ади.
Всі поклади приурочені до пластів пісковиків у верхній частині резервуара. Потужність продуктивних пластів в межах пастки змінюється за покладами: від 21 м до 0; від 38 м до 0; 14 м; 16 м. Відкрита пористість за покладами не перевищує 15%; 18%; 14% і 13%. Газопроникність становить відповідно 5х10-3 мкм2; 5х10-3 мкм2; 10x10-3 мкм2; 10х10-3 мкм2. Максимальний дебіт газу за покладами: 4 тис. М3/добу; 83 тис. М3/добу; 324 тис. М3/добу; 113 тис. М3/добу. За склад? газ метановий (вміст СН4 - від 89 до 94%). За типом пастки поклади відносяться до пластовим, сводовим, литологически екранованим і до пластовим структурно-литологическим.
Рис. 1.7. Структурна карта по покрівлі продуктивного пласта Д-IУ і профільний геологічний розріз Дерябінского родовища (умовні позначення див. На рис.1.4)
Озерне газове родовище (рис.1.8) приурочено до однойменної локальної структурі, яка ускладнює західний схил Рассохінского мегавала. За нижньокрейдяним відкладенням ця структура являє собою антиклиналь субширотного простягання, розмірами 27x7 км, амплітудою 100 м. У породах малохетско-Долганського резервуара виявлена ??одна поклад, приурочена до товщі піщано-алевролітових порід в нижній частині резервуара.
Потужність проникних газонасичених порід у межах пастка замінюється від 15 до 31 м. Відкрита пористість порід досягає 27%, газо проникність більш 260x10 мкм. Максимальний дебіт газу в добу перевищує 400 тис. М/добу. За типом пастки поклад відноситься до массівньм сводовим.
Рис.1.8. Структурна карта по покрівлі продуктивної товщі МХ-I і профільний геологічний розріз Озерного родовища (умовні позначення див. На рис. 1.4)
Балахнінского газове родовище (рис.1.9) приурочено до однойменної локальної структурі, яка ускладнює Балахнинский мегавала. У среднеюрских відкладеннях ця структура являє собою антиклиналь блокової будови північно-східного простягання, розмірами 150x20 км, амплітудою окало 800 м. У породах Вимская резервуара виявлені поклади одного пласта в трьох блоках антикліналі.
Кожна поклад має свій рівень газоводяного контакту. Найбільш вивчена поклад північно-східного блоку, приурочена до пласту пісковиків і покрівлі резервуара. Потужність продуктивного пласта в межах пастки - 37м.
Рис. 1.9. Структурна карта по покрівлі продуктивного пласта ВМ - I і профільний геологічний розріз Балахнинского родовища (умовні позначення див. На рис. 9.4)
Зимне - з трьома покладами і максимальним дебітом газу 201 тис. м3/добу; Ниж нехетское з двома покладами з дебітом газу в обох по 200 м3/добу; Озерне з одного покладом і дебітом газу 400 м3/добу і Джангодское з одного покладом і дебітом 58 м3/добу.
Таким чином, газові та газоконденсатні родовища ЕХНБ характеризуються многозалежностью, домінуванням структурного контролю, існування покладів в пастках з антиклинальной формою вигину покрівлі при рідного резервуара, тип якого визначає будову продуктивних пластів.
На відміну від західного східний фланг палеоріфта має важливу особливість, яку необхідно враховувати при проведенні нефтепоіскових робіт в Анабаро-Хатангська межиріччі. Тут широкий розвиток має прояв соляно-купольної тектоніки і альпійських складкообразовательние рухів, які порушили той структурний план, який сформувався в період утворення родовищ УВ. Саме з цим пов'язані ті помилки при проведенні нефтепоіскових робіт, які були допущені в ранній період вивчення району (1934-1953 рр.).
Район відноситься до площ з доведеною нефтегазоносностью. Початкові перспективні ресурси нафти Анабаро-Хатангськой НТО оцінюються в 287 млн ??т. Крім того, перспективи відкриття великих, в тому числі гігантських, родовищ УВ, виходячи з общегеологических даних, маються на шельфі моря Лаптєвих. Основний обсяг нефтепоіскових робіт був виконаний тут протягом 20 років з 1934 по 1953 р Глибока розвідка проводилась на семи площах, при цьому виявлено п'ять нафтових родовищ - Нордвікское, Південно-Тігянское Західне, Південно-Тігянское Східне, Ильинское і Кожев-Ніковський. Вміщені в цих родовищах поклади мають невеликі розміри і малі дебіти; лише на Південно-Тігянском Західному родовищі початковий дебіт двох свердловин перевищував 1 т/добу і досягав 10 т/добу, а на інших максимум становив 0,5 т/добу.
нефтепроявленія в НТО встановлені в широкому стратиграфічної інтервалі. Серед останніх достовірно встановлена ??нафтоносність пермської теригенно товщі, простеженої на площі 4500 км2. Колекторські властивості піщаних пластів приміських відкладень піддані значним коливанням на невеликій відстані. Є породи з хорошими властивостями - пористість до 20% і проникністю до 500 мД. Крім приміських, нафто пр...
