Южно-Тигянское нефтяное месторождение

Месторождение приурочено к одноимённой брахиантиклинали, осложняющей Тигяно-Анабарский вал. Последний расположен в пределах Анабаро-Хатангской седловины. Южно-Тигянская структура представляет собой широкое пологое поднятие длиной 19 км и шириной 6-7 км. Шарнир складки, ундулируя, образует два поднятия: Западное и Восточное, разделенные неглубокой седловиной. Антиклиналь характеризуется широким развитием разрывных нарушений. По-видимому, складка имеет сложное строение, что выражается не только наличием разрывных нарушений, но и неравномерным размывом эффузивно-туфовой свиты верхней перми. По-видимому, следует говорить об определенном несовпадении структурных планов по мезозойским и верхнепалеозойским отложениям. Это может быть обусловлено проявлением галокинеза на границе перми и триаса. Амплитуда складки около 850 м. Кровля верхнепалеозойских отложений на восточном куполе складки залегает на 150 м выше, чем на западном (рис. 80).

Нефтепроявления, по данным М.К.Калинко (1959), фиксируются по всему вскрытому бурением разрезу (70-1955 м). Интенсивность нефтенасыщенности разреза увеличивается вниз по разрезу: от пропитанных загустевшей нефтью прослоев, мощностью в первые метры,­ в юрской и триасовой частях разреза до нефтенасещенных горизонтов в пермской части разреза. Наибольшее насыщение пород нефтью наблюдается в отложениях нижнекожевниковской и верхнекожевниковской свит перми (глубины 1583-1670 м). Так, из песчаников горизонта XI нижнекожевниковской свиты, открытая пористость которых достигает 15%, а газопроницаемость 0,025 мкм², дебит нефти в скв. 102-Р на западном куполе структуры достигал 15 м³/сут. Залежь западного купола ограничена зоной (1,5х0,5 км) относительно повышенной проницаемостью песчаников горизонта XI. Залежь, по-видимому, относится к типу пластовых сводовых с литологическим экранированием (Геология нефти …, 1981).

Рис. 80. Структурная карта Южно-Тигянского нефтяного месторождения (по М.К. Калинко).

Анализ проведённых работ по испытанию скв. 102-Р позволяет предположить, что пластовое давление в нефтяной залежи несколько ниже условного гидростатического, а газовый фактор нефти не превышает 150-200­м³/м³.