Западно - сибирская нефтегазоносная провинция

ОТВЕТЫ К ТЕСТАМ

Раздел 1

Подраздел 1.1

1 в; 2 б; 3 в, г; 4 б; 5 б; 6 а, б, в; 7 а, б, г, е; 8 б, г, д, е, ж, з; 9 а, б, в, г, ж, з; 10 д, к; 11 е, и; 12 а, б, в, г, д; 13 а, б; 14 а, б, в, г, д, е; 15 б; 16 д; 17 е; 18 ж; 19 в; 20 з; 21 и; 22 а; 23 к; 24 в; 25 в; 26 г; 27 а, б; 28 а; 29 б; 30 а; 31 б; 32 а.

Подраздел 1.2

1 б, г, д; 2 а, в, д; 3 б, в, г; 4 в, е; 5 а; 6 а; 7 б; 8 в; 9 а; 10 в; 11 а, г; 12 а, в, д; 13 а; 14 б, в, д, е, ж; 15 в, д, е; 16 г, е; 17 б, д; 18 б, г, д; 19 в, д; 20 а, в, е; 21 б; 22 в; 23 а, б, в, г, д; 24 а; 25 а, б, в; 26 а, б; 27 а; 28. а; 29 б; 30 б; 31: 62 млн. руб.; 32: 44 млн. руб.; 33: 11,8 %; 34: 40 %; 35: 1, 2 руб.; 36: 160 тыс. руб.; 37: 102 %; 38: 95, 5 %; 39: 5 об., 6 об., 18 дн., 15дн.; 40: –64 тыс. руб.

Подраздел 1.3

1 а, б; 2 в; 3 б; 4 в; 5 б; 6 в; 7 а; 8 б; 9 а; 10 а; 11 б; 12 б; 13 а; 14 а; 15 а; 16 б; 17 а; 18 б; 19 в; 20 а; 21 а.

Подраздел 1.4

1 а, б, в; 2 а, б; 3 а; 4 а; 5 в; 6 в; 7: 1а, 2б, 3в; 8: 1а, 2б, 3в, 4а; 9: 1б, 2а, 3в; 10 б; 11 в; 12 а; 13 а, б, в, г, д, е; 14 а, в,д; 15 в; 16 г; 17 б; 18 а, г, д; 19 а; 20 а; 21 а, б, в; 22 а, б; 23 в; 24 б; 25 б.

Подраздел 1.5

1 а; 2 в; 3 а, б, г; 4 а, б, в, г, д; 5 б; 6 а; 7 а; 8 б; 9: 1б, 2в, За, 4б; 10: 1а, 2б, 3в, 4б, 5в, 6а, 7в, 8б; 11: 1а, 2б, За, 4в, 5в, 6б, 7а; 12 в; 13 г; 14 в; 15 б; 16 б; 17 в; 18 а; 19 в; 20 в; 21 б; 22 б; 23 а; 24 б; 25 б, в, г; 26 а, в, д; 27 а, б, в; 28 а, б, в, г; 29 б; 30 в; 31 г.

Подраздел 1.6

1 б; 2 в; 3 в; 4 б; 5 б; 6 а; 7 б; 8 в; 9 б, г, е, ж, з; 10 в; 11 а, б; 12 в; 13 а; 14 в; 15 б, г; 16: 1б, 2в, 3а; 17 а, б, г, в; 18 б; 19 а; 20 в; 21 в; 22 б; 23 а; 24 в.

Раздел 2.

Подраздел 2.1

1 б; 2 а; 3 в; 4 а; 5 б; 6 в; 7 г; 8 в; 9 б; 10 б; 11 б; 12 б; 13 а; 14 в; 15 б; 16 а; 17 а; 18 а; 19 в; 20 б; 21 а.

Подраздел 2.2

1 а, б; 2 а, б, в, г; 3 а, б; 4 а, б, в, г; 5 а, б; 6 а; 7 а, б, в; 8 а, б, в, г; 9 б; 10 а; 11 б; 12 а, б; 13 б; 14 а, б, в, г, д, е; 15 б;16 а; 17 в; 18 а; 19 б; 20 б; 21 в; 22 б; 23 в; 24 а; 25 а; 26 в; 27 а; 28 б; 29 а; 30: 1а, 2б, 3в, 4б, 5б, 6а, 7в, 8в, 9а, 10в, 11б, 12а, 13б, 14а, 15в, 16в, 17а, 18б, 19в, 20а; 31: 1б, 2а, 3в, 4а; 32: 1б, 2а, 3в; 33: 1а, 2б, 3в, 4б, 5а, 6в; 34: 1б, 2в, За; 35: 1а, 2в, 3б; 36: 1а, 2б, 3в, 4а; 37: 1б, 2а, 3в, 4б; 38: 1а, 2в, За, 4б, 5в, 6а, 7б, 8в, 9б; 39: 1а, 2в, 3б; 40 а; 41: 1а, 2в, 3б; 42: 1а, 2б, 3в, 4б, 5а, 6в, 7в, 8а, 9б, 10в, 11а, 12в; 43: 1а, 2б, 3а.

Подраздел 2.3

1 в; 2 б; 3 б; 4 а, б; 5 б; 6 а; 7 б; 8 а; 9 б; 10 в; 11 в; 12 а; 13 а; 14 б; 15 в; 16 а; 17 в; 18 а; 19 а; 20 в; 21 в; 22 а; 23 б; 24 б; 25 в; 26 а; 27 б;
28: 1а, 2б, 3в, 4в, 5а; 29: 1б, 2а, 3в, 4б; 30: 1б, 2а, 3в, 4а, 5в, 6а, 76, 8в, 9а; 31: 1а, 26, 3в, 4а, 5а, 6б, 7а, 8б, 9в; 32: 1а, 2б.

Подраздел 2.4

1 б, в; 2 а; 3 б; 4 б; 5 в; 6 в; 7 в, г; 8 г; 9 а; 10 г; 11 а, б; 12 б; 13 б; 14 а; 15 а; 16 а; 17 б; 18 в; 19 а, в; 20 в; 21 б; 22 в; 23 б; 24 а; 25 б; 26: 1а, 2в, 3б; 27 а.

Подраздел 2.5

1 а; 2 б; 3 в; 4 а; 5 б; 6 б; 7 а, б, в; 8 б; 9 б; 10 б; 11 в; 12 г; 13 б; 14 а, б; 15 а; 16 в; 17 в; 18 б; 19 а; 20 б; 21 в; 22 б; 23 б; 24: 1а, 2б, 3в; 25 б; 26 в; 27: 1б, 2а; 28: 1а, 2б, 3б, 4в, 5в, 6б; 29. 1а, 2б, 3в, 4б, 5в, 6а.

Подраздел 2.6

1 а, б, в, г; 2 а; 3 б; 4 г; 5 в; 6 а; 7 б; 8 б; 9 а, б; 10 а; 11 а; 12 б; 13 в; 14 б; 15 б; 16 в; 17 в; 18 в; 19 в; 20 а; 21 в; 22 а; 23 б; 24 а; 25 б; 26 в; 27 б; 28 а; 29 в; 30 б; 31: 1а, 2б, 3в, 4а, 5б, 6в, 7б, 8в, 9а; 32: 1б, 2а, 3в; 33: 1а, 2в; 34: 1а, 2б, 3в, 4в, 5б, 6в, 7б, 8а, 9б, 10а, 11б, 12в; 35: 1а, 2б, 3в; 36: 1а, 2б, 3в. 4б, 5а, 6а, 7б, 8в.

1. Географическая приуроченность

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция расположена в пределах крупнейшей в мире Западно-Сибирской равнины площадью 3400тыс. км². Она находится на территории Тюменской, Омской Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев России.

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.

Границами рассматриваемой ЗСНГП провинции 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.

На востоке провинция ограничена тектоническими сооружениями Енисейскоrо кряжа и Среднесибирской древней палеозойской платформы, также имеющими свое погребеннqе продолжение под осадочным чехлом низменности. На юге границей служат Казахская каледонская складчатая страна, древние сооружения Алатау, Салаира и Западных Саян, Алтай и Томь -Колыванские складчатые дуги. Все эти горные системы также погружаются под чехол низменности.

Нa севере рассматриваемая провинция погружается. Здесь находятся широтные тектонические сооружения герцинских систем Таймыра, возможно, соединяющиеся с Полярным Уралом. Однако они погружены на глубину 3 - 4 км.

2. Геолого-геофизическая изученность. Возможность нефтегазоносности - 3ападно-Сибирской плиты впервые была высказана И. М. Губкиным в 1932-1934 гг. В 1932 году, выступая на Урало-Кузбасской сессии Академии наук СССР, академик И. M. Губкин выдвинул смелую гипотезу о нефтеносности восточного склона Урала. Эта гипотеза, имевшая и сторонников и противников, сыграла важную роль в продвижении нефтеразведочныx работ за Уральский хребет, в Приобье. Документы показывают, что развитие идей И.М. Губкина шло не легко, порой драматически. На перспективности палеозоя в Кузбассе настаивал М.А. Усов и Р.С. Ильин, говорившие о наиболее перспективных на нефть и газ Минусинской котловине и Кузбассе. Результаты исследований, проведённых до 1943 года, были обсуждены и обобщены комиссией по нефти и газу при президиуме АН СССР в июле 1945 года, а в 1948 году М.К. Коровиным, Н.А. Кудрявцевым, Д.Л. Степановым, А.В. Тыжновым, Г.Е. Рябухиным была издана крупная, обобщающая многолетние исследования, работа «Перспективы нефтегазоносности Западной Сибири». В 1953 г. опорной скважиной, заложенной в Березовском районе, в низовьях р. Оби (Северо­Сосьвинский свод), было открыто первое газовое месторождение, а через 5 лет в районе Шаима, на р. Конде (Кондинский свод), открыто первое нефтяное месторождение. В течение 1959-1965 гг. помимо подтверждения газоносности Северо -Сосьвинского свода и нефтеносности Кондинского и Красноленинского сводов была установлена промышленная нефтенос­ность центральной группы сводов в пределах Тюменской и Томской областей, а также промышленная газоносность северной части бассейна. К началу 1974 г. было открыто более 100 нефтяных и газонефтяных месторождений и свыше 50 газовых месторождений. На сегодняшний день Западная Сибирь

2. Стратиграфия

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. 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.

Тектоника.

В тектоническом отношении ЗС низменность представляет собой громадную плиту (также называют прогибом, депрессией, впадиной), которая имеет четкое двухярусное строение.

Тектоника прибортового внешнего пояса.

Большая часть Внешнего тектонического пояса плиты бесперспективна в нефтегазоносном отношении вследствие незначительной мощности осадочного чехла (не более 2,5-2,0 км), широкого развития континентальных фаций, перерывов в осадконакоплении, палео- и современного гидрогеологического промыва недр и т. п. Перспективны отдельные опущенные зоны, граничащие с синеклизами, осложненные уступами и валообразными приразломными поднятиями. В Сибирском газоносного и Шаимского нефтегазоносного. Первый связан с Березовской моноклиналью, представляющей собой опущенный до глубины 1,3-2,0 км восток юго-восточный склон Северо -Сосьвинской моноклизы. Моноклиналь осложнена несколькими короткими цепочками локальных поднятий. В палеогеографическом плане они были прибрежными островами позднеюрско-ранневаланжинского моря, окруженными пляжевыми песками и ракушечниками. После погружения выступов фундамента, поставлявших в прибрежную зону местный обломочный материал, острова были перекрыты морскими, относительно глубоководными глинами неокома. Пляжевые песчаники и ракушечники на восточных крыльях поднятий согласно залегают на песчано- алеврито-глинистой, линзовидно-слоистой, субугленосной толще, относящейся к тюменской свите. Эта формация и служила; источником УВ. Залежи Березовского района - структурно-литологические, преимущественно кольцевые, с «лысыми», лишенными базальных песчаников сводами. На далёких крыльях, куда не доносился грубообломочный материал с вершин скалистых островов, песчаники замещаются аргиллитами.

Аналогично построены и месторождения Шаимского района, контролируемого опущенной до глубин 1,5-2,2 км восточной частью Среднеуральской гемиантеклизы. Продуктивные песчаники здесь связаны с валоподобным выступом фундамента, резко расчлененным изрезанным среднеюрскими реками. В поздне - юрское – ранне - неокомское время в эрозионно-тектонических ложбинах на склонах Шаимского поднятия накапливались прибрежно-морские пески и алевриты, переходящие в глинистые породы на далеком погружении выступа фундамента. Доминирующие залежи Шаимского района - структурно-литологические, заливообразные или козырьковые.

В вышележащих меловых горизонтах Приуральской НГО промышленных скоплений УВ не выявлено. Однако повсеместно отмечается повышенная упругость водорастворённых газов в проницаемых горизонтах мела, вплоть до сеноманского яруса. На погребённом северо-восточном склоне Пайхоя и восточном склоне Щучинского (Харбейского) массива Полярного Урала в платформенном чехле сформировалось незамкнутое поднятие Припайхойская гемиантеклиза, осложнённая валообразными и локальными поднятиями, уступами, ориентированными параллельно Пайхою. Северо-восточная моноклинальная часть гемиантеклизы контролирует Южно-Ямальскую НГО.

В области отчетливо обособляются два стратиграфических интервала продуктивности: нижне-среднеюрский и верхневаланжин-нижнеготеривский. С первым связаны нефтяные и нефтегазовые залежи; со вторым - нефтегазоконденсатные. В пределах области открыто Новопортовское многопластовое нефтегазоконденсатное месторождение. Небольшое скопление тяжелой нефти на этом месторождении открыто в прослое песка внутри морских глин альбского возраста. Верхне -готерив-аптская толща (танопчинская свита) в Южно -Ямальской НГО малоперслективна.

Третья область прибортового Внешнего пояса - Притаймырская, выделяется условно: на погребенном склоне Притаймырской гемиантеклизы открыта лишь---одна газовая залежь в кровле средней юры (Хабейское месторождение). Предполагаемые главные этажи продуктивности в Южно -Притаймырском районе - нижняя - средняя юра; в Западно -Притаймырском районе - нижняя - средняя юра и берриас - нижний валанжин.

Области не глубоких синеклиз.

Мансийская НГО контролируется одноименной региональной депрессией. Продуктивная основная толща здесь - тюменская свита (нижняя - средняя юра), в ней доминируют глинистые и слабопроницаемые алевритовые породы. Среди песчаных прослоев лишь некоторые обладают удовлетворительными коллекторскими свойствами, причем в силу их линзовидной формы и латеральной изменчивости залежи в тюменской свите преимущественно антиклинально- литологические и литологически ограниченные.

Вышележащие горизонты нижнего мела представлены преимущественно глинами (фроловская свита). Мелкозернистые пески и алевриты присутствуют в аптском и сеноманском ярусах. Аптские пески нефтегазоносны в Красноленинском районе. На восточном борту Мансийской синеклизы обособляется зона поднятий, пере­живших некоторую неотектоническую активизацию. В этой зоне прослеживаются линзовидные песчаные пласты верхнего готерива и баррема, связанные с островными отмелями и течениями. Здесь открыт ряд нефтяных залежей антиклинально-литологического типа. Мансийская НГО еще сравнительно слабо изучена.

В северной части Среднеиртышской неглубокой синеклизы находится Нюрольская НГО, связанная с одноименной впадиной.

Здесь обнаружен ряд нефтяных месторождений с залежами в отложениях тюменской и васюганской свит, т. е. во всем разрезе юрской системы. Однако некоторые скопления в тюменской свите затронуты процессами гипергенеза. Отмечаются также залежи в коре выветривания палеозойского основания, источником которых в одних случаях служат собственные палеозойские нефтематеринские свиты, в других - перекрывающие юрские отложения.

ОБЛАСТИ АНТЕКЛИЗ.

В областях антеклиз заключены основные ресурсы в Западно - Сибирском НГБ. При этом главная из этих областей по значению - Среднеобская. Она связана с северной частью Хантейской антеклизы. В пределах области отчётливо обособляются три района: Нижневартовский, Сургутский, и Северо-Сургутский, Первые два контролируются сводами, третий незамкнутым поднятием - гемисводом.

В истории развития сводовых поднятий Среднего Приобья можно выделить несколько этапов, отражающих циклический характер процессов тектогенеза и литогенеза:

1) дейтерогенная активизация, общее воздымание и образование грабенообразных депрессий, которые заполняются вулканогенно-осадочными толщами триаса;

2) дифференцированное опускание, в процессе которого на склонах поднятий накапливается континентальная терригенная субугленосная формация, а вершины служат местными источниками сноса обломочного материала (ранне -среднеюрское время);

3) разрушение эрозионно-тектонических выступов фундамента, пенепленизация и накопление сначала мелкозернистых песков и алевритов в ингрессионных морских заливах, а затем тонкоотмученных битуминозных глин в относительно глубоководном морском бассейне (позднеюрская эпоха). В конце позднеюрской эпохи сводовые поднятия почти полностью переходят в погребенное состояние;

4) последовательное боковое заполнение глубоководной ванны терригенными толщами, образование новых и возрождение старых (погребенных) поднятий. Этот процесс растягивается на большую часть неокомского времени (примерно до середины готеривского века). При этом в восточных зонах Среднего Приобья глубоководные условия сменяются прибрежно-континентальными раньше, чем в западных. Следовательно, возрожденные и новообразованные антиклинальные ловушки в восточных зонах древнее, чем в западных;

5) в конце готерива, в барремском, аптском, альбском и сеноманском веках осадки накапливаются в мелководном опресненном бассейне в условиях компенсированного прогибания. На это время приходится формирование крупных сводовых поднятий по всем горизонтам чехла в контурах, близких к современным;

6) в позднемеловую эпоху (начиная с туронского века) и в палеогеновом периоде рост поднятий замедляется и нижнемеловые структуры постепенно переходят в погребенное состояние;

7) в неоген -четвертичное время отмечается некоторая активизация роста отдельных положительных структур II и III порядков на вершинах сводовых поднятий.

Из приведенной схемы развития сводов Среднего Приобья вытекает главный вывод о тектоническом контроле нефтегазоносности: конседиментационный рост структур происходит на этапах компенсированного осадконакопления; этот рост сопровождается увеличением песчанистости разреза и возникновением благоприятных условий для последующего формирования многопластовых:нефтяных месторождений. Такие условия возникают и существуют не одновременно на всей площади антеклиз и отдельных сводовых поднятий, что вместе с литологическими факторами определяет различия в стратиграфической приуроченности основных залежей УВ на разных сводах и на разных структурах II порядка.

В обобщенной схеме для Нижневартовского района главными продуктивными комплексами являются верхнеберриас-нижневаланжинский и верхнеготерив -барремский. В нижне-среднеюрских отложениях скопления нефти практически отсутствуют, в верхнеюрских - их ресурсы значительно меньше, чем в меловых. В верхневаланжинской части разреза залежи встречаются спорадически под локальными покрышками, а в нижнеготеривском комплексе их нет совсем.

Сургутский район отличается более молодым возрастом основных продуктивных пластов, что вполне объяснимо более поздним -заполнением некомпенсиров анного позднеюрско- ранневаланжинского глубоководного бассейна и более поздним образованием благоприятной для нефтенакопления мелководно- и прибрежно-морской песчано-глинистой ритмично-слоистой сероцветной формации. Здесь главные продуктивные комплексы - верхневаланжинский, нижнеготеривский и верхнеготерив-барремский.

В некоторых зонах зонах и месторождениях в силу местных историко - геологических причин из трех названных комплексов по продуктивности доминируют один-два.

Северо-Сургутский район отличается от двух описанных сравнительно узким стратиграфическим диапазоном промышленной нефтегазоносности, ограниченным верхневаланжинским подъярусом. Исчезновение залежей в нижнем готериве и в верхнеготерив -барремской части разреза при переходе из Сургутского района в Северо-Сургутский объясняется ухудшением субрегиональных покрышек (опесчаниванием пимской пачки и алымской свиты), а также гипсометрически более низким положением структурных ловушек, из которых по хорошим коллекторам нефть могла мигрировать к вершинам Сургутского свода. Однако полностью исключить наличие залежей нефти в верхненеокомских комплексах нельзя. В Северо-Сургутском районе готерив-барремские отложениях могуг содержать залежи в ловушках литологического экранирования и ограничения на малоамплитудных поднятиях на бортах некоторых средних и мелких депрессий.

Южная половина площади Хантейской антеклизы осложнена двумя сводами - Верхнедемьянским и Каймысовским,- разделенными Юганской впадиной. Эта территория принадлежит Каймысовской НГО, в пределах которой скопления нефти открыты в тюменской и васюганской свитах юры. Отложения неокома Каймысовской области малоперспективны. В отличие от разрезов Среднего Приобья здесь отсутствуют клиноформные элементы неокомских горизонтов и следовательно,- битуминозно-глинистые аналоги нижнемеловых свит. И в Юганской впадине, и на, площади прилегающих с юга сводовых поднятий раннемеловое прогибание полностью компенсировалось осадконакоплением.

С Кеть-Вахской антеклизой связаны две области:, Часелъская и Васюганская. Обе занимают только западную часть антеклизы, тогда как восточная неперспективна по всему разрезу мезозоя. В Часельской НГО открыты нефтяные и нефтегазоконденсатные залежи в отложениях нижне-среднеюрского, верхнеюрского и верхнеберриас-нижневаланжинского комплексов. Основные ресурсы УВ заключены в верхнеюрских и верхнеберриас-нижневаланжинских; отложениях. При этом на ряде площадей отмечены процессы разрушения залежей и гипергенного преобразования алкановых нефтей в циклановые.

Обширная Васюганская область характеризуется еще более узким стратиграфическим интервалом продуктивности. Главный комплекс здесь верхнеюрский, в нижне-среднеюрских отложениях;. залежи практически отсутствуют. На некоторых площадях отмечены нефтепроявления. Нет промышленных скоплений в верхневаланжин -готеривских горизонтах. Последнее обстоятельство удовлетворительно объясняется развитием красноцветной киялинской свиты (верхний валанжин - баррем), осадки которой накапливались в окислительной обстановке. В верхнеберриас-нижневаланжинском комплексе, представленном морскими песчано-глинистыми образованиями, на нескольких площадях выявлены залежи нефти (Средневасюганское, Мыльджинское, Южно-Мыльджинское месторождения).

В Васюганской области можно выделить четыре района, отличающиеся друг от друга концентрацией ресурсов и соотношениями жидких и газообразных УВ в залежах. Для Александровского НГР характерно преобладание нефтяных скоплений; для Средневасюганского - присутствие нефтяных и нефтегазоконденсатных залежей. В Пудинском районе преобладают нефтегазоконденсатные месторождения, в Парабельском - газовые.

Значительная роль газовых залежей на юго-восточной окраине бассейна объясняется сочетанием двух факторов: преимущественно арконовым типом ОВ в юрских отложениях и проявлениями активных восходящих тектонических движений на рубеже мелового и палеогенового периодов.

Область Пурского жёлоба.

С Пурским желобом -- крупнейшей отрицательной структурой, разделяющей северные части Хантейской и Кеть-Вахской антеклиз, связана Верхнепурская НГО. Пурский желоб объединяет сближен­ные линейные при- и надразломные прогибы и валы, которые раз­вивались над грабенами и горстами в фундаменте и отложенияхПСЭ. Многие частные структуры желоба переживают неотекто­ническую и новейшую активизацию. Здесь очень широк стратигра­фический. диапазон продуктивности - от нижне-среднеюрскогокомплекса до верхнеальб-сеноманского включительно. По соотношению ресурсов жидких и газообразных УВ Верхне­пурская НГО занимает промежуточное положение между Средне­обской НГО и Надым- Тазовской НГО. Нефтяные залежи здесь преобладают в юрских и нижнемеловых горизонтах, а газовые - вееноманском массивном резервуаре. Главные продуктивные ин­тервалы разреза - валанжинский и сеноманский. ВерхнепурскаяНГО включена нами в НГСБ.

Области глубоких синеклиз.

Надым-Тазовская НГО контролируется одноименной глубокой синеклизой. Последняя осложнена впадинами, валами, куполовидными поднятиями.

Главные особенности разреза осадочного выполнения синеклизы следующие: большая мощность нижне-среднеюрских отложений (до 1,5-2,5 км) и присутствие в их разрезе как континентальных, так и морских фаций, а также сравнительно высокая степень катагенеза пород, ОВ, нефтей и конденсатов в нижне-среднеюрском РНГК; последовательное, с востока на запад, заполнение некомпенсированной волжско-нижне берриасской региональной депрессии неокомскими терригенными осадками, что привело в том же направлении к омоложению мелководно-морской песчано-глинистой ритмично-слоистой формации, заключающей основные ресурсы нефти и жирного конденсатного газа; крупные по площади размеры и высокая амплитуда (150-250 м) поднятий II -111 порядков по кровле сеномана, большая мощность региональной турон-сеноманской покрышки (до 700-800м), что благоприятствовало формированию массивных газовых залежей в верхнеальб -сеноманском региональном комплексе.

Надым-Тазовская НГО включает четыре НГР, контролируемых впадинами с расчлененными днищами, крутыми бортами, осложненными внутренними валообразными и куполовидными поднятиями.

Районы отличаются друг от друга возрастными интервалами основной продуктивности: Надымский (K ₁g ₁, K ₂S), Пурский (K ₁V ₂S), Тазовский (K ₁V, K ₂S) и Таз-Енисейский (Jз – K ₁V ₁, K ₂S).

Нижнемеловые отложения содержат нефтегазоконденсатные и газоконденсатные залежи, сеноманские - залежи сухого углеводородного газа. В нижнемеловых комплексах наряду со скоплениями пластово-антиклинального типа распространены антиклинально-литологические, литологически-экранированные и ограниченные залежи.

В Таз-Енисейском и Тазовском районах установлены зоны ловушек стратиграфического экранирования, образованные субрегиональными предваланжинским, предготеривским, предаптским перерывами в осадконакоплении.

Ямало-Гыданская НГО связана с одноименной глубокой синеклизой. От Надым-Тазовской она отличается концентрацией ресур­сов УВ нижнемелового отдела в более верхних горизонтах последнего (кроме неизученного Северо -Гыданского НГР). Непосредственно к северу от Тазовского полуострова и к северо-западу от правого берега Обской губы отложения берриасского, валанжинского ярусов и нижнеготеривского подъяруса почти полностью глинизируются. С другой стороны, (мощная более 1 км) алеврито-песчаная толща позднеготерив-аптского возраста в том же направлении приобретает облик песчано-глинистой ритмично-слоистой субугленосной формации, а в альбе появляются морские глины (региональная покрышка). В результате таких фациальных замещений наиболее благоприятными для формирования многопластовых газоконденсатных месторождений становятся верхнеготерив - аптские отложения (танопчинская свита), тогда как в Надым- Тазовской области главные продуктивные толщи нижнего мела принадлежат берриас-нижнеготеривскому интервалу разреза.

В Ямало-Гыданской НГО выделяют три НГР. по стратиграфическому распределению основных ресурсов УВ. Это Средне-Северо-Ямальский, Южно-Гыданский и Северо-Гыданский районы. Последний очерчен на карте условно, так как бурением он практически еще не изучен.

В Средне-Северо-Ямальском НГР главные стратиграфические интервалы продуктивности - верхнеготерив-аптский и сеноманский. Первый охватывает танопчинскую свиту мощностью около 1000 м; пески сеномана имеют мощность до 300 м. В нижней части танопчинской свиты (верхний готерив - баррем) присутствуют газоконденсатные залежи (горизонты ТП ₂₆ –ТП ₁₇ ). Верхняя часть свиты (аптский ярус) содержит пластовые и пластово-массивные залежи тощего газа (горизонты ТП ₁- ТП ₁₆). Сеноманские пески служат резервуарами массивных залежей сухого газа.

Южно-Гыданский НГР отличается от Средне-Северо-Ямальского несколько более древним возрастом главных продуктивных комплексов. Здесь заметно уменьшается газонасыщенность верхне-альб-сеноманского комплекса, ухудшаются покрышки над отдельными залежами в танопчинской свите и в то же время появляются проницаемые горизонты в нижнеготеривской части разреза (верхнеахской свиты).

В целом стратиграфический диапазон основной продуктивности описываемого района - нижнеготерив-аптский. В готерив-барремских отложениях залежи газоконденсатные, в аптских - газовые.

В Северо-Гыданском районе пока нет открытий. Бурением одиночных скважин установлено значительное опесчанивание турон – сенонского и нижнеалъбского региональных глинистых флюидоупоров. Вместе с тем увеличиваются количество и общая мощность песчаников верхневаланжин-готеривской части разреза. Предположительный интервал основной продуктивности Северо-Гыданского района верхневаланжин-нижне готеривский.

Усть-Енисейская область выделена в границах глубокой одноименной синеклизы и Мессояхской гряды. Усть-Енисейская синеклиза представляет собой несколько расширенное западное окончание Енисей -Хатангскоro регионального прогиба (желоба). Но эта депрессия «вливается» в единую Западно-Сибирскую плиту, тогда как восточная часть Енисей-Хатангского желоба, отделенная от названной синеклизы поперечным Янгодо-Горбитским выступом, развита на древнеплатформенном крыле Предтаймырского краевого прогиба. Следовательно, эта часть желоба морфологически и генетически принадлежит Сибирской платформе.

Усть.-Енисейская синеклиза граничит на севере с Притаймырской гемиантеклизой, на западе - с Ямало-Гыданской синеклизой на юге - с Мессояхской грядой. В контурах синеклизы условно выделяется Заливо-Енисейский район; в его северной части открыто пока одно газоконденсатное

месторождение - Дерябинское. Главный интервал продуктивности района - берриас-нижневаланжинский. Восточная часть Мессояхской гряды контролирует одноименный район. Здесь открыты многопластовые газоконденсатные месторождения с залежами в широком возрастном интервале разреза – от нижней юры до турона - сантона. Основные ресурсы УВ сосредоточены в горизонтах нижнехетской свиты и в нижней части суходудинской свиты, что соответствует полному объему валанжинского яруса.

Усть - Енисейская область еще слабо изучена, ее отдельные структурно - формационные зоны отличаются по строению и истории развития. В этой области зафиксированы значительные перерывы в осадконакоплении и перестройки структурных планов, 'Что способствовало формированию стратиграфических и тектонически - экранированных залежей. Стратиграфические интервалы главной продуктивности в таких зонах могут быть весьма различными.

ЗАКОНОМЕРНОСТИ ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАЗМЕЩЕНИЯ ОСНОВНЫХ СКОПЛЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ.

Соотношения продуктивных основных толщ в разрезе и на площади нефтегазоносного бассейна хорошо видны на схеме межобластной корреляции нефтегазоносных комплексов. (см. рис. 00). Сопоставление этой схемы с картой нефтегазогеологического районирования позволяет обосновать следующие выводы о пространственном размещении основных ресурсов УВ.

1. Стратиграфический диапазон нефтегазоносности в целом увеличивается вместе с возрастанием общей мощности осадочного чехла и с удалением от горно-складчатого обрамления плиты к ее центру и от центра - в северном направлении.

2. Стратиграфическая приуроченность главных нефтегазоносных комплексов и продуктивных пластов определяется сочетанием литофаций и режимов тектонических движений, благоприятствующих генерации, миграции и аккумуляции УВ.

3. Для образования многопластовых нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений наиболее благоприятно следующее: а) накопление осадков мелководно - и прибрежно-морской песчано - глинистой горизонтально-слоистой сероцветной формации и близкой к ней также ритмично-слоистой прибрежно-континентальной, субугленосной формации; обширные водоемы, где накапливались такие ритмично-слоистые песчано-глинистые толщи, существовали в ранне-среднеюрское время на пространстве Ямало-Тазовской мегасинеклизы, в неокомское - на площади Среднеобской, Надым-­Тазовской и Усть-Енисейской НГО, в готерив-аптское - в границах Ямало-Гыданской НГО; б) погружение указанных формаций на глубины 1,5-4,0 км, отвечающие интервалу ГЗН; интервалы в разных НГО различны; приведенные цифры, судя по фактическим данным бурения, отражают максимальный размах значений для всей территории Западно-Сибирского НГБ. В ГЗН находятся нижне-среднеюрские отложения Мансийской синеклизы, юрские и неокомские горизонты Среднего Приобья нижнемеловые отложения Надым-Тазовского междуречья. В то же время нижне-среднеюрские образования в днищах глубоких синеклиз в основном уже прошли ГЗН и опустились в геохимическую зону апокатагенеза. Следовательно, они не являются вместилищем главных ресурсов УВ, значительная часть которых могла мигрировать к бортам депрессий и вверх по разрезу, в нижнемеловые горизонты.

4. Основные газовые залежи содержатся в верхнеальб-сеноманском комплексе, представленном прибрежно-континентальной аварито - песчаной формацией. Присутствуют они также и в более древних горизонтах (аптские отложения Ямало-Гыданской НГО, верхнеюрско-валанжинские песчаники Березовского района и др.). Основные скопления сухого газа связаны с толщами, не вступившими в подзону мезокатагенеза (МК _2-3), Это - продукты генерации низкотемпературного метана. Главный газоносный комплекс Западной Сибири – верхне - альб -сеноманский. Ареалы распространения сеноманских залежей определяются высокой структурной расчлененностью подошвы турон - сенонской глинистой покрышки. Такая расчлененность характерна для областей повышенной неотектонической активности: Верхне -Пурской, Надым-Тазовской, Ямало-Гыданской, Усть-Енисейской. Другие условия концентрации газовых ресурсов - размеры ловушек и качество турон-сенонского регионального флюидоупора, а также генерационный потенциал самой апт-сеноманской толщи и, возможно, более глубоко залегающих горизонтов.

5. Отсутствие промышленных скоплений УВ в тех или иных частях разреза различных НГО и НГР находит объяснение при анализе формаций. Из рис. 27 видно, в частности, что неблагоприятные для- нефтегазообразования формации красноцветов, отражающие окислительную обстановку в седиментогенезе и диагенезе. с- другой стороны, в ареалах накопления тонкоотмученных, сравнительно глубоководных и битуминозных глинистых пород перспективы нефтегазоносности снижаются по сравнению с областями развития песчано-глинистой ритмично-слоистой формации вследствие - низких коллекторских свойств проницаемых пород и преобладания резервуаров литологически - ограниченного типа.

В заключение можно отметить, что методические приемы составления карты нефтегазогеологического районирования, изложенные в настоящей работе, приемлемы и для более детальных построений, необходимых при периодической и оперативной оценке прогнозных и перспективных ресурсов УВ различных областей, районов и зон.

Тектоника осадочного чехла

В осадочной толще отмечается ряд крупных поднятий, сводов и протяжённых валов, разделяющих их впадин и прогибов, группы которых образуют соответственно плоские крупные антеклизы и синеклизы. В средней части бассейна выделяется в меридиональном направлении Хантейская или Среднеобская антеклиза, состоящая из группы крупных сводов: Сургутского и Нижневартовского в центральной части Пурпейского на севере, Каймысовского и Верхнедемьянского на юге. Последние два свода отделены от центральных сводов небольшой Юганской субширотной впадиной. Наиболее крупными являются: Нижневартовский (250 х 170 км) и Сургутский (330х100 км) своды. Амплитуда их по фундаменту

достигает 900 м, но выше в позднепалеогеновых отложениях они выражены весьма слабо. Ряд небольших сводов осложняет антеклизу на северо - востоке и юго-западе.

На востоке Хантейская антеклиза ограничивается узким (до 70 км) Колтогорско-Уренгойским жёлобом (Пурским прогибом), в фундаменте которого находится крупный Омский разлом. Восточнее последнего расположена плоская протяженная Вахская антеклиза, состоящая из группы сравнительно небольших сводов (Александровский, Средневасюганский, Сенькино-Сильгинский, Пайдугинский) и крупных валообразных поднятий (Пыль­Караминский, Часельский и др.). С востока антеклиза ограничивается узким неглубоким Касским прогибом, восточное крыло которого на месте неглубоко залегающего фундамента образует восточную границу бассейна.

Западнее Среднеобской антеклизы простирается крупная Мансийская синеклиза, осложненная несколькими небольшими сводами - Ляминским, Красноленинским, Шаимским и рядом еще более мелких сводов. Западное ограничение синеклизы выражено протяженной (до 600 км) Северо-Сосьвинской зоной валообразных поднятий. В наиболее приподнятых частях зоны отсутствуют юрские отложения и сокращена мощность валанжинских отложений, а фундамент поднимается до отметки 500-800 м. Северо-Сосьвинская зона поднятий отделяется от Уральского складчатого сооружения узким Ляминским прогибом.

На севере (за полярным кругом) фундамент бассейна погружается на глубину более 5 км, контур которой выделяет крупную Обско-Тазовскую синеклизу. В ее пределах погружаются Хантейская и Вахская антеклизы. От Мансийской синеклизы Обско-Тазовская отделяется небольшой седловиной. Обско-Тазовская синеклиза осложнена рядом меридионально ориентированных крупных валообразных поднятий (Гыданско-Уренгойский, Юбилейно-Варьеганский, Тазовский и др.).

На западе Обско-Тазовская синеклиза обрамляется рядом крупных сводов (Среднеямальский, Нурминский, Южно-Ямальский); на востоке через небольшую седловину она сливается с вытянутым в широтном направлении Енисейско-Хатангским прогибом, обрамленным на севере Таймырским выходом на поверхность герцинского фундамента. В западной части прогиба фундамент образует на юге небольшой Янгодо-Горбитский выступ, погребенное продолжение которого образует поперечное поднятие (глубина фундамента до 1500 м), отделяющее рассматриваемую часть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна от восточнее расположенного потенциально нефтегазоносного Хатангско-Оленекского бассейна.

На крайнем юге бассейна располагаются несколько сравнительно изолированных небольших сводов и валов (Межовский, Старосолдатский, Вагай-Ишимский и др.), которые южнее погружаются в обширную Омскую синеклизу, а на юго-востоке - в Чулымо-Енисейскую. Все мегавалы, своды и впадины ЗС бассейна осложнены локальными поднятиями различных размеров. В среднем площади локальных поднятий составляют около 70 км², амплитуды достигают 90 м, причем в пределах Сургутского и Нижневартовского сводов площади поднятий возрастают до 80-90 км², а на севере Хантейско:й и Вахской антеклиз - 200-250 км². Наименьшие размеры (40-50 км²) локальных поднятий отмечаются в пределах Северо - Сосьвинской зоны поднятийю.

Вверх по разрезу, амплитуда локальных поднятий уменьшается, что свидетельствует об унаследованном развитии пород осадочного чехла от выступа фундамента. Эта особенность строения характерна для всех структур первого порядка (мегавалы, своды, впадины), а для более мелких структур (3-4 порядка) бывают исключения.

В частности, на юге и в, центре бассейна

НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ КОМПЛЕКСЫ

Палеозой Промежуточный комплекс. В кровле доюрского фундамента выявлены залежи нефти и газа.

Кора выветривания Зап. Сиб провинции.

Журнал «Г.н. и г.» №11-12, 1999г. стр. 22. «Формация коры выветривания в осадчном цикле ЗСБ».

ЗСнизм. В геологическом строении (отношении) представляет собой молодую плиту с гетерогенным складчатым основанием и слабодислоцированным мезо-кайнозойским чехлом. Формированию осадочного чехла предшествовал период длительного относительного тектонического покоя в условиях тёплого и влажного климата способствовавшего выравниванию расчленённого рельефа домезозойского фундамента, развитию физико-химических процессов выветривания и образованию формации коры выветривания

Определение понятия «кора выветривания» формулировалось многими учёными: Согласно К.В. Шанцеру (1986), под корой выветривания (КВ) мы понимаем «…часть поверхности покрова суши, сложенную топографическими не смещёнными продуктами гетерогенного изменения вещества материнских горных пород». Как отмечал в своей работе Г.А. Каледа, «….те же продукты, перекрытые отложениями более молодого возраста, образуют ископаемые коры выветривания, которые могут представлять интерес для геологов-нефтяников. В работах других учёных КВ характеризуется чётко выраженной вертикальной зональностью. Зоны характеризуются определённым набором происходящих в них процессов, минеральным новообразованием и, следовательно, физическими свойствами. Ю.П. Казанский считает целесообразным выделение двух типов кор: гидрослюдисто-каолинитового,

Юрский комплекс. Основной продуктивный верхнеюрский на территории Томской области.

Нижнемеловой комплекс. В центральной и северных частях Зап.Сиб. НГП является основным продуктивным

Ачимовская пачка. Журнал Геол. н. и г.№ 3, 1990. стр. 26. статья о формировании клиноформ 1. Развитие песчаных образований ачимовской

толщи в существенной мере контролируется домеловыми палеодепрессиями различных масштаба и генезиса. 2. Песчаные тела в составе заполняющих депрессии клиноформных отложений, как правило, образуют замкнутые или полузамкнутые положительные структурные формы. В их формировании большую роль играют седиментационные и постседиментационные внутричехольные процессы. 3. Основными методами сейсмогеологического изучения склоновых отложений являются детальный структурный анализ и базирующиеся на его результатах палеотектонические и палеогеографические реконструкции. Эти соображения

Нефтегазоносность.

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция

НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ОБЛАСТИ. ЗАПАДНО - СИБИРСКОЙ НГП

НГО - это часть нефтегазоносной провинции (НГП), или может выделяться в качестве самостоятельной. Как правило, НГО приурочена к крупным тектоническим элементам (краевой прогиб, свод, ступень, мегавал, впадина, зона поднятий или прогибов, и т. д.), обладающих сходным геотектоническим строением, историей развития, региональным распространением основных нефтегазоносных комплексов, получивших прогнозную оценку и имеющих разведанные запасы нефти и газа.

Для аналогичных территорий, не имеющих разведанных запасов нефти и газа, но обладающих прогнозной оценкой, свидетельствующей о значительных перспективах открытия месторождений, следует применять термин перспективная нефтегазоносная область.

Весь Западно-Сибирский НГБ разделен на два суббассейна: нефтегазоносный (НГСБ) и газонефтеносный (ГНСБ). Первый объединяет области неглубоких синеклиз и антеклиз, второй - глубоких синеклиз. Вместе с тем можно выделить территории взаимопроникновения двух суббассейнов, т. е. переходные от нефтегазоносных к газонефтеносным. Так, Верхнепурская НГО, связанная с Пурским желобом, переходящим к северу в Надым-Тазовскую глубокую синеклизу, характеризуется примерно равным соотношением ресурсов жидких и газообразных УВ; при этом нефтяные скопления тяготеют к юрским и неокомским, а газовые к апт-сеноманским горизонтам, Верхнепурская НГО включена в НГСБ из обоснованного предположения о преобладании жидких УВ над газообразными в еще недостаточно разведанных нижнемеловых и юрских комплексах.

В Приуральской НГО присутствуют газовые залежи (Березовский район) и нефтяные скопления (Шаимский район) в одном и том же стратиграфическом комплексе, вся эта область включена в НГСБ, так как ресурсы нефти в ней превосходят ресурсы газа. Кроме того, газовые скопления Березовского НГР предположительно вторичны: они образовались на неотектоническом этапе путем вытеснения и растворения нефтей первичных залежей. Ниже приводится краткая характеристика нефтегазоносных областей и некоторых районов Западно-Сибирского НГБ. Согласно принятой схемы нефтегазогеологического районирования в пределах ЗСНГП выделено 13 НГобластей и 23 НГрайона.

1. Ямальская газонефтеносная область
2. Гыданская нефтегазоносная область
3. Надым – Пурская газонефтеносная область
4. Пур-Тазовская газонефтеносная область
5. Приуральская нефтегазоносная область
6. Фроловская нефтегазоносная область
7. Среднеобская нефтегазоносная область
8. Каймысовская нефтегазоносная область
9. Васюганская нефтегазоносная область
10. Пайдугинская нефтегазоносная область
11. Усть-Енисейская газонефтеносная область
12. Карская газонефтеносная область
13. Прибортовые малоперспективные земли

Дата добавления: 2014-12-27