Геологическое строение нефтяного месторождения

Министерство образования  и науки Российской Федерации

Федеральное государственное  бюджетное образовательное учреждение высшего образования

Российский государственный  университет нефти и газа им. И.М. Губкина

 

Кафедра теоретических основ  поиска и разведки нефти и газа

 

 

 

Реферат

по курсу: «Геология и  геохимия нефти и газа»

   на тему: «Геологическое строение Ванкорского нефтегазового месторождения»

 

 

                                                    Проверил:

                                                                Гильфанов Рамис Закариевич

 

                                Выполнил:

                                                      студент группы ГЭ-09-6

                                                Угрюмов Александр

 

 

 

 

г. Москва 2011 г.

Введение

 

Территория исследований расположена в северо-восточной  части Западно-Сибирской низменности  Красноярского края (бассейн рек  Большая и Малая Хета, Соленая, Осетровая) и в нефтегеологическом  отношении  входит  в  состав  Елогуй-Туруханской  нефтегазоносной  области. Несколько западнее, на Большехетской  структурной террасе (рис. 1), открыты  три крупных – Сузунское,  Лодочное,  Тагульское  и одно  уникальное – Ванкорское нефтегазоконденсатные месторождения.  Собственно  район Пакулихинской моноклинали изучен относительно слабо, особенно в северной части - здесь пробурены 2 параметрические скважины, а плотность сейсморазведочных работ МОГТ 2D не превышала 0,1 пог. км/км2 . Перспективных объектов,  связанных с положительными  структурными  элементами,  не выявлено, однако бурением скв. Медвежьей-316 и Большелайдинской-1 доказано развитие природных резервуаров,  аналогичных продуктивным  на  месторождениях  Большехетской террасы. С учетом масштабности процессов нефтегазообразования в регионе (геологические запасы углеводородов месторождений Большехетской террасы по данным Государственного баланса запасов полезных ископаемых Российской Федерации превышают 2,5 млрд. т УТ) нам представляется целесообразным  и актуальным  изучение предпосылок формирования залежей углеводородов на севере Пакулихинской моноклинали в ловушках, не связанных с антиклинальными структурными элементами, иными словами – в несводовых.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1. Обзорная карта. 1-3 -  месторождения: 1 – газовые и газоконденсатные, 2 – нефтяные, 3 – газонефтяные  и нефтегазоконденсатные; 4 - район исследований.

 

Очерк геологического строения севера Пакулихинской моноклинали

 

Пакулихинская моноклиналь  входит в состав Приенисейской моноклизы  – крупной надпорядковой структуры,  примыкающей к Сибирской платформе.  На  западе  она через Долганский  и Советский структурные заливы сочленяется с Большехетской структурной террасой, расположенной на восточном борту Надым-Тазовской синеклизы и имеющей в целом субмеридиональную ориентировку. Большехетскую террасу осложняют Сузунский и Лодочный валы (рис. 2).

 

 

Рисунок 2.  Фрагмент дежурной структурно-тектонической карты Красноярского края (по состоянию на 1 июня 2001 г.) под редакцией В.А. Кринина.

 

Условные обозначения  к рис. 2: 1 - изогипсы опорного сейсмического  отражающего горизонта II б в подошве  верхнеюрско-меловых  отложений; 2 -  скважины,  название  и  номер; 3-5 -  границы тектонических  элементов: 3 -  надпорядковых, 4 -  первого  порядка, 5 -  второго  порядка; 6 - месторождения.

 

Осадочный  чехол  представлен  триасовыми,  юрско-меловыми  и  кайнозойскими отложениями (рис. 3). Глубины до отражающего горизонта IIа в кровле юрских отложений монотонно увеличиваются на  запад,  достигая 3  км  в зоне  сочленения  с Долганским структурным заливом.  Анализ  временных разрезов  показывает,  что Пакулихинская моноклиналь осложнена амплитудными  тектоническими  нарушениями (рис. 4), проникающими по крайне мере в нижнемеловые отложения, что позволяет предположить, что их образование связано с берриас-аптским этапом тектонической активизации.

 

Особенности формирования месторождений Большехетской  структурной террасы

 

Нефтегазоносность  прилегающей  к  Пакулихинской  моноклинали  Большехетской террасы доказана открытиями залежей в отложениях нижнего и верхнего мела (берриас- валанжин, апт-альб, сеноман) на Сузунской, Ванкорской, Лодочной и Тагульской площадях.

Месторождения  многопластовые, нефтегазоконденсатные, приурочены  к брахиантиклинальным  ловушкам  посттуронского  заложения.  Основные  запасы углеводородов содержатся в яковлевском (апт-альб) и нижнехетском (берриас) горизонтах. Залежи пластовые, массивные, часто осложнены литологическими  экранами и тектоническими нарушениями.

Особенно  важным  для  определения  приоритетных  направлений  поисков  спутников месторождений Большехетской террасы является изучение очагов генерации и направлений миграции углеводородов.

По  сравнению  с  центральными  и  южными  областями  Западной  Сибири  её  северо- восточные  районы  геохимическими  методами  исследованы  очень  слабо  и  вопросы формирования залежей нефти и газа на изучаемой территории нельзя считать окончательно решенными.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 3. Сводный разрез юрских и меловых отложений Ванкорского месторождения

1– глина; 2 – алевролит; 3 – алевролит глинистый; 4 – аргиллит; 5 – песчаник; 6 - уголь.

Свиты: J₁: lv – левинская, dj – джангодская; J₂: ld – ладинская, ln – леонтьевская, tc - точинская; J₃:sl – салпадаяхинская, sg – сиговская, jan – яновстанская; К₁: mch – малохетская, dl – долганская; К₂: dr – дорожковская,

Рисунок 4. Фрагмент временного разреза Большехетская терраса – Пакулихинская моноклиналь.

 

1– дизъюнктивные дислокации; 2 – отражающие горизонты. Свиты: J₂: tc – точинская; J₃: sg –сиговская, jan – яновстанская; K₁: nch – нижнехетская, sd – суходудинская, mch – малохетская, jak –яковлевская, dl – долганская; К₂: dr – дорожковская, nс – насоновская, sl – салпадаяхинская.

 

Отражающие горизонты: : Г - дорожковская свита (кровля), М - яковлевская  свита (низы), Iг- суходудинская свита (низы), Iд - нижнехетская свита (кровля), Iд1 – нижнехетская свита,  Ttc – точинская свита (в кровле), Tln – леонтьевская свита (в подошве), Tld – лайдинская свита (в подошве),

 а - кровля юрских  отложений. 

Однако на данном этапе можно утверждать, что органическое вещество яновстанской свиты, несомненно, было одним из источников «морских» нефтей в отложениях мела и верхней юры на северо-востоке Западно-Сибирского бассейна [Болдушевская, 2001]. Также вероятен вклад в формирование  нижнемеловых нефтей  органического  вещества трансгрессивных глинистых пачек в составе нижнехетской, малохетской и яковлевской свит (табл. 1).

 

Таблица 1.

Обогащенность верхнеюрско-меловых отложений органическим веществом и его фациально-генетический тип

 

Отдел	Свита	Тип ОВ	HI, мг УВ/г СОРГ	Содержание СОРГ, %
К1	нижняя часть яковлевской свиты	С-Г	100-200	1,11-1,39
К1	малохетская свита	С-Г	100-200 до 400-500	0,45-0,76
К1	суходудинская свита	С-Г	100-200 до 400-500	0,35-1,21
К1	нижнехетская свита	Г-С	100-200 до 450	0,1-3,31
J3 - К1	яновстанская свита	Г-С	150-300 до 450-550	0,18-8,2

 

Несмотря на то, что основным очагом генерации УВ для месторождений Большехетской террасы, по-видимому, являлась Пендомаяхская впадина, процессы нефтегазогенерации в отложениях основных материнских свит на Сузунском и Лодочном валах, а также в Долганском и Советском структурных заливах и на западе Пакулихинской моноклинали также имели место, хотя начались позже и развивались по иному сценарию. Так, толщи яновстанской свиты вошли в зону нефтеобразования лишь к началу олигоцена, и к настоящему времени породы свиты не исчерпали своего исходного нефтегазоматеринского потенциала. Отложения нижнехетской свиты находятся в самом начале зоны нефтегенерации. Породы малохетской и нижней части яковлевской свит не вошли в зону нефтегазообразования и могут продуцировать только биогенный газ (рис. 5).

• учетом приведенных выше особенностей реализации потенциала нефтегазоматеринских свит Большехетской структурной террасы и прилегающих территорий Долганского и Советского структурных заливов, основные перспективы нефтеносности Пакулихинской моноклинали могут быть связаны с сиговским (источник – яновстанская свита) и нижнехетским (источник – яновстанская и, возможно, нижнехетская свиты) продуктивными горизонтами.

 

 

 

1- фундамент; 2 – главная  зона нефтеобразования; 3 – направления  миграции УВ. Свиты: J₂: vm - вымская, ln - леонтьевская, ml - малышевская, tch - точинская; J₃: sg - сиговская, jan - яновстанская; K1: nch  - нижнехетская, sd  -  суходудинская,  mch -  малохетская,  jak -  яковлевская; K_1-2: dl - долганская.

 

 

Углеводороды, очагом генерации  для которых служили районы Долганского и Советского структурных заливов, по крайне мере частично должны были мигрировать на восток, вверх по восстанию Пакулихинской моноклинали.

Поскольку положительных структурных элементов на севере Пакулихинской моноклинали не выявлено, аккумуляция могла иметь место только в несводовых – литологически и тектонически экранированных ловушках, расположенных вдоль фронта восходящей внутрирезервуарной миграции.

Тектонические нарушения, способные  играть роль латеральных флюидоупоров,  как показано выше, широко развиты на Пакулихинской моноклинали. В отношении же литологических ловушек нужно отметить, что предпосылки их формирования обусловлены сложным характером распространения коллекторов как нижнехетского, так и сиговского продуктивных горизонтов, связанным с частой сменой обстановок осадконакопления в бортовой зоне Западно-Сибирского бассейна.

 

Строение  нижнехетского и сиговского продуктивных горизонтов

 

Породы сиговской свиты (J₃sg) Пакулихинской моноклинали формировались в прибрежной части моря, на фоне оксфордской регрессии. Наиболее представительным разрезом сиговской свиты является разрез, вскрытый Туруханской опорной скважиной, где свита имеет четко выраженное трехчленное строение и сложена чередующимися прослоями и пластами серых песчаников, темно-серых алевролитов и алевритистых глин. В её составе идентифицируются пласты – коллекторы Сг-1 – Сг-8.

• северном, северо-западном направлениях (Ванкорская, Сузунская площади) происходит глинизация верхней половины свиты (рис. 6), региональный характер распространения имеет только пласт Сг-5, отражающий максимум верхнеюрской регрессии морского бассейна. В скв. Медвежья-316 открытая пористость песчаников нерасчлененного пласта Сг5-6 достигает 22 %. Флюидоупором являются аргиллиты и алевролиты в составе среднесиговской подствиты. Поскольку глинизация сиговских резервуаров происходит вниз по восстанию Пакулихинской моноклинали, развитие литологически экранированных ловушек маловероятно.
• конца оксфордского века до начала берриасского вся территория Западно-Сибирской плиты являлась областью морской аккумуляции, после чего началось  проградационное заполнение неокомского бассейна обломочным материалом на фоне воздымания Сибирской платформы.

1-4 - границы: 1 - свит, 2 - подсвит, 3 – пластов, 4 - несогласного  залегания; 5-6 - пласты: 5 - непроницаемые, 6 - проницаемые; 7 - пласт и его  индекс. Свиты:J₂: ml - малышевская, tch – точинская; J₃: sg – сиговская, J₃-К₁: jan - яновстанская; K₁: nch - нижнехетская, sd - суходудинская. Местоположение скважин см. на рис. 2.

Формирование песчано-глинистых  отложений нижнехетской  свиты (K₁nh) Пакулихинской моноклинали происходило в мелководной части морского бассейна на границе с прибрежной равниной. В районе Большехетской структурной террасы, по мере углубления бассейна осадконакопления, прибрежно-морские отложения  сменялись мелководно-морскими.

Здесь нижнехетский горизонт имеет наибольшую интенсивность  расчленения за счет чередования  пластов и пачек песчаников, алевролитов  и аргиллитов, в разрезе выделяется до 10 пластов-коллекторов, индексируемых  НХ-0 - НХ-IX. Открытая пористость песчаников нижнехетского резервуара изменяется от 11 до 24 %, а проницаемость –  от 0,2 до 720 мД.  востоку, северо-востоку  наблюдается сокращение толщин и  глинизация нижней части нижнехетского  горизонта, а в скв.  Большелайдинской-1 и Медвежьей-316 вскрыт только нерасчлененный базальный пласт НХ-0-I (см. рис. 6).