1 Западно-Кубанская нгп

Западно-Кубанская НГП

Приурочена к Западно-Кубанскому прогибу, Адыгейскому выступу, Тимашевской ступени.

Западно-Кубанский прогиб представляет собой асимметричную депрессию, выполненную олигоцен-миоценовыми молассовыми отложениями кавказского простирания, имеющую сложное строение и осложненную структурами более низкого порядка. Размеры Западно-Кубанского прогиба в пределах суши составляют 80–90×220 км.

Северной границей прогиба является Новотитаровский разлом, выявленный по данным грави-магниторазведки. По нему Западно-Кубанский прогиб соединяется со структурно более высоко расположенной Тимашевской ступенью, представляющей собой пологую зону размером 190×15 км. Глубина залегания фундамента в ее пределах колеблется от 3000 м на севере до 6000–10 000 м на юге. В отложениях кайнозойского комплекса Новотитаровскому разлому соответствует флексурообразный перегиб. Здесь же происходит сокращение толщи или пологостратиграфическое выклинивание, а также смена литофаций отдельных стратиграфических подразделений, фиксирующих переход платформенного склона прогиба к Тимашевской ступени. Южнее Новотитаровского разлома количество разрывов резко уменьшается. В юго-западной части территории развиты довольно высокоамплитудные брахиантиклинальные складки (Свистельниковская, Войсковая, Губернаторская, Северо-Губернаторская, Западно-Беликовская и др.), иногда осложненные разрывами. В юго-восточном направлении Новотитаровский разлом, дугообразно изгибаясь, вероятно, переходит в Цицинский поперечный разлом, по которому восточное окончание прогиба граничит с Адыгейским поперечным поднятием.

Современная южная граница прогиба проводится в районе Ахтырской шовной зоны, представляющей собой систему высокоамплитудных взбросо-надвигов, севернее которых происходит резкое увеличение мощности олигоцен-плиоценовых отложений. Южнее Ахтырской зоны прогиб граничит с Собербаш-Гунайским синклинорием западной части Большого Кавказа.

Через южную часть акватории Азовского моря Западно-Кубанский прогиб продолжается и уже в пределах Керченского полуострова переходит в Индольский прогиб. Наибольшее погружение (до 14 км) мезозойский комплекс отложений имеет в своей западной части, которая протягивается в сторону Азовского моря и переходит в Индоло-Кубанский прогиб.

На западе прогиба располагается поперечный по отношению к основному Таманско-Керченский прогиб, наложенный на погребенные мезозойские комплексы Северо-Западного Кавказа и заполненный отложениями майкопа и неогена, для которых характерен глинистый диапиризм майкопских отложений, как открытого, связанного с грязевыми вулканами, так и скрытого типа. Диапиризм приурочен к определенным структурным зонам, которые определяются поперечными ступенчатыми разломами. Этим он отличается от собственно передового прогиба, где мезозойские и палеогеновые отложения, по крайней мере, центральной части и северного борта, не обнаруживают значительной дислоцированности.

Глубины залегания фундамента Таманско-Керченского прогиба доходят до 12 000 м.

В пределах Западно-Кубанского прогиба выделяются крупные структурно-тектонические элементы, усложняющие его строение. В северной части – относительно широкий Славянско-Рязанский, на юге – Адагумо-Афипский прогибы, разделенные между собой миоцен-плиоценовой Анастасиевско-Краснодарской антиклинальной диапировой зоной.

В приосевой части передового прогиба, примыкающей к акватории Азовского моря, расположен Славянско-Рязанский прогиб с глубиной залегания фундамента более 13 000 м, который по отложениям нижнего –среднего майкопа дифференцируется на Славянскую и Темрюкскую синклинали и разделяющий их Славянский выступ. Анастасиевско-Краснодарская антиклинальная зона имеет относительно приподнятое залегание фундамента (10 000–12 000 м), включает в себя линейные и брахиморфные крипто и диапировые складки: Анастасиевско-Троицкую, Западно-Анастасиевскую и Курчанскую. Зона уходит на запад в сторону Таманско-Керченского прогиба.

Славянская антиклиналь расположена в западной части Славянско-Рязанского прогиба и характеризуется почти полным отсутствием в центральной части криптодиапировой складчатости. Северный борт синклинали охватывает Южно-Андреевский участок блоково-сбросовых нарушений, являющийся восточным продолжением Прибрежно-Новотитаровской зоны дислокаций. Южно-Андреевский участок характеризуется меньшим количеством разрывов и их амплитудой. В районе площадей Южно-Андреевская, Восточно-Ивановская максимальные амплитуды смещений по чокракским отложениям достигают 60–100 м. Восточнее, на площадях Мышастовская и Новотитаровская разрывы представлены единичными, короткими сбросами слабоволнистой конфигурации амплитудой до 20–25 м. Как и в Прибрежно-Морозовском районе чокракские отложения осложнены поперечными к простиранию склона эрозионно-структурными депрессиями и выступами палеорельефа амплитудой десятки метров. Эти палеоструктурные элементы контролировали распределение песчаных тел нижнего чокрака.

Темрюкская синклиналь находится в западной наиболее погруженной части Славянско-Рязанского прогиба и характеризуется интенсивными пликативно-дизъюнктивными дислокациями и нефтегазоносностью миоцен-плиоценовых отложений. В сухопутной части синклинали мэотические песчаные горизонты характеризуются отсутствием замкнутых форм. В акватории Азовского моря появляются складки Геленджикская, Новая, Береговая, Западно-Береговая, Тизар-море.

В пределах северного борта Западно-Кубанского прогиба выделяется региональная Прибрежно-Новотитаровская зона дислокаций, внутри которой выделена линзовидно-дугообразная Прибрежно-Кировская подзона интенсивного развития высокоамплитудных ротационных сбросов. В чокракских отложениях установлена поперечная и продольная зональность. Осевой плоскостью поперечной зональности является Южно-Варавенский сброс с максимальными (до 250 м) амплитудами смещения. В северном и южном направлениях постепенно уменьшаются радиусы кривизны и амплитуды нарушений, степень ротации и толщины чокракских отложений. Осевой плоскостью продольной симметрии является медианное сечение дугообразной Прибрежно-Кировской структуры, в целом совпадающее с продольной осью Сладковско-Морозовского района.

В восточном, в меньшей степени, в западном направлениях от осевой плоскости продольной симметрии направленность изменения основных характеристик зоны блоково-сбросовых дислокаций сходна с поперечной зональностью.

По материалам сейсморазведки 3Д установлено поисковое значение небольших поперечных сбросов и флексур, осложняющих строение основных тектонических блоков. Поперечные сбросы и флексуры образуют малоамплитудные грабенообразные структуры проседания, маркирующие приосевые зоны крупных, длительно развивающихся каналов с резервуарными песчаниками.

К югу от Анастасиевско-Троицкой антиклинальной зоны расположен Адагумо-Афипский прогиб с глубиной залегания фундамента более 12 000 м.

Южный борт прогиба, примыкающий к горно-складчатым сооружениям Северо-Западного Кавказа, представляет собой систему сложнопостроенных, интенсивно дислоцированных, тектонически раздробленных, с элементами надвигового перекрытия, опрокидывания и т. д. Фундамент изучен слабо, ориентировочно глубины его залегания оцениваются в 8000–12 000 м. В целом эта протяженная зона выделяется в качестве антиклинальной зоны южного борта. В ее состав входят: Азовская зона, выделенная по отложениям мела и палеоцен-эоцена, залегающих на глубинах, не превышающих 1000–1500 м, смятые в сложные складки с многочисленными нарушениями, погребенными под моноклинально залегающими отложениями майкопа и более молодыми отложениями; Крымско-Варениковская зона, представляющая сложную складчатую структуру с элементами надвигания к северу и криптодиапирами на западе по отложениям майкопа, а отложения мэотиса и более горизонты плиоцена залегают резко несогласно; Левкинская зона, расположенная севернее Азовской, выделяется по палеоцен-эоценовым отложениям с глубиной залегания фундамента 4000 м; Калужская зона, расположенная восточнее Левкинской, меловые отложения в которой залегают на глубинах около 5000 м, имеющая сложное блоковое строение. На восточном погружении южного борта располагается Хадыженская моноклиналь. Структурная дифференциация зоны отсутствует по всему разрезу мезозоя-кайнозоя, по верхним горизонтам отложения залегают с падением на север, фундамент погружен на глубины 4000–8000 м. Севернее Хадыженской моноклинали приосевую часть прогиба осложняет погребенный Шапеуго-Апшеронский вал (15×110 км, с амплитудой порядка 800 м). Фундамент здесь залегает на глубине 6000–8000 м.

Тектоническое строение региона по отдельным стратиграфическим комплексам осадочного чехла значительно упрощается, при этом темп сглаживания очертаний тектонических элементов возрастает вверх по разрезу.

К началу платформенного осадконакопления разновозрастная поверхность фундамента и пермо-триаса в значительной степени была снивелирована, что обусловило более простую структуру перекрывающих базальных комплексов мезозоя платформенного чехла.

Из отложений осадочного чехла мезозойского возраста в регионе наиболее развиты меловые отложения. Нижний и верхний отделы мела образуют единый структурный этаж с идентичным строением. Лишь в осевой зоне прогиба верхнемеловой комплекс выпадает из разреза. Палеогеновые отложения имеют отличия в строении морфоструктурных форм. Поэтому в пределах Западно-Кубанского прогиба они образуют два самостоятельных структурно-литологических комплекса: нижний, представленный терригенно-карбонатными отложениями палеоцен-эоценового возраста, и верхний – терригенными породами олигоцен-миоценового возраста значительной толщины.

Западно-Кубанский передовой прогиб отчетливо выделяется по палеоцен-эоценовым отложениям. Участок северного борта прогиба (от меридиана Чебургольских скважин на западе до ст. Андреевской на востоке) имеет относительно простое строение, где чокракские отложения практически моноклинально погружаются в южном направлении, а южный борт прогиба имеет сложное блоковое строение. В пределах блоков многочисленные поднятия группируются в ряд структурных зон, ступенчато погружающихся в осевую часть прогиба.

Структурные осложнения по поверхности майкопских отложений отмечаются в осевой зоне в западной половине южного борта Западно-Кубанского прогиба и на территории Таманско-Керченского прогиба, вследствие проявления здесь глинистого диапиризма.

Строение наиболее молодого неогенового комплекса в Западно-Кубанском передовом прогибе отличается интенсивной дислоцированностью, а в его восточной части – моноклинальным залеганием. Интенсивная структурная дифференциация поверхности неогеновых отложений характерна для Таманского прогиба, Анастасиевско-Троицкой антиклинальной зоны и осевой части Темрюкской синеклизы, что связано с проявлением майкопского диапиризма.

Таким образом, в мезо-кайнозое основные тектонические особенности фундамента в виде наиболее крупных элементов были сохранены, а снизу вверх происходило упрощение структур платформенного чехла.

В разрезе Западно-Кубанской НГП установлена нефтегазоносность всего разрезе неогеновых отложений. Выявленные многочисленные залежи УВ приурочены к песчаным горизонтам, которые по номенклатуре Анастасиевско-Троицкого месторождения представлены сверху вниз: I киммерийский (азовский горизонт); II III – понтические; IV, IVa, V, VI, VIa, VII и VIII – меотические; IX, X, XI, XII, XIII – сарматские; XIV – конкские; XV, XVI – караганские; XVII и XVIII– чокракские. К чокрак-сарматским отложениям приурочены, в основном, нефтяные и газоконденсатные залежи; к мэотис-киммерийским породам приурочены газовые залежи.

Нефтегазоносность терригенных отложений чокрака в пределах северного борта Западно-Кубанского прогиба установлена в разрезе скважин Прибрежной, Сладковской, Морозовской, Южно-Морозовской, Восточно-Прибрежной, Терноватой и Варавенской площадей.

В разрезе чокракских отложений Прибрежного месторождения по промысловым данным выделяется одиннадцать песчано-алевролитовых пачек, из которых в семи верхних (I– VII) установлены газоконденсатные залежи. Залежи приурочены к различного типа ловушкам.

Залежь I пачки вскрыта в разрезе шести скважин (1, 3, 7, 8, 11, 19), из которых в скважинах 1, 3, 7, 8 получены промышленные притоки. При опробовании I пачки в скв. 1 из интервала 2837–2832 м получен газ – 210,4 тыс. м³/сутки и конденсат Q_к = 182,7 м³/сутки на штуцере 7 мм. В скважине 3 из интервала 2892–2879 м притоки составили: Q_г = 98,2 тыс. м³/сутки, Q_к = 147 м³/сутки на 5 мм штуцере. Из интервала 2843–2834 м приток газа Q_г = 4,6 тыс. м³/сутки, Q_к = 16,8 м³/сутки. В скважине 8 из интервала 2928–2923,5 м получен незначительный приток газа и конденсата. В двух скважинах (11 и 19) коллектора I пачки оценены как газоконденсатные по результатам ГИС. Пять скважин вскрыли I пачку за пределами контура газоносности, в четырех отмечено отсутствие коллекторов, в одной коллектора вскрыты в условиях водонасыщения. Залежь по типу пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная. Наиболее достоверно граница залежи определена в западной части структуры, где по данным бурения скв. 2, 7, 8, 1, 4, 3, 6, 9 относительно достоверно установлена граница замещения коллекторов. В северной части залежь I пачки устанавливается разрывными нарушениями. На востоке контур залежи I пачки ограничивается изогипсой -2884 м по принятой для залежи отметке ГВК. Предполагаемые размеры газоконденсатной залежи составляют 5,5×3,5 км, высотой около 70 м.

Залежь II пачки выявлена по результатам бурения скв. 3, где при опробовании интервала 2992–2989 м получен приток газа и конденсата. К настоящему времени залежь вскрыта четырьмя скважинами (1, 3, 4, 9) на абсолютных отметках -2871–-2920 м.

При опробовании II пачки в скважине 3 из интервала 2949–2943 м получен приток газа и конденсата: Q_г = 5–8 тыс. м³/сутки, Q_к = 5 м³/сутки с обильным выносом породы. В скв. 4 получен слабый приток газа и конденсата из интервала 3084–3074 м. В пределах площади II пачка вскрыта в 11 скважинах и имеет толщины от 6 м (скв. 3) до 19 м (скв. 4). Коллектора вскрыты в четырех скважинах (1, 3, 4, 9). Эффективные толщины соответствуют газонасыщенным и составляют 0,2 м (скв. 3)–1,0 м (скв. 9). Газоконденсатная залежь приурочена к линзовидной ловушке, ограниченной со всех сторон зоной замещения коллекторов. Залежь по типу литологическая, линзовидная, полностью заполнена УВ.

С III пачкой связаны две отдельные газоконденсатные залежи, одна их которых расположена в северо-западной части площади и открыта скв. 7, при опробовании интервала 2902–2898 м которой получен приток газа дебитом 11,72 тыс. м³/сутки и Q_к = 14,2 м³/сутки. Залежь 1 вскрыта только скв. 7. Залежь газоконденсата, расположенная в районе скв. 7, связана с ловушкой комбинированного типа, представляющая собой полулинзу, ограниченную с юга, востока и запада зоной замещения коллекторов, с севера – нарушением амплитудой 70 м. Газоконденсатная залежь 2 в III пачке чокрака открыта скв. 6, где при забое 3132 м при подъеме бур. инструмента начался интенсивный перелив из скважины бурового раствора с последующим фонтанированием. Ориентировочный дебит газа 600 тыс. м³/сутки.

Газоконденсатная залежь 2 вскрыта тремя скважинами (3, 6, 9). Скважина 9 не опробовалась, а в скв. 3 III пачка опробовалась совместно со II из интервала 2949–2909 м (III в интервале 2949–2943 м), получен приток газа 5–8 тыс. м³/сутки. В скв. 6 III продуктивная пачка в интервале 3064–3045 м охарактеризована как хорошо проницаемый газонасыщенный коллектор с эффективной газонасыщенной толщиной 5 м. Газоконденсатная залежь в III пачке чокрака связана с литологической ловушкой типа линзы размерами 3,5×2,25 км.

Залежь IV пачки открыта в 1989 г. скважиной 9, в которой при опробовании интервала 3083–3077 м при смене раствора на воду получен приток газа дебитом 202,3 м³/сут и конденсата 283,2 м³/сут через 8 мм штуцер, Р_т/Р_з = 336/430 кгс/см². К настоящему времени залежь вскрыта семью скважинами (1, 6, 7, 9, 11, 19, 27) в двух из них получены притоки газа и конденсата. При опробовании IV пачки в скважине 7 из интервала 292– 2916 м получен приток газа, дебитом 12–15 тыс. м³/сут с конденсатом. В скважине 9 из интервала 3083–3077 м получен приток газа и гонденсата: Q_г = 202,3 тыс. м³/сут, Q_к = 283,2 м³/сут.

Коллектора V пачки опробованы в 1 и 8 скважинах. При опробовании V пачки в скважинах 1 (V + VI п) из интервалов 3006–3003 м, 2995–2987 м, 2983–2976 м, 2971–2966 м получен газ: Q_г = 0,81 тыс. м³/сут и вода: Q_в = 1008 м³/сут. Из скважины 8 из интервала 3051–3048 м получен приток газа Q_г = 1,1 тыс. м³/сут и воды Q_в = 300 м³/сут на штуцере 4 мм. Расчетное пластовое давление составило 598,6 кгс/см², температура 120˚С. Эффективные толщины по площади распространения коллекторов изменяются от 1,2 м (скважина 8) до 12,6 (скважина 3). Залежь УВ в V пачке пластовая, сводовая, сложноэкранированная, размерами 4,0×2,5 км, высотой более 60 м.

Газоконденсатная залежь в VI пачке чокрака открыта в 1992 году, в которой при опробовании интервала 3232–3220 м получен приток УВ, который оценивается в 250–450 тыс. м³/сут и конденсата – 120 м³/сут. Газоконденсатную залежь на площади вскрыли четыре скважины: 1, 14, 15 и 19. В скважине 11 из пласта-коллектора, залегающего в интервале 2967,8– 2978,4 м, в процессе бурения получен приток газа с последующим фонтанированием. Пять скважин (1, 3, 4, 7, 12) вскрыли коллектора VI пачки за пределами контура газоносности, в условиях водонасыщения. В скважине 1, при опробовании VI пачки совместно с V в интервалах 3006–3003 м, 2995 –2987 м, 2983–2976 м, 2971–2966 м получено газа – 0,81 тыс. м³/сут и воды – 1008 м³/сут. В скважине 7 из интервала 2889–2984 м получен приток пластовой воды дебитом 240 м³/сут на штуцере 4 мм при депрессии 101,8 кгс/см². Пластовое давление 592,6 кгс/см². Граница залежи с севера ограничена линией разрывного нарушения, с юга – условной линией замещения коллекторов на середине расстояния между скважинами 19, где установлено наличие коллекторов, и скважиной 25, где установлено отсутствие коллекторов в разрезе VI пачки. С запада и частично с востока залежь замыкается по изогипсе -2969 м, вдоль которой принят ГВК. Наряду с Прибрежной площадью залежи выявлены и на других площадях.

Газоконденсатная залежь на Восточно-Прибрежной площади приурочена к V и VI пачкам чокрака. Залежь вскыта одной скважиной – №20 Прибрежной. Размер залежи – 3,3×4,5 км, высота залежи около 100 м.

Газоконденсатные залежи на Сладковском месторождении приурочены к V и VI пачкам чокрака. На площади пробурено 10 скважин, из них продуктивными оказались две (6 и 9). Дебиты газа и конденсата на 6 мм штуцере составили 180,6 тыс. м³/сут и 80,6 м³/сут.

Газоконденсатные залежи на Морозовской площади приурочены к IV пачке чокрака. Пробурено 6 скважин, из них 3 оказались продуктивными (2, 6, 7). Притоки газа и конденсата составили 100–150 тыс. м³/сут, 100–120 м³/сут.

Тип залежей – литологически-экранированный.

На Южно-Морозовской площади вскрыта газоконденсатная залежь в IV пачке чокрака. При опробовании интервала 2846–2851 м в скважине 1 получен приток газа, дебитом 75,1 тыс. м³/сут, конденсата 133,2 м³/сут. ГФ = 564 м³/т.

На Терноватой площади в скважине 1 при опробовании VI пачки в интервале 2951–2955 м получен приток газа, дебитом 120 тыс. м³/сут и конденсата 100 м³/сут. Давление на буфере составило 370 кгс/см². Продуктивной оказалась и скважина 2.

На Варавенской площади в V пачке тремя сквадинами вскрыта нефтяная залежь. Кроме того в VI и X пачках получены непромышленные плитоки нефти. Дебиты нефти на 4 мм штуцере составили 96 м³/сут. ГФ = 63 м³/м³. Р_тр/Р_зтр = 308/313 кгс/см².

Всего в зоне сочленения PRG и ТС на приток испытано 130 объектов в 31 скважине. В большинстве из них были получены притоки УВ различной интенсивности, что говорит о региональной нефтегазоносности.

Породы-коллекторы чокрака обладают различными ЕФС.

Притоки газа изменяются от 10 тыс. м³/сут до 200–250 тыс. м³/сут, конденсата от 10–15 до 185 м³/сут. Воды получено до 1000 м³/сут.

2. НГП Боливии

БОЛИВИЯ (Воlivia), Республика Боливия (Republica de Воlivia), — государство в центральной части Южной Америки.

Важнейшие полезные ископаемые Боливии — руды сурьмы, вольфрама и олова. Имеются месторождения нефти, природного газа, железных руд, руд меди, свинца, цинка и др. (табл. 1).

Запасы нефти и газа сосредоточены в Центрально-Предандийском нефтегазоносном бассейне, приуроченном к Предандийскому передовому прогибу. К 1981 открыто 30нефтяных и 17 газовых и газоконденсатных месторождений. Нефтегазоносны песчаные отложения девонского и пермско-каменноугольного возраста, на отдельных месторождениях — палеогена. Глубины залегания продуктивных горизонтов от 800 до 4500 м. Наиболее характерные типы залежей: пластовые сводовые, тектонически экранированные, реже — литологически ограниченные, связанные с линзовидным залеганиемпесчаников. Наиболее крупные месторождения: нефтяные — Каранда, Камири, Кольпа, Ла-Пенья, Монтеагудо; газовые и газоконденсатные — Рио-Гранде, Пальмар, Тита.

 Добыча нефти ведётся в основном в двух районах. Один из них протянулся узкой полосой от г. Санта-Крус до границы с Аргентиной. Добыча нефти в нём начата в конце 20-х годов. Наиболее крупное месторождение — Камири. Другой район, введённый в эксплуатацию в начале 60-х годов, расположен восточнее г. Санта-Крус. 92% добычи нефти в Боливии принадлежит "YPFB". Максимальный уровень добычи — 2,1 млн. т (1973); в связи с истощением месторождений в 1980 добыто лишь 1,1 млн. т. Эксплуатируются 18 нефтяных и 5 газоконденсатных месторождений. Около 85% нефти добывается из месторождений Рио-Гранде, Монтеагудо, Каранда, Ла-Пенья, Кольпа, Тита. Пробурено около 300 эксплуатационных скважин; в 1980 добыча велась из 284, из них 60% фонтанирующие, остальные — насосные. Среднесуточные добиты скважин около 11 т. Почти 25% всей нефти добывается с глубины менее 1,5 км. Максимальная глубина залежей около 4,5 км. Нефть лёгкая, малосернистая (825-739 кг/м³, S — 0,02%). В конце 70-х годов в Боливии действовали 2 крупных нефтеперерабатывающих завода компании "YPFB" в городах Кочабамба и Санта-Крус, а также 2 небольших завода в городах Сукре и Камири. Максимальный уровень экспорта отмечен в середине 70-х годов. В связи с падением добычи в начале 1979 экспорт нефти прекращён. Нефть и нефтепродукты транспортируются по трубопроводам, среди них: трансандийский от месторождений района Санта-Крус к порту Арика (Чили); месторождение Камири — г. Сукре — г. Кочабамба — г. Ла-Пас; г. Санта-Крус — Камири. Перспективы прироста запасов и увеличения добычи нефти связываются с поисками и разведкой в Центрально-Предандийском нефтегазоносном бассейне и, возможно, нефтегазоносных бассейнах Мадре-де-Дьос и Альтиплано. Не располагая достаточными финансовыми возможностями и техническими средствами, "YPFB" на основании закона 1972 заключила контракты на поисково-разведочные работы с иностранными компаниями.

Добыча газа в Боливии ведётся в основном попутно на нефтегазовых месторождениях. Основной район добычи — восточнее г. Санта-Крус. Разрабатываются 18 месторождений, однако 90% газа обеспечивали месторождения Рио-Гранде, Кольпа, Тита, Пальмар. Газы метановые, со значительным содержанием гомологов.

В стране используется лишь около 3% добываемого газа, около 40% его объёма экспортируется, а остальная часть закачивается в нефтеносные пласты для поддержания внутрипластового давления. Внутреннее потребление газа сдерживается узостью внутреннего рынка. С 1972, после ввода в эксплуатацию газопровода Санта-Крус — Якуиба, началась продажа газа в Аргентину. Экспорт в 1980 составил 2,1 млрд. м³.

3 Самотлорское месторождение

САМОТЛОРСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ нефтяное — расположено в 30 км к северо-востоку от г. Нижневартовск Тюменской области; входит в Западносибирскую нефтегазоносную провинцию. Открыто в 1965, разрабатывается с 1969. Приурочено к Самотлорскому, Белозерному, Мартовскому, Мыхнайскому, Малосамотлорскому и Пауйскому локальным поднятиям, осложняющим центральную часть Нижневартовского свода. На месторождении выявлено 10 залежей нефти, в т.ч. одна с газовой шапкой. Нефтеносны терригенные отложения нижнего мела и верхней юры на глубине 1610-2350 м. Коллекторы представлены песчаниками с прослоями алевролитов и глин, мощность отдельныхпластов 20-35 м, эффективная мощность резко изменяется по площади. Тип коллектора поровый, пористость 19-29%,проницаемость 460-1170 мД. Залежи пластовые сводовые литологически экранированные высотой 55-145 м (высота газовой шапки 52 м). Водонефтяной контакт находится на отметках от -1668 до -2325 м. Начальные пластовые давления16,9-22,4 МПа, температуры 62-77°С. Нефть нафтенометанового типа, содержание S 0,68-0,86%, плотность 845-850 кг/м³. Месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления и механизированным способом. Центрдобычи — г. Нижневартовск.

БИЛЕТ № 17