Геологическая характеристика Западно-Таркосалинского нефтегазоконденсатного месторождения, страница 5

Из всех выделенных в разрезе отражающих горизонтов сопоставляемых с шельфовой формацией, наиболее устойчиво по всей площади прослеживается Н₂⁰⁰. Отражающий горизонт Н₃⁰⁰, а также внутренние отражения комплекса Н₂⁰⁰ - Н₃⁰⁰ имеют интерференционную форму записи и характеризуют группу шельфовых пластов от БП₈ до БП₅ включительно.

На сейсмических разрезах отражение Н₃⁰⁰ неустойчиво, участками пропадает либо интерферирует с локальными отражениями группы Н₂. Те же, в свою очередь, образуют сложную волновую картину, участками приобретая холмообразный вид записи, авандельтовых частей плоских дельт. Описанный комплекс отраженных горизонтов характеризует сложное линзо-видное распространение песчаников в шельфовой толще БП₈ - БП₅. Отражающий горизонт Н₃²⁰ сопоставляется с кровлей пласта БП₁₀, имеет на сейсморазрезах слабую динамическую выразительность. В формировании ее, по-видимому, вносит вклад и вышележащая толща неустойчивой литологии, включающая пласт БП₉. В результате чего на сейсморазрезах фиксируются различные варианты прослеживания: на северо-востоке и в центральной части территории линзовидный пласт БП₉ контролируется самостоятельным локальным отражением, интерферирующим с Н₃²⁰ вплоть до образования клиноформ восточного падения. На юге и юго-западе отмечается уменьшение в шельфовой толще (двум пластам БП₈ и БП₉ соответствует одно отражение Н₃⁰⁰).

Покровный шельфовый пласт БП₁₂ контролируется отражающим горизонтом Н₄⁰⁰. Пласт БП₁₂ не имеет четко выраженной зоны региональной глинизации однозначно отраженной на сейсмических разрезах. По видимому, в районе работ происходит плавный переход от покровного шельфового пласта к линзовидному развитию его в краевой части шельфа, сменяющемуся на западе зоной латерального наращивания шельфа.

Результаты бурения на Западно-Таркосалинской площади и близлежащих площадях свидетельствуют, что покровный шельфовый пласт устойчивой мощности вскрыт в восточной части района работ, в центральной части же по скважинам зафиксирована глинизация пласта (скв.95 и 100 За-падно-Таркосалинское, 834 и 835 Нохояхинское месторождения). Слабая изученность западной части района работ затрудняет однозначное сопоставление данных бурения и сейсморазведки.

Согласно проведенного палеоструктурного анализа на месте современного Западно-Таркосалинского куполовидного поднятия к концу раннего мела существовала группа мелких поднятий, приуроченных в плане к северо-западному склону и южной половине свода поднятия. Аналогичная структурная ситуация сохранилась, видимо, и на рубеже раннего позднего мела. И лишь в позднем мелу - кайнозое произошла крупная структурная перестройка, обусловленная ростом Западно-Таркосалинского куполовидного поднятия. На момент формирования верхнеюрских и нижнемеловых залежей существовали лишь небольшие по размерам антиклинальные ловушки. Возможно, образовавшиеся в то время залежи УВ мигрировали впоследствии в свод растущего Западно-Таркосалинского куполовидного поднятия. Этим, вероятно, и объясняются установленные небольшие размеры залежей в шельфовых пластах нижнего мела.

Основными тектоническими критериями оценки нефтегазоносности для Западно-Таркосалинского локального поднятия являются структурные наличие антиклинальной складки и мощная толща осадочных пород. Степень и характер дислоцированности Западно-Таркосалинского локального поднятия (местоположение разрывов небольшие амплитуды смещений) не играет определяющую роль для процессов формирования залежей, а могут учитываться только как дополнительный фактор.