1. Непско-Ботуобинская нгп

Занимает территорию Непско-Батуобинской антеклизы и Вилючан­скую седловину. Площадь НГП – 250 тыс. км². Основными НГК являются вендский терригенный и верхневендско-нижнекембрийский карбонатный комплексы. В настоящее время в НГП сосредоточены > 50% извлекаемых запасов УВ Сибирской гиперпровинции. Здесь уже открыто 24 месторождения УВ.

НГО	Тектоническая характеристика	Месторождения УВ
1. Мирная НГО	Мирненский выступ	Мирненское, Верхневилюханское (нг)
2. Непская НГО	Непский свод	Чаяндинское, Талаканское, Верхнечонское (нкг)
3. Предпатомская НГО	Педпатомский региональный прогиб	Хотого-Мурбайское
4. Ярактинская НГО	Морской подводный склон	Ярактинское, Аянское, Дулисьминское (нгк)

Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в верховьях р. Чон в 250 км севернее г. Киренска. Открыто в 1978 году. Приурочено к северо-западной периклинали Чоно-Пеледуйского поднятия в присводовой части Непско-Ботуобинской антеклизы и связано со сложно построенной структурой размерами 65×45 км. Разрез сложен отложениями юры, кембрия, венда и рифея, общей толщиной до 1700 м. Встречаются интрузии траппов. Площадь сильно осложнена разрывными нарушениями. Наиболее крупный субширотный разлом – Могинско-Ленский разделяет структуру на северный и центральный блоки. Нарушения обуславливают наличие многозалежных продутивных блоков. В целом месторождение многозалежное, нефть и газ выявлены в карбонатных пластах осинского горизонта усольской свиты, усть-куиского горизонта тэтэрской свиты, преображенского горизонта катамганской свиты нижнего кембрия и терригенных отложениях верхнечонского горизонта непской свиты венда. Залежи пластовые, тектонически и литологически экранированные. Наибольшие нефтегазоконденсатные залежи установлены в верхнечонском горизонте (пласты Вr-1 и Br-2 , сложенные кварцевыми песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов). Коллектор трещинно-поровый с пористостью от 2 до 14%, проницаемостью до 0,2–0,3 мкм². В пластах встречаются вторичные процессы в основном галитизации, резко снижающие коллекторские свойства. Эффективная толщина пластов от 2 до 26 м, глубина залегания 1615–1640 м. В верхнечонском горизонте установлено 7 продуктивных блоков, общей площадью до 326 км². Дебиты нефти до 15 т/сут, газа до 380 тыс. м³/сут, газовый фактор 90–95 м³/т, содержание конденсата до 40 г/м³. Нефть, плотностью 850 кг/м³, содержание парафина 1,2%, серы 0,4, смол – 5,7–7,8%. Газ метановый (80–82%), содержание тяжелых гомологов до 18–20%, плотность 0,667–0,731. Газоконденсатонефтяная залежь Преображенского горизонта приурочена к карбонатному коллектору мелкопорового типа, глубина 1540 м. Эффективная толщина изменяется от 1,4 до 17,2 м, максимальная – в центральной части месторождения. Средняя пористость доломитов 8–10%, проницаемость до 0,02 мкм². Дебиты нефти до 20 м³/сут, газа – до 23 тыс. м³/сут. Нефть и газ Преображенского горизонта по своим характеристикам аналогичны нефти и газу в нижележащих отложениях. Залежи усть-кутского и осинского горизонтов изучены слабо, залежи неантиклинальные, пластовые, литологически ограниченные, глубина залегания 1310 м. Коллектор карбонатный, сложен каврнозными доломитами. Пористость 9–12%, проницаемость 0,17 мкм², пластовое давление 14,6–15,1 МПа, температура 16°С, площадь залежи 131,8 км², эффективная толщина 13,7 м, содержание конденсата 43,56 г/м³.

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение находится в 112 км юго-западнее г. Мирного. Открыто в 1970 г. Приурочено к одноименной антиклинальной складке в центральной части Мирненского свода Непско-Ботуобинской антеклизы. Складка представляет собой пологую брахиантиклиналь со слабо ундулирущей осью северо-восточного простирания. Размеры структуры 90×30 км, амплитуда колеблется от 40 до 46 м. Структура осложнена разрывными нарушениями. Промышленная нефтегазоносность установлена в карбонатных отложениях осинского горизонта нижнео кембрия и терригенных породах ботуобинского, улаханского и таланхского горизонтов нижнего кембрия – венда. К ботуобинскому горизонту приурочена основная газовая залежь с нефтяной оторочкой, смещенной на юго-восточное крыло. Залежь пластовая сводовая с элементами тектонического экранирования. Размеры залежи 50×12 – 20 км, высота 40 м. ГВК в центральном блоке -1564. Газонасыщенная толщина 3,2– 10,4 м, начальное пластовое давление 14,6 МПа. Дебиты газа 280 тыс. м³/сут. Состав газа: метана – 87,18%, этана – 3,66%, пропана – 1,32%, бутана – 0,43%, углекислого газа – 0,19%, азота – 6,19%, конденсата – 20,2 г/м³, плотность газа 0,632. Нефтенасыщенная толщина нефтяной оторочки 1,5–5 м (северный блок), 4,2–8,5 (центральный и восточный блоки). Пористость песчаников 12–17%. Начальные дебиты нефти – 24 т/сут. Нефть имеет плтность 867 кг/м³, вязкость 9,17 мПа·с. содержание серы 0,89%, смол и асфальтенов 9,6–21,9%, парафина 1,91–2,85%. К ботуобинскому горизонту приурочено до 90% разведанных запасов нефти и газа.

Залежь осинского горизонта нефтегазовая, пластовая литологически экранированная. Высота залежи 40 м, глубина кровли пласта 1427 м, эффективная толщина 4 м, коллектор карбонатный, пористость 13%, проницаемость 0,015 мкм², пластовое давление 14,3 Мпа, температура 17°С. Дебиты нефти и газа 16 т/сут, 58 тыс. м³/сут.

2 НГП Саудовской Аравии

САУДОВСКАЯ АРАВИЯ, Королевство Саудовская Аравия (араб. Аль-Мамляка аль-Арабия ac-Саудия), — государство в Юго-Западной Азии, занимает свыше 2/3 Аравийского полуострова и ряд островов в Красном море и Персидском заливе. Саудовская Аравия — одна из крупнейших нефтедобывающих стран мира. Нефтяная промышленность обеспечивает свыше 80% поступлений в государственный бюджет и свыше 95% стоимости экспорта (1985). 

Основное богатство страны — нефть и газ. Почти вся территория Саудовской Аравии входит в Персидского залива нефтегазоносный бассейн и лишь узкая полоса побережья Красного моря с прилегающим шельфом относится к Красноморскому нефтегазоносному бассейну в котором открыто одногазоконденсатное месторождение Баркан (начальные промышленные запасы около 68 млн. т), где продуктивны песчаники свиты бэд (миоцен) на глубине 1,9-2 км. В нефтегазоносном бассейне Персидского залива открыто (1985) 57 нефтяных и газонефтяных месторождений, 3 газовых и газоконденсатных месторождения, в т.ч. самое крупное в мире месторождение Гавар (начальные промышленные запасы 10 136 млн. т) и 10 месторождений с начальными промышленными запасами нефти свыше 300 млн. т. Месторождения структурного типа, большей частью многопластовые, приурочены преимущественно к крупным антиклиналям, осложняющим протяжённые валообразные поднятия субмеридионального простирания. Основная нефтеносная толща — верхнеюрские отложения свиты араб мощностью около 120 м, в которой выделяют 4продуктивных горизонта высокопористых калькаренитовых известняков, разделённых прослоями ангидритов. Наиболее продуктивен нижний горизонт. Региональной покрышкой для залежей свиты араб служат перекрывающие эвапориты свиты хит (верхний юра — нижний мел). Залежи нефти выявлены также в известняках свит джубейла (верхний юра) и друма (средний юра), верхнемеловых песчаниках свиты вара и нижнемеловых известняках свиты ратави (Саффания-Хафджи, Зулуф, Манифа). Газовые залежи обнаружены главным образом в известняках и доломитах свиты хуфф пермского возраста. Глубина залегания продуктивных горизонтов в отложениях перми 2,5-3,5 км, юры 1-2,7 км, мела 0,8-2 км. Плотность нефтей варьирует от 845 кг/м³ (Абу-Хадрия) до 889 кг/м³ (Саффания-Хафджи), преобладают средние и тяжёлые, сернистые и высокосернистые нефти (S до 3%). 

3 Большой бурган

Большой Бурган — крупнейшее месторождение-гигант, в котором сосредоточено более 5 % разведанных извлекаемых запасов нефти в мире до 2004 года. Расположено в пустыне на юго-востоке Кувейта, у берегов Персидского залива.

Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 8,0 — 10,1 млрд т. нефти.

Месторождение содержит в себе более половины доказанных нефтяных запасов Кувейта.

БОЛЬШОЙ БУРГАН — нефтяное месторождение в Кувейте, одно из крупнейших в мире. Входит в Персидского залива нефтегазоносный бассейн. Открыто в 1938, разрабатывается с 1939. Приурочено к погребённому куполу, состоящему из трёх поднятий — Бурган, Магва и Ахмади. Общие размеры структуры 46х20 км. Залежи пластовые сводовые.

Начальные промышленные запасы нефти 10 693 млн. т. Промышленно нефтеносны песчаники верхнего (I и II продуктивные горизонты) и нижнего мела (III и IV горизонты, обеспечивающие 90% добычи), а также нижнемеловыеизвестняки в интервале 1080-2600 метров.

Коллекторы гранулярные с пористостью 20-35% и средней проницаемостью 4000 мД (максимум — 30 000 мД). Начальное пластовое давление 22,5 МПа, t 64°С. Плотность нефти 868 кг/м3, вязкость 1,1•10^-2Па•с; содержание S 1,5%.

Эксплуатируются 484 фонтанирующие скважины, годовая добыча около 70 млн. т, накопленная (к 1981) — 2400 млн. т.Нефтепроводы до городов Мина-эль-Ахмади и Эль-Кувейт. Разрабатывается государственной корпорацией "Kuwait Petroleum Corp.".

БИЛЕТ 9