Рис. 1. Районирование Западно-Сибирской НГП. Нефтегазоносные области: I – Ямальская; II – Гыданская; III – Приуральская; IV – Фроловская; V – Надым-Пурская; VI – Пур-Тазовская; VII – Среднеобская; VIII – Васюганская; IX – Каймысовская; X – Пайдугинская. М
Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) располагается на севере Западно-Сибирской платформы (рис. 1), в пределах Пур-Тазовской нефтегазоносной области (НГО).
Территория Пур-Тазовской нефтегазоносной области отвечает Пур-Тазовской синеклизе, осадочный чехол которой представлен юрскими, меловыми, палеогеновыми и четвертичными песчано-глинистыми отложениями. Глубина залегания фундамента устанавливается сейсмическими данными в 4–4,5 км.
Нижне-среднеюрскую толщу Пур-Тазовской синеклизы слагают чередующиеся морские и прибрежно-континентальные отложения большехетской серии общей мощностью до 2,5 км. Серия разделяется на следующие свиты: малышевскую (песчаники), леонтьевскую (алевролиты, аргиллиты), вымскую (песчаники с прослоями алеролитов), лайдинскую (аргиллиты с прослоями песчаников и множеством растительных остатков), джангодскую (песчаники, алевролиты, аргиллиты), левинскую (аргиллиты с прослоями песчаников, конгломератов) и зимнюю (песчаники, алевролиты, аргиллиты с прослоями конгломератов).
Верхнеюрский комплекс представлен мелководно- и прибрежно-морской песчано-глинистой сероцветной формацией.
Отложения меловой системы имеют сложное строение и образованы чередующиемися морскими, солоноватоводными и пресноводными отложения. Мощная сеноман-нижнемеловая толща заключает основные залежи нефти и газа региона.
Мегионская свита (берриас-готерив) сложена серыми аргиллитами, в основании свиты слабобитуминозными, с прослоями песчаников и алевролитов. В нижней части свиты залегает песчано-алевритовая ачимовская пачка (до 130 м). Мощность свиты 400–600 м.
Вартовская свита (готерив-апт) представляет собой толщу переслаивания песчаников, зеленовато-серых алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин. Мощность свиты достигает 600 м.
Покурская свита (апт-сеноман) завершает разрез нижнего мела. Сложена преимущественно отложениями мелководных опресненных бассейнов и континентальными отложениями – песчаниками, глинами, алевролитами. Мощность свиты – до 600 м.
Кузнецовская свита (турон) сложена серыми, зеленовато-серыми глинами с примесью алевритового материала, зернами глауконита и пропластками глауконитовых песков. Мощность свиты 7–100 м.
Часельская свита (коньяк-кампан) представлена ритмичным переслаиванием серых алевролитов и алевритистых глин. Мощность свиты – 80–220 м.
Завершают разрез меловой системы зеленовато-серые, алевритистые и известковистые глины с прослоями глинистых известняков и мергелей танамской свиты маастрихта. Мощность свиты – 200–250 м.
Палеоцен представлен преимущественно морскими отложениями тибейсалинской свиты, включающей в себя серые и буровато-серые глины и алевролиты с прослоями песков, алевритов. Мощность свиты достигает 300 м.
Четвертичные отложения развиты практически повсеместно и представлены озерно-аллювиальными, озерно-болотными и прибрежно-морскими отложениями.
Южно-Русское НГКМ располагается в в Красноселькупском районе Ямало-Ненецком АО, приблизительно в 140 км к юго-западу от поселка Тазовский и в 90 км от п. Красноселькуп. Месторождение открыто в 1969 году в результате бурения и опробования поисковой скважины №6.
Месторождение приурочено к Южно-Русскому валу субмеридионального простирания, осложняющему структуру Часельского мегавала. Южно-Русский вал по кровле сеноманских отложений представляет собой пологую брахиантиклинальную складку, размеры которой составляют 62x15 км, при амплитуде около 100 м. Промышленная газоносность связана с отложениями турона, сеномана, а также альб-апта. Глубина залегания залежей составляет 788-2064 м. Всего выявлено 19 залежей.
Туронские отложения имеют эффективную газонасыщенную толщину 6-9,9 м, при пористости 27-29%. Глубина залегания залежей 788-899 м.
Около 90% запасов газа сосредоточено в верхнемеловых (сеноман) песчано-алевритовых отложениях, вскрытых на глубинах 860-950 м. Пористость сеноманского коллектора достигает значений 32,6%.
В нижнемеловых (альб-аптских) отложениях выявлено 10 залежей на глубинах 1390-2064 м. Пористость коллектора составляет около 25%.
Все залежи массивные, водоплавающие. ГВК располагается на абсолютной отметке от -1256 до -2000 м.
По запасам Южно-Русское месторождение является уникальным. Запасы газа по категории А+В+С1 составляют 825,2 млрд. м3, по категории С2 — 208,9 млрд. м3, нефти — 5,7 млн. тонн.
Литература:
Вяхирев Р.И. Российская газовая энциклопедия. М: Большая Российская Энциклопедия, 2004. 527 с.
Немченко Н.Н., Ровенская А.С., Шоелл М. Происхождение природных газов гигантских газовых залежей севера Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1999. №2.
Справочник по стратиграфии нефтегазоносных провинций СССР. Под ред. Безносова Н.В. и др., М.: Недра, 1987, 336 с.
Тэги:НГКМ
Первая десятка: США, Россия, Иран, Катар, Канада, Китай, Норвегия, Саудовская Аравия, Алжир, а также Индонезия.
Читать дальше
27-27 мая 2016 года
Российский рынок газа. Биржевая торговля
Санкт-Петербург, "Кемпински Мойка 22"
Биржевая торговля газом способна стать эффективным инструментом совершенствования системы газоснабжения в России.
Подробности
ЖЖ Konfuzij
Хроники газового Феникса по имени RUE
Фирташ оказался кремнем. Деньги, адвокаты и суды на месте. Это еще не финал.
Читать полностью
Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение
Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) располагается на севере Западно-Сибирской платформы. Его запасы по категории А+В+С1 составляют 825,2 млрд куб м, по категории С2 — 208,9 млрд куб м.
Читать дальше
М. Бабяк
К вопросу о модернизации реализации газа
Как оптимизировать работу “Межрегионгаза”, минимизировав затраты на работу с мелкими потребителями? Очень просто. Необходимо создать возможность платить за газ за год вперед со скидкой.
Читать дальше
«ЛУКОЙЛ» и «КазМунайГаз» совместно разведают недра Казахстана
Компании «ЛУКОЙЛ» и «КазМунайГаз» совместно оценят углеводородный потенциал некоторых участков на территории Республики Казахстан.
Читать дальше
© «Компания ИНТАРИ - сбор, анализ и хранение данных о трубопроводах», 2009 - 2017