ГКМ / 30.07.2010 / Собинское нефтегазоконденсатное месторождение

Собинское нефтегазоконденсатное месторождение располагается в юго-западной части Сибирской платформы. Ближайшим населенным пунктом ( 40 км ) является поселок Ванавара – административный центр Тунгусско-Чунского района Эвенкии (Красноярский край). В геологическом отношении эта часть территории Сибирской платформы находится в пределах южного района Лено-Тунгуской нефтегазоносной области.

В целом осадочный чехол региона представлен чередованием терригенных (аргиллиты, алевролиты) и карбонатных пород. Широкое распространение имеют соленосные комплексы. Платформенный чехол южной части Лено-Тунгусской нефтегазоносной области сложен четырьмя крупными комплексами терригенных, карбонатных и карбонатно-галогенных отложений: рифейского, венд-нижнепалеозойского, верхнепалеозойско-триасового и мезозойско-кайнозойского возраста. Благоприятными условиями для накопления нефтегазовых толщ обладают лишь породы рифея, венда, а также нижнего палеозоя.

Породы рифея и венда  связаны с рифтовым комплексом Сибирской платформы и имеют ограниченное распространение. Нижние горизонты рифея представлены мелководно-морскими отложениями, нередко – грубообломочными красноцветными образованиями. Верхние части разреза рифея характеризуются появлением мелководно-морских терригенных и карбонатных осадков со значительным развитием вулканитов.

Нижний венд сложен терригенными отложениями, главным образом, – песчаниками. В их составе выделяется три региональных резервуара в пределах Непско-Ботуобинской, Катангской и Предпатомской зон нефтегазонакопления. В верхнем венде преобладают карбонаты – рифовые известняки, в пределах которых известно три региональных резервуара. Нефтяные залежи карбонатных толщ связаны с трещинно-поровыми и трещинно-каверновыми коллекторами.

В кембрийское время в связи с изоляцией Сибирского моря в южной и центральной частях Лено-Тунгусского бассейна происходит накопление мощных (до 2 км) отложений солей, а также карбонатов, слагающих карбонатно-солевую формацию. Соляная толща представляет собой тонкое чередование ангидрита, галита, горизонтов мелководных органогенно-обломочных и биогенных карбонатов. Карбонатно-солевая формация перекрывает всю южную часть Лено-Тунгусской нефтегазоносной области и является уникальной региональной покрышкой для месторождений углеводородов в регионе.

Кембрийская карбонатно-соленосная формация является не только идеальной покрышкой, но и выделяется как самостоятельный перспективный нефтегазоносный комплекс, который включает два продуктивных и шесть перспективных карбонатных горизонтов мощностью от 20 до 200 м, характеризующихся региональным распространением.

На протяжении ордовика-карбона на территории южной части Лено-Тунгусской области существовало несколько мелководных бассейнов, где накапливались маломощные осадки пестрого литологического состава. Рифовые органогенные карбонаты силурийского возраста, покрышкой для которых служат глинистые, карбонатно-глинистые и сульфатные породы, возможно, являются нефтегазоносными.

С каменноугольно-пермскими породами связана мощная лимническая угленосная формация.

Триасово-юрский период для территории ознаменовался активизацией вулкано-магматической деятельности и внедрением пластовых интрузий (силлов) и даек основных пород – сибирских траппов. Влияние их на нефтегазоность региона еще не достаточно изучено, но, скорее всего, проявление траппового магматизма оказывает отрицательное воздействие на формирование крупных залежей углеводородов. В процессе внедрения интрузии создают дополнительный прогрев осадочной толщи, способствуя тем самым новой миграции и рассеиванию углеводородов. Секущие интрузии (дайки) способны разрушать существующие залежи нефти и газа, высвобождая их к поверхности. В то же время регионально выдержанные пластовые интрузии способны формировать прочные флюидоупоры, создавая дополнительные благоприятные условия для накопления углеводородов.

Собинское месторождение приурочено к Катангской зоне нефтегазонакопления, располагающейся в южной части Лено-Тунгусской области. Площадь Катангской зоны составляет не менее 59 тыс. км ² , в ее пределах находятся два уникальных месторождения – Собинское и Пайгинское.

Катангская зона нефтегазонакопления приурочена к Катангской седловине – положительной структуре, разделяющей Байкитскую и Непско-Ботуобинскую антеклизы, а также Присаяно-Енисейскую и Курейскую синеклизы (рис. 1).

Катангская седловина осложнена целым рядом поднятий, которые наиболее отчетливо проявляются в отложениях подсолевого комплекса. Так, в центральной ее части находится Собинско-Тэтэрский выступ – крупная горстообразная структура, амплитуда вертикального перемещения которой превышает 200 м . Структура Собинско-Тэтэрского выступа, в свою очередь, также осложнена локальными поднятиями, например, Собинским валом, имеющим размеры около 500 км ² при вертикальной амплитуде свыше 100 м . Эти и другие локальные поднятия в пределах Катангской седловины делают ее перспективной областью для сохранения залежей углеводородов.

Разрез осадочного чехла в пределах Собинского месторождения включает в себя породы рифейского, вендского, кембрийского и карбон-триасового возраста.

Рифейские отложения слагают самый нижний и наиболее сложный для изучения комплекс, о строении которого можно судить лишь по данным глубинного сейсмического профилирования, а также по керну глубокого бурения. Рифейская часть разреза представлена главным образом терригенными песчано-алевролитовыми толщами.

Вендские отложения отличаются значительной фациальной изменчивостью – основание разреза образует ванаварская свита, которая сложена главным образом песчаниками с хорошими коллекторскими свойствами. Вверх по разрезу в ванаварской свите  увеличивается количество тонкозернистой составляющей – начинают преобладать алевролиты и глинистые доломиты, последние можно рассматривать как локальный флюидоупор.

Региональный флюидоупор образуют кембрийские отложения, представленные мощной (около 1500 м ) солевой тощей, содержащей прослои карбонатных пород.

Карбон-триасовые породы имеют преимущественно терригенный состав. В верхах разреза отмечаются многочисленные интрузии и пластовые тела  основных пород триасового возраста.

Нефтегазоносность Собинского месторождения связана с подсолевыми горизонтами песчаников ванаварской свиты венда (рис. 2). Единичные проявления газа отмечались также в вышележащих терригенных отложениях оскобинской свиты венда.

Залежи углеводородов контролируются как структурными, так и литолого-фациальными факторами, определяющими коллекторские свойства пород. Всего на месторождении выделено пять продуктивных горизонтов: ВН-1, ВН-2, ВН-3, ВН-4 и ВН-5. Нижние горизонты ВН-3, ВН-4 и ВН-5 представляют собой газовую залежь с незначительной нефтяной оторочкой. Верхние горизонты ВН-1 и ВН-2 имеют более сложное строение и содержат в себе две самостоятельных залежи – газовую и газо-нефтяную. Строение месторождения осложняется наличием разрывных нарушений, разделяющих месторождение на три части – западную, центральную и восточную (рис. 3).

Главными факторами, определяющими накопление нефти и газа, является наличие литологических ловушек, связанных с выклиниванием песчаных пластов венда по направлению к Камовскому своду. Основными нефтегазогенерирующими толщами признаются обогащенные органическим веществом глинистые породы аянской свиты рифея. Генерация и формирование углеводородов происходили в фанерозойское время в период значительного прогибания территории. Основная часть нефти и газа мигрировала по поверхности несогласия между рифеем и вендом, заполняя ловушки в вендских породах.

Нефти Собинского месторождения легкие и средние, маловязкие, малосернистые и малопарафинистые. Газовые залежи в основном метанового состава, содержат тяжелые УВ, преимущественно этан, а также азот и гелий. Общие запасы свободного газа в месторождениях Собинское и Пайгинское по категории С1 составляет 147,5 млрд. м ³ , конденсата – 9,0 млн. т и нефти – 4,83 млн. т (извлекаемых); по С2,  соответственно, – 19,7 млрд. м ³ , 1,8 млн. т и 8,82 млн. т. Свободный газ содержит: метана – 62,9–75,0%, гомологов метана – до 7,1%, азота – 23,0–28,1 % и углекислого газа – 0,2%. Отмечается высокое (до 0,58%) содержание гелия.

Источники:

Конторович А.Э., Тимошина И.Д. Насыщенные углеводороды-биомаркеры в нефтях и битумонасыщенных породах докембрий Катангской нефтегазоносной области // Геология нефти и газа. 2009. №1. С. 92–101.

Старосельцев В.С. Проблема выделения рифтогенных прогибов – перспективных тектонических элементов активного нефтегазообразования // Геология и геофизика. 2009. Т.50. №4. С. 475-483.

Мельников Н.В. и др. Перспективы нефтегазоносности Чуньского рифей-вендского осадочного бассейна на западе Сибирской платформы // Геология и геофизика. 2008. Т.49. №3. С. 235-243.

Белонин М.Д., Маргулис Л.С. Нефтегазовый потенциал и перспективы освоения углеводородных ресурсов Востока России // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2006.

Конторович А.Э. и др. Тектоническая карта венд-нижнепалеозойского структурного яруса Лено-Тунгусской повинции Сибирской платформы // Геология и геофизика. 2009. Т.50. №8. С. 851–862.

Певнев С.М., Букаты М.Б., Рогов Г.М. Гидрогеологическое обоснование модели Собинского газонефтяного месторождения // Гидрохимические поиски месторождений полезных ископаемых. – Новосибирск, Наука. 1990. С. 164-172

http://gasforum.ru/dokumenty/1350/

www.emgeo.ru

---

Тэги: Газоконденсатные месторождения