Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

месторождение нефть газ геологический

Цель работы: получить новые знания о закономерностях размещения месторождений нефти и газа, особенностях геологического строения нефтяных и газовых месторождений на примере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Задачи: подробно рассмотреть стратиграфию, тектонику и закономерности распределения нефтегазоносной Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Для решения поставленных задач необходимо ознакомиться с литературой и графическим материалом.

В настоящее время в России и в других странах ведущая роль отводится нефтегазовой отрасли. Эта отрасль позволяет решать важные экономические, политические и социальные задачи. При благоприятной конъюнктуре на мировых рынках энергоносителей многие поставщики нефти и газа за счет выручки от экспорта реализуют значительные инвестиции в национальную экономику, демонстрируют исключительную динамику роста.

Нефтегазовая промышленность представляет собой крупнейшую отрасль хозяйства страны. По разведанным запасам Россия находится на втором месте после Саудовской Аравии. Самыми крупными предприятиями нефтегазовой отрасли являются:

- «ЛУКойл»;

- «ТНК»;

- «Роснефть»;

- «Сургутнефтегаз»;

- «Газпром».

Основные залежи располагаются на Урале и в Поволжье, Дальнем Востоке, на Кавказе, в Тимано-Печорском бассейне. Однако крупнейшей ресурсной областью считается Западно-Сибирская нефтегазовая провинция.

Западно-Сибирская нефтяная провинция, как и прочие крупные ресурсные территории, включает в себя как разведанные, так и неразведанные запасы. В ходе геологических изысканий проводится структурный анализ залежей. В ближайшем будущем предполагается открытие нескольких тысяч месторождений.

1. Нефтегазогеологическое районирование

Нефтегазогеологическое районирование недр имеет большое научное и практическое значение. От того, на каких принципах и критериях оно базируется, во многом зависит прогнозирование нефтегазоносности, выбор направлений, методики поисково-разведочных работ, перспективы освоения нефтяных и газовых ресурсов на отдельных территориях.

Сущность районирования состоит в разделении территорий (в том числе и акваторий) по геотектоническому, генетическому признакам на основные таксономические категории: пояса, мегапровинции, провинции (бассейны), субпровинции, области, районы (ареалы зон нефтегазонакоплений), зоны нефтегазонакопления, месторождения, залежи. Определяющим является степень сходства и различия геотектонического строения, состава слагающих формаций, известные или предполагаемые закономерности пространственного размещения нефтяных и газовых месторождений, приуроченность к определенным формам залегания пород (структурам) и литологическим комплексам, современные представления о происхождении нефти и газа и формировании их скоплений.

В настоящее время в региональной, нефтегазовой геологии приобрела большое значение проблема нефтегеологического районирования, в связи с прогнозированием нефтегазоносности недр и проблемы критериев (для поисков крупных скоплений нефти и газа в земной коре).

Принципам выделения и классификации нефтегазоносных территорий посвящали свои исследования многие учёные: А.А. Бакиров, И.О. Брод, М.И. Варенцов, Н.Б. Вассоевич, В.Г. Васильев, И.В. Высоцкий, Г.Х. Дикенштейн, Н.А. Еременко, А.Я. Кремс, С.П. Максимов, И.И. Нестеров, В.Б. Оленин, Г.Е. Рябухин, В..В. Семенович, А.А. Трофимук, А.В. Ульянов, Г.А. Хельквист, Н.Ю. Успенская, В.Е. Хаин и др. [5].

При районировании крупных территорий используются понятия нефтегазоносный бассейн и нефтегазоносная провинция (Рис. 1). Согласно Н.Ю. Успенской [9], нефтегазоносная провинция - «…крупная территория распространения скоплений нефти и газа, связанная с региональным структурным элементом, характеризующаяся общим нефтегазоносными комплексами и типами структур, контролирующих нефтегазонакопление» (табл. 1).

Для провинций молодых платформ характерны палеозойский возраст складчатого фундамента, чехол мезозойско-кайнозойского возраста. Провинции на молодых платформах приурочены к внутренним впадинам, некоторые из них относятся к типу грабенов.

Описываемая Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция по классификации Н.Ю. Успенской относится к провинции молодых платформ и приурочена к внутриплатформенной впадине.

Таблица 1. Классификация нефтегазоносных провинций (по Н.Ю. Успенской, 1968) [9]

Классы	Подклассы	Группы
Провинции платформенных областей	Древних платформ	1. Приуроченные к крупным грабенам, авлакогенам 2. Провинции внутриплатформенных впадин 3. Провинции склонов платформ 4. Провинции активизированных платформ
Молодых платформ	5. Провинции грабенов 6. Провинции крупных внутриплатформенных впадин
Провинции складчатых областей	Молодых (Mz - Kz) складчатых областей	7. Провинции эпипалеозойских орогенических областей 8. Провинции передовых прогибов
Древних складчатых областей	9. Провинции межгорных впадин и прогибов 10. Провинции передовых прогибов



Рис. 1. Схема нефтегазогеологического районирования территории России и сопредельных стран [5]

Границы: 1 - нефтегазоносных провинций; 2 - перспективных нефтегазоносных провинций; 3 - территории выходов на поверхность и неглубокого залегания кристаллических и метаморфических пород. Неф-тегазоносные провинции: 1 - Волго-Уральская, 2 - Тимано-Печорская, 3 - Прикаспийская, 4 - Днепровско-Припятская, 5 - Балтийская, 6 - Лено-Тунгусская, 7 - Лено-Вилюйская, 8 - Енисейско-Анабарская, 9 - Западно-Сибирская, 10 - Туранская, 11 - Предкавказско-Крымская (Скифская), 12 - Предкавказская, 13 - Предкарпатская, 14 - Предуральская, 15 - Предверхоянская, 16 - Закавказская, 17 - Западно-Туркменская, 18 - Тяныпань-Памирская, 19 - Дальневосточная, 20 - Баренцевоморская, 25 - Притихоокеанская. Перспективные нефтегазоносные провинции: 21 - Северо-Карская, 22 - Лаптевская, 23 - Восточно-Арктическая, 24 - Южно-Чукотская

2. Географическое и административное положение Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции

Одна из крупнейших в мире Западно-Сибирская НГМП протягивается от восточных склонов Уральского хребта до Енисея и от Северного Ледовитого океана до Казахского нагорья и Алтая. Она занимает одноименную низменность и соответствует территории Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов, Тюменской, Томской, частично Свердловской, Омской, Новосибирской областей и левобережья Красноярского края [4].

Площадь провинции на суше составляет 2,1 млн. км² и 750 тыс. км² с учетом южной акватории Карского моря.

По слабо всхолмленной, сильно заболоченной, с большим количеством озер, наклоненной к северу равнине с абсолютными высотами 60-20 м текут реки Обь, Иртыш и Енисей с многочисленными притоками.

Южную часть Западно-Сибирской низменности занимают степи, центральную - заболоченные пространства, покрытые низкорослыми лесами, северную часть - тундра. На большей части Западно-Сибирской низменности (центр и север) имеют место проявления многолетней мерзлоты. Мощность мерзлого грунта на севере достигает 200-300 м и более [4].

Границами рассматриваемой Западно-Сибирская НГМП на западе являются герцинские горные сооружения Урала, по геофизическим данным продолжающиеся под мезо-кайнозойским чехлом низменности на расстояние 300-400 км к востоку до среднего течения Оби [4].

Нефтегазоносные области южной и центральной частей (Рис. 2) расположены в зоне тайги и большей частью заболочены. Половина перспективной на нефть и газ территории находится за Полярным кругом. Практически по всей территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции развиты многолетние мёрзлые горные породы. Основные пути сообщения - реки и Северный морской путь. Магистральные автомобильные дороги отсутствуют. Железные дороги представлены ветками Тюмень - Тобольск - Сургут - Нижневартовск, Ивдель - Обь, Тавда - Сотник, Сургут - Уренгой. Значительная часть грузоперевозок осуществляется круглогодично воздушным транспортом, в зимний период по зимникам - автомобилями, тракторами и вездеходами. Транспортировка нефти и газа осуществляется по системе магистральных трубопроводов большого диаметра. Международный газопровод Уренгой - Ужгород - Западная Европа. Центры добычи и разведки нефти и газа - Нижневартовск, Сургут, Урай, Надым, Уренгой, Тюмень и др.

Рис. 2. Обзорная карта Западно-Сибирской нефтегазоносной провинии

1,2 - границы мегапровинции, нефтегазоносных областей; 3, 4, 5 - месторождения соответственно нефтяные, газонефтяные, газовые и газоконденсатные; I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII, IX, X - нефтегазоносные области соответственно Ямальская, Гыданская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Приуральская, Фроловская, Среднеобская, Васюганская, Пайдугинская, Каймысовская.

3. Геологическая характеристика

Стратиграфия и литология

Бассейн выполнен терригенными отложениями юрского, мелового, палеогенового, в меньшей степени неогенового возраста; более древние отложения (триас, палеозой) развиты лишь во впадинах, осложняющих фундамент. Нижне- и среднеюрские отложения представлены континентальными песчано-глинистыми породами с максимальной мощностью на севере бассейна 1000 м (на большой площади бассейна мощность их составляет 200-600 м). Верхнеюрские и нижнемеловые (валанжинские) породы сложены аргиллитами и песчаниками; мощность верхнеюрских отложений редко превышает 300 м, валанжинских - 500 м [4], (Прил. 1,2).

Остальная часть разреза раннемелового возраста сложена лагунными и морскими глинисто-песчаными породами мощностью от 600 м в центральной части бассейна до 1000 м на севере. Верхнемеловые, палеоценовые и эоценовые отложения представлены морскими, в меньшей степени континентальными, глинистыми и песчаниковыми породами мощностью от 800 до 1600 м.

Отложения олигоцена мощностью не свыше 700 м выражены континентальными песками и глинами. Максимальная мощность (свыше 5000 м) осадочных отложений известна в северной части бассейна [4].

Далее более подробно рассмотрим геологическое строение главных нефтегазоносных областей Западно-Сибирской провинции. В пределах провинции выделяют 11 областей (Рис. 2): Приуральская, Фроловская, Каймысовская, Васюганская, Пайдугинская, Среднеобская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Гыданская, Ямальская и Южно-Карская (на схеме не показана).

Газоносные области севера занимают территорию северных районов Западно-Сибирской низменности. Здесь открыты такие месторождения, как Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье и др. В строении этих районов принимают участие 3 структурных этажа-фундамент, промежуточный и платформенный [5].

Фундамент вскрыт на глубинах 2500-2800 м (Новопортовская площадь) и погружается в пределах Пурского прогиба до 10 км (по геофизическим данным). Он имеет разный возраст, на западе-герцинский, а на востоке-каледонский).

Предполагается, что промежуточный этаж представлен преимущественно пермь-триасовыми образованиями. Мощность осадочного чехла на большей части описываемого региона составляет 6 км, однако нижняя часть разреза не изучена.

Нижне-среднеюрские образования (заводоуковская серия) представлены чередованием пачек песчаников, алевролитов и аргиллитов общей мощностью 220-445 м.

Отложения верхней юры мощностью 100-150 м, сложенные монотонной толщей аргиллитов, являются региональной покрышкой на большей части области. Неокомские отложения, также как и апт-альб-сеноманские (покурская свита), представлены неравномерным чередованием глиничтых и песчано-алевритовых пород. Верхнюю часть покурской свиты слагают продуктивные отложения сеномана - однообразная толща серых, часто глинистых песков. Покрышкой служит вышележащая толща глинисттых и опоковидных пород турон-палеогенового возраста. Мощность этих отложений достигает 1000 м [5].

Приуральская НГО в тектоническом отношении соответствует территории внешнего моноклинального погружения Западно-Сибирской платформы. Осадочный чехол общей мощностью 1100-2500 м сложен отложениями от нижне-среднеюрских до четвертичных. В основании разреза залегает тюменская свита (нижняя-средняя юра), сложенная песчано-гравелитовой, преимущественно глинистыми и песчано-алевритовыми пачками общей мощностью до 100 м. К сводовым частям выступов фундамента свита, как правило. Выклинивается. Абалакская свита (верхняя юра) мощностью 90 мпредставлена аргиллитами с прослоями алевролитов. На склонах поднятий фундамента свита сильно опесчанивается. Три нижние песчано-глинистые пачки объединяются в вогульскую свиту или продуктивный пласт II [5].

Вышележащие отложения тутлеймской и алясовской и частично леушинской свиты, относимые к верхнеюрско-неокомскому возрасту, образуют мощную (более 120-150 м) непроницаемую аргиллито-глинистую толщу. Лишь в разрезе леушинской свиты, относимой к верхнему готериву-баррему, выделяются две песчаные пачки (горизонты Н и М) общей мощностью 40-60 м.

Отложения апта и верхнего мела представлены глинистой толщей. Общая мощность пород меловой системы в регионе составляет около 1400 м [5].

Среднеобская НГО в тектоническом отношении соответствует центральным участкам ЗСП. Мощность осадочных отложений достигает 4000 м [5].

В геологическом строении участвуют отложения мезозоя, залегающие на палеозойском кристаллическом фундаменте. В основании осадочного чехла залегает тюменская свита (нижняя-средняя юра), развитая повсеместно и достигающая мощности 200-300 м. Она сложена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Абалакская свита (верхняя юра) имеет ограниченное распространение, ее мощность не более 30-35 м. В пределах Сургутского и Нижневартовского сводов аналогами этой свиты являются васюганская и георгиевская свиты, представленные чередованием песчаников и аргиллитов. Мощность их 50-110 м.

Разрез валанжина и готерива-баррема слагают мегионская и вартовская свиты. В их составе имеют широкое распространение хорошо выдержанные пласты и пачки песчаников, разделенные покрышками [5].

Васюганская ГНО выделяется на востоке центральной част Западно-Сибирской низменности. Основную часть разреза осадочного чехла территории, имеющего мощность 1800-3000 м., слагают мезозойские отложения. Пониженные участки рельефа фундамента часто выполняют породы коры выветривания мощностью до 30 м. К средней юре относятся образования тюменской свиты (песчаники, гравелиты, алевролиты, глины), к верхней юре - породы васюганской (аргиллиты, алевролиты, песчаники) и марьяновской свит (битуминозные аргиллиты). Мощность юры до 450 м.

Валанжинские терригенные отложения - куломизинская и тарская свиты - преимущественно песчанистые. Мощность свит соответственно 80-20 и 436-600 м. Готерив-барремские отложения представлены вартовской свитой мощностью до 600 м. На севере области эти отложения сложены чередованием песков и аргиллитов, к югу разрез свиты становится значительно более глинистым. Отложения апта, альба и сеномана обычно выделяются в покурскую свиту мощностью 700-900 м, представленную преимущественно алевритовыми и глинистыми породами. Туронские отложения выделяются в кузнецовскую свиту [5,4]

Тектоника

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция представляет собой молодую платформу с трехъярусным строением: гетерогенный фундамент, промежуточный доплитный комплекс, образованный осадочно-вулканогенными породами палеозойского триасового комплекса, и платформенный плитный чехол мезокайнозойских, преимущественно юрских и меловых отложений (Рис. 3).

Фундамент разновозрастный, в нем выделяются различные по размеру участки карельского, байкальского, каледонского и герцинского возраста. В Приалтайской и Присаянской областях фундамент салаирского возраста. Поверхность фундамента залегает на глубине 1000-2000 м в Приуралье, погружаясь к центру провинции и на север до 11 - 13 км. Широко развиты рифтовые системы, представленные разветвленной сетью грабен-рифтов, продолжавших развитие в мезозое-кайнозое, что в значительной степени повлияло на формирование структур в осадочном чехле. В доплитном комплексе особое место в структуре Западно-Сибирской платформы принадлежит триасовой системе рифтов, во многом предопределившей особенности строения и нефтегазоносность плитного юрско-кайнозойского комплекса. Рифтовая система состоит из рифтовых зон и межрифтовых поднятий. Крупнейшая рифтовая структура - Колтогорско-Уренгойский рифт, протягивается в меридиональном направлении от г. Омска до берегов Карского моря на 1800 км при ширине 80 км. Западнее Колтогорско-Уренгойского рифта выделяются Худуттейский, Ямальский и Аганский рифты, а на северо-востоке платформы - Худосейский. Они менее протяженные и более узкие [7].

Рис. 3 Тектоническое районирование мезозойско-кайнозойского чехла Западно-Сибирского НГБ (по И.И. Нестерову, Ф.К. Салманову, В.И. Шпильману).

1 - граница Западно-Сибирского НГБ; 2 - нефтегазоносные области; 3 - крупные тектонические элементы. Нефтегазоносные элементы: А - Ямальская ГНО, Б - Гыданская ГНО, В-Надым-Пурская НГО, Г - Пур-Тазовская, Д - Среднеобская НГО, Е - Фроловская; Ж - Приуральская НГО, 3 - Васюганская НГО, Я - Каймысовская НГО, К - Пайдугинская НГО. Крупные тектонические элементы: 1 - Среднеямальский свод, 2 - Нурщинский мегавал, 3 - Южно-Ямальский мегавал, 4 - Юрацкий свод, 5 - Гыданский свод, 6 - Напалковский мегавал, 7 - Нижнемессояхский мегавал, 8 - Уренгойский мегавал, 9 - Медвежий мегавал, 10 - Северный свод, 11 - Русско-Часельский свод, 12 - Сургутский свод, 13 - Салымский свод, 14 - Нижневартовский свод, 15 - Александровский мегавал, 16 - Каймысовский свод, 17 - Средневасюганский мегавал, 18 - Пудинский мегавал, 19 - Межовский мегавал, 20 - Нюрольская впадина, 21 - Кросноленинский свод, 22 - Шаимский мегавал, 23 - Березовская моноклиналь, 24 - Ханты-Мансийская впадина, 25 - Харампурская монокли-наль, 26 - Большеукская моноклиналь, 27 - Парабельский мегавал, 28 - Ханадырь-Яхнинская моно-клиналь, 29 - Демьянинский вал, 30 Северо-Сургутская моноклиналь.

Промежуточный комплекс развит по площади неравномерно и достигает наибольших мощностей в опущенных частях впадины. Провинция имеет блюдцеобразную форму и включает многочисленные крупные обособленные впадины и валообразные поднятия. Осадочный чехол образует в региональном плане три порядковых тектонических элемента: внешний тектонический пояс (толщина 1 - 2 км), южную тектоническую область (2 - 4 км и северную тектоническую область (11 - 12 км).

В пределах южной тектонической области выделяются крупные своды и мегавалы: Сургутский (площадью 380 тыс. км²), Нижневартовский (220x110 тыс. км²), Красноленинский (130x75 тыс. км²) своды, Александровский и др. мегавалы. Для восточной части области характерно чередование крупных линейных поднятий и прогибов: Корликовский, Усть-Тымский, Касский мегапрогибы, Пыль-Каралинский, Каральскинско-Ажарлинский мегавалы [7].

Северная тектоническая область охватывает северную часть платформы к северу от Сургутского свода. Здесь выделяется Ямал-Тазовская мегасинеклиза, расчлененная Нижнемессояхским мегавалом на две синеклизы: Ямало-Гыданскую и Надым-Тазовскую.

На территории Ямал-Тазовской мегасинеклизы выделяются десятки крупных впадин, мегапрогибов, мегавалов и сводов.

Все крупные структуры Западно-Сибирской плиты осложнены свыше 1200 локальными поднятиями размерами от 2x3 до 30x50 км с амплитудами от десятков до сотен метров [7].

4. Основные нефтематеринские свиты

Одним из важных вопросов при прогнозировании нефтегазоносное исследуемых территорий является выделение в разрезе нефтепродуцирующих (нефтегазоматеринских) толщ и регионально нефтегазоносных комплексов.

В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции основные запасы нефти сосредоточены в нижнемеловом комплексе. Нефте- и газосодержащие комплексы, как правило, располагаются выше нефте- и газоматеринских пород (на 0,4-0,8 км и более), что объясняется миграцией газа и нефти при формировании их залежей. Наряду с этим следует указать, что в Западной Сибири обнаружены место скопления газа и нефти в самих газоматеринских толщах.

Девонские нефтематеринские породы [2]. Впервые палеозойские отложения стали рассматриваться как потенциально нефтематеринские в 1970-х гг., когда был получен приток нефти из палеозойских коллекторов на Малоичской площади. Было установлено, что содержания Сорг не одинаковое в различных стратиграфических комплексах палеозоя: в карбонатах среднего и нижнего девона, на границе девона и силура концентрации Сорг в среднем составляют 0,26-0,41% [11], в скв. Малоичская-4 на глубинах 2900-4168 м было выявлено несколько пачек глинистых известняков и доломитов с сапропелевым ОВ с концентрациями Сорг более 0,5%. Дальнейшие исследования палеозойских отложений [12,13,17,22] подтвердили их высокий генерационный потенциал, что наряду с данными об <умеренном> катагенезе [21] позволили рассматривать их как самостоятельный нефтегенерирующий и нефтеаккумулирующий комплекс.

В конце силура - начале девона (D₁l) и начале позднего девона (D₃f) в Западно-Сибирском палеобассейне произошла смена сообществ организмов и увеличилась их биопродуктивность [10]. Осадконакопление в начале девона происходило в условиях теплого эпиконтинентального моря с хорошей аэрацией водной среды, в которой шло постепенное накопление черных и темно-коричневых глинистых илов, карбонатно-глинистых илов. Такая обстановка седиментации характерна для формирования лесной свиты. В это же время шло развитие рифостроящих организмов, характерные признаки обломков рифов выявлены в разрезе Малоичской скв. №4 (временной аналог низов лесной свиты - кыштовская свита D₁l). Северные территории Западно-Сибирского палеобассейна были заселены менее разнообразной фауной [10].

В результате трансгрессии в среднем девоне Западно-Сибирское море расширилось, появились условия, при которых несколько увеличилось накопление глинисто-карбонатных илов. В начале позднего девона море еще более расширилось, это привело к еще большему увеличению алевритовой, глинистой и кремнистой составляющей осадков. Накапливались чередующиеся черные, темно-коричневые глинистые и известковистые илы и алевриты, а также кремнистые глинистые илы с некромой тентакулитов и радиолярий [10]. Этот бассейновый литофациальный комплекс выделен в чагинскую свиту (D₃f-fm). Как видно, палеобиогеографические обстановки как в начале раннего, так и в начале позднего девона способствовали формированию потенциально нефтегазоматеринских отложений на юго-востоке Западно-Сибирского бассейна.

Нижне-среднеюрские нефтематеринские породы. Нефти, отнесенные к I генотипу, по-видимому, связаны с нефтепроизводящими аргиллитами тогурской свиты нижней юры и / или глинистыми прослоями в отложениях тюменской свиты средней юры[2].

Раннетоарская тогурская пачка впервые выделена Ф.Г. Гурари в 1960 г. в разрезе скважины Колпашевская-2. В середине 60-х годов прошлого века А.Э. Конторовичем с соавторами было показано, что тогурские аргиллиты обладают высоким генерационным потенциалом и могут служить источником УВ для залежей в базальных горизонтах осадочного чехла. Типичные озерные сапропелиты с высоким генерационным потенциалом ОВ накапливались в озерах, расположенных, в частности, на юго-востоке Западной Сибири в пределах Нюрольской и Усть-Тымской мегавпадин [14,16,18,19]. Содержание Сорг в них варьирует от 1,5 до 5,0%, а содержание битумоидов - от 0,1 до 0,7%.

По данным Е.А. Костыревой [20], д13С ОВ тогурской свиты составляет - (29 - 27) (Дедовская площадь); значения водородного индекса составляют в среднем 460 мгУВ/гСорг [20]. ОВ тогурской свиты находится по уровню зрелости в главной зоне нефтеобразования; это подтверждают углепетрографические данные А.Н. Фомина [21].

Континентальные аргиллиты тюменской свиты рассматриваются как НМП - один из источников УВ для залежей выступов доюрского основания, песчаников тюменской свиты, а также пластов-коллекторов васюганской свиты верхней юры. Концентрация Сорг в них составляет от десятых долей до 2% [15,16]. По данным Е.А. Костыревой [20], на Болотной и Первомайской площадях содержание Сорг в них изменяется от 0,4 до 2,63%, при среднем значении 1,16%. Для битумоидов в среднем д13С = -25,0, значения водородного индекса - от 42 до 257 мгУВ/гСорг.

Баженовская свита. Отложения баженовской свиты представлены карбонатно-глинисто-кремнистыми черными битуминозными аргиллитами, обогащены ОВ, которое выступает в качестве одного из породообразующих компонентов. Средние содержания Сорг = 5-12% (Конторович В.А., 2002). ОВ баженовской свиты практически полностью сложено аморфным планктоно- и бактериогенным веществом - коллоальгинитом, что предопределило его высокий генерационный потенциал. Еще одной особенностью пород баженовской свиты является их высокая радиоактивность, что связано с аномально высокими концентрациями урана, характерными для НМП с керогеном II типа [2].

Тем не менее, к нефтям, генетически связанных с баженовской свитой были отнесены нефти залежей васюганской свиты (пласт Ю1) Верх-Тарского, Столбового и Южно-Табаганского месторождений

5. Распределение нефтеносности и типы нефтегазовых залежей

В каждой нефтегазоносной провинции выделяются нефтегазоносные комплексы, в которых сосредоточена основная масса выявленных в данной провинции ресурсов УВ. Так, стратиграфические комплексы, характеризующиеся региональной нефтегазоносностью в пределах обширнейших территорий, охватывающих несколько крупных геоструктурных элементов рассматриваемой провинции, А.А. Бакиров предложил называть регионально нефтегазоносными комплексами. Последние могут быть сингенеточными и эпигенетичными, т.е. либо в них происходила генерация УВ, либо УВ поступили в них из других отложений.

В зависимости от характера распространения нефтегазоносные комплексы подразделяются на региональные, субрегиональные, зональные и локальные [7].

К настоящему времени в провинции открыто около 600 месторождений нефти и газа (Рис. 4). Большая часть месторождений связана с меловыми и юрскими отложениями, являющимися главными объектами поисково-разведочных работ. Сравнительно небольшие месторождения открыты в палеозойских отложениях, получены проявления нефти и газа из триасовых пород. Палеозой и триас изучены значительно слабее вышележащих пород и являются перспективными в отношении нефтегазоносности.

Продуктивные горизонты приурочены к отложениям юры, неокома и сеномана (мел). В осадочном чехле выделяются две однородные глинистые региональные покрышки: верхнеюрско-валанжинская и туронско-палеогеновая. Они экранируют два нефтегазоносных комплекса: юрский и меловой.

В среднем течении реки Обь выявлены залежи сухого газа (сеноман), газоконденсатные, газонефтяные и нефтяные залежи (неоком и юра). В Томской и Новосибирской области установлены залежи нефти в палеозойских отложениях. Продуктивные горизонты на глубине от 0,7 до 4 км. Залежи пластовые, сводовые, литологически ограниченные и массивные. Рабочие дебиты нефтяных и газовых скважин высокие. Нефти в основном средней плотности, малосернистые, малосмолистые с невысоким содержанием парафинов. Свободные газы верхнемеловых отложений (сеномана) метановые сухие с низким содержанием азота и углекислого газа. Содержание конденсата до 1 см³/м³. Конденсат тяжёлый, нефтенового типа. Содержание конденсата в залежах газа неокома в среднем 150 см³/м³, достигает 800 см³/м³. Конденсат лёгкий, парафинового типа (табл. 2).



Рис. 4. Карта нефтегазоносности Западно-Сибирской провинции

(по данным И.И. Нестерова, Ф.К. Салманова и др.) [5].

Месторождения: 1 - нефтяные, 2 - газовые, 3 - газоконденсатные; границы: 4 - Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, 5 - нефтегазоносных областей, 6 - между Внешним поясом и Центральной тектонической областью; 7 - Северной тектонической области. Структурные элементы: I - Верхнекодинский мегапрогиб, II - Березовская моноклиналь, III - Ярсомовский мегапрогиб, IV - Колтогорский мегапрогиб, V - Пурпейский мегапрогиб, VI - Сосьвинский свод, VII - Красноленинский свод, VIII - Сургутский свод, IX - Нижневартовский свод, Х - Пойкинский вал, XI - Салымское краевое поднятие, XII - Верхне-Салымское краевое поднятие, XIII - Александровский мегавал, XIV - Верхне-демьянский мегавал, XV - Каймысовский свод, XVI - Уренгойский свод, XVII - Медвежий вал, XVIII - Новопортовский вал. Месторождения: 1 - Харасавейское, 2 - Бованенковское, 3 - Нейтинское, 4 - Арктическое, 5 - Средне-ямальское, 6 - Нурминское, 7 - Новопортовское, 8 - Ямбургское, 9 - Семаковское, 10 - Малоямальское, 11 - Верхнетиутейское, 12 - Южно-Тамбейское, 13 - Северо-Тамбейское, 14 - Антипаютинское, 15 - Геофизическое, 16 - Гыданское, 17 - Утреннее, 18 - Сузунское, 19 - Тазовское, 20 - Заполярное, 21 - Русское, 22 - Южно-Русское, 23 - Северо-Уренгойское, 24 - Уренгойское, 25 - Песцовое, 26 - Медвежье, 27 - Надымское, 28 - Юбилейное, 29 - Ямсовейское, 30 - Северо-Комсомольское, 31 - Комсомольское, 32 - Губкинское, 33 - Западно-Таркосалинское, 34 - Восточно-Таркосалинское, 35 - Айваседопурское, 36 - Етыпур-ское, 37 - Вэнгапурское, 38 - Ярайнерское, 39 - Северо-Соимлорское, 40 - Карамовское, 41 - Холмогорское, 42 - Большекотухтинское, 43 - Северо-Варьеганское, 44 - Варьеганское, 45 - Тюменское, 46 - Ванеганское, 47 - Гунеганское, 48 - Повховское, 49 - Ватьеганское, 50 - Когалымское, 51 - Тевлинское, 52 - Лобатюганское, 53 - Нижнесартымское, 54 - Конитлорское, 55 - Декабрьское, 56 - Верхнелемьинское, 57 - Айпимское, 58 - Тайбинское, 59 - Лянторское, 60 - Западно-Минчимкинское, 61 - Яунлорское, 62 - Быстринское, 63 - Покачевское, 64 - Среднебалыкское, 65 - Вартовско-Соснинское, 66 - Самотлорское, 67 - Мамонтовское, 68 - Правдинское, 69 - Салымское, 70 - Верхнесалымское, 71 - Южно-Мыльджинское, 72 - Лугинецкое, 73 - Останинское, 74 - Пунгинское, 75 - Лемьинское, 76 - Картопьинское, 77 - Березовское, 78 - Даниловское, 79 - Карабашское, 80 - Урненское, 81 - Усановское

Таблица 2. Типы нефтегазовых месторождений

Тип месторождения	НГО	Пример месторождения
Газоконденсатное	Приуральская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская	Пунгинское, Медвежье, Термокарствое
Газонефтяное	Приуральская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская	Мартымья-Тетеревское, Суторминское, Русское
Нефтяное	Каймысовская, Васюганская, Среднеобская	Малоичское, Вахское, Ватинское, Приобское, Приразломное, Малобалыкское, Мамонтовское, Западно-Сургутское, Аганское, Ватьегонское, Салымское, Северо-Покурское, Покачевское, Тевлинско-Русскинское, Холмогорское, Тянское
Нефтегазоконденсатное	Васюганская, Фроловская, Среднеобская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Гыданская, Ямальская	Мыльджинское, Краснолененская, Федоровское, Лянторское, Северо-Уренгойское, Ямбургское, Комсомольское, Губкинское, Варьегонское, Ваньегонское, Западно-Таркосалинское, Песцовое, Самбургское, Верхнеколикъегонское, Харампурское, Утреннее, Геофизическое
Нефтегазовое	Среднеобская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская	Самотлорское, Муравленковское, Тазовское
Газоконденсатнонефтяное	Надым-Пурская, Пур-Тазовская	Уренгойское, Заполярное
Газовое	Надым-Пурская, Гыданская	Юбилейное, Минховское

Таблица 3. Типы залежей нефтегазовых месторождений Запаидно-Сбирской провинции

Тип Залежи	Пласт	НГО	Пример месторождения
Литолого-стратиграфическая	П, Пф, Ю2	Приуральская	Мартымья-тетеревское
Пластовые сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные, пластовые сводовые водоплавающие, пластовыесводовые литологически и стратиграфически экранированные	нижнемеловые (викуловская свита, пласт ВK1), среднеюрские (тюменская свита, пласты Ю2-9), нижнеюрские (шеркалинский горизонт, пласты ЮК10, ЮК11)	Фроловская	Краснолененское (Талинская, Ем-Еговская, Пальяновская, Каменная площади и др.)
Пластовые сводовые и пластовыесводовые литологически экранированные	Ю1, Ю1+2+3	Васюганская	Вахское нефтяное месторождение
Сводовая залежь массивного типа	Готерив барремская продуктивная толща АВ1-АВ5	Среднеобская	Самотлорское нефтегазовое месторождение
Пластовая сводовая	Отложения Валанжина БВ8-БВ10	Среднеобская	Самотлорское нефтегазовое месторождение
Залежи пластовые сводовые, водоплавающие, литологически экранированные	среднеюрские отложения (ЮС2), отложения валанжина (пласты БС16, БС10), готерива (пласты БС2, БC1), баррема (пласты АС9, АС7-8, АС16, АС5-8, AC4)	Среднеобская	Федоровское
Литологические или структурно-литологические	Неокомские породы (от АС7 до АС12).	Среднеобская	Приобское
Пластовые сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные	неокома (АС4, АС5-6, АС7, БС8, БС9), клиноформных ачимовских (ач. 1, ач. 2, ач. 3), верхнеюрских (Ю0) и среднеюрских (Ю2)	Среднеобская	Мало-Балыкское
Массивная	Нижнемеловые отложения	Надым-Пурская	Уренгойское

В Западно-Сибирской провинции отмечается региональная приуроченность большинства нефтяных месторождений к центральным, в меньшей степени к южным районам провинции. Северные районы характеризуются преимущественным и исключительным газонакоплением с концентрацией большинства открытых газовых и газоконденсатных месторождений.

В разрезе провинции выделены границы распространения 10 регионально нефтегазоносных комплексов [7].

Палеозойский НГК вскрыт в различных районах провинции. Однако промышленные залежи и притоки нефти и газа в скважинах установлены лишь на юге провинции (Нюрольская впадина), в Среднем Приобье и на севере. Они приурочены к прикровельной части разреза, представленной карбонатами, непосредственно перекрытыми базальными горизонтами юры. Отдельные притоки получены также из-под эффузивно-осадочных пород триаса (Красноленинский, Нижневартовский своды). Высокодебитные притоки газа получены из верхней трещиновато-кавернозной части среднепалеозойского комплекса Новопортовского месторождения. Во всех этих районах преобладает трещинно-кавернозный тип коллектора. Палеозойский комплекс в стратиграфическом интервале от ордовика до карбона в настоящее время характеризуется очень слабой изученностью[7].

Триасовый НГК, наиболее сложный из-за многообразия фациального состава, выделен на севере и востоке провинции, представлен глинами с прослоями песчаников, алевролитов, гравелитов и туфогенных пород[7].

Нижне-среднеюрский НГК распространен в провинции повсеместно, увеличиваясь в восточных районах за счет верхне-юрских отложений, где региональная тоарская глинистая покрышка опесчанивается. Кровля комплекса залегает на глубине 500 м в периферийных зонах провинции, до 5000 м на севере, толщина от нескольких метров до 600 м. Комплекс характеризуется сложным литолого-фациальным составом.

Наиболее крупные скопления нефти и газа приурочены к переходной области. Здесь открыты месторождения Тайлаковской свиты: Талинское, Федоровское, Тевлинско-Русскинское и др. В комплексе открыто около 150 залежей и сосредоточено 15% ресурсов углеводородов мегапровинции с преобладанием ресурсов нефти в центральных и южных районах и газа - в северных[7].

Васюганский (келловей-киммериджский) НГК распространен на большей части провинции. Глубина залегания кровли комплекса составляет от 2500 м на юге, до 3500 м на севере, толщина 50 - 60 м. Породы комплекса характеризуются большой латеральной изменчивостью и создают разнообразные и многочисленные структурно-литологические и литологические ловушки. Коллекторские свойства песчаников и алевролитов в целом невысокие. Здесь открыты месторождения Урненское, Поточное, Северо-Покачевское и др. С комплексом связано 6% ресурсного потенциала провинции, в основном со Среднеобской НГО[7].

Баженовский (верхнеюрско-нижнеберриасский) НГК характеризуется наличием коллекторов, представленных листоватыми глинами, залегающими в виде линз высотой от 0,2 м до 30 м в толще слабопроницаемых и непроницаемых глинистых пород. Эти отложения называются баженитами. Они широко распространены по территории провинции, залегают на глубинах 1000 - 3500 м, погружаясь в северном направлении. Их продуктивные участки локализованы более узко в центральных районах провинции и в Тамбейском районе Ямала. Ресурсы нефти в баженовском комплексе условно оцениваются в объеме около 9% общего нефтяного потенциала Западной Сибири[7].

Ачимовский (берриас-нижневаланжинский) НГК широко распространен в центральных и северных районах провинции. Комплекс имеет первичное косослоистое строение, образуя протяженные геологические тела субмеридионального простирания, последовательно выклинивающиеся к западу. Глубина залегания комплекса в центральных районах провинции 2600 - 3200 м, к северу она возрастает до 3800 м, что сопровождается развитием в северных районах аномально-высокое пластовое (поровое) давление (АВПД). С ачимовским комплексом связаны крупные залежи нефти Аганского, Быстринского, Тагринского, Малобалыкского месторождений, газа и конденсата - Уренгойского и др. месторождений. Доля комплекса в ресурсах нефти Западной Сибири составляет 9%, газа - 5%[7].

Неокомский НГК распространен на большей части провинции и представлен толщей переслаивания песчаников, алевролитов и глин, перекрытой региональной нижнеаптской глинистой покрышкой. Общая толщина комплекса составляет 250 - 900 м, глубина залегания в центральных районах 1500-2200 м, на севере 1700 - 3000 м. С комплексом связаны крупнейшие залежи Самотлорского, Федоровского, Мамонтовского, Западно-Сургутского, Варьеганского и др. месторождений. В северных районах провинции возрастает роль комплекса в ресурсах газа (Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское и др. месторождения). Большинство открытых месторождений приурочено к ловушкам структурного типа, также усиливаются работы по исследованию литологических и структурно-литологических ловушек. С неокомским комплексом связаны крупнейшие перспективы подготовки запасов нефти, в меньшей степени газа[7].

Аптский (апт-нижнеальбский) НГК имеет наименьшую площадь распространения на материковой части провинции, преимущественно в северных и северо-западных районах. Комплекс представлен мелкозернистыми песчаниками с прослоями алевролитов, глин, угля, перекрыт толщей альбских глин. Глубина залегания комплекса 1000-2000 м, толщина разреза до 450 м. Комплекс является преимущественно газоносным, основные ресурсы приходятся на п-ов Ямал. Прослежен в акватории Карского моря. Здесь с ним связаны газовые месторождения Русановское и Ленинградское. Доля аптского комплекса в ресурсах газа Западной Сибири составляет около 10%[7].

Сеноманский НГК широко распространен в провинции, особенно в северных районах, где он достигает толщины до 1600 м. Представлен переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород и углей. Региональной покрышкой служат турон-палеогеновые глины. Комплекс характеризуется преимущественной газоносностью и содержит 60% разведанных запасов газа Западной Сибири. С комплексом связаны Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и др. крупнейшие месторождения. Нефть имеет в комплексе подчиненное значение и встречается в основном в виде нефтяных оторочек. Исключение составляют несколько залежей тяжелой нефти на Русском, Южно-Русском и др. месторождениях в Надым-Пурском регионе[7].

Турон-сенонский НГК представлен песчаниками и песками с прослоями алевролитов и глин. Глубина залегания около 1000 м. Имеет ограниченное распространение в северных и северо-восточных районах провинции и морфологически является осложнением турон-палеогеновой глинистой покрышки в зонах ее частичного опесчанивания. Доля комплекса в ресурсах газа Западной Сибири составляет 2%[7].

6. Основные крупные месторождения нефти и газа Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции

В работе приведено описание нескольких месторождений из ГГК/3 масштаба 1:1000 000 листов Р-42, Q-43.

ЯМАЛЬСКАЯ НГО площадью 107 тыс. км² расположена на крайнем северо-западе провинции в пределах п-ва Ямал. Область преимущественно газоносная. В ней сосредоточен 21% ресурсов газа Западной Сибири. Основные запасы газа приурочены к сеноманским и аптским отложениям. В неокомских и юрских отложениях, наряду с газом, открыты залежи нефти. На Новопортовском месторождении установлена нефтегазоносность доюрских отложений. В области открыто 20 газовых, газоконденсатных, нефтегазоконденсатных месторождений, часть из которых является прибрежно-морскими (Харасавейскои др.), Крузенштерновское, Бованенковское, Геофизическое, Нурминское, Малоямальское, Новопортовское (Рис. 5,6), Верхнетиутейское, Западно-Сеяхинское, Тасийское Для подробного описания возьмем нефтегазоконденсатное месторождение - Новопортовское (Ямальская НГО, Южно-Ямальский НГР) [7].

Месторождение нефтегазоконденсатное Новопортовское (Рис. 5,6) открыто в 1964 г. поисковой скв. 50, при испытании которой из пласта НП9-10 был получен фонтан газоконденсатной смеси. По данным глубокого бурения, мощность мезозойско-кайнозойского осадочного чехла изменяется от 2500 до 3500 м. Породы фундамента представлены метаморфизованными, трещиноватыми песчаниками с развитием кварца по трещинам, очень плотными массивными известняками, черными доломитами [1].

По выявленным запасам углеводородного сырья месторождение относится к уникальным.

Выявлены залежи углеводородов в 13 пластах, в том числе: шесть нефтегазоконденсатных (НП1, НП2-3, НП4, НП5-6, НП9-10, Ю2-3), две нефтегазовые (ТП1, НП8), две газовые (ПК1, ХМ1), две газоконденсатные (Ю12, PZ) и одна нефтяная (НП7). Залежи пластово-сводовые и структурно-литологические.

Основной объем запасов нефти и газа сосредоточен в отложениях тюменской свиты.

Пласт ПК1 представлен неравномерным чередованием и переслаиванием сероцветных песчаников и глин. Эффективные газонасыщенные толщины коллекторов изменяются от 5,6 до 25,6 м, среднее значение открытой пористости - 23%, коэффициент газонасыщенности - 50%. Абсолютно-свободный дебит газа равен 421,8 тыс. м³/сут. Пластовое давление - 4,93 МПа, пластовая температура +5°С [1].



Рис. 5. Структурная карта Новопортовского месторождения по кровле коллекторов 6-й залежи (пласты НП0-НП10)

1-внешний контур газоносности, 2-внешний контур нефтеносности, 3-внутренний контур газоносности, 4 - внутренний контур нефтеносности, 5 граница выклинивания коллекторов, 6 - песчаник газонасыщенный, песчаник нефтенасыщенный (на разрезе рис. 6)



Рис. 6. Геологический разрез Новопортовского месторождения (по данным А.Ф. Федорцовой) [7].

В составе свободного газа преобладает метан (98,46%), содержание тяжелых углеводородов незначительно и составляет 0,37%. Азот содержится в количестве 0,97%, углекислый газ - 0,2%, гелий - 0,006%, аргон и сероводород не обнаружены. Относительная плотность газа по воздуху - 0,586. Газонефтяной контакт отбивается на абсолютной отметке -441 м. Залежь пластово-сводовая, массивная. Размеры залежи 9,0 Ч 20,0 км, высота - 30 м.

Пласт ХМ1 сложен в основном глинами темно-серыми алевритистыми. Песчаники и алевролиты имеют подчиненное значение. Эффективные газонасыщенные толщины коллекторов изменяются от 2 до 6,8 м, среднее значение открытой пористости - 25%, коэффициент газонасыщенности - 70%.

Дебиты газа сепарации изменяются от 18,33 тыс. м³/сут на штуцере 4 мм до 216,7 тыс. м³/сут. на штуцере 14 мм. Плотность газа по воздуху - 0,572. Пластовое давление 8,41 МПа, пластовая температура +25°С [1].

Пласт ТП1 представлен переслаиванием терригенных разностей пород, в котором преобладают песчаники и алевролиты. В породах отмечается обилие растительных остатков, присутствуют линзочки угля. Эффективные нефтегазонасыщенные толщины коллекторов изменяются от 2 до 13,2 м, среднее значение открытой пористости - 20%, проницаемость - 33,5 мД, коэффициент нефтенасыщенности - 60%, газонасыщенности - 50%. Дебиты нефти изменяются от 1,57 м³/сут. при динамическом уровне 50 м до 21,27 м³/сут на штуцере 8 мм, газа сепарации - 1,54 тыс. м³/сут. на штуцере 12 мм. Плотность газа по воздуху - 0,58. Плотность нефти - 0,911 г./см³. Пластовое давление - 9,82-10,0 МПа, пластовая температура от +28 до +33°С [1].

Пласты группы НП (от НП1 до НП9) литологически неоднородны. Они сложены песчаниками мелкозернистыми и алевролитами. Непроницаемые породы представлены аргиллитами, мелкозернистыми глинистыми алевролитами и карбонатными разностями пород. Эффективные нефтегазонасыщенные толщины коллекторов изменяются от 0,5 до 28,4 м, среднее значение открытой пористости - 20-22%, проницаемость - 28-77 мД, коэффициент нефтенасыщенности - 50-86%, газонасыщенности - 45-65%. Дебиты нефти изменяются от 1,6 м³/сут. на штуцере 8 мм до 73,48 м³/сут. на штуцере 12 мм, газа сепарации - от 5,75 тыс. м³/сут. до 312 тыс. м³/сут., стабильного конденсата - от 0,36 м³/сут. на штуцере 10 мм до 24,8 м³/сут. [1].

Плотность газа по воздуху - 0,592-0,736. Плотность нефти - 0,831-0,863 г./см³. Пластовое давление - 18,3-19,2 МПа, пластовая температура - от +50 до +64°С.

Пласты группы Ю (Ю2-3, Ю12) представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, среди которых встречаются слойки и линзочки углей, прослои карбонатных разностей. Эффективные нефтегазонасыщенные толщины коллекторов изменяются от 2 до 33,4 м, среднее значение открытой пористости - 18%, проницаемость - 24 мД, коэффициент нефтенасыщенности - 60%, газонасыщенности - 60-65%.

Дебиты нефти изменяются от 0,76 м³/сут при динамическом уровне от 1270 м до 288 м³/сут на штуцере 6 мм, газа сепарации - от 2,4 тыс. м³/сут на штуцере 4 мм до 175,53 тыс. м³/сут на штуцере 10 мм, стабильного конденсата - от 0,17 м³/сут на штуцере 8 мм до 38,18 м³/сут на штуцере 8 мм. Плотность нефти - 0,851 г./см³. Пластовое давление - 19,5-25,21 МПа, пластовая температура +65°С.

Залежи пластово-сводовые, литологически экранированные [1].

Газоконденсатные залежи в палеозойских отложениях изучены недостаточно полно. В коре выветривания пород фундамента, вскрытого на глубине 2700-3200 м, коллектор представлен трещиноватыми известняками. Эффективные газонасыщенные толщины коллекторов определены в пределах от 3 до 62,2 м, среднее значение открытой пористости - 12%, коэффициент газонасыщенности - 65%. Дебиты газа сепарации изменяются от 82,86 тыс. м³/сут до 432,93 м³/сут на штуцере 12 мм. Стабильного конденсата - от 0,31 м³/сут на штуцере 8 мм до 6,35 м³/сут на штуцере 18 мм. Плотность конденсата - 0,81 г./см³. Пластовое давление - 31,64 МПа, пластовая температура - от +61 до +79°С.

...