Між цими рівнями прояву розривів візуально спостерігаються непорушені (немає зміщень осей синфазности) шари геологічних товщ (ріс.1-4). Лише в окремих випадках можна спостерігати проникнення розломів від фундаменту до низів Ханти-Мансійськ свити ранньої крейди (рис.1).
lt; # justify gt; Рис. 1. Виділення тектонічних порушень на часовому розрізі 331
Східно-Ялинова карбонатна споруда, до якої приурочена поклад нафти, має трапецієподібну форму: плоску покрівлю і круті крила. Її розміри 22? 23 км по Изогипс мінус 5000м, поверх нафтоносності досягає 1400м.
Область поширення карбонатного резервуара обмежується глибоководними глинистими (глинисто-карбонатними) відкладеннями басейну, які не є колекторами і грають роль надійного латерального флюідоупорамі.
Роль покришки для поклади нафти виконує товща порід ніжнепермского віку, що включає глинисто-карбонатні відклади артінского-московського віку та сульфатно-галогенні породи кунгурского ярусу товщиною 465-1655м.
За даними сейсмічних досліджень і пробурених свердловин у складі карбонатного масиву виділено три основні частини: платформна, бортова (рим, марджін) і крильові (схил).
Колектор був також розділений на три стратиграфические одиниці: об'єкти I, II, III. Це було обумовлено наступними факторами:
надзвичайно великою ефективною потужністю;
наявністю туфів і карбонатно-глинистих вулканічних відкладень товщиною 40-50м, ізолюючих башкирської-серпуховско-Окського частина колектора в межах платформи від ніжневізейско-Турнейскімі;
різко різними властивостями в різних інтервалах колектора;
відмінностями в проникності і пористості колекторів в різних об'єктах.
Об'єкт I включає відкладення башкирської-серпуховско-Окського віку і, як би, наділяє на схилах карбонатного масиву ніжневізейско-Турнейскій комплекс порід, виділених в об'єкт II. Об'єкт III складають девонські відкладення.
В цілому всі три об'єкти утворюють єдину гідродинамічну систему, чому сприяє наявність великих тріщинуватих зон в рифових і біогермних будівлях, що оздоблюють платформ?? і безпосередньо контактують з колекторами I і II об'єктів, розділених в межах платформи" вулканіком. Про це свідчить єдиний характер падіння пластового тиску в процесі розробки покладу в різних її частинах: на платформі, на борту і на схилах, включаючи саму віддалену занурену північно-східну частина родовища в районі свердловини Т - 10, де нафта видобувається з девонських відкладень.
Структура Східно-Смерекового по поверхні сибірських відкладень (по покрівлі I об'єкта) високоамплітудними ізометричний форми. За оконтурювати Изогипс мінус 5000м розміри підняття складають 22x23 км. Звід підняття плоский, має позначки 4,1-4,2 км і під кутом близько одного градуса нахилений в південно-західному напрямку. Крила структури досить круті, кути нахилу досягають 20-250. Поблизу початку крутого схилу звід підняття ускладнений ланцюжком локальних підняттів, амплітудою 100 - 200м, що утворюють рім. Ланцюжок локальних підняттів рима охоплює північно-західну, північну і північно-східну частини склепіння, в той час як на півдні і південному заході рим виражений набагато менше. Найменші позначки в області рима відзначені в північній частині зводу і складають 3900-4000 м. Максимальна амплітуда підняття по покрівлі башкира досягає 1100м.
У результаті сейсмостратіграфіческой інтерпретації встановлені рамки майданного поширення карбонатного колектора, тобто встановлена ??обмежує лінія, де карбонати повністю заміщаються на карбонатно-глинистий розріз, який не є колектором. Кордон області поширення колектора I об'єкта залягає на глибинах 5000-5300м в східній частині структури і 5200-5500м у західній.
Досить складним є розподіл товщин карбонатного колектора. У межах плоского зводу сумарна товщина оксько-башкирських відкладів становить в середньому 400-500 м. У північній і східній частині рима і схилу товщина карбонатних утворень I об'єкта різко зростає до 650-800 м, головним чином за рахунок фацій баундстоуна Серпуховського віку. Тут откартіровани ціла серія здуття, розташованих паралельно лінії поширення карбонатного колектора і пов'язаних, можливо, не тільки з баундстоунамі Серпуховського віку, але і з деяким збільшенням товщин башкирських відкладень в уламкових фаціях підніжжя.
Структурна карта по поверхні II нефтегеологіческого об'єкта має структуру, подібну першому об'єкту. За оконтурювати Изогипс мінус 5300 м, розміри становлять 24х21км. Проте в ній немає чітко вираженої напівкільцевий ланцюжка підняттів у зводі, тобто рима. Плоский звід має відмітку мінус 4600м, а в північній і західній частині відзначені окремі пі...
