1.4. Нефтегазоносность

Согласно схеме нефтегазоносности Западной-Сибири объект исследования расположен в Вартовском нефтегазоносном районе, который приурочен к Среднеобской нефтегазоносной области (Рис.4). В Вартовском НГР на территории Томской области выявлено восемь нефтяных месторождений - Хвойное и Ледовое, Матюшкинское и Квартовое, Малореченское, Советско-Соснинское, Аленкинское и Стрежевское. Непосредственно в изучаемом районе расположены Аленкинское и Малореченское месторождения. На Малореченском залежи углеводородов сосредоточены в отложениях верхней юры горизонта Ю₁, а на Аленкинском в неокомских отложениях (Рис.5).

В Вартовском нефтегазоносном районе наиболее перспективными в отношении нефтегазоносности являются неокомские отложения. Количественная оценка, проведённая в 2007 году, показывает, что на долю неокомских приходится 70% всех ресурсов углеводородов. В верхней юре сконцентрировано 22% (Рис.6) [ Соловьев М.В., Калинин А.Ю.].

Необходимо отметить, что на территории Западной-Сибири и в частности на исследуемой территории нефтематеринской толщей является баженовская свита. Она сложена черными битуминозными аргиллитами, с коричневатым оттенком, глинистыми известняками, карбонатно-кремнисто-глинистыми породами. Отложения свиты уникально обогащены органическим веществом, которое выступает в качестве одного из важнейших породообразующих компонентов. Среднее содержание С_орг в карбонатно-кремнисто-глинистых породах составляет 5-12 %, первоначальная средняя концентрация С_оргв бездонном осадке превышала 10%. Oрганическое веществo баженoвской свиты практически полнoстью слoжено амoрфным планктонo- и бактериoгенным веществoм- коллoальгинитом, керoген содержит 7,0-8,5 водорода. Отлoжения свиты находятся в глaвной зoне нефтеобразoвания. Остатoчный генерациoнный потенциал органическoго вещества баженoвскойсвиты равен 400-500 мг УВ/г С_орг. С увеличением катагенеза эта величина падает. С ростом глубины залегания пород и катагенеза органического вещества битумоидный коэффициент повышается от 3-5 % на глубинах 1200-1500 метров до 20-25 % на глубинах 2700-300 м. Мощность свиты от 7 до 90 м. [Конторович А.Э., 1994]

рис 4

Н

- нефть

Рисунок 5. Схема стратиграфической приуроченности залежей нефти в районе исследования [Конторович В.А., 2008 г]

Рисунок 6.Распределение запасов и ресурсов Вартовского НГР по комплексам (А) и категориям (Б).

На территории исследования добыча нефти ведётся на Малореченском месторождении (Рис.7). Нефтеносность месторождения связана с пластами Ю₁¹ и Ю₁² горизонта Ю₁ васюганской свиты [Иванов И.А., 2002г]. Продуктивные пласты представлены серыми, светло-серыми, мелкозернистыми песчаниками. Залежи нефти разделяются между собой алевро-аргиллитовым пропластом с мощностью от 3 до 6м, который не обеспечивает их гидродинамической изоляции (Рис.7 б)

Залежь нефти пласта Ю₁¹ залегает на глубине 2437-2481 м. Пласт хорошо выдержан в пределах всей площади поднятия, за исключением западного крыла, где происходит замещение алевролито-глинистыми разностями пород. Мощность пласта составляет 15м., а эффективная до 7м. Открытая пористость 20% Дебиты нефти от 5 до 130 м³ /сут. Пластовое давление 245 атм., пластовая температура – 90^о С.

Залежь нефти пласта Ю₁². Пласт вскрыт разведочными и эксплутационными скважинами на глубине 2456-2504 м., характеризуется хорошей фациальной выдержанностью. Мощность от 22 до 32 м., эффективная от 16 до 20 м. Дебиты нефти колеблются от 7 до 140 м³ / сут. Пластовое давление составляет 245 атм., а температура пластовая равна-90^о С. Нефтеносен пласт на Малореченском поднятии, а на структуре-спутнике пласт водоносен и залегает ниже единого водонефтяного контакта (Рис.7 а)

Залежи нефти пластово-сводовые. Водонефтяной контакт является единым для залежей и проведён на отметках от – 2410м. на южной периклинали и до -2433 м. на северной периклинали. На примыкающей структуре-спутнике водонефтяной контакт пласта Ю₁¹ принят на отметке -2435 м [Иванов И.А., 2002].

Нефть залежей в основном метаново-нафтеновая с удельным весом 0,837-0,876г/см³.

По запасам УВ данное месторождение относится к средним.

рис 7.а,б