Перспективы нефтегазоносности северо-запада Непско-Ботуобинской антеклизы
Севостьянова Р.Ф.
ФИЦ «ЯНЦ СО РАН» Институт проблем нефти и газа СО РАН
В статье рассмотрены результаты анализа геофлюидодинамических особенностей подсолевых отложений северо-западной части Непско-Ботуобинской антеклизы. Выявлена локализация пониженных значений гидродинамических потенциалов, на этой основе впервые обоснован механизм разнонаправленной миграции углеводородов и пластовых вод в зонах дефицита пластовых давлений. Даны рекомендации по направлению дальнейших научных исследований и постановке первоочередных нефтегазопоисковых работ на неструктурные залежи углеводородов, в том числе в пределах ранее неустановленных зон нефтегазонакопления.
Введение
Актуальность работ. Принято считать, что в пределах северо-западной части Непско-Ботуобинской антеклизы региональный этап геологоразведочных работ в целом завершен. Однако, степень ее геофлюидодинамической изученности остается неравномерной. В число важных, но малоизученных вопросов входит влияние на пространственное положение прогнозных скоплений углеводородов (УВ) геофлюидодинамической неоднородности.
Предшествующий уровень исследования: Основой проведенных работ послужили исследования разных лет Л.А. Абуковой [1, 2], А.С. Анциферова [3], Г.Д. Гинсбурга [4], Н.В. Мельникова [5, 6],
А.В. Погодаева [7], А.П Оболкина [8], В.С. Ситникова [8–11], Ю.И. Яковлева [12] др. Благодаря работам этих авторов были развиты теоретические основы геофлюидодинамического анализа нефтегазоносных бассейнов, а применительно к территории Непско-Ботуобинской антеклизы детализировано геологическое строение, установлены области питания, движения и разгрузки вод глубоких горизонтов, описаны проявления депрессионного характера геофлюидодинамического режима, выявлены связи пластовых давлений с мощностью солей.
Объект исследования: венд-нижнекембрийские подсолевые отложения северо-западной части Непско-Ботуобинской антеклизы.
Цель исследования: оценка влияния направленности вторичной миграции УВ на перспективы нефтегазоносности северо-западной части Непско-Ботуобинской антеклизы в условиях субгидростатических пластовых давлений.
Предшествующий уровень исследования: Основой проведенных работ послужили исследования разных лет Л.А. Абуковой [1, 2], А.С. Анциферова [3], Г.Д. Гинсбурга [4], Н.В. Мельникова [5, 6],
А.В. Погодаева [7], А.П Оболкина [8], В.С. Ситникова [8–11], Ю.И. Яковлева [12] др. Благодаря работам этих авторов были развиты теоретические основы геофлюидодинамического анализа нефтегазоносных бассейнов, а применительно к территории Непско-Ботуобинской антеклизы детализировано геологическое строение, установлены области питания, движения и разгрузки вод глубоких горизонтов, описаны проявления депрессионного характера геофлюидодинамического режима, выявлены связи пластовых давлений с мощностью солей.
Объект исследования: венд-нижнекембрийские подсолевые отложения северо-западной части Непско-Ботуобинской антеклизы.
Цель исследования: оценка влияния направленности вторичной миграции УВ на перспективы нефтегазоносности северо-западной части Непско-Ботуобинской антеклизы в условиях субгидростатических пластовых давлений.
Характеристика общего состояния региональной изученности север-западной части Непско-Ботуобинской антеклизы
В настоящее на исследуемой территории открыты Бюкское, Илгычахское и Кубалахское месторождения нефти и газа, несмотря на отрицательные результаты глубокого бурения на Среднеботуобинской, Кубалахской и Хайской площадях в 80–90-х гг. прошлого столетия. На этих объектах установлено значительное сокращение толщин терригенных отложений венда в западном направлении, вплоть до полного выклинивания их в Кубалахской скважине № 705, где было выделено крупное Чоно-Сюльдюкарское поднятие северо-восточного простирания, в центральной части которого предполагалось полное отсутствие в разрезе осадочного чехла вендских терригенных горизонтов и непосредственное залегание на породах кристаллического фундамента карбонатных отложений венда. Считалось, что аналогичные геологические условия распространены на обширной территории [9].
В течение последующих 20-ти лет в пределах северо-западной части Непско-Ботуобинской НГО геологоразведочные работы на нефть и газ практически не велись. Возобновление работ началось после получения нового сейсмического материала в результате выполнения региональных геофизических работ вдоль автотрассы Мирный-Айхал-Удачный. В результате выявили аналогию геологического строения исследуемой территории и восточной части Непско-Ботуобинской НГО, промышленная продуктивность вендских терригенных и венд-кембрийских карбонатных горизонтов которой доказана.
В 2005 году СНИИГГиМСом по заданию Министерства природных ресурсов Российской Федерации совместно с геологическими службами регионов Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) разработана Программа регионального доизучения перспективных территорий Сибирской платформы на основе выполнения большого объема региональных геофизических (в основном сейсморазведочных) исследований и бурения единичных глубоких параметрических скважин [9].
В соответствии с этой Программой в Западной Якутии были дополнительно изучены крупные площади в Непско-Ботуобинской НГО (Верхнеботуобинский, Западно-Ботуобинский и Вилюйский объекты), а также на прилегающих территориях Предпатомской НГО (Северо-Патомский объект)
и Западно-Вилюйской НГО (Вилюйско-Мархинский объект). Вместе с региональными сейсморазведочными исследованиями МОГТ-2D пробурены две глубокие параметрические скважины (Западно-Ботуобинская № 362-0 и Кугасская № 364-0) [9].
В течение последующих 20-ти лет в пределах северо-западной части Непско-Ботуобинской НГО геологоразведочные работы на нефть и газ практически не велись. Возобновление работ началось после получения нового сейсмического материала в результате выполнения региональных геофизических работ вдоль автотрассы Мирный-Айхал-Удачный. В результате выявили аналогию геологического строения исследуемой территории и восточной части Непско-Ботуобинской НГО, промышленная продуктивность вендских терригенных и венд-кембрийских карбонатных горизонтов которой доказана.
В 2005 году СНИИГГиМСом по заданию Министерства природных ресурсов Российской Федерации совместно с геологическими службами регионов Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) разработана Программа регионального доизучения перспективных территорий Сибирской платформы на основе выполнения большого объема региональных геофизических (в основном сейсморазведочных) исследований и бурения единичных глубоких параметрических скважин [9].
В соответствии с этой Программой в Западной Якутии были дополнительно изучены крупные площади в Непско-Ботуобинской НГО (Верхнеботуобинский, Западно-Ботуобинский и Вилюйский объекты), а также на прилегающих территориях Предпатомской НГО (Северо-Патомский объект)
и Западно-Вилюйской НГО (Вилюйско-Мархинский объект). Вместе с региональными сейсморазведочными исследованиями МОГТ-2D пробурены две глубокие параметрические скважины (Западно-Ботуобинская № 362-0 и Кугасская № 364-0) [9].
Выполнение этих региональных работ позволило получить следующие геологические результаты:
АО «ВНИГРИ», ПГО «Ленанефтегазгеология» и А.А. Граусмана [9, 13].
- по данным сейсморазведки МОГТ-2D и результатам параметрического бурения установлено наличие терригенных отложений венда общей мощностью 10-40 м;
- выявлено, что структурный план низов осадочного чехла в интервале залегания вендского терригенного комплекса характеризуется пологим, почти моноклинальным залеганием, отсутствием крупных контрастных тектонических элементов первого порядка с широким развитием разрывных нарушений, разделяющих многочисленные структурно-тектонические блоки; на основании этого высказано предположение о широком распространении неантиклинальных ловушек с разнообразными элементами тектонического и литологического экранирования;
- в разрезе Западно-Ботуобинской параметрической скважины № 362-0 закартированы пласты карбонатных коллекторов преображенского горизонта, отсутствующие в северо-восточной части Непско-Ботуобинской НГО (якутский сектор), однако встреченные в венд-кембрийских разрезах соседних месторождений Иркутской области. Вендский терригенный продуктивный комплекс в данной скважине представлен одним пластом разнозернистых кварцевых и кварц-полевошпатовых песчаников общей толщиной 8,6 м, который является, по мнению В.С. Ситникова, Н.Н. Алексеева и др. [9], возрастным аналогом улаханского горизонта, выделяемого в разрезах северной части Мирнинского выступа. В Иркутской области этому пласту соответствует пласт ВЧ-1+ВЧ-2.
АО «ВНИГРИ», ПГО «Ленанефтегазгеология» и А.А. Граусмана [9, 13].
Гидродинамические потенциалы продуктивных горизонтов севера Непско-Ботуобинской антеклизы
На месторождениях якутской части Непско-Ботуобинской антеклизы глубоким бурением установлены разные значения пластовых давлений основных продуктивных горизонтов по разрезу: осинского, юряхского, ботуобинского, улаханского, харыстанского, вилючанского [2–4]. Несмотря на неравномерное распределение опробования гидрогеологических материалов на исследуемой территории, можно установить региональные закономерности формирования субгидростатических пластовых давлений.
На методической основе, предложенной М.К. Хаббертом [14], выполнена оценка направленности миграции пластовой воды и УВ в зависимости от их пластового давления и пространственного положения интервалов опробования для продуктивных горизонтов якутской части
Непско-Ботуобинской антеклизы. Были рассчитаны гидродинамические потенциалы по ряду месторождений: Верхневилючанскому, Среднеботуобинскому Чаяндинскому и
Талаканскому (табл. 1).
На методической основе, предложенной М.К. Хаббертом [14], выполнена оценка направленности миграции пластовой воды и УВ в зависимости от их пластового давления и пространственного положения интервалов опробования для продуктивных горизонтов якутской части
Непско-Ботуобинской антеклизы. Были рассчитаны гидродинамические потенциалы по ряду месторождений: Верхневилючанскому, Среднеботуобинскому Чаяндинскому и
Талаканскому (табл. 1).
Табл. 1. Результаты расчетов гидродинамических потенциалов продуктивных горизонтов севера Непско-Ботуобинской НГО (по материалам ОАО «Саханефтегаз», АО «СНИИГГиМС», ОАО «Якутгазпром»)
По разрезу отмечается снижение гидродинамического потенциала воды (гидродинамическая инверсия) от подошвы солей (юряхский I, II) до низов осадочного чехла (вилючанский горизонт). Для свободного газа характерна обратная ситуация: значения гидродинамических потенциалов уменьшаются от вилючанского до юряхского горизонта, т.е. имеет место восходящая миграция. Значения потенциалов нефти, как и пластовой воды, уменьшаются с глубиной, что говорит о нисходящей миграции жидких УВ. В целом следует отметить, что формирование скоплений УВ контролируется активностью газовой динамики и пассивностью гидродинамики.
Прогноз потенциальных зон нефтегазонакопления
Интерес представляет анализ геофлюидодинамической обстановки северо-западного борта Непско-Ботуобинской антеклизы — моноклинали, осложненной «структурными носами» северо-западного простирания и серией разломов. Здесь терригенный состав вендского комплекса замещается карбонатным. По данным сейсморазведки АО «Якутскгеофизика» выделяются два перспективных горизонта — ботуобинский и улаханский. Автором были рассчитаны гидродинамические потенциалы по этим отложениям.
При выполнении расчетов гидродинамических потенциалов ботуобинского горизонта для уточнения зон накопления УВ и прогноза залежей газа были взяты за эталон данные из соседних Среднеботуобинского и Чаяндинского НГКМ. Пластовые давления 13,4–14,4 МПа, плотность газа
0,2 г/см3, условный горизонт z взят -1600— -1500 м по материалам сейсморазведочных данных
АО «Якутскгеофизика». Толщины этого отложения колеблются от 1 до 17–19 м (Бюк-Танарская
скв. №717 — Курунгская скв. № 2773) [11]. В результате была построена карта перспективных зон, аккумуляции газа (рис. 1).
При выполнении расчетов гидродинамических потенциалов ботуобинского горизонта для уточнения зон накопления УВ и прогноза залежей газа были взяты за эталон данные из соседних Среднеботуобинского и Чаяндинского НГКМ. Пластовые давления 13,4–14,4 МПа, плотность газа
0,2 г/см3, условный горизонт z взят -1600— -1500 м по материалам сейсморазведочных данных
АО «Якутскгеофизика». Толщины этого отложения колеблются от 1 до 17–19 м (Бюк-Танарская
скв. №717 — Курунгская скв. № 2773) [11]. В результате была построена карта перспективных зон, аккумуляции газа (рис. 1).
Рис. 1. Региональная схема прогноза изопотенциалов газа ботуобинского горизонта (по материалам АО «Якутскгеофизика», АО «ВНИГРИ», ПГО «Ленанефтегазгеология»,
А.А. Граусмана)
А.А. Граусмана)
В представленной схеме прогноза изопотенциалов газа ботуобинского горизонта на северо-западе Непско-Ботуобинской антеклизы миграция газа направлена в вышерасположенные интервалы юго-западной части северного блока Чаяндинского НГКМ и на восток к Средне-ботуобинскому НГКМ (рис. 1).
Для расчетов и прогноза по улаханскому горизонту за эталонные параметры были взяты из Маччобинского и Иреляхского НГКМ. Пластовые давления изменяются в пределах 14,1–16 МПа, плотность газа — в среднем 0,2 г/см3.
На построенной схеме прогноза изопотенциалов газа (рис. 2), видно, что значения изопотенциалов газа уханского горизонта уменьшаются в северо-восточном направлении к вышележащим гипсометрическим уровням. Для газа характерна восходящая миграция.
Для расчетов и прогноза по улаханскому горизонту за эталонные параметры были взяты из Маччобинского и Иреляхского НГКМ. Пластовые давления изменяются в пределах 14,1–16 МПа, плотность газа — в среднем 0,2 г/см3.
На построенной схеме прогноза изопотенциалов газа (рис. 2), видно, что значения изопотенциалов газа уханского горизонта уменьшаются в северо-восточном направлении к вышележащим гипсометрическим уровням. Для газа характерна восходящая миграция.
Рис. 2. Региональная схема прогноза изопотенциалов газа улаханского горизонта (по материалам АО «Якутскгеофизика», АО «ВНИГРИ», ПГО «Ленанефтегазгеология»,
А.А. Граусмана)
А.А. Граусмана)
На крайней северной, а также западной частях выклинивания горизонта не исключено наличие и нефтяных залежей, т.к. в Среднеботуобинском, Маччобинском, Мирнинском и Нелбинском НГМ ботуобинский горизонт нефтеносен. Также есть все предпосылки нефтегазоносности нижнекембрийских карбонатных залежей [10].
Таким образом, с учетом сейсмических материалов (АО «Якутскгеофизика») и прогнозных структурных построений ботуобинского и улаханского горизонтов (АО «ВНИГРИ») северо-западной части Непско-Ботуобинской антеклизы впервые построены карты изопотенциалов газа этих горизонтов и на этой основе выделены перспективные по гидродинамическим признакам объекты (табл.2). Прогнозные нефтегазовые залежи могут быть литологически и тектонически экранированными.
Таким образом, с учетом сейсмических материалов (АО «Якутскгеофизика») и прогнозных структурных построений ботуобинского и улаханского горизонтов (АО «ВНИГРИ») северо-западной части Непско-Ботуобинской антеклизы впервые построены карты изопотенциалов газа этих горизонтов и на этой основе выделены перспективные по гидродинамическим признакам объекты (табл.2). Прогнозные нефтегазовые залежи могут быть литологически и тектонически экранированными.
Табл. 2. Положение прогнозных зон нефтегазонакопления, выделенных на основании геофлюидодинамического анализа в северо-западной части Непско-Ботуобинской антеклизы (по данным
АО «Якутскгеофизика»,
АО «ВНИГРИ»)
АО «Якутскгеофизика»,
АО «ВНИГРИ»)
Отметим важное: несовпадение структурных планов и морфологии поля гидродинамического поля чаще всего проявляется на моноклиналях и по сути дела является причиной формирования гидродинамических ловушек углеводородов: физически области минимума гидродинамических потенциалов есть место локализации нефти и газа, поскольку их плотность ниже, чем у воды. Примеры гидродинамических ловушек, сформированных на моноклиналях многочисленны (рис. 3) и приведены в работах зарубежных и отечественных авторов (Плотников А.А., Гуревич А.Е.,
Дальберг Э.Ч. и др.) [15–17].
Дальберг Э.Ч. и др.) [15–17].
Рис. 3. Характеристика условий гоидродинамического улавливания газа на площадях Хьюготон и Панхендл (по материалам Плотникова А.А.) [15] а — структурная карта продуктивного горизонта вулфкемп (а – площадь Хьюготон, б – площадь Панхендл);
б — гидродинамическая карта продуктивного горизонта вулфкемп; в — карта следов пересечения кровли горизонта вулфкемп поверхностями равных напоров;
г — геологический профильный разрез площади Хьюготон:
1 — изогипсы кровли горизонта;
2 — гидроизопьезы; 3 — следы пересечения поверхностей;
4 — контур гидродинамической ловушки газа; 5 — газ и газоводяной раздел на профильном разрезе 6 — участок литологической неоднородности; 7 — флюидоупор;
8 — направление регионального движения пластовых вод;
9 — линия профильного геологического разреза;
10 — дизъюнктивное нарушение; 11 — условная линия, разделяющая Хьюготон и Панхендл
б — гидродинамическая карта продуктивного горизонта вулфкемп; в — карта следов пересечения кровли горизонта вулфкемп поверхностями равных напоров;
г — геологический профильный разрез площади Хьюготон:
1 — изогипсы кровли горизонта;
2 — гидроизопьезы; 3 — следы пересечения поверхностей;
4 — контур гидродинамической ловушки газа; 5 — газ и газоводяной раздел на профильном разрезе 6 — участок литологической неоднородности; 7 — флюидоупор;
8 — направление регионального движения пластовых вод;
9 — линия профильного геологического разреза;
10 — дизъюнктивное нарушение; 11 — условная линия, разделяющая Хьюготон и Панхендл
По условиям гидродинамического улавливания газа продуктивного горизонта вулфкемп на уникальном нефтегазовом месторождении Панхендл-Хьюготон также отмечается несовпадение гидродинамической карты со структурной, но тем не менее, есть замыкание — улавливание газа (рис. 3в) и движение пластовых вод в сторону нижележащих гипсометрических отметок.
В такой геофлюидодинамической обстановке создаются весьма благоприятные условия заполнения углеводородами неантиклинальных ловушек структурно-литологического типа с элементами тектонического и литологического экранирования. Подчеркнем, что геофлюидодинамические исследования проведены на основе научных прогнозов, сделанные ведущими специалистами и учеными в 90-х, 2000-х гг. (B.C. Ситников, А.Ф. Сафронов,
А.Э. Конторович, С.А. Моисеев, Г.Ф. Алексеев, В.П. Жерновский, Л.Н. Ковалев, П.Р. Шишигин,
А.П. Оболкин, Н.В. Поспеева и др.) о вероятности почти повсеместного распространения скоплений УВ в нижней подсолевой части осадочного чехла в якутской части Непско-Ботуобинской антеклизы.
В такой геофлюидодинамической обстановке создаются весьма благоприятные условия заполнения углеводородами неантиклинальных ловушек структурно-литологического типа с элементами тектонического и литологического экранирования. Подчеркнем, что геофлюидодинамические исследования проведены на основе научных прогнозов, сделанные ведущими специалистами и учеными в 90-х, 2000-х гг. (B.C. Ситников, А.Ф. Сафронов,
А.Э. Конторович, С.А. Моисеев, Г.Ф. Алексеев, В.П. Жерновский, Л.Н. Ковалев, П.Р. Шишигин,
А.П. Оболкин, Н.В. Поспеева и др.) о вероятности почти повсеместного распространения скоплений УВ в нижней подсолевой части осадочного чехла в якутской части Непско-Ботуобинской антеклизы.
Проведенный В.С. Ситниковым и А.Ф. Сафроновым анализ площадного изменения процентного соотношения балансовых запасов нефти и газа на территории севера Непско-Ботуобинской антеклизы показывает, что степень нефтенасыщенности терригенных коллекторов венда закономерно увеличивается в северо-западном направлении [11].
«Здесь в зонах выклинивания названных горизонтов можно прогнозировать наличие крупных нефтяных залежей. В условиях регионального выклинивания терригенных коллекторов и их гидрогеологической изолированности нефть была отжата газом в указанные неантиклинальные ловушки в результате многоэтапного, в том числе современного, проявления процессов миграции и аккумуляции УВ» – писал В.С. Ситников [11, стр. 273].
По аналогии с соседними участками и площадями на территории Республики Саха (Якутия) и Иркутской области прогнозируется наличие зон нефтегазонакопления и месторождений типа Тымпучиканское, Вакунайское, Игнялинское НГКМ [11, 18].
Необходимо отметить, что на исследуемой территории также высок и углеводородный потенциал карбонатных толщ, это согласуется с вероятным развитием органогенных образований в интервалах залегания аналогов осинского и юряхского продуктивных горизонтов, обоснованные ФГУП «СНИИГГиМС».
«Здесь в зонах выклинивания названных горизонтов можно прогнозировать наличие крупных нефтяных залежей. В условиях регионального выклинивания терригенных коллекторов и их гидрогеологической изолированности нефть была отжата газом в указанные неантиклинальные ловушки в результате многоэтапного, в том числе современного, проявления процессов миграции и аккумуляции УВ» – писал В.С. Ситников [11, стр. 273].
По аналогии с соседними участками и площадями на территории Республики Саха (Якутия) и Иркутской области прогнозируется наличие зон нефтегазонакопления и месторождений типа Тымпучиканское, Вакунайское, Игнялинское НГКМ [11, 18].
Необходимо отметить, что на исследуемой территории также высок и углеводородный потенциал карбонатных толщ, это согласуется с вероятным развитием органогенных образований в интервалах залегания аналогов осинского и юряхского продуктивных горизонтов, обоснованные ФГУП «СНИИГГиМС».
Рис. 4. Прогнозируемые по результатам исследований объекты в пределах северо-западной части Непско-Ботуобинской антеклизы (по материалам АО «Якутскгеофизика», АО «ВНИГРИ», ПГО «Ленанефтегазгеология»)
Работа выполнена в рамках государственного задания Института проблем нефти и газа СО РАН (тема № 125020301277-6).
Выполненные геофлюидодинамические исследования продуктивных комплексов и прогноз характера изменения гидродинамических параметров в малоизученных частях рассматриваемой территории дают возможность поддержать мнение о широкой, почти повсеместной нефтегазоносности терригенно-карбонатных венд-нижнекембрийских горизонтов на север-западе Непско-Ботуобинской антеклизы выделением новых перспективных объектов на нефть и газ на лицензионных участках (ПАО «Сургутнефтегаз» — Джункунский лицензионный участок, ООО «Иркутская нефтяная компания» — Бюкский, Верхнеджункунский лицензионные участки, ПАО НК «Роснефть» — Нижнечонский лицензионный участок) для бурения глубоких скважин.
Показано, что в региональном плане значения гидродинамических потенциалов снижаются от северного края Непско-Ботуобинской антеклизы и Вилючанской седловины к Мирнинскому и Непско-Пеледуйскому сводам
(рис. 1, 2). На основании построения региональных геофлюидодинамических схем ботуобинского и улаханского горизонтов автором выделены две прогнозные геофлюидодинамические структуры I и II (рис. 4), на Джункунском лицензионном участке, принадлежащем АО «Сургутнефтегаз».
Показано, что в региональном плане значения гидродинамических потенциалов снижаются от северного края Непско-Ботуобинской антеклизы и Вилючанской седловины к Мирнинскому и Непско-Пеледуйскому сводам
(рис. 1, 2). На основании построения региональных геофлюидодинамических схем ботуобинского и улаханского горизонтов автором выделены две прогнозные геофлюидодинамические структуры I и II (рис. 4), на Джункунском лицензионном участке, принадлежащем АО «Сургутнефтегаз».
С учетом результатов сейсморазведочных материалов АО «Якутскгеофизика» и выявленных геофлюидодинамических особенностей структур улаханского и ботуобинского горизонтов предлагается проведения комплекса геолого-геофизических работ на Джункунском лицензионном участке:
- организация полевых геофизических работ (гравиразведка, магниторазведка, электроразведка) на территории Джункунской площади для составления структурно-тектонической схемы разломно-блоковой тектоники;
- проведение детальных сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 3D в рамках выделенных блоков, выделенных геофлюидодинамических структур I и II (рис. 4);
- привязка положения поисковой скважины к профилю ПР 050215
- (АО «Якутскгеофизика») с целью опоискования геофлюидодинамической ловушки. Рекомендуемая скважина отображена на рисунке 4;
- на скважину необходимо возложить задачу оценки коллекторских свойств, вещественного состава и перспектив нефтегазоносности ботуобинского и улаханского горизонтов. Скважину рекомендуется пробурить на территории наложения геофлюидодинамических структур I и II со вскрытием кристаллического фундамента, глубиной -2000 м.
1. Абукова Л.А., Яковлев Ю.И. Геоэкологическая концепция разработки месторождений нефти с низким гидродинамическим потенциалом // Нефтепромысловое дело. 2008. № 5. С. 15–18.
2. Абукова Л.А. Геофлюидодинамика глубокопогруженных зон нефтегазонакопления // Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. Том 2. М.: ГЕОС, 2002. С. 78–85.
3. Анциферов A.C. Гидрогеология древнейших нефтегазоносных толщ Сибирской платформы. М.: Недра, 1989. 176 с.
4. Гинсбург Г.Д., Гуревич А.Е. Резник А.Д. О причинах низких пластовых давлений на севере Сибири // Советская геология. 1971. № 9. С. 45–58.
5. Мельников Н.В. Нефтегазоносные комплексы Лено-Тунгусской провинции // Геология и геофизика. 1996. Т. 37. № 8. С. 196–205.
6. Мельников Н.В., Вымятин А.А., Мельников П.Н., Смирнов Е.В. Возможности открытия новых крупных залежей нефти в главном поясе газонефтеносности Лено-Тунгусской провинции // Геология и геофизика. 2014. Т. 55. № 5–6. С. 701–720.
7. Погодаев А.В. Гидрогеологические условия формирования и сохранности газоконденсатных залежей Хапчагайского мегавала Вилюйской синеклизы: специальность 25.00.12 «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений»: диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук, 2019. 158 с.
8. Оболкин А.П., Ситников В.С., Слепцова М.И., Севостьянова Р.Ф.
Изучение Андриановского поднятия на шельфе северо-востока методами сейсмостратиграфического и структурного анализов // В сборнике Всероссийской научной конференции: «Геология и нефтегазовый потенциал Республики Саха (Якутия): проблемы разведки и освоения». Киров,
2022. С. 72-74.
9. Ситников В.С., И.А. Кушмар, Т.К. Баженова и др. Геология, и нефтегазовый потенциал юго-западных территорий Республики Саха (Якутия): реалии, перспективы, прогнозы. СПб: ВНИГРИ, 2014. 436 с.
10. Ситников, В.С., Павлова К.А., Севостьянова Р.Ф. Перспективы нефтеносности центральных районов Западной Якутии // Геология нефти и газа. 2018. № 6. С. 63-72.
11. Ситников В.С. Сафронов А.Ф., Жерновский В.П. и др. Геологические условия нефтеносности и главные направления нефтепоисковых работ в Западной Якутии // Нефтегазогеологический прогноз и перспективы развития нефтегазового комплекса Востока России: сб. матер. науч.- практ. конф. СПб.: ВНИГРИ. 2013. С. 268–275.
12. Яковлев Ю.И. Формирование месторождений углеводородов в зонах аномально низких пластовых давлений Сибирской платформы // Геол., методы поисков, разв. и оценки месторожд. нефти и газа: обзор ВИЭМС. М.: МГП «Геоинформмарк». 1991. 45 с.
13. Мигурский A.B., Старосельцев В.С. Зоны разломов – естественные насосы природных флюидов // Отечественная геология. 2000. №1. С. 56-59.
14. Hubbert M.K. Entrapment of petroleum under hydrodynamic condition. AAPG Bulletin. 1953. Vol.37. No.8. P.954-1026.
15. Плотников А.А. Перспективы поисков нетрадиционных залежей газа гидродинамического типа в старых районах. М.: ВНИИЭгазпром, 1985 г. Вып.7. 54 с.
16. Birchall T., Senger K., Swarbrick R. Naturally occurring underpressure – a global review. Petroleum Geoscience, 2022, Vol. 28, 22 p. (In Eng).
17. Wangen M., Souche A., Johansen H. A model for underpressure development in a glacial valley, an example from Adventdalen. Svalbard: Basin Research, 2016, Vol. 28, issue 6, P.752–769. (In Eng).
18. Слепцова М.И., Ситников В.С., Севостьянова Р.Ф. Прогнозные ресурсы углеводородов и их освоение на северных территориях Якутии // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2018. Т. 13. № 4. С. 9. URL: https://ngtp.ru/upload/iblock/e2d/44_2018.pdf (дата обращения: 21.02.2025)
2. Абукова Л.А. Геофлюидодинамика глубокопогруженных зон нефтегазонакопления // Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. Том 2. М.: ГЕОС, 2002. С. 78–85.
3. Анциферов A.C. Гидрогеология древнейших нефтегазоносных толщ Сибирской платформы. М.: Недра, 1989. 176 с.
4. Гинсбург Г.Д., Гуревич А.Е. Резник А.Д. О причинах низких пластовых давлений на севере Сибири // Советская геология. 1971. № 9. С. 45–58.
5. Мельников Н.В. Нефтегазоносные комплексы Лено-Тунгусской провинции // Геология и геофизика. 1996. Т. 37. № 8. С. 196–205.
6. Мельников Н.В., Вымятин А.А., Мельников П.Н., Смирнов Е.В. Возможности открытия новых крупных залежей нефти в главном поясе газонефтеносности Лено-Тунгусской провинции // Геология и геофизика. 2014. Т. 55. № 5–6. С. 701–720.
7. Погодаев А.В. Гидрогеологические условия формирования и сохранности газоконденсатных залежей Хапчагайского мегавала Вилюйской синеклизы: специальность 25.00.12 «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений»: диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук, 2019. 158 с.
8. Оболкин А.П., Ситников В.С., Слепцова М.И., Севостьянова Р.Ф.
Изучение Андриановского поднятия на шельфе северо-востока методами сейсмостратиграфического и структурного анализов // В сборнике Всероссийской научной конференции: «Геология и нефтегазовый потенциал Республики Саха (Якутия): проблемы разведки и освоения». Киров,
2022. С. 72-74.
9. Ситников В.С., И.А. Кушмар, Т.К. Баженова и др. Геология, и нефтегазовый потенциал юго-западных территорий Республики Саха (Якутия): реалии, перспективы, прогнозы. СПб: ВНИГРИ, 2014. 436 с.
10. Ситников, В.С., Павлова К.А., Севостьянова Р.Ф. Перспективы нефтеносности центральных районов Западной Якутии // Геология нефти и газа. 2018. № 6. С. 63-72.
11. Ситников В.С. Сафронов А.Ф., Жерновский В.П. и др. Геологические условия нефтеносности и главные направления нефтепоисковых работ в Западной Якутии // Нефтегазогеологический прогноз и перспективы развития нефтегазового комплекса Востока России: сб. матер. науч.- практ. конф. СПб.: ВНИГРИ. 2013. С. 268–275.
12. Яковлев Ю.И. Формирование месторождений углеводородов в зонах аномально низких пластовых давлений Сибирской платформы // Геол., методы поисков, разв. и оценки месторожд. нефти и газа: обзор ВИЭМС. М.: МГП «Геоинформмарк». 1991. 45 с.
13. Мигурский A.B., Старосельцев В.С. Зоны разломов – естественные насосы природных флюидов // Отечественная геология. 2000. №1. С. 56-59.
14. Hubbert M.K. Entrapment of petroleum under hydrodynamic condition. AAPG Bulletin. 1953. Vol.37. No.8. P.954-1026.
15. Плотников А.А. Перспективы поисков нетрадиционных залежей газа гидродинамического типа в старых районах. М.: ВНИИЭгазпром, 1985 г. Вып.7. 54 с.
16. Birchall T., Senger K., Swarbrick R. Naturally occurring underpressure – a global review. Petroleum Geoscience, 2022, Vol. 28, 22 p. (In Eng).
17. Wangen M., Souche A., Johansen H. A model for underpressure development in a glacial valley, an example from Adventdalen. Svalbard: Basin Research, 2016, Vol. 28, issue 6, P.752–769. (In Eng).
18. Слепцова М.И., Ситников В.С., Севостьянова Р.Ф. Прогнозные ресурсы углеводородов и их освоение на северных территориях Якутии // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2018. Т. 13. № 4. С. 9. URL: https://ngtp.ru/upload/iblock/e2d/44_2018.pdf (дата обращения: 21.02.2025)
Севостьянова Р.Ф.
ФИЦ «ЯНЦ СО РАН» Институт проблем нефти и газа СО РАН, Якутск, Россия
rose_sevos@mail.ru
ФИЦ «ЯНЦ СО РАН» Институт проблем нефти и газа СО РАН, Якутск, Россия
rose_sevos@mail.ru
В основу работы положены фактические данные по пластовым давлениям, собранные из опубликованных источников, а также фондовых материалов ОАО «Саханефтегаз»,
ПГО «Ленанефтегазгеология», АО «Якутскгеофизика», ФГБУ «ВНИГНИ», АО «ВНИГРИ», ИПНГ СО РАН. Методы исследования: методы обработки гидрогеологических материалов, расчеты гидродинамических потенциалов по методике М.К. Хабберта.
ПГО «Ленанефтегазгеология», АО «Якутскгеофизика», ФГБУ «ВНИГНИ», АО «ВНИГРИ», ИПНГ СО РАН. Методы исследования: методы обработки гидрогеологических материалов, расчеты гидродинамических потенциалов по методике М.К. Хабберта.
геофлюидодинамика, газ, гидродинамические потенциалы, субгидростатические пластовые давления
Севостьянова Р.Ф. Особенности вторичной миграции углеводородов подсолевого этажа северо-западной части Непско-Ботуобинской антеклизы // Экспозиция Нефть Газ. 2025. № 2. С. 40–46.
DOI: 10.24412/2076-6785-2025-2-40-46
DOI: 10.24412/2076-6785-2025-2-40-46
03.04.2025
УДК 552.578.2.061.33:553.98:551.24.053(571.56-13)
DOI: 10.24412/2076-6785-2025-2-40-46
DOI: 10.24412/2076-6785-2025-2-40-46
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88