Харитонов А.С.  

Сейсмогеологическая характеристика, история тектонического развития зоны сочленения Каймысовского свода и Нюрольской мегавпадины в мезозое и кайнозое (на примере Крапивинского месторождения)

УДК 550.8.05

Сейсмогеологическая характеристика, история тектонического развития зоны сочленения Каймысовского свода и Нюрольской мегавпадины в мезозое и кайнозое (на примере Крапивинского месторождения)

А.С. Харитонов1.

1 Новосибирский государственный научно-исследовательский университет, haritonov1312@mail.ru

Район Крапивинского месторождения в административном отношении расположен в Каргасокском районе Томской области и приурочен к структурному одноименному осложнению западной части Моисеевского куполовидного поднятия в юго-восточной части Каймысовского свода, разбуривание которого привело к открытию Крапивинского месторождения. Согласно схеме нефтегазогеологического районирования входит в состав Каймысовского нефтегазоносного района (НГР) Каймысовской нефтегазоносной области (НГО).
По отражающему горизонту IIа (подошва баженовской свиты) структура представляет собой вытянутую в северо-восточном направлении брахиантиклинальную складку с пологим восточным крылом. Общая площадь моноклинального перегиба по оконтуривающим изогипсам с запада минус 2660 м. и с востока минус 2600 м. составляет более 300 км2. Амплитуда достигает порядка 100 м [1;2].
Основным продуктивным объектом является залежь нефти пласта Ю13(оксфорд), залегающая на глубине 2654-2760м. Залежь «висячего типа», геометрия контролируется переменным ВНК,  где в разных блоках перепад достигает 80м.  Литологически пласт представлен песчано-алевритовой породой разной степени отсортированности, карбонатизации и глинизации. Открытая пористость изменяется от 12 до 20%, проницаемость довольно в широких пределах от 0,45х10-3 до 300 х10-3 мкм2. Соответственно меняются дебиты нефти от 0,7 до 300 м3/сут [1;2].
Нефть залежи метаново-нафтеновая, с удельным весом 0,857 г/см2, с содержанием парафина от 0,33 до 1,39% и серы от 0,66 до 0,71%, по запасам месторождение относится к разряду крупных[1;2].
В результате работы, автором был сделан обзор фактического материала по геологическому, тектоническому строению и нефтегазогеологическому районированию изучаемой территории из литературных источников.
Проведена корреляция основных отражающих горизонтов и выделены сейсмогеологические комплексы, характеризующие нефтегазоперспективные интервалы геологического разреза. Далее были построены структурные карты и карты изохрон по отражающим горизонтам, что позволило составить изопахический треугольник и с его помощью восстановить историю тектонического развития Крапивинского поднятия.
На основании полученных данных и результатов испытания скважин, была построена карта ВНК (Рисунок 1) и структурная карта для горизонта IIa (Рисунок 2), для Крапивинского месторождения с предполагаемой схемой разрывных нарушений. Результатом этих построений стал вывод о том, что причиной резкого изменения уровня ВНК является тектоническая экранированность отдельных блоков, за счет непроницаемых разрывных нарушений, приуроченных к палеозойским и юрским отложениям.

                  СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1.  Иванов И.А. Месторождения нефти и газа Томской области. Томск-Новосибирск. 2002.
2. Кравченко Г.Г. автореферат Модель формирования продуктивных пластов горизонта Ю1 Крапивинского месторождения нефти (юго-восток Западной Сибири, 2010г.).