3. Ямбург

ЯМБУРГСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ газоконденсатное — расположено в 120 км к северо-западу от посёлка Тазовский Тюменской области РСФСР. Входит в Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию. Центр добычи — город Уренгой. Открыто в 1969.  Приурочено к крупному куполовидному поднятию в пределах одноимённого мегавала. Размер локальной структуры 170Х45 км, амплитуда 213 м. Выявлена одна газовая и 5газоконденсатных залежей в отложениях верхнего мела. Газовая залежь высотой около 201 м обнаружена в терригенных отложениях сеномана (уренгойская свита) на глубине 1004-1211 м. Продуктивные отложения представлены переслаивающимися песчаниками, алевролитами иглинами с резкой изменчивостью литологических характеристик по площади и разрезу. Коллекторы порового типа эффективной мощностью 39-73 м с пористостью 27% ипроницаемостью 470 мД. Залежь массивная. Начальное пластовое давление 11,5 МПа, температура 30°С. Состав газа (%): CH₄ 95,5; N₂ 4,5; плотность 578 кг/м³. Газоконденсатные залежи выявлены в отложениях валанжина и готерива на глубине 2533-3177 м. Коллекторы - переслаивающиеся песчаники и алевролиты эффективной мощностью 8-15,6 м с пористостью 15- 18%. Залежи пластовые сводовые, высотой 20-80 м. Начальные пластовые давления 26-31,9 МПа, температуры 68-81°С. Газоводяной контакт находятся на отметках от -3150 до -3190. Содержание в газе конденсата 106,5-275 г/м³. Состав газа (%): CH₄ 88,67-88,81; С₂Н ₆ + высшие 6,03- 7,39; N₂ 0,02-0,26; CO₂ 0,59-0,94. Разработка газовой залежи ведётся в газовом режиме.

БИЛЕТ № 21

1 Волго-Уральская нгп

Территория НГП охватывает восточную часть Восточно-Европейской платформы (Волго-Уральскую антеклизу). S = 700 тыс. км². С севера и востока она ограничена горно-складчатыми сооружениями Тимана и Урала (через Предуральский КП), с юга – Прикаспийской мегасинеклизой, а с запада Сыктывкарским, Токмовским и Котельническим сводами и восточным склоном Воронежской антеклизы.

НГП занимает земли Пермской, Кировской, Самарской, Оренбургской, Белгородской (полностью), Свердловской, Пензенской и Ульяновской (частично) областей, а также республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, Мари-Эл.

Главная роль в открытии НГП принадлежит И. М. Губкину, давшему научное обоснование нефтегазоносности обширной территории. Первое нефтяное месторождение было открыто в апреле 1929 года в районе с Верхнечусовские городки Пермской области. Для оконтуривания Соликамского месторождения калийных солей из скважины 20 был получен фонтанный приток нефти из артинских рифогенных известняков, залегающих под мощной галогенной толщей P₁kg.

Открытие месторождений УВ продолжилось в 1941–45 г.г. (Яблоневый овраг, Туймазы). До 1941 г. – Краснокамское, Полазненское, Бугурусланское, Сызранское – в отложениях Р, С₂, С₁, D.

В послевоенные годы в районе новой провинции шло мощное наращивание сырьевой базы и рост добычи УВ.

В 1938 году добыто ~ 1 млн. т нефти. Первое крупное месторождение газа – Елшано-Курдюмское открыто в 1941 году (Саратовская область).

В 1945 году ~ 2,8 млн. т нефти.

В 1955 году ~ 41 млн. т нефти.

В 1960 году ~ 100 млн. т нефти, 9,5 млрд. м³ газа.

В 1970 году ~ 200 млн. т нефти, 17,5 млрд. м³ газа.

В 1980 году ~ 180 млн. т нефти, 18,6 млрд. м³ газа.

В 1994 году ~ 70 млн. т нефти, ~ 36 млрд. м³ газа.

Всего с начала разработки пробурено ~ 20000 скважин (суммарным метражом ~ 40 млн. м). Средняя плотность ~ 60м/км². Средняя глубина ~ 2000 м. Самая глубокая скважина – Ташлинская 25, прорбурена на живетский ярус D₂ в Бузулукской впадине.

НГО	Тектоническая характеристика	Месторождения УВ
1. Татарская	Татарский свод и его вершины (блоки), состоящие из валов и структурных террас	Ромашкинское, Акташское, Новоелховское, Туймазинское, Бавлинское, Шкапновское (н) и др.
2. Пермско-Башкирская	Пермо-Башкирский свод (Краснокамско-Полазненский, Каменноложский и др. валы) и его вершины и склоны	Ярино-Каменноложское, Полазненское, Лобановское, Краснокамское, Осинское (н) и др.
3. Камская	Камский свод	Кудымкарское, Майкорское (н) и др.
4. Верхнекамская	Верхнекамская впадина (ижевская, Гремихинская зоны поднятий, Киемгокский, Очерский валы и др.)	Киенгопское, Мишкинское, Чутырское (н) и др.
5. Бирская	Бирская седловина (валы)	Арланское, Манчаровское, Чекмагушевское, Вятское (н) и др.
6. Мелекес-Абдулинская	Мелекесская и Абдулинская впадины	Радаевское, Байтуганское, Боровское, Султангаловское, Алябьевское (н) и др.
7. Уфимско-Соль-Илецкая	Уфимская моноклиналь и соль-Илецкий свод	Сергеевское, Загорское, Алаторское, Алкинское (н), Оренбургское, Культюбинское (г) и др.
8. Жигулевско-Пугачевская	Средневолжский (Жигулевский свод), Бузулукская впадина	Покровское, Яблоневый овраг(н), Кулешовское, Генеральское, Фурмановское (гн) и др.
9. Саратовкая	Саратовский свод, Урицко-Горючинская гр. валов, Иловлинская гр. валов.	Курдюмо-Елшанское, Соколовогорское, Жирновское, Бахметьевское (гн), Урицкое (г) и др.
10. Доно-Медведицкая	Доно-Медведицкий свод (Коробковский, Ачрединско-Донской, Чирско-Донской блоки)	Коробковское, Ачрединское, Зимовское (гн), Абрамовское, Верховское (г) и др.

Регионально-нефтегазоносные комплексы (РНГК)

1. Верхнепермский. Н=490 м. Доломиты, известняки, ангедриты казанского яруса, алевролиты, песчаники уфимского яруса четыре нефтегазонасыщенных пласта, небольшие залежи. Жигулевско-Пугачевская НГО.

2. Нижнепермский-верхнекаменноугольный. Н=1000 м. известняки и доломиты с прослоями мергелей. Нефтегазоносен в юго-восточной части НГП, где развита галогенная покрышка кунгура. Крупные залежи газа.

3. Среднекаменноугольный. Н=140–420 м. Известняки, доломиты, песчаники, алевролиты. Продуктивны отложения мячковского, подольского, верейского горизонтов башкирского яруса. Покрышки – глины и глинистые известняки. Многочисленные залежи нефти в Камско-Кимельской системе прогибов.

4. Нижнекаменноугольный. Н=240–530 м. Песчаники, алевролиты в нижней части известняки и доломиты. Покрышки – глины тульского горизонта. Продуктивны пласты яснополянского, тульского, бобриковского и малининского горизонтов, намюрского яруса. Литология и мощность изменчивы.

5. Нижнекаменноугольный-верхнедевонский Н=275–810 м. Известняки и доломиты. Пласты-коллекторы турнейского яруса, данково-лебедянского, задоно-елецкого, евлановско-ливенского, мендымского семилукского горизонтов. Покрышка – глины и аргиллиты в нижней части везея и верхней части турнея. Залежи нефти выявлены в Татарской, Пермско-Башкирской, Жигулевско-Пугачевской НГО.

6. Девонский терригенный. Н = 30–530 м. Песчаники, алевролиты, аргиллиты с прослоями известняков. Продуктивны пласты песчаников кыновского, пашийского горизонтов, живетского яруса. Нефтеносен на большой территории.

Тектоническое районирование

Кристаллический фундамент Волго-Уральской НГП имеет AR-PR₁ возраст. Хорошо изучен в центральной и юго-западной частях. Глубина залегания от 1,5–2,0 км до 5,0–7,0 км. Глубокие параметрические скважины на Ромашкинском месторождении вскрыли 2 км.

Осадочный чехол PR3 – FN возраста. В нем бурением и геофизикой выявлены крупные сводовые поднятия и разделяющие их впадины и прогибы.

В Волго-Уральской НГП выявлены ~ 750 месторождений УВ из них ~ 650 нефтяных, ~ 70 нефтегазовых, ~ 25 газовых, ~ 5 газоконденсатных. Наиболее крупные: Ромашкинское, Арланское, Ярино-Каменноложское, Новоялховское, Бавлинское, Шкаповское (н), Оренбургское (гк), Мухановское, Коробковское (гн) и тд.

Распределение запасов УВ

В девоне – 30% разведанных (н) и 2% раздеданных (г).

В карбоне – 58% разведанных (н) и 8% раздеданных (г).

В перми – 12% разведанных (н) и 90% раздеданных (г).

Основные направления ПР бурения

1) С₁ – С₂ каменно-Кинельской системы прогибов, слагающие внешние и внутренние части прибортовых зон. Здесь возможно открытие залежей (н) и (г) со структурами облекания биогергермных массивов D₃ – С₁. Во внутренних прибортовых зонах интерес также представляют залежи 9н) в зонах выклинивания терригенных пород С₁. В осевой зоне и по периферии возможно открытие одиночных рифовых структур.

2) Эйфельско-нижнефранские терригенные отложения юго-восточных склонов Пермо-Башкирского свода, Бузулукской и Верхнекамской впадины юго-восточного склона Восточно-Европейской платформы.

3) D₃ – С₂ карбонатные и терригенно-карбонатные, терригенные отложения крупных тектонических элементов НГП. Особенно – южные части Бузулукской и Верхнекамской впадин.

4) Р₁ – С₂ терригенно-карбонатные отложения п/н части разреза внутреннего борта ПКП.

Приемущественно карбонатные отложения Р₁ – С прибортовой зоны Прикаспийской мегасинеклизы и Соль-Илецкого выступа.

Типы зон месторождений и залежей УВ

В основном зоны нефтегазонакопления связаны с линейными валообразными поднятиями, а также приурочены к зонам больших градиентов изменения мощностей D и С отложений. Размещение залежей УВ контролируется структурно-тектоническим, палеотектоническим и литологическим факторами.

Месторождения УВ приурочены к локальным структурам:

– с соответствием структурных планов по верхним и нижним горизонтам;

– с несоответствием структурных планов (основная часть).

Большая часть структур расположена на валообразных поднятиях. К первому типу относят многопластовые месторождения в древних по возрасту заложения структурах, которые заполнены нефтью и газом по всему разрезу (Ромашкинское, Мухановское, Шпаковское, Туймазинское и др. месторождения). Ко второму типу относят месторождения, приуроченные к структурам С. В девоне залежей нет (Арланское, Шутуровское, Байтуганское месторождения).

Типы залежей

1) В девоне залежи обычно сводовые, основные в горизонтах D₁, D₂. Этаж нефтегазоносности – несколько десятков метров (до 150 м). Залежи нефтяные только в Саратовских и Волгоградских дислокаций – газовые шапки и газовые месторождения. Из-за изменения литологического состава отмечаются участки без нефти («лысые»). В карбонатных коллекторах залежи массивные и пластовые. Имеются литологические залежи, особенно в D_II, D_III, D_IV (Ромашкинское, Туймазинское). Шнурковые залежи (Б_о – Покровское месторождение). В девоне отличаются в Бирской НГО – рифогенные залежи.

2) В каменноугольных отложениях преобладающее количество залежей относится к сводовому типу:

а) в выступах древнего рельефа известняков башкирского яруса (Самарская лука, Саратов);

б) к структурно-литологическому типу в зоне выклинивания бобриковского и тульского горизонтов (Саратовкая НГО);

в) линзовидные (Мелекесс-Абдулинская зона дислокаций);

г) шнурковые залежи в бобрикоском горизонте в Большекинельской зоне НГН.

В карбонатных породах массивные и пластовые залежи. Чисто нефтяные, нефтяные с газовой шапкой, газовые.