Неокомский комплекс

Cтраница 1

Неокомский комплекс сложен чередующимися песчаниками, алевролитами и глинами, которые характеризуются резкой литологи-ческой изменчивостью по разрезу. Центральной зоне и газоконденсатные и нефтегазоконденсатные - в Северной. [1]

Неокомский комплекс в краевых частях имеет повышенную водо-обильность ( удельные дебиты достигают 0 3 - 0 4 л / сек), которая постепенно понижается к внутренним частям артезианской структуры, где удельные дебиты скважин не превышают 0 07 л / сек и обычно составляют тысячные доли. [2]

Неокомский комплекс разделяется на два подкомплекса - покровный и клиноформный, стратиграфический объем которых меняется с востока на запад. В клиноформном подкомплексе продуктивные пласты имеют по отношению к верхним наклонное залегание и постепенно замещаются непроницаемыми породами на западе. [3]

Залежи неокомского комплекса высокодебитные с коллекторами II-IV класса. Для этих залежей характерны большие площади нефтеносности. Открытые месторождения многозалежные - в разрезе до 20 продуктивных пластов. Низкопроницаемые продуктивные пласты характерны для отложений ачимовской толщи. [4]

Нефти неокомского комплекса средней плотности, малосернистые, ереднепарафинистые. Нефти среднеюрского комплекса средней и высокой плотности, среднесернистые. Нефти васюганского комплекса средней и высокой плотности, средне - и высокопарафинистые. [5]

Из песчаных пластов неокомского комплекса получены притоки воды с дебитом 1 5 - 38 м3 / сут при переливе. [6]

Пласты группы А развиты в верхней части неокомского комплекса. Снизу от пластов группы Б они отделены глинами пимской пачки и сверху перекрыты глинами кошайской свиты. Западная граница распространения пластов группы А проходит по Верхнешапшинскому и Верхнеляминскому куполовидным поднятиям, где отложения полностью глинизируются. Восточная граница нефтеносности контролируется опесчаниванием покрышки. Поэтому зона восточнее Охтеурьевского вала и Ярайнерского куполовидного поднятия малоперспективна для поисков нефти в пластах группы А. В южной части Западной Сибири ( Томская область) обнаружены лишь мелкие единичные полупромышленные залежи нефти. [7]

Для условий Западной Сибири формационно-циклический подход дает более однозначные результаты при прогнозировании НАЛ УВ в кли-ноформном неокомском комплексе. Для мелководных и субконтинентальных отложений этот метод менее достоверен и может дать лишь общие, региональные закономерности. Следует заметить, что и сиквенс стратиграфия имеет такие же ограничения. [8]

Воды хлоридно-кальциевого типа, бессульфатные, с минерализацией 17 - 18 г / л, по соотношениям основных ионов аналогичны водам неокомского комплекса. Водораство-ренные газы на 92 - 97 % представлены метаном, азота 2 - 3 %, углекислого газа около 1 %, упругость газов 4 - 5 МПа, что почти вдвое ниже пластового давления. [9]

С комплексом связаны крупнейшие залежи Само-тлорского, Федоровского, Мамонтовского, Западно-Сургутского, Варьеганского и др. месторождений. Большинство открытых месторождений приурочено к ловушкам структурного типа, также усиливаются работы по исследованию литологичес-ких и структурно-литологических ловушек. С неокомским комплексом связаны крупнейшие перспективы подготовки запасов нефти, в меньшей степени газа. [10]

В региональной структуре фундамента Федоровское месторождение располагается над осевой частью Аганской рифтовой зоны в пределах центральной части протяженного горстообразного поднятия, ограниченного разломами северовосточного простирания. В современном ландшафте этим разломам соответствуют аналогичные по протяженности и ориентировке зоны линеаментов шириной 0 7 - 2 3 км. В осадочном чехле приразломные зоны проявляются в виде поло-гонаклонных ступеней, осложненных системой кулисообразных флексур согласного простирания. Палеографический анализ отложений неокомского комплекса, к которому принадлежит основная часть эксплуатируемых залежей, как в регионе в целом, так и на Федоровском месторождении, в частности, показывает, что осадконакопление происходило в условиях пологой дельтовой платформы, имеющей уклон в западном и северо-западном направлениях. Рассматриваемый участок располагался в пределах одной из крупных дельт, береговая линия которой в основном имеет северо-восточное простирание, а направленность речного стока - северо-западную. Важно отметить, что древнее положение речной долины здесь практически совпадает с современным и соответствует региональной флексуре, выраженной зоной линеаментов поперечного простирания шириной до 7 км. Таким образом, становится очевидной определяющая роль диагонального структурного плана в унаследованном развитии данной территории, тесно связанного с геодинамической активностью Аганской рифтовой зоны. [11]

Варьеганское нефтегазоконденсатное месторождение. Геологический разрез по пластам ЮВ2, ЮВ2, ЮВ. 1, 2, 3 - песчаник соответственно нефте -, водо -, газонасыщенный. [12]

Западно-Таркосалинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в 25 км северо-западнее пос. Открыто в 1972 г. Приурочено к одноименному локальному поднятию северного склона Верхнепурпеиского мегавала. Продуктивны отложения верхнего и нижнего мела. Среди них: нефтяные в пластах АП2 БП7, БП2Ю шель-фового неокомского комплекса и 1 залежь в ачимовском комплексе; газовые и газоконденсатные в пластах ПКГ ПК1д, ПК22 покурской свиты anm - сеноманского комплекса, слоях АП6, АПд и от БП2 до БП12 неокомского комплекса и нефтегазоконденсатные в пластах Б6 - Бп. Продуктивные отложения представлены песчаниками и алевролитами. Залежи массивные, пластовые сводовые, тектонически экранированные. [13]

Варьеганское нефтегазоконденсатное месторождение. Геологический разрез по пластам ЮВ2, ЮВ2, ЮВ. 1, 2, 3 - песчаник соответственно нефте -, водо -, газонасыщенный. [14]

Страницы: 1 2