Собинское месторождение

Собинское месторождениеСобинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Красноярском крае России. Ближайшим городом (40 км) представляет собой городок сельского типа Ванавара – руководящий центр Тунгусско-Чунского района Эвенкии. В геологическом отношении эта часть территории Сибирской платформы располагается около южного района Лено-Тунгуской нефтегазоносной сфере деятельности. Месторождение было открыто в 1981 году.

В общем осадочный чехол региона представлен чередованием терригенных (аргиллиты, алевролиты) и карбонатных пород. Очень большое распространение имеют соленосные сложные комплексы . Платформенный чехол южной части Лено-Тунгусской нефтегазоносной сфере деятельности сложен 4-мя крупными комплексами терригенных, карбонатно-галогенных и карбонатных приостановлений: рифейского, венд-нижнепалеозойского, мезозойско-кайнозойского и верхнепалеозойско-триасового возраста. Благоприятными условиями в пользу накопления нефтегазовых толщ обладают только лишь породы рифея, венда, а еще нижнего палеозоя.

Породы рифея и венда связаны с рифтовым комплексом Сибирской платформы и имеют ограниченное распространение. Цокольные кругозоры рифея изображены мелководно-морскими отложениями, очень часто – грубообломочными красноцветными образованиями. Верхние части разреза рифея характеризуются выходом в свет мелководно-морских карбонатных и терригенных осадков со значительным развитием вулканитов.

Цокольный венд сложен терригенными отложениями, прежде всего, – песчаниками. В их составе отличается три местных резервуара около Непско-Ботуобинской, Предпатомской и Катангской зон нефтегазонакопления. В верхнем венде преобладают карбонаты – рифовые известняки, около каких не секрет три местных резервуара. Нефтяные залежи карбонатных толщ связаны с трещинно-каверновыми и трещинно-поровыми коллекторами.

В кембрийское промежуток времени по вопросу, связанным с изоляцией Сибирского моря в центральной и южной частях Лено-Тунгусского бассейна происходит накопление мощнейших (до 2 км) отменений солей, а еще карбонатов, слагающих карбонатно-солевую формацию. Соляная толща являет из себя нетолстое чередование ангидрита, галита, горизонтов мелководных биогенных и органогенно-обломочных карбонатов. Карбонатно-солевая формация перекрывает всю южную часть Лено-Тунгусской нефтегазоносной сфере деятельности и представляет собой неповторимой местной шиной в пользу месторождений углеводородов в ареале.

Кембрийская карбонатно-соленосная формация представляет собой не только лишь безупречной шиной, но также отличается как независимый многообещающий нефтегазоносный комплекс, включающий два полезных и шесть многообещающих карбонатных горизонтов мощностью от 20 до 200 м, характеризующихся региональным распространением.

В течении ордовика-карбона на территории южной части Лено-Тунгусской сфере деятельности существовало некоторое количество мелководных бассейнов, где накапливались слабые осадки пестрого литологического состава. Рифовые органогенные карбонаты силурийского возраста, шиной в пользу каких служат глинистые, сульфатные и карбонатно-глинистые породы, вполне вероятно, считаются нефтегазоносными.

С каменноугольно-пермскими породами связана могучая лимническая угленосная формация.

Триасово-юрский период в пользу территории отметился активизацией вулкано-магматической деятельности и внедрением пластовых интрузий (силлов) и даек главнейших пород – сибирских траппов. Воздействие их на нефтегазоность региона а также не вполне достаточно изучено, но, наверное, выражение траппового магматизма оказывает негативное влияние на создание больших залежей углеводородов. В ходе введения интрузии создают добавочный прогрев осадочной толщи, способствуя именно тем свежеиспеченной миграции и рассеиванию углеводородов. Секущие интрузии (дайки) сподручны превращать в развалины имеющие место быть залежи нефти и газа, высвобождая их к поверхности. Вмести с этим регионально вынесенные пластовые интрузии талантливы формировать долговечные флюидоупоры, делая добавочные удачные требования в пользу накопления углеводородов.

Собинское месторождение посвящено Катангской зоне нефтегазонакопления, располагающейся в южной части Лено-Тунгусской сфере деятельности. Площадь Катангской зоны составляет менее 59 тыс. км2, в ее пределах содержатся два непередаваемых месторождения – Пайгинское и Собинское.

Катангская зона нефтегазонакопления посвящена Катангской седловине – позитивной текстуре, делящей Непско-Ботуобинскую и Байкитскую антеклизы, а еще Курейскую и Присаяно-Енисейскую синеклизы.

Катангская седловина осложнена несколькими поднятий, какие больше всего отчетливо прорезаются в отменениях подсолевого комплекса. Следующим образом, в центральной ее части располагается Собинско-Тэтэрский выступ – солидная горстообразная структура, амплитуда вертикального смещения какой превышает 200 м. Структура Собинско-Тэтэрского выступа, так же, и еще осложнена локальными поднятиями, к примеру, Собинским очень много, который имеет размеры в пределах 500 км2 при вертикальной амплитуде более 100 м. Данные и прочие локальные поднятия около Катангской седловины делают ее многообещающей площадью в пользу сбережения залежей углеводородов.

Разрез осадочного чехла около Собинского месторождения имеет в своем составе породы рифейского, вендского, карбон-триасового и кембрийского возраста.

Рифейские приостановления слагают самый цокольный и больше всего трудный в пользу обучения комплекс, о здании которого вполне можно чинить суд только лишь по достоверным сведениям глубинного сейсмического профилирования, а еще по керну глубокого бурения. Рифейская часть разреза представлена прежде всего терригенными песчано-алевролитовыми толщами.

Вендские приостановления различаются сильной фациальной изменчивостью – основание разреза образует ванаварская свита, какая сложена прежде всего песчаниками с старыми добрыми коллекторскими свойствами. Вверх по перерезу в ванаварской свите повышается количество тонкозернистой комплектующей – начинают превалировать алевролиты и глинистые доломиты, завершающие вполне можно осматривать как локальный флюидоупор.

Местный флюидоупор образуют кембрийские приостановления, представленные мощнейшей (в пределах 1500 м) солевой худей, находящей прослои карбонатных пород.

Карбон-триасовые породы имеют в основном терригенный состав. В верхах разреза отмечаются массовые интрузии и пластовые тела ключевых пород триасового возраста.

Нефтегазоносность Собинского месторождения связана с подсолевыми горизонтами песчаников ванаварской свиты венда. Единые изображения газа подмечались и еще в вышележащих терригенных приостановлениях оскобинской свиты венда.

Продуктивным комплексом считаются терригенные приостановления ванаварской свиты (кругозоры ВН-1, ВН-2, ВН-3, ВН-4, BН5), представленные песчаниками. Месторождение многозалежное. Залежи пластовые, сводовые, тектонически и литологически экранированные и посвящены сводовой части Собинского поднятия. Пластовое теснение некоторое количество превышает гидростатическое, а температуры меняются от +29 до +32 °С. Дизъюнктивными нарушениями Собинское поднятие расчленено на ряд блоков.

Залежи углеводородов контролируются как структурными, но и литолого-фациальными факторами, определяющими коллекторские свойства пород. Только лишь на месторождении выделено пять результативных горизонтов: ВН-1, ВН-2, ВН-3, ВН-4 и ВН-5. Цокольные кругозоры ВН-3, ВН-4 и ВН-5 являют из себя газовую залежь с незаметной нефтяной оторочкой. Верхние кругозоры ВН-1 и ВН-2 имеют еще комплексное здание и включают в себя внутри себя две автономных залежи – газо-нефтяную и газовую. Здание месторождения осложняется наличием разрывных повреждений, разъединяющих месторождение на три части – западную, восточную и центральную.

Главными факторами, определяющими накопление нефти и газа, представляет собой присутствие литологических ловушек, сопряженных с выклиниванием песчаных пластов венда по инструкцию к Камовскому своду. Основными нефтегазогенерирующими толщами соглашаются обогащенные органическим веществом глинистые породы аянской свиты рифея. Генерация и создание углеводородов происходили в фанерозойское промежуток времени во время значительного прогибания территории. Крупнейшая часть нефти и газа мигрировала по поверхности разногласия промежду рифеем и вендом, переполняя ловушки в вендских породах.

Нефти Собинского месторождения отнюдь не тяжелые и средние, маловязкие, малопарафинистые и малосернистые. Газовые залежи как правило метанового состава, включают в себя трудные УВ, в основном этан, а еще азот и гелий. Суммарные резервы свободного газа в месторождениях Пайгинское и Собинское по группы С1 составляет 147,5 млрд. м3, конденсата – 9,0 млн. т и нефти – 4,83 млн. т (извлекаемых); по С2, в соответствии с этим, – 19,7 млрд. м3, 1,8 млн. т и 8,82 млн. т. Просторный газ включает в себя: метана – 62,9–75,0%, гомологов метана – до 7,один процент, азота – 23,0–28,1 % и углекислого газа – 0,2 процента. Наблюдается рослое (до 0,58%) содержание гелия.

Собинское месторождение на карте

Координаты месторождения на карте:60.0000, 102.0000

[showyamap header=”Собинское месторождение” body=”собинское, месторождение, пользу, углеводородов” hint=”Подробнееfooter=”http://field.oilman.by” coordinates=”60.0000, 102.0000″]
[/showyamap]

Интересные месторождения

  • Уньвинское месторождение
  • Верхнечусовские городки месторождение
  • Ярино-Каменноложское месторождение
  • Яринское месторождение
  • Южный Парс месторождение
0

Добавить комментарий

Войти с помощью: