Хатангско-Вилюйская нефтегазоносная провинция

3-7-1. Енисей-Хатангская газонефтяная область. Мессояхское газоконденсатное месторождение приурочено к антиклинальному поднятию, свод широкий, пологий.

Газовая залежь является массивной. Рис.18. Структурная карта кровли продуктивного пласта Дл-I долганской свиты. 1 – изогипсы кровли продуктивного пласта, м; 2 – внешний контур газоносности; 3 – пробуренные скважины; 4 – скважины [8].

 

 

 

Рис.18

Балахнинское газоконденсатное месторождение приурочено к одноименному локальному поднятию на положительной структуре II порядка, осложняющей Балахнинский мегавал. Месторождение однозалежное. Залежь газоконденсата пластовая тектонически экранированная [8].

Рис.19. Структурная карта (по Л.Л.Кузнецову, В.Д.Накарякову). 1 – сейсмоизогипсы отражающего горизонта II^б (средняя юра); 2- внешний контур газоносности; 3 – разрывные нарушения; 4 – скважины [8, 10].

 

 

Рис. 19

3-7-2. Вилюйская нефтегазоносная область. Средневилюйское газоконденсатное месторождение приурочено к одноименной брахиантиклинальной структуре субширотного простирания, осложняющей западную часть Хапчагайского мегавала.

Выявлено семь продуктивных горизонтов. Толонское газоконденсатное месторождение приурочено к малоамплитудному осложнению структурного носа, сливающегося со Средневилюйской структурой; семь продуктивных горизонтов в триасовых и пермских отложениях. Средневилюйское и Толонское газоконденсатные месторождения: Рис. 20. а - структурная карта по подошве мономской свиты Т_1; З-б – разрез по линии I – I. 1 – скважина; 2 – номер скважины (в числителе) и абсолютная отметка подошвы мономской свиты, м (в знаменателе); 3 – песчано-алевролито-глинистая толща; 4 – глинистые покрышки; 5 – газовые залежи; 6 – изогипсы подошвы мономской свиты, м. Свиты: Т₁nk – нижнекельтерская, Т₁tg – таганджинская, Т₁ m – мономская, Т₂₊₃ bg – бегиджанская, J₁ ¹⁺²ks – кызыл-сырская, J₁s – сунтарская, J₂ jak – якутская, J₃ nv – нижневилюйская, J₃mr – марыкчанская, J₃br – бергеинская [11].

 

Рис.20

Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция

3-8-1. Непско-Ботуобинская нефтегазоносная область. Среднеботуобинское и Тас-Юряхское нефтегазоконденсатные месторождения расположены в северной части Непско-Ботуобинской антеклизы, на восточном склоне Мирнинского свода. По подсолевому комплексу Среднеботуобинское месторождение приурочено к валообразному поднятию северо-восточного простирания, Тас-Юряхское месторождение связано с антиклинальным поднятием, отделенным от северной части Среднеботуобинского поднятия узким синклинальным прогибом, осложнено тремя куполовидными структурами. Месторождения состоят из нескольких тектонически экранированных блоков осложненными серией небольших по амплитуде продольных и поперечных тектонических нарушений. Залежи газовые, газонефтяные, тектонически экранированные. Бесюряхское газовое месторождение является погруженным восточным блоком Тас-Юряхского месторождения, отделяясь от него субмеридиональным нарушением. В Хотого-Мурбайском газовом месторождении залежь связана с узкой удлиненной антиклиналью субмеридионального простирания. Рис.21. Среднеботуобинское и Тас-Юряхское нефтегазоконденсатные, Бесюряхское и Хотого-Мурбайское газовые месторождения: структура по кровле ботуобинского горизонта венда [2].

Рис. 21

Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение по подсолевому комплексу приурочено к структурному выступу, с севера ограничено глубоким узким грабенообразным прогибом, в пределах которого значительно увеличена толщина терригенных отложений по сравнению с самим месторождением; в поперечном разрезе выделяется ряд палеозаливов и палеовыступов, простирание которых конформно простиранию ограничивающего с севера месторождение палеограбена. Выделяются три части: западная, чисто нефтяная, центральная газонефтяная, и восточная, преимущественно нефтяная. Все три зоны отделяются друг от друга полосами отсутствия разрезе продуктивных горизонтов. В восточной части нефтенасыщенной является и кора выветривания фундамента. В юго-восточном направлении залежь литологически выклинивается (исчезают породы-коллекторы). В сечении СВ-ЮЗ строение залежи неоднородно, блоки примыкающие к грабену с севера являются преимущественно газонасыщенными; в центральных блоках нефть занимает более высокое положение.

Рис. 22. Структура по кровле продуктивных горизонтов ВЧ-1 и ВЧ-2 [2].

 

Рис. 22

3-8-2. Байкитская нефтегазоносная область. Куюмбинское нефтегазоконденсатное месторождение - залежь приурочена к структурному выступу северо-восточного простирания, осложненному серией продольных тектонических нарушений и связана с одним из центральных, более приподнятых его блоков. Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к южному склону крупного палеоподнятия. Рифейские отложения здесь отсутствуют, раздробленные тектоническими движениями породы фундамента сами являются достаточно хорошим коллектором для газа (получен промышленный приток газа). Отчетливо выделяются две ортогональные системы тектонических нарушений - северо-восточного и северо-западного простираний, разделяющие относительно поднятые и опущенные блоки; продольные нарушения являются основными структурообразующими элементами. Массивная нефтяная залежь, приуроченная к рифейским карбонатным отложениям, перекрыта поверхностью вендского несогласия. Промышленно нефтегазоносны и перекрывающие рифей карбонатные отложения оскобинской свиты венда. Карбонатные породы рифея – типичный каверно-порово-трещинный коллектор, в котором промышленные притоки обеспечиваются широко развитой их трещиноватостью. Куюмбинское и Юрубчено-Тохомское месторождения. Рис.23. Структура по поверхности рифейских отложений [2].

Рис. 23

3-8-3. Ангаро-Ленская нефтегазоносная область. Ковыктинское газоконденсатное месторождение располагается к северу от Жигаловского вала, контролируется крупным одноименным разломом фундамента северо-восточного простирания, приурочено к пластовой литологически ограниченной ловушке, расположенной на моноклинальном склоне Ангаро-Ленской ступени. По кровле продуктивного парфеновского горизонта прослеживается пологая волнистая моноклиналь. Основным контролирующим залежь фактором является распределение «коллектор-неколлектор» в пределах продуктивного горизонта. Мозаичное изменение коллекторских свойств по площади во многом обусловлено наличием малоамплитудных разломов. Рис.24. Ковыктинское газоконденсатное месторождение: 1 – скважины и их номера; 2 – изогипсы по кровле парфеновского гшоризонта (П₂); 3 – граница отсутствия коллекторов в парфеновском горизонте; 4 – газоводяной контакт (а – газ, б – вода); 5 – тектонические нарушения; 6 – зона Хандинского разлома; 7 – контур площади месторождения с запасами категории С₁; 8 – лицензионные участки [2].

 

 

Рис. 24