Neftegaz.RU #1-17

ГЕОЛОГОРАЗВЕДКА
пористые и трещиноватые со
сложным типом пористости: поровотрещинным
и трещинно-поровым.
Пористость в среднем составляет
8 – 10 %, проницаемость – 0,4 мкм 2 .
Залежи нефти в доманиковотурнейском
НГК пластовые,
линзовидно-пластовые,
тектонически, стратиграфически и
литологически экранированные в
пластах-коллекторах и массивные
– в органогенных массивах. Анализ
франских, фаменских и турнейских
нефтей на ряде северных
месторождений ТПП показал, что
данные нефти мигрировали из
одной материнской толщи, а именно
– доманикового горизонта [17].
Перспективы
нефтегазоносности
доманиково-турнейского
карбонатного НГК на
Арктическом шельфе
В акватории Баренцева моря
данный НГК находится на глубине
до 1 – 2 км в районе поднятия
Виктории, погружается в восточном
направлении до 13 – 15 км в
Северо-Баренцевской впадине
и Альбановско-Горбовском
пороге и не превышает 4 – 6 км
в пределах ступени Тегеттгофа
и западной части Центрально-
Карской структурной области.
Анализируя такой расклад глубин
и учитывая уже имеющиеся
месторождения нефти в данном
стратиграфическом диапазоне
по ТПП, можно прогнозировать
нефтепроявления в западной
части российского Арктического
шельфа в направлении поднятия
Виктории, преимущественно в
зоне прогибов Франца Виктории.
Залежи нефти, возможно,
пластовые, линзовидно-пластовые,
тектонически экранированные. В
районе ступени Тегеттгофа и далее
в направлении Центрально-Карской
структурной области можно ожидать
залежи конденсатного газа, не
исключено – с нефтяной оторочкой
ретроградной нефти – склоновые,
линзовидно-пластовые и пластовые,
литологически, стратиграфически
и тектонически экранированные.
О качестве коллекторов, их
литологическом составе можно
говорить лишь после проведения
детальных литолого-фациальных и
палеогеологических исследований,
опираясь на весь геологогеофизический
и геохимический
материал по сопредельным хорошо
изученным территориям, в том числе
и по ТПП. Наиболее погруженные
части доманиково-турнейского
НГК в Северо-Баренцевской
впадине и Альбановско-Горбовском
пороге, более всего могут быть
нефтегазоматеринскими породами
и генерировать углеводороды
нефтяного и газового ряда,
в зависимости от положения
нефтегазоматеринских горизонтов
внутри комплекса в той или иной
катагенетической зоне [3].
Верхневизейсконижнепермский
карбонатный НГК
Данный комплекс наиболее
исследован ввиду неглубокого
залегания продуктивных интервалов
и содержит большее количество
промышленных залежей нефти
и газа в северных прибрежных
районах ТПП, включая ВАСЗ и
Печоро-Колвинский авлакоген
(ПКА), как в его восточной части –
Колвинский мегавал, так и в
западной – Шапкина-Юрьяхинский
вал.
В пределах ВАСЗ в его северовосточной
части в акватории
находится месторождение
Медынское-море, содержащее
четыре залежи нефти в
верхневизейско-нижнепермском
НГК. По западному борту
вала Сорокина выделяются
месторождения Приразломное,
Варандей-море, Варандейское,
Торавейское, Южно-Торавейское,
Наульское им. Г. Чернова,
Лабаганское им. В. Шмергельского,
содержащие залежи нефти
в верхнекаменноугольноассельских,
ассельско-сакмарских
рифогенных и артинских
разнофациальных карбонатах на
глубине 1400 – 2490 м. В пределах
Колвинского мегавала ПКА
наиболее северные месторождения
– Поморское газоконденсатное,
Хыльчуюское нефтяное, Южно-
Хыльчуюское газонефтяное и
Ярейюское нефтегазоконденсатное,
где залежи расположены в
ассельских, сакмарских и артинских
разнофациальных карбонатах на
глубинах 1940 – 2660 м. В северной
части Шапкина-Юрьяхинского вала
ПКА находятся газоконденсатные
месторождения – Коровинское,
Кумжинское, Василковское
и нефтегазоконденсатные –
Ванейвисское и Лаявожское,
содержащие залежи углеводородов
в средне-верхнекаменноугольных
и нижнепермских ассельских и
сакмарских карбонатах на глубине
2200 – 2660 м.
В акватории в пределах
Гуляевско-Долгинской
структурной зоны расположены
месторождения Северо-Гуляевское
нефтегазоконденсатное и
Долгинское нефтяное, содержащие
залежи конденсатного газа
и нефти, соответственно,
в верхнекаменноугольнонижнепермских
органогенных
и органогенно-обломочных
отложениях. В качестве примера
дана краткая характеристика
залежей УВ по ряду месторождений
ВАСЗ и ПКА.
Месторождение Медынскоеморе
содержит залежи нефти в
разнофациальных карбонатных
отложениях на глубине 1160 – 1600 м
(см. рис. 2). Коллекторы
органогенные и органогеннообломочные,
порово-трещинного
типа (рис. 4). Пористость – 11 – 14%.
Нефть тяжелая, плотностью 932
кг/м 3 , содержит серу в количестве
3 – 4%, парафина – до 2%, смол –
до 21%.
Варандейское месторождение
содержит залежь нефти в
артинских известняках на глубине
1625 – 1675 м. Коллекторы
трещинно-порового типа, пористость
– 15,0 – 17,5%, проницаемость –
0,120 мкм 2 . Нефть в стандартных
условиях тяжелая плотностью 901,0
кг/м 3 , вязкостью 23,6 – 33,5 МПа с.
Содержание смол достигает 8,6%,
парафина – до 1,30%, серы –
до 2,5%.
Торавейское месторождение
включает залежь нефти в артинских
карбонатах на глубине 1515 – 1630 м.
Тип коллектора преимущественно
трещинно-поровый. Пористость –
16,4%, проницаемость – 0,004 мкм 2 .
Нефть в стандартных условиях
тяжелая, плотностью 902,0 кг/м 3 ,
вязкостью до 42,00 МПа с.
Содержание смол – 5,60 – 10,40%,
парафина – до 2,26%, серы –
до 2,20%.
Наульское месторождение им.
Г. Чернова в верхневизейсконижнепермском
карбонатном НГК
содержит две нефтяные залежи: в
органогенном массиве ассельскосакмарского
ярусов и в карбонатном
пласте артинского яруса. Залежь
нефти в ассельско-сакмарском рифе
находится на глубине 1550 – 1650
м. Коллекторы – органогенные
известняки пористостью в среднем
8%, проницаемостью 0,248 мкм 2 .
88 ~ Neftegaz.RU [1]