Характеристика Имилорского нефтяного месторождения | Статья в журнале «Молодой ученый»

Автор:

Рубрика: Геология

Опубликовано в Молодой учёный №3 (137) январь 2017 г.

Дата публикации: 23.01.2017

Статья просмотрена: 509 раз

Библиографическое описание:

Альтемиров Д. В. Характеристика Имилорского нефтяного месторождения // Молодой ученый. — 2017. — №3. — С. 201-204. — URL https://moluch.ru/archive/137/38566/ (дата обращения: 26.05.2018).



В статье кратко охарактеризована характеристика Имилорского нефтяного месторождения. Описаны её административное положение, нефтеносность территории, тектоническое строение Сургутского свода, к которому оно приурочено. Так же выделены главные гидрогеологические этажи артезианского бассейна к которому относится месторождение.

Ключевые слова: месторождение, нефтеносность, свод, нефтегазоносный район, доюрские образования, гидрогеологический этаж

Имилорское нефтяное месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Манскийского автономного округа (рис. 1). Район является самым крупным районом в автономном округе по численности населения и объему промышленного производства. Его площадь составляет 105,5 тысяч квадратных километров. Протяженность границ — 1800 км, с севера на юг — 560 км, с запада на восток — 400 км [5].

Рис. 1. Административная карта ХМАО, на территории которого находится Имилорское месторождение

Имилорское месторождение имеет суммарные извлекаемые запасы по категориям С1+С2 в 193 млн. т нефти, что делает месторождение к очень крупным по запасам. Эксплуатационное бурение на Имилорско-Источном лицензионном участке началось в феврале 2014 года. Месторождение сможет приносить примерно 6–7 млн тонн нефти в год на пике добычи, который может быть достигнут уже к 2017 году.

Извлекаемые запасы жидких углеводородов на этой территории составляют 200 миллионов тонн: приблизительно столько же во всей Югре добывается за год. Наличие производственной и транспортной инфраструктуры позволило быстро ввести новое месторождение в эксплуатацию. С наименьшими потерями и с быстрым достижением экономического эффекта, что очень важно сейчас, на фоне западных санкций, когда у большинства крупных нефтедобывающих компаний страны падают темпы добычи [6].

Имилорское месторождение приурочено к Сургутскому нефтегазоносному району Среднеобской нефтегазоносной области (рис. 2).

Рис. 2. Карта нефтегеологического районирования территории ХМАО

Сургутский нефтегазоносный район приурочен к одноименному своду и включает прилегающие к нему части прогибов, впадин. Западная часть свода представляет собой серию валов: на востоке выделяются две крупные приподнятые зоны — Когалымская и Федоровская вершины.

У сургутского нефтегазоного района Среднеобской нефтегазоносной области можно выделить следующие особенности:

– большая мощность (до 2 км) базальтов Р-Т возраста, которые являются фундаментом;

– замещение на западе песчано-алевролитовых пород васюганского комплекса глинами абалакской свиты, что делает васюганский комплекс одним из самых нефтенасыщенных;

– наличие клиноформ в разрезе неокома [1].

Рис. 3. Схематическая тектоническая карта Сургутского свода

Сургутский НГР — один из богатейших нефтегазоносных районов Западно-Сибирской провинции. Он отличается высокой разведанностью недр.

Открыто около 600 залежей УВ, разрабатываются 36 месторождений [1].

Мощность осадочного чехла 2900–3700 м, этаж нефтегазоносности от 500 до 1100 м, глубина залегания залежей от 1850 до 3100 м. Месторождения многопластовые, залежи преимущественно нефтяные, реже газонефтяные.

Основные продуктивные нефтегазоносные комплексы:

– неокомский покровный (1900–2200 м), неокомский клиноформный (2200–2600 м), среднеюрский (2750–2950 м);

– открыты залежи нефти и в васюганском НГК, чему способствует хорошие фильтрационно-емкостные свойства и высокодебитные залежи нефти (от нескольких кубических метров в сутки до 148 м3/сут.).

Нефтеносность Имилорского месторождения является типовым для данной нефтегазоносной области. Практически все продуктивные горизонты месторождения широко распространены на всех месторождениях области. Имилорское месторождение включает залежи нефти пластов БС102, БС103, БС11, БС14–22, Ю1.

В общем, по Среднеобской области нефти имеют плотность 0,854–0,901 г/см3. Содержание серы 0,8–0,9 %. Все нефти высокопарафинистые (1,9–5,3 %).

Имилорское месторождение в комплексе доюрских образований приурочено к верхним палеозойским PZ3 отложениям в восточной части, к палеозойским PZ1–3 в центральной части и протерозойско-нижнепалеозойским в западной части.

Верхний палеозой представлен нерасчлененными отложениями — песчаники, алевролиты, аргиллиты, углистые аргиллиты. Нижний-средний палеозой — метасланцы, сланцы, филлиты, известняки, мраморизованные известняки.

Протерозой — нижний палеозой представлен нерасчлененными отложениями — слюдистые, кремнистые сланцы, эффузивы [2].

В тектоническом отношении Имилорское месторождение расположено в пределах Имилорского прогиба, которое в свою очередь приурочено к Сургутскому своду (рис. 3). Сургутский свод принадлежит к числу наиболее крупных структур Западно-Сибирской платформы.

Граница Западно-Сибирской плиты на западе проходит по выходам палеозойских пород горно-складчатой области Урала, на юге — по Кустанайской седловине и по выходам палеозойских образований Центрального и Восточного Казахстана, Алтая, Салаиро-Саянской области, на востоке — по выходам докембрийских пород Енисейского кряжа и Туруханско-Норильской гряды. Северная граница плиты неясна [3].

Имилорский прогиб является отрицательной структурой Сургутского свода. Прогиб расположен на северо-востоке свода и является одной из многочисленных структур из серии прогибов в данном регионе.

Прогиб граничит на севере с Холмогорским выступом Сургутского свода, от северо-восточной территории до восточной граничит со структурами Нижневартовского свода — Ноябрьским выступом, Выинтойским прогибом и Западно-Котухтинской моноклиналью. На юге Имилоский прогиб ограничен поднятием Когалымской вершины, на северо-западе граничит с Леклорским прогибом [3].

Имилорский прогиб прослежен на 60 км при ширине от 10 км в юго-западной части до 20 км в северо-восточной. Амплитуда прогиба до 700 м.

Прогиб является структурой II порядка Сургутского свода. Современная поверхность доюрского комплекса Сургутского свода представляет собой серию блоков, погружающихся в северо-восточном направлении в сторону Имилорского прогиба. Данный прогиб возник в результате инверсии Сургутского свода и на востоке он имеет строение крупной флексуры, т. е. незамкнутой структурной формы в виде коленообразно изогнутых в разрезе слоев.

На Имилорском месторождении гидрогеологические исследования проводились на этапе разведочных работ, в период испытания, освоения и эксплуатации пластов, содержащих преимущественно краевые подошвенные воды (в основном в горных отводах), непосредственно связанные с залежами углеводородов [4].

Анализ свойств пластовой воды Имилорского месторождения производился структурными подразделениями ТПП «Когалымнефтегаз» — службой ЦНИПР в химико-аналитической лаборатории, ОИК и ПФ ООО «КогалымНИПИнефть».

Имилорское месторождение приурочено к Западно-Сибирскому артезианскому бассейну. В геологическом отношении район сложен преимущественно глинистыми отложениями и песчаниками разной зернистости с включениями сидерита олигоцен-палеоценового возраста в верхней части разреза и аргиллитами, песчаниками с прослоями конгломератов и углей мезозоя в нижней части [4].

На основе гидростратиграфического и гидродинамического расчленения в разрезе Западно-Сибирского сложного артезианского бассейна выделяются два гидрогеологических этажа. Верхний этаж мощностью до 300–400 м содержит преимущественно пресные подземные воды и включает две первые гидродинамические зоны с одним водоносным комплексом в каждой: неоген-четвертичный водоносный комплекс (I гидродинамическая зона) и олигоценовый водоносный комплекс (II гидродинамическая зона). Нижний этаж, содержащий минерализованные подземные воды и флюиды углеводородов, включает в себя также две гидродинамические зоны: апт-альб-сеноманский водоносный комплекс (III гидродинамическая зона) и неоком-юрский нефтеводоносный комплекс (IV гидродинамическая зона).

Литература:

  1. Атлас «Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа». Атлас составлен и подготовлен к изданию ГП ХМАО «Научно-аналитический центр рационального недропользования им В. И. Шпильмана». Ханты-Мансийск. 2004 г. 143 стр.
  2. Астапов А. П., Брадучан Ю. В., Боровский В. В., Воронин А. С. и др. Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1: 1 000 000 (третье поколение). Серия Западно-Сибирская. Лист Р43 — Сургут. Объяснительная записка. — СПб.: Картфабрика ВСЕГЕИ, 2012. 342 с. + 13 вкл.
  3. Гаврилов В. П. «Как устроены и чем богаты наши недра» — Москва: Недра, 1981 — с.192.
  4. Гидрогеология СССР. Том XVI. Западно-Сибирская равнина (Тюменская область, Омская область, Новосибирская область, Томская область).
  5. Шелепова Валентина Васильевича на тему «Геолого-геофизическое моделирование и геометризация природных резервуаров нефти в терригенных формациях: На примере Когалымского региона» диссертация.
  6. www.oilcapital.ru
Основные термины (генерируются автоматически): Сургутский свод, месторождение, гидродинамическая зона, прогиб, водоносный комплекс, сургутский нефтегазоносный район, Среднеобская нефтегазоносная область, нефтяное месторождение, васюганский комплекс, автономный округ.


Ключевые слова

месторождение, свод, гидрогеологический этаж, нефтеносность, нефтегазоносный район, доюрские образования

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle
Задать вопрос