехол и фундамент, масштабно представлены взаимосвязанные и взаимообусловленные процессы каолинизации и карбонатизации. На севере Западно-Сибирская плита наиболее осложнена рифтогенезом (Тазовская губа, Гыданский полуостров и т. д.), где в условиях повышенных температур и дефицита СО2 (за счет деплетирования мантии) вдоль глубинных разломов, рассекающих породы фундамента (переходного комплекса) и чехла, широко развита цеолитовая фация (минерал-индикатор ломонтит) и спорадически - трансильванская (характерный минерал кальцит). Обе фации входят в состав низкотемпературных пропилитов. Контроль наложенного эпигенеза глубинными разломами и оперяющей трещиноватостью привел к возникновению вертикальных афациальных зон в виде своеобразных «столбов»: ломонтитовых - на севере, каолинитовых и карбонатных (преимущественно кальцитовых) - на юге. Цеолитовые пропилиты, имеющие региональное распространение, как правило, продуктивны. Поэтому их необходимо рассматривать как потенциальные вместилища газоконденсата и (или) природного газа
Бесплатно
Статья научная
Келловей-верхнеюрские отложения сибирского сектора Арктики, перспективные на поиски залежей нефти и газа, характеризуются сложным строением и низкой степенью изученности бурением. Корреляция их остается во многом дискуссионной. В статье изложены результаты детальной корреляции, выполненной с использованием биостратиграфического, литостратиграфического и циклостратиграфического методов на уровне горизонтов, свит, подсвит и пачек циклического строения. Результаты исследований представлены на 29 корреляционных профилях, 10 из которых приведены в статье. Последние охватывают все структурно-фациальные зоны региона. В основу изложенного в статье фациального районирования региона положено последнее из них, опубликованное в 2000 г. Б.Н. Шурыгиным с соавторами, которое базируется в основном на результатах палеонтологических исследований. Конкретные разрезы скважин и корреляционные профили приведены в весьма ограниченном числе. Уточненный авторами статьи вариант фациального районирования региона базируется на следующих результатах исследований: палеонтологических, детальной корреляции отложений и опубликованных авторами статьи палеогеографических картах и картах вещественного состава. Результаты этих исследований позволили авторам, во-первых, существенно уточнить вышеотмеченное фациальное районирование, во-вторых, впервые осуществить фациальное районирование территории Карского моря
Бесплатно
Закономерности заполнения ловушек углеводородов на территории Ножовского выступа Пермского края
Статья научная
Объектами научного исследования являются локальные ловушки углеводородов на территории Ножовского выступа Пермского края. Актуальность исследований обусловлена необходимостью восполнения минерально-сырьевой базы и компенсации уровней добычи углеводородов. Целью исследования является установление закономерностей заполнения ловушек углеводородов для повышения достоверности прогноза ресурсов на перспективных поднятиях, а также поиск объектов для доразведки разрабатываемых месторождений углеводородов. По результатам статистического анализа геолого-геофизической информации определены закономерности характера нефтеносности и степени заполнения. На основании установленных закономерностей разработаны зональные методики прогноза коэффициентов заполнения ловушек углеводородов Ножовского выступа. Выполнена апробация разработанных методик, в ходе которой проведена переоценка ресурсов перспективных объектов и осуществлен прогноз коэффициентов заполнения для залежей с неопределенным флюидальным контактом и запасами, не учтенными Государственным балансом
Бесплатно
Статья научная
Промышленная нефтегазоносность в западной части Сибирской платформы установлена в рифейском, нижненепском, верхненепском, тирском, нижнеданиловском, среднеданиловском резервуарах на Байкитской антеклизе и в Катангской седловине. Скопления нефти и газа с забалансовыми запасами в кембрийском резервуаре известны в пределах Бахтинского мегавыступа и Курейско-Бакланихинского мегавала. По результатам анализа геолого-геофизической информации в осадочном чехле рассматриваемой части региона прослеживается отчетливая зональность размещения скоплений углеводородов в соответствии с фациальной изменчивостью разреза и особенно со стратиграфическим положением в нем соленосных отложений
Бесплатно
Статья научная
Основным методом поисково-разведочных работ в Косью-Роговской впадине Северного Предуралья являлось разбуривание антиклинальных структур, выраженных в регионально нефтегазоносных верхнедевонских отложениях. Этот метод оправдал себя на большей части Тимано-Печорского бассейна, но не принес ожидаемых результатов в Косью-Роговской впадине. Анализ развития нефтегазовых систем в этом районе показал, что многие антиклинальные ловушки были образованы после прохождения основного миграционного потока нефти и газа. Это лишило их возможности аккумулировать нефть и газ. Кроме этого, на большей части впадины был обнаружен дефицит коллекторов. С одной стороны, это связано с тем, что длительное время Косью-Роговская представляла собой депрессию, где накапливались преимущественно глинистые отложения, а с другой - в восточной предуральской части впадины перспективные горизонты значительно уплотнены из-за больших палеоглубин. На основании переинтерпретации накопленных данных и с учетом опыта проведенных работ предложено опоискование новой зоны нефтегазонакопления, связанной с визейско-среднекаменноугольным комплексом низкого стояния уровня моря. В разрезе этого комплекса и облекающих пластах выделяются структурные и стратиграфические перспективные объекты. Их опоискование, вероятно, способно обеспечить прирост эффективных запасов нефти. Эта зона расположена в западной части Косью-Роговской впадины. Она генетически связана с окраиной позднедевон-турнейского шельфа
Бесплатно
Качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности шельфа моря Лаптевых
Статья научная
В статье показаны изученность и состояние лицензирования шельфа моря Лаптевых. Проанализированы особенности геологического строения и нефтегазоносности шельфа моря Лаптевых и северной части Сибирской платформы. Даны прямые и косвенные признаки нефтегазоносности, охарактеризованы нефтегазоматеринские толщи, катагенетическая зональность органического вещества. Приведены возможные аналоги Лаптевоморского бассейна. На основе изученных нефтегазоносных бассейнов континентальных окраин выявлены возможные нефтегазоносные комплексы и типы ловушек Лаптевоморского бассейна. Проведено сравнение оценок ресурсного потенциала шельфа моря Лаптевых методом геологических аналогий с выбором внешних аналогов. Выполнена альтернативная авторская оценка ресурсного потенциала шельфа моря Лаптевых. Даны критерии, которые необходимо учитывать при проведении оценки
Бесплатно
Статья научная
В настоящее время перспективы нефтегазоносности карбонатных отложений среднеордовик-раннедевонского возраста в Тимано-Печорской провинции слабо изучены и еще недооценены. В статье приведен анализ геолого-геофизического материала в соответствии с выделенными критериями нефтегазоносности отложений среднеордовик-раннедевонского возраста в пределах Хорейверской впадины (Большеземельский палеосвод), Варандей-Адзьвинской структурно-тектонической зоны (вал Сорокина) и Денисовской впадины (Лайско-Лодминское палеоподнятие). Выделены структурно-тектонические, литолого-фациальные, геохимические и гидрогеологические критерии нефтегазоносности рассматриваемых отложений. Основными факторами формирования коллекторских свойств в карбонатных отложениях среднеордовик-раннедевонского возраста являются: условия осадконакопления (литораль, сублитораль, лагуна, тектоника) и постседиментационные преобразования отложений (доломитизация, перекристаллизация, выщелачивание и трещинообразование). Нефтегазоматеринские отложения силура, нижнего девона прошли фазы нефтегазообразования. Высокий нефтегенерационный потенциал среднеордовик-нижнедевонских отложений, промышленные притоки нефти свидетельствуют о высоких перспективах этих отложений. Залежи открыты в отложениях силурийского и раннедевонского возраста. Они связаны с карбонатными отложениями, которые подверглись гипергенным процессам, что связано с длительным перерывом в осадконакоплении. По гидрогеологическому критерию рассматриваемые территории относятся к зонам с затрудненным водообменом. В заключение предлагается создать геологическую модель формирования среднеордовик-нижнедевонского комплекса и выделить перспективные объекты
Бесплатно
Статья научная
Выделены области разного вещественного состава отложений тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского резервуаров от преимущественно песчаного до глинисто-алевритового, которые закономерно распределены по территории региона. Рассмотрены обстановки образования отложений проницаемых комплексов и флюидоупоров, которые накапливались преимущественно в морских условиях. Впервые составлен набор карт толщин и вещественного состава проницаемых комплексов региональных резервуаров всей территории рассматриваемого региона. Показано, что на протяжении всей раннеюрской эпохи наиболее интенсивным был снос алевритово-песчаного материала с Сибирской платформы. Поэтому вещественный состав нижнеюрских отложений вблизи этого источника сноса более песчаный, чем близрасположенных к Таймырской складчатой области. Установлена закономерность изменения фильтрационно-емкостных свойств региональных резервуаров в зависимости от глубины залегания. Наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами обладают гранулярные коллекторы, залегающие на глубине до 3,5 км. Ниже этого значения на каждый 1 км углубления пористость коллекторов уменьшается на 2-2,5 %. Начиная с глубины 4,5 км их открытая пористость обычно не превышает 12-13 %, а глубже 5,5 км коллекторы имеют открытую пористость, близкую к их граничному значению. Проницаемость коллекторов также уменьшается вниз по разрезу. Прогноз толщин малоизученных коллекторов осуществлен на базе имеющейся ограниченной по объему аналитической и промыслово-геофизической информации, выявленной закономерности изменения их фильтрационно-емкостных свойств в зависимости от глубины их залегания и анализа вещественного состава отложений проницаемых комплексов. Выделены области очагового распределения коллекторов и их отсутствия. Первые из них подразделяются на области наибольших, средних, пониженных и низких значений толщин коллекторов. Впервые оценены качества лайдинского, китербютского и левинского флюидоупоров на всей территории исследуемого региона с построением карт качества каждого
Бесплатно
Статья научная
На территории Денисовского прогиба карбонатные отложения верхнеордовик-нижнедевонского нефтегазоносного комплекса рассматриваются в качестве перспективных поисковых объектов для выявления залежей углеводородов. Их продуктивность была установлена на Западно-Командиршорском-II месторождении, а также на Кэрлайской площади, где в поисковой скв. 1 из верхнесилурийских отложений получен приток легкой нефти. Для оценки углеводородного потенциала нижнепалеозойских отложений и возможности формирования сингенетичных залежей были исследованы образцы керна и нефти из скв. Кэрлайская-1 методами углепетрографии, органической и изотопной геохимии. В изученном разрезе скважины нефтематеринские породы определены в верхнесилурийских и верхнефранских отложениях, которые классифицируются как изначально средне- и высокопродуктивные. Совокупность углепетрографических (RVeq, %) и геохимических (Tmax, 20S/(20S + R), αββ/(αββ + ααα), 22S/(22S + R), Ts/Tm, MPI-1) данных указывает, что органическое вещество нефтематеринских отложений достигло высокой степени катагенетической преобразованности (конец МК3 - конец МК4), отвечающей заключительным этапам главной фазы нефтеобразования. Петрографический состав органического вещества, представленного только битуминитом и продуктами его преобразования, а также характер распределения н-алканов c преобладанием нечетных гомологов (н-С15, н-С17) и изотопно-легкий состав органического углерода (δ13С = -32…-28 ‰) в битумоидах пород и нефти свидетельствуют об однотипном планктонно-водорослевом источнике. Установлено, что по характеру распределения н-алканов и н-алкилциклогексанов, особенно по преобладанию нечетных углеводородов состава С15 и С17, а также изотопно-легкому составу углерода насыщенной фракции, нефть коррелирует с органическим веществом верхнесилурийских нефтематеринских отложений. Установленный высокий генерационный потенциал верхнесилурийских отложений и возможность формирования сингенетичных скоплений углеводородов, а также выявленная нефтегазоносность на различных площадях Денисовского прогиба (Кэрлайской, Западно-Командиршорском-II месторождении) дают основание рассматривать нижнепалеозойский комплекс в качестве перспективного объекта для проведения геолого-разведочных работ и открытия новых залежей.
Бесплатно
Статья научная
Основной задачей геолого-разведочных работ в регионе с позиции экономической эффективности является поиск нефтяных залежей, приуроченых к литологическим и структурно-литологическим ловушкам, широко распространенным в клиноформном комплексе. Новые данные, полученные в 2014-2020 гг. в результате проведения геолого-разведочных работ как силами недропользователей, так и в рамках государственных программ, дают основание для существенного расширения площади высокоперспективных земель и выделения самостоятельных зон нефтенакопления в клиноформном комплексе Енисей-Хатангского регионального прогиба. Рассмотрены особенности строения клиноформного комплекса, установлены критерии выделения зон нефтенакопления и конкретных нефтеперспективных объектов, что позволило существенно повысить прогнозную оценку ресурсов нефти
Бесплатно
Новые данные о геологическом строении Томской нефтегазоперспективной зоны
Статья научная
В статье рассмотрены основные результаты работ по государственному контракту № 58. На основе комплексной интерпретации материалов МОВ-ОГТ (24,7 тыс. км, включая 8,5 тыс. км, обработанных в современных программных комплексах), данных бурения 125 глубоких скважин, дополненных 275 скважинами из сопредельных территорий для уточнения стратификации и нефтегазогеологических параметров разреза, и данных грави- и магнитометрических съемок, уточнено геологическое строение доюрского основания и осадочного чехла восточной части Томской области. Реконструирована история тектонического развития осадочного чехла, что позволило существенно уточнить конфигурацию структур I, II и III порядков, выделить отрицательную структуру II порядка на территории Барабинско-Пихтовской моноклинали, а также установить блоковое строение территории с принципиально разной историей тектонических процессов. По Белоярскому разлому до середины средней юры происходило разделение территории на два блока. Северо-восточный блок испытывал интенсивное и устойчивое прогибание, а для юго-западного блока были характерны восходящие движения; исключение составляла краевая юго-западная часть территории (Бакчарская впадина), испытавшая интенсивное погружение. В позднеюрское время резко снизилась структуроформирующая роль Белоярского разлома. Ориентация тектонических движений и, соответственно, простирание палеоструктур сменилось с юго-западной на северо-восточную. В раннемеловое время на юго-востоке произошел резкий рост структур с образованием единой моноклинали, объединяющей Чулымскую мегатеррасу с Тегульдетской впадиной, Барабинско-Пихтовую моноклиналь и Белоярский мегавал, что обусловило формирование принципиально иных структурных блоков: юго-восточного, интенсивно растущего, и северо-западного, погружающегося. Результаты моделирования процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов сопоставимы с историей тектонического развития территории. Оценка ресурсного потенциала выявленных перспективных объектов по категории Дл показывает, что наиболее перспективными являются структуры и отдельные площади, унаследованно развивающиеся с позднего палеогена как поднятия. В итоге подчеркнута необходимость завершения региональных исследований на периферии Западно-Сибирской плиты
Бесплатно
