«НЕФТЕГЕНЕРАЦИОННЫЙ ПОТЕНЦИАЛ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ ...»

МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие

СИБИРСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ

ГЕОЛОГИИ, ГЕОФИЗИКИ и МИНЕРАЛЬНОГО СЫРЬЯ

(ФГУП «СНИИГГиМС»)

На правах рукописи

УДК 553.98:551.762 (571.1) 04200910149

ВИДИК СВЕТЛАНА ВЛАДИМИРОВНА

НЕФТЕГЕНЕРАЦИОННЫЙ ПОТЕНЦИАЛ И ПЕРСПЕКТИВЫ

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ

Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Научный руководитель - д. г.-м. н. В.П. Девятое Новосибирск -

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 1. ИСТОРИЯ ИЗУЧЕНИЯ РАЙОНА 2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ 2.1. Стратиграфия нижней- средней юры 2.2. Тектоника 2.3. Литолого-фациальная характеристика и палеогеография ранней и средней юры центральной части Западно-Сибирской плиты 2.4. Нефтегазоносность нижней и средней юры

3. МЕТОДЫ ОЦЕНКИ НЕФТЕГЕНЕРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ ОСАДОЧНОЙ ТОЛЩИ

3.1. Содержание органического вещества 3.2. Тип органического вещества 3.3. Созревание органического вещества 3.4. Пиролитические методы оценки нефтегенерационного потенциала 3.5. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности

4. ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОВ ОТЛОЖЕНИЙ НИЖНЕЙ-СРЕДНЕЙ ЮРЫ

ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ плиты 4.1. Рассеянное органическое вещество 4.2. Концентрированное органическое вещество

5. НЕФТЕГЕНЕРАЦИОНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ ОТЛОЖЕНИЙ НИЖНЕЙ- СРЕДНЕЙ ЮРЫ

5.1. Распределение органического вещества 5.2. Катагенез органического вещества нижне-среднеюрских отложений 5.3. Нефтегенерацнонный потенциал нижне- среднеюрских отложений и перспективы нефтегазоносности 5.4. Очаги повышенной генерации углеводородов ЗАКЛЮЧЕНИЕ ЛИТЕРАТУРА

СПИСОК РИСУНКОВ

2.1 Схема структурно-фациального районирования нижней и средней юры (без келловея) Западной Сибири (Решение..., 2004) 2.2 Фрагмент корреляционной региональной стратиграфической схе- мы нижне-среднеюрских (без келловея) отложений Западной Си­ бири (Решение..., 2004) 2.3 Тектоническая схема фундамента Западно-Сибирской плиты (по О.Г. Жеро и др., 1981) 2.4 Структурно-тектоническая схема изученного района 2.5 Литолого-фациальная схема шараповского горизонта (по Казакову A.M., Девятову В.П., 1990) 2.6 Литолого-фациальная схема китербютского горизонта (по Казако- ву A.M., Девятову В.П., 1990) 2.7 Литолого-фациальная схема надояхского горизонта (по Казакову A.M., Девятову В.П., 1990) 2.8 Литолого-фациальная схема лайдинского горизонта (по Казакову A.M., Девятову В.П., 1990) 2.9 Литолого-фациальная схема вымского горизонта (по Казакову A.M., Девятову В.П., 1990) 2.10 Литолого-фациальная схема леонтьевского горизонта (по Казакову A.M., Девятову В.П., 1990) 2.11 Литолого-фациальная схема малышевского горизонта (по Казако- ву A.M., Девятову В.П., 1990) 2.12 Распределение месторождений по наличию залежей в стратигра- фическом разрезе 2.13 Распределение месторождений по величине извлекаемых запасов 3.1 Основные типы и эволюционные кривые керогенов типов I, II и III, наиболее распространенных в природе (Диаграмма ВанКревелена) 3.2 Интенсивность генерации нефти и газа и распределение их ресур- сов в стратисфере (Конторович, 1976) 3.3 Изменение интенсивности нефтеобразования (на 0,5 км глубины) и распределение крупных скоплений нефти по глубинным зонам осадочного чехла, по С.Г.Неручеву (1973) 3.6 Показатели преобразования, рассчитанные для различных типов органического вещества 4.2 Конгломераты базального слоя шараповского горизонта. Скв. Тундринская- 4.3 Содержание органического углерода в породах шараповского го- 4.4 Групповой состав битумоидов шараповского горизонта 4.5 Диаграмма HI - Tmax пород шараповского горизонта 4.6 Содержание органического углерода в породах китербютского го- 4.7 Содержание органического углерода в породах надояхского гори- 4.8 Групповой состав битумоидов надояхского горизонта 4.11 Содержание органического углерода в породах лайдинского гори- 4.12 Групповой состав битумоида лайдинского горизонта 4.13 Диаграмма HI - Tmax пород лайдинского горизонта 4.15 Содержание органического углерода в породах вымского горизонта 4.16 Изменение группового состава битумоида в разрезе вымского го- ризонта скв. Восточно-Мытаяхинская- 4.18 Групповой состав битумоида вымского горизонта скв. Верхнеля- 4.19 Групповой состав битумоида вымского горизонта скв. Верхнеля- минская- 4.20 Содержание органического углерода в породах леонтьевского го- 4.21 Диаграмма HI - Tmax пород леонтьевского горизонта Рогожниковская-739.

4.23 Содержание органического углерода в породах малышевского го- 4.24 Групповой состав битумоида малышевского горизонта скв. Вое- точно-Рогожниковская- 4.26 Породы малышевского горизонта. Скв. Сосновская-743 4.27 Породы малышевского горизонта. Скв. Верхнеляминская-556 4.28 Породы малышевского горизонта. Скв. Тундринская-37 4.29 Микрофотографии аншлифов углей малышевского горизонта в от- 4.30 Микрофотографии шлифов углей малышевского горизонта в про- 5.1 Схематическая карта распределения органического углерода в п о - родах шараповского горизонта 5.2 Схематическая карта распределения органического углерода в п о - родах китербютского горизонта 5.3 Схематическая карта распределения органического углерода в по- родах надояхского горизонта 5.4 Схематическая карта распределения органического углерода в по- родах лайдинского горизонта 5.5 Схематическая карта распределения органического углерода в по- родах вымского горизонта 5.6 Схематическая карта распределения органического углерода в по- родах леонтьевского горизонта 5.7 Схематическая карта распределения органического углерода в по- родах малышевского горизонта 5.8 Схема катагенетической превращенности органического вещества по подошве юрских отложений 5.9 Схема катагенетической превращенности органического вещества по кровле малышевского горизонта 5.10 Плотность генерации УВ породами шараповского горизонта 5.11 Плотность генерации УВ породами китербютского горизонта 5.12 Плотность генерации УВ породами надояхского горизонта 5.13 Плотность генерации УВ породами лайдинского горизонта 5.14 Плотность генерации УВ породами вымского горизонта 5.15 Плотность генерации УВ породами леонтьевского горизонта 5.16 Плотность генерации УВ породами малышевского горизонта

СПИСОК ТАБЛИЦ

2.1 Охарактеризованность горизонтов нижней- средней юры керно- вым материалом эталонных скважин 2.2 Нефтегазоносность нижней и средней юры района работ 2.3 Результаты испытаний нижне-среднеюрских отложений (продуктивные скважины) 3.1 Основные методы, применяемые для оценки материнских пород и степень их эффективности 3.2 Переводные коэффициенты для подсчета общего содержания органического вещества по содержанию органического 3.3 Ориентировочные субкларки органического углерода для осадочных пород континентального сектора стратисферы — КСС (по Вассоевичу, 1973) 3.4 Кларки и субкларки Сорг в осадочных породах (по Г.А. Амосову и др, 1980) 3.5 Средние содержания органического углерода в древних осадках, обладающих низкими емкостными характеристиками (по Б.Тиссо и Д.Вельте, 1981) 3.6 Вещественно-петрографическая классификация углей по И.Э.Вальц, А.И.Гинзбург и Н.М.Крыловой (1968) 3.7 Параметры НОВ (керогена) основных генетических типов в мезокатагенезе на примере терригенных отложений (средние значения на начало градаций катагенеза) (по Богородской Л.И., 3.8 Элементный состав основных типов керогена (по Б.Тиссо и Д.Вельте, 1981) 3.9 Шкала катагенеза по отражательной способности витринита и предполагаемая палеотемпература 3.10 Глубинная зональность катагенеза регионов Сибири по данным публикаций различных авторов (м, на начало градации 3.11 Сравнительная характеристика нефтематеринских отложений по содержанию Сорг в породе и пиролитическим характеристикам ОВ (Лопатин и др., 1997) 3.12 Энергии активации и генетический потенциал главных типов керогена (Тиссо, 1981) 5.1 Основные геохимические параметры рассеянного органического вещества глинистых нижне-среднеюрских отложений ЗападноСибирской плиты 5.2 Исходные данные для расчета нефтегенерационного потенциала

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

Аг - ароматические углеводороды Me — метановые углеводороды Nn - нафтеновые углеводороды Ra — отражательная способность витринита в воздухе Ro - отражательная способность витринита в масле N В — битумоидный коэффициент Бхл - хлороформенный битумоид ГЖХ — газо-жидкостная хроматография ГЗГ - главная зона газообразования ГЗН - главная зона нефтеобразования ГРР - геологоразведочные работы ГФН - главная фаза нефтеобразования КОВ — концентрированное органическое вещество НТК — нефтегазоносный комплекс НТО - нефтегазоносная область НГП - нефтегенерационный потенциал НГР - нефтегазоносный район ОВ — органическое вещество ОС — отражательная способность РОВ — рассеянное органическое вещество скв. - скважина Сорг - органический углерод УВ - углеводороды УД — углистый детрит

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы.

Российская Федерация является одним из ведущих мировых производи­ телей товарной нефти. Федеральный бюджет страны на 50%, а консолидиро­ ванный - на 30% связан с нефтегазовыми доходами. Для обеспечения потреб­ ностей в потреблении и экспорте нефти важно поддержание определенного уровня её добычи. Таким образом, процесс воспроизводства минеральносырьевой базы является вопросом экономической безопасности. Западная Си­ бирь на протяжении многих лет остается главным нефтедобывающим районом страны. При этом основные ресурсы жидких углеводородов сконцентрированы в её центральной части.

Мезозойские отложения чехла Западно-Сибирской плиты, их состав, структурная позиция, геохимическая характеристика исключительно благо­ приятны для образования нефти и газа, концентрации их в крупнейших много­ залежных месторождениях [19]. В результате более интенсивного освоения происходит истощение ресурсов наиболее богатых в нефтегазоносном отноше­ нии отложений неокомского НТК, а роль запасов юрских отложений в нефте­ добыче постепенно возрастает. Однако вопрос о нефтематеринских свитах, послуживших источником углеводородов для залежей нижней-средней юры, до сих пор не решен окончательно, что затрудняет прогнозирование перспек­ тивных участков и горизонтов. Подавляющее большинство исследователей считает, что основными генераторами углеводородов являются юрсконижнемеловые отложения. В связи с этим оказалось необходимо посвятить специальные исследования оценке нефтегенерационного потенциала нижнесреднеюрских отложений.

Цели и задачи исследования. Основная цель диссертации — прогноз нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений на территории централь­ ной части Западно-Сибирской плиты на основе определения нефтегенерацион­ ного потенциала.

Для достижения поставленной цели решались следующие комплексные задачи:

1. Определение концентраций, состава и закономерностей распределения органического вещества пород в разрезе и по площади по данным иссле­ дования керна глубоких скважин, вскрывших нижне-среднеюрские от­ 2. Установление степени и закономерностей катагенетических преобразо­ ваний органического вещества, прогноз фазового состава углеводородов в отдельных районах и горизонтах;

3. Количественная оценка нефтегенерационного потенциала нижнесреднеюрских отложений;

4. Выделение основных нефтематеринских толщ и очагов генерации угле­ водородов в разрезе нижней-средней юры.

Фактический материал. Исходный геологический материал представ­ лен более чем 1000 образцами кернового материала, отобранными автором и её коллегами в период с 2003 по 2007гг в геологических организациях гг. СургУ" та, Тюмени, Когалыма, Ханты-Мансийска. В процессе выполнения работы ис­ пользованы результаты геохимических и литологических исследований к е р н а 15 глубоких скважина, выбранных в качестве эталонных. Эталонные с к в а ж и н ы пробурены в 2001-2003г, расположены на различных структурах I и II п о р я д к а исследуемой территории и наиболее полно представлены керном. Для х а р а к т е ­ ристики малышевского горизонта привлекались дополнительные данные по скважинам территории Сургутского свода. Кроме того, использовались р е з у л ь ­ таты геохимических исследований из базы данных лаборатории и н с т р у м ^ е н " тальных методов анализа ФГУП «СНИИГГиМС» (около 3000 образцов), ф о н ­ довые и опубликованы материалы.

Основные защищаемые положения.

1. Основные закономерности распределения органического углерода в р а з ­ резе и по площади. На базе лито-фациальных реконструкций с о с т а в л е н пакет соответствующих погоризонтных карт. Среднее содержание C c v p r в породах меняется в пределах 1-4%, наиболее богаты органическим веще­ ством породы китербютского, вымского и малышевского горизонтов. В шараповском, китербютском, надояхском и лайдинском горизонтах по­ вышенные концентрации Сорг приурочены к Фроловской и Красноленинской НТО, а в вымском, леонтьевском и малышевском - к Среднеобской НТО.

2. По геохимическим параметрам установлены благоприятные термодина­ мические условия генерации УВ и сохранности нефтяных залежей. Уро­ вень катагенеза на большей части территории соответствует ГЗН. Резкое повышение степени катагенеза зафиксировано во впадинах, а также на Северо-Сургутской ступени и в районе Ляминского вала, где возможно обнаружение газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных залежей.

Преобразованность нижнеюрских отложений выше, чем среднеюрских.

3. Дана оценка нефтегенерационного потенциала нижне-среднеюрских от­ ложений. Процессы образования углеводородов происходили во всей толще, но основной вклад обеспечили породы китербютского, вымского и малышевского горизонтов, в меньшей степени — лайдинского (в преде­ лах Красноленинской НТО). Плотность генерации углеводородов нижнесреднеюрскими отложениями составляет от 1 до 20 кгУВ/тонну породы.

4. Выявлены основные очаги генерации УВ, которые являются первооче­ редными объектами дальнейших исследований. Они приурочены к раз­ личным частям положительных (северные части Красноленинского, Сур­ гутского сводов, Нижневартовского сводов, Ляминского вала), отрица­ тельных (Ярсомовский прогиб, Вынглорская впадина) и промежуточных (Средненазымская структурная ступень, Северо-Вартовская ступень) структур первого и второго порядков.

Научная новизна работы и личный вклад автора.

Впервые на основе комплексного анализа и интерпретации геологогеохимических данных, в том числе данных пиролиза, с учетом литологофациальных особенностей пород, определены нефтегенерационные свойства каждого горизонта и рассчитаны плотности генерации УВ (реализованный нефтегенерационный потенциал).

Построены погоризонтные карты распределения органического углерода в породах и карты катагенеза для двух уровней — подошвы юрских отложений и кровли малышевского горизонта. Установлено, что органическое вещество относится к смешанному типу — преимущественно III с примесью II, иногда I, преобразовано в диапазоне МК^ — МКз 2 («длиннопламенная» — «отощенноспекающаяся» стадии по углемарочной шкале).

Для малышевского горизонта территории Сургутского свода проведено детальное изучение концентрированного органического вещества (КОВ), что позволило выявить закономерности распространения углей разных генетиче­ ских типов по площади.

Практическая значимость заключается в качественной комплексной оценке перспектив нефтегазоносности нижней- средней юры центральной час­ ти Западно-Сибирской плиты по геолого-геохимическим данным. Выделены очаги генерации углеводородов - потенциальные зоны нефтегазонакопления и концентрации УВ.

Полученные данные в совокупности с другими методами могут быть ис­ пользованы для выделения прогнозных перспективных участков при проведе­ нии ГРР, для более точных оценок ресурсного потенциала территории.

Материалы, положенные в основу работы, использовались при выполне­ нии отчетов ФГУП «СНИИГГиМС»: «Оценка ресурсов УВ в приконтактной зоне осадочного чехла и доюрского основания на территории деятельности ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» в Широтном Приобье» [61], «Оценка пер­ спектив нефтегазоносности палеозойских отложений на территории деятельно­ сти ОАО «Сургутнефтегаз» [60], «Седиментационное моделирование пластов группы ЮСг восточной части Сургутского свода с целью выделения зон высо­ коемких коллекторов и ловушек, оценки локализованных ресурсов УВ и выра­ ботки рекомендаций по направлению геологоразведочных работ» [62], «Геоло­ го-геохимическое обеспечение региональных работ на нефть и газ по западным и восточным районам Ханты-Мансийского автономного округа и Томской об­ ласти» [63].

Публикации и апробация работы.

Материалы, изложенные в диссертации, докладывались на Международ­ ной научной конференции «Природные битумы и тяжелые нефти России» по­ священной 100-летию В.А.Успенского (Санкт-Петербург, 2006) [11], Всерос­ сийской научной конференции (с международным участием) «Проблемы гео­ логии и разведки месторождений полезных ископаемых (Томск, 2005) [13, 56], рабочем геологическом совещании «Геологические модели строения, нефтегазоносность и проблемы освоения ресурсного потенциала юры ЗападноСибирской геосинеклизы» (Тюмень, 2005), Второй международной конферен­ ции «Геодинамика нефтегазоносных бассейнов» (Москва, 2004) [10, 35]. Мате­ риалы опубликованы также в тезисах седьмой и восьмой международных кон­ ференций «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа», (Москва, 2004, 2005) [49, 12], в «Вестнике Томского Гос. Университета» (2003) [37], в журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений» (№11, 2003г) [36], а также в журнале «Региональная геология и металлогения» (№38, 2009г). Результаты исследований и использовались при составлении отчетов по договорам. Всего по теме диссертации опубликовано 11 работ, в том числе статьи в рецензируемых изданиях.

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, 5 глав и заключения.

Работа содержит 149 страниц текста, 66 рисунков и 17 таблиц. Список использованной литера­ туры включает 63 наименования.

Работа выполнена в период работы автора в отделе геохимических ис­ следований ФГУП «СНИИГГиМС» и отделе литологии ФГУП «ВСЕГЕИ». Ав­ тор выражает глубокую признательность научному руководителю д.г.-м.н. В.П.

Девятову и научному консультанту к.г.-м.н. [А.С. Фомичеву], за постоянное внимание и всестороннюю помощь.

Автор выражает искреннюю благодарность за ценные консультации и творческие советы сотрудникам ФГУП «СНИИГТиМС»: Еханину А.Е., Захряминой М.О., Кроль Л.А., Малюшко Л.Д., Матвиенко Н.И., Меленевскому В.Н., Паршину А.В., Рязановой Т.А., Сухоручко В.И., Черновой Л.С., Чуйковой Т.Э., Шигановой О.В. и другим. Большую помощь в обработке геохимических дан­ ных и оформлении графических приложений автору оказали специалисты Цен­ тра аналитических исследований ФГУП «СНИИГТиМС» Губина М.М., Ми­ хайлова А.Е., Молчанова Г.В., Сазоненко Г.Н., которым автор также глубоко признателен. С благодарностью хочется отметить коллектив ФГУП «ВСЕГЕИ»: Бергера А.Я., Гузеву Я.А., Олейникову Е.В., Чеканова В.И, Чеканову В.Н. за поддержку и помощь в оформлении. Особую признательность автор выражает зам. генерального директора ФГУП «ВСЕГЕИ» к.г.-м.н.

А.И.Ларичеву за ценные консультации.

Автор благодарит коллектив ОАО «Сургутнефтегаз»: Медведева Н.Я., Коса И.М., Митягина А.В., Соснина В.Г., Батурина Ю.Е., Минченкова Н.Н., Кудрявцева В.А., Кириченко Н.Н. за содействие в предоставлении керна и гео­ лого-геофизических материалов.

1. ИСТОРИЯ ИЗУЧЕНИЯ РАЙОНА

Геологические исследования Центральной части Западно-Сибирской плиты начались с конца XIX века. С этого периода и до 40-х годов XX века эти работы посвящаются, главным образом, вопросам стратиграфии третичных и четвертичных отложений, обнажающихся по p.p. Оби, Иртышу и их притокам Лямину, Агану, Пиму и др. Н.К.Высоцким в 1897 г. [14] дано первое страти­ графическое расчленение с описанием третичных и четвертичных отложений, обнажающихся. по р. Оби. Его работа способствовала дальнейшему изучению геологии Западно-Сибирской низменности.

С начала XX века вопросами геологии плиты занимался ряд исследовате­ лей: А.А.Дунин-Гаркавич, Л.Р.Шульц, И.Н. Шухов, Б.Н.Городков, В.Н.Сукачев, С.Г.Боч, А.Л.Максимов, И.П.Герасимов, В.И.Громов. В 1931г.

В.А.Обручев дал краткий геологический очерк северной части Западной Сиби­ ри по литературным данным. Начиная с 30-х годов XX века, после предложе­ ния И.М. Губкина начать целенаправленные поиски нефти и газа в Западной Сибири, все геологические исследования подчиняются главной цели — оценке перспектив нефтегазоносности этого огромного района.

С 1939 по 1946 г. опубликован ряд работ В.Г. Васильева, посвященных вопросам геологического строения и нефтеносности северо-западной части За­ падно-Сибирской низменности. Исследования В.Г.Васильева касаются право­ бережья pp. Оби и Иртыша. Он описал стратиграфию и тектонику третичных и четвертичных отложений, привел список ископаемых растительных форм, ре­ зультаты минералогического анализа морены и указал на некоторые признаки нефтеносности района. Общие вопросы геологии Западно-Сибирской низмен­ ности в этот период освещались М.К.Коровиным, Н.К.Туаевым, И.П.Герасимовым, К.К.Марковым, Н.И.Архангельским, Н.А.Кудрявцевым и многими другими. Большую ценность на этом этапе представляют стратигра­ фические исследования В.Н.Сакса.

В начале 50-х годов XX века территория покрывается геологической съемкой масштаба 1:1 000 000, работы проводились под руководством С.Г.Максименко, С.Б.Шацкого. Изучение мезозойских отложений и палеозой­ ского фундамента началось в 1951г. с заложения в г. Ханты-Мансийске и в е.

Березове глубоких опорных скважин трестом Тюменьнефтегеология. В это же время начали проводиться геофизические работы трестами Запсибнефтегеофизика, Тюменьнефтегеофизика, Сибирским геофизическим трестом. Получен­ ные данные уже тогда позволили наметить наиболее крупные поднятия I по­ рядка. На основании этих данных и анализа геологической обстановки района Н.Н.Ростовцевым в докторской диссертации был дан прогноз о наличии круп­ ных месторождений нефти в районе Усть-Балыка и Мегиона. Первый приток нефти получен в 1952г. в Колпашевской опорной скважине (Томская область) в подтогурских отложениях; в 1953г. Березовской опорной скважиной открыто первое газовое месторождение.

Дальнейшие геофизические исследования позволили установить, что в Сургутском Приобье имеется большое количество локальных поднятий, благо­ приятных для поисков нефти. В 1958г. одновременно выходят две монографии, посвященные геологическому строению и перспективам нефтегазоносности Западно-Сибирской низменности. В монографии под редакцией Н.Н.Ростовцева подведены итоги работ коллектива ВСЕГЕИ. В монографии под редакцией Д.В.Дробышева и В.П.Казаринова обобщены тематические ра­ боты производственных организаций (тресты Сибнефтегеофизика, Запсибнефтегеофизика, Запсибнефтегеология, Тюменьнефтегеология) и институтов ВНИГРИ и НИИГА. Оба коллектива высоко оценили перспективы нефтегазо­ носности центральной части Западно-Сибирской низменности.

Начиная с 1959г. объединенные коллективы геологов и ученых, рабо­ тающих на территории Западно-Сибирской низменности, стали составлять сводные карты для всей низменности (схематическая структурная карта по по­ дошве платформенного чехла, тектоническая схема мезо-кайнозойского плат­ форменного чехла, карта прогноза нефтегазоносности, карта плана региональных работ). Редактором первого выпуска карт был В.П.Казаринов, последую­ щих - Н.Н.Ростовцев.

Сведения о более глубоком строении земной коры впервые получены в 1959г. после проведения глубинных сейсмических исследований вдоль р.Оби.

Под поверхностью фундамента выделены три сейсмические границы, характе­ ризующие строение консолидированной коры на всю ее мощность. Первая гра­ ница (преломляющая) с выдержанной величиной граничной скорости (6,2-6, км/сек) залегает на глубинах 6-8 км. Породы, заключенные между этой грани­ цей и поверхностью фундамента, имеют скорость распространения упругих волн около 5,3-5,6 км/сек. Таким образом, мощность пород фундамента, огра­ ниченных первой преломляющей границей, составляет 3-4 км. Следующая гра­ ница (отражающая) отмечена на глубинах 17-25 км. Она относится к так назы­ ваемому базальтовому слою. Среднепластовые скорости упругих волн в покры­ вающем и подстилающем ее слоях равны соответственно: 6,4-6,7 и 7,0 км/сек:

Подошва земной коры, ограничиваемая по скорости 7,9-8,1 км/сек, в районе Сургута установлена на глубине 36 км, в районе Александровского на 41 км.

В июне 1960 г. в пределах Трехозерной площади Тюменской области от­ крыто первое нефтяное месторождение. Нефть получена из верхнеюрских от­ ложений.

В 1961 г. коллективами СНИИГТиМС, ВНИГРИ, ВСЕГЕИ, НИИГА, Тю­ менского и Новосибирского геологических управлений под общей редакцией Н.Н.Ростовцева была составлена тектоническая схема фундамента ЗападноСибирской плиты. В марте 1961 г. Мегионская скважина 1-Р возвестила об от­ крытии нового нефтеносного района в Западно-Сибирской низменности. С это­ го времени Западная Сибирь стала местом небывалой концентрации нефтепоисковых работ. В октябре 1961 г. фонтаны нефти ударили на Усть-Балыкской, в августе 1962 г - н а Соснинской площадях. Первые же скважины, давшие нефть, показали, что месторождения сводов многопластовые. С этого времени начинается новый этап в освоении и изучении региона.

Объемы поисковых работ в конце 60-х - начале 70-х годов наращивались высокими темпами, открывались всё новые и новые месторождения, преиму­ щественно крупные по запасам. Значительными темпами наращивалась и годо­ вая добыча УВ. Создание научно-исследовательских центров в Новосибирске, Томске, Тюмени привело к появлению многочисленных научных школ и обра­ зованию новых направлений в количественном прогнозе нефтегазоносное™.

Крупный вклад в научное обобщение материалов по геологии и нефтега­ зоносное™ Западно-Сибирской плиты, в разработку теоретических проблем нефтяной геологи и геофизики внесли коллективы ВСЕГЕИ, ВНИГРИ, СНИ­ ИГГИМС, ЗапСибНИГНИ, НИИГА, ИГГ СО АН СССР, ИГиРГИ, тематиче­ ских партий Главтюменьгеологии, НТГУ, ТТГУ, треста КНГР.

В пределах Западно-Сибирской равнины за 1948-1973 гг. проведены де­ тальные и региональные геофизические работы. Вся территория равнины по­ крыта среднемасштабной аэромагнитной съемкой, региональными сейсмозон­ дированиями, электроразведкой. Все это позволило при минимальных затратах в короткие сроки изучить основные особенности геологического строения, дать обоснованный прогноз распределения запасов нефти, конденсата и газа, сосре­ доточить поисковые и разведочные работы в наиболее перспективных районах и подготовить к эксплуатации месторождения. На основе подготовленной ми­ нерально-сырьевой базы быстрыми темпами стали развиваться нефте- и газо­ добывающая промышленность.

Современные представления о геологическом строении района, законо­ мерностях размещения залежей нефти и газа содержатся в работах больших коллективов исследователей, выполненных в институтах ЗапСибНИГНИ, СНИИГГиМС, совместно с производственными и научно-исследовательскими подразделениями Главтюменьгеологии и др. К настоящему времени террито­ рия центральной части Западно-Сибирской плиты достаточно детально изуче­ на. Вся территория плиты и складчатого обрамления засняты аэромагнитной (масштаба 1:50 000) и гравиметрической съемкой (масштаба 1:200 00СГ). По результатам работ составлены карты магнитного поля (AT) и карты распределе­ ния магнитных масс по минимальным глубинам залегания. Практически вся территория покрыта сейсмической съемкой масштаба 1:25 000 или 1:50000, гравиметрической и магнитной 1:200 000. На изученной территории пробурено около 4500 глубоких скважин.

Геохимия органического вещества Западно-Сибирской плиты.

В комплексе методов, применяемых для поисков нефтяных и газовых за­ лежей, важная роль принадлежит геохимическим исследованиям. Работы в этом направлении широко проводятся в Западно-Сибирской низменности с на­ чала 50-х годов XX века. Аналитические исследования кернового материала опорных и разведочных скважин, пластовых вод, газов и нефтей выполнены в больших объемах в лабораториях Тюменского, Новосибирского и Краснояр­ ского геологических управлений, СНИИГГиМСа, ВНИГРИ, ВСЕГЕИ, НИИГА, ИГиРГИ и других организаций. Первые работы по геохимии мезозойских от­ ложений Западно-Сибирской низменности были начаты в 1949 г. во ВСЕГЕИ под руководством Н.Н.Ростовцева. В 1951г. была организована Восточная ком­ плексная нефтегазовая экспедиция АН СССР, производившая в течение ряда лет фациально-геохимические исследования в приуральской и южной частях низменности. Ее работой руководил С.Ф.Федоров. С этого же времени прово­ дятся аналитические исследования кернового материала опорных скважин в лабораториях Новосибирского и Тюменского геологических управлений. В 1955-1956 гг. были созданы партии по обобщению геохимических материалов и начаты тематические геохимические исследования в СНИИГГиМСе и ВНИГРИ.

После 1956 г. большое число исследований по геохимии осадочных по­ род, рассеянного органического вещества, нефтей и газов было выполнено в НТГУ Н.П.Запиваловым и К.А.Черниковым, в ТТГУ В.Ф.Никоновым, в СНИИГГИМСе ФГ.Гурари, А.Э.Конторовичем, О.Ф.Стасовой, А.С.Фомичевым, Л.И.Богородской, во ВНИГРИ В.А.Успенским, Е.А.Дряхловой, Г.П.Сверчковым, Г.П.Парпаровой, Е.А.Рогозиной и др.

В результате этих исследований выявлены основные закономерности в распределении органического углерода, битуминозных веществ и степени их восстановленности в породах осадочного чехла на площади распространения отдельных свит и по разрезу. Отдельные сведения получены о качественном составе исходного органического вещества и степени его метаморфизма, а так­ же рассмотрены вопросы геохимии нефтей и газов Западно-Сибирской низ­ менности. Проведенные исследования позволили сделать вывод о существова­ нии благоприятных условий для нефтеобразования в центральной части Запад­ но-Сибирской низменности. В СНИИГГиМСе Ф.Г.Гурари [23, 24] один из пер­ вых применил имеющийся в то время комплекс геохимических данных для оценки перспектив нефтегазоносности Обь-Иртышского междуречья и других районов Западной Сибири.

Начиная с 1961 г. систематические исследования геохимии осадочных пород, рассеянного органического вещества и нефтей Западно-Сибирской низ­ менности проводились в СНИИГГиМСе большим коллективом исследователей под руководством А.Э.Конторовича. На примере мезозойских отложений Си­ бири А.Э.Конторовичем, совместно с коллективом авторов, рассмотрены про­ цессы нефтеобразования в терригенных осадочных толщах [31]. Определены средние концентрации органического вещества в породах мела, юры, триаса.

Проанализирована связь закономерностей накопления органического вещества с палеоландшафтом, оценены абсолютные массы концентрированного и рассе­ янного ОВ (современные и исходные). Установлены катагенетические превра­ щения органического вещества. Детально изучена геохимия мезозойских неф­ тей Сибири. Установлено, что в нижнеюрских отложениях самые большие мас­ сы органического вещества приурочены к внутренним впадинам ЗападноСибирской плиты, где их плотности достигают 7-15 млн.т/км. Скорости нако­ пления органического вещества в этих впадинах (4-6 т/км2* год) являлись мак­ симальными по территории всей Сибири в раннеюрскую эпоху. Органическое вещество накапливалось как в рассеянной, так и в концентрированной формах, причем преобладающей являлась рассеянная, которая составляет 80-90% и бо­ лее от общего количества органического вещества. Органическое вещество континентальных ландшафтов ранней юры имеет преимущественно гумусовую природу. Однако в отдельных районах в озерных образованиях (шеркалинская и тогурская пачки) преобладает сапропелевое ОВ. В среднеюрских отложениях схема распределения органического вещества на площади близка описанной для нижнеюрских образований. Наиболее высокие скорости его накопления (5т/км *год) и максимальные плотности абсолютных масс (40-50 млн.т/км ) фиксируются в зонах, находящихся на значительном удалении от областей пи­ тания и испытавших длительное прогибание. ОВ захоронялось в концентриро­ ванной и рассеянной формах, преобладающей для большей части плиты явля­ лась рассеянная. В среднеюрских областях континентальной седиментации за­ хоронялось в основном гумусовое органическое вещество. Оно представлено гумолитами, сапрогумолитами и липоидолитами. В накоплениях зарастающих озер и болот отмечаются гумито-сапропелиты и сапропелиты.

Этими же исследователями детально освещены вопросы метаморфизма органического вещества. Степень углефикации органического вещества в базальных слоях нижне-среднеюрских отложений Западно-Сибирской плиты из­ меняется от буроугольной до коксовой стадии метаморфизма, увеличиваясь от периферии к наиболее погруженным ее частям. В верхней части среднеюрских отложений, в центральных районах Западно-Сибирской плиты, метаморфизм органического вещества на значительной территории не превышает газовой, и лишь в отдельных участках - переходной от газовой к жирной стадии. Мета­ морфизм органического вещества на Западно-Сибирской плите следует отно­ сить к региональному статическому метаморфизму, поскольку он возникает на фоне относительно слабой тектонической активности.

Первая попытка систематизации материалов по геохимии нефтей, свя­ занных с базальными слоями осадочного чехла, была предпринята в 1964 г.

А.Э.Конторовичем, О.Ф.Стасовой и А.С.Фомичевым. Ими установлено, что зона наиболее тяжелых нефтей пространственно тяготеет к Юганской впадине и юго-восточному склону Сургутского свода. Тяжелые и средней плотности нефти (>0,87 г/см3) предполагаются на юго-западном склоне Нижневартовско­ го свода и северном - Верхнедемьяновского. Легкие нефти с плотностью до 0,82 г/см получены к востоку от Колтогорского мегапрогиба. В пределах Хан­ ты-Мансийской впадины распространены нефти средней плотности. Картина изменения содержания серы в нефтях нижне-среднеюрских отложений повто­ ряет картину изменения плотности. По содержанию асфальто-смолистых ком­ понентов все нефти относятся к малосмолистым, содержание их не поднимает­ ся выше 4-5%, лишь на Сургутском своде и в прилегающей к нему части Юганской впадины получены нефти с повышенными содержаниями смоли­ стых компонентов. Зональность наблюдается и в распределении парафинов.

Таким образом, анализ многочисленных материалов по геохимии нижнесреднеюрских нефтей Западной Сибири показывает, что они не образуют еди­ ную группу, а разделяются, по крайней мере, на две. Первую образуют легкие и средней плотности малосернистые, малосмолистые, высокопарафинистые, метановые и существенно метановые нефти. Зона распространения нефтей этой группы пространственно совместима с зоной развития газовых и газоконденсатных месторождений на положительных структурах Васюганской нефте­ газоносной области. Вторую группу образуют более тяжелые, средней сёрнистости и сернистые, смолистые нефти. Наиболее яркими представителями это­ го типа являются нефти Юганской впадины и юго-восточного склона Сургут­ ского свода. Состав верхнеюрских и нижнемеловых нефтей в Среднеобской нефтегазоносной области и районах, примыкающих к ней, наоборот, весьма сходен.

Первая сводка по геохимии рассеянного органического вещества, нефтей, битумов, а также малых химических элементов в мезо-кайнозойских породах Западно-Сибирской низменности опубликована в 1971г. коллективом сотруд­ ников СНИИ11 иМСа [21]. В работе детально рассмотрены особенности хими­ ческого состава пород, содержание и распределение в них органического углерода. На основании полученных данных определены условия осадконакопления и проведено геохимико-фациальное районирование Западной Сибири.

Большое внимание уделено геохимии рассеянного органического вещества и нефтей, рассмотрены вопросы генезиса нефтей осадочного чехла ЗападноСибирской плиты.

Также вопросы особенностей накопления и преобразования рассеянного органического вещества, битумоидов, нефтей и газов в палеозойских, юрских и меловых отложениях Западной Сибири изучались большим коллективом уче­ ных ЗапСибНИГНИ [18, 20, 55].

2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ

Фундамент Западно-Сибирской плиты представляет собой сегмент зем­ ной коры, сложенный осадочными, метаморфическими и магматическими фор­ мациями докембрия, палеозоя и эффузивно-осадочными толщами нижнегосреднего триаса. В его строении выделяются три структурно-формационных комплекса (этажа). Нижний сложен докембрийскими метаморфическими тол­ щами кристаллических сланцев, гнейсов, кварцитов, мраморов, средний - ме­ таморфическими орто- и метасланцами нижнего-среднего палеозоя с толщами карбонатных пород, интрузиями кислого, основного и ультраосновного соста­ ва, верхний (рифтогенный) - эффузивно-осадочными толщами нижнегосреднего триаса. Каждый структурно-формационный комплекс ограничивается угловым и стратиграфическим несогласием.

Нижне- и среднеюрские отложения на территории Западной Сибири рас­ пространены практически повсеместно, залегают на различных горизонтах триаса, палеозоя и докембрия, с угловым и стратиграфическим несогласием.

Для них характерно падение слоев, не превышающее 1-2°. Кровля тюменской свиты в изученном районе располагается на глубинах 2500-2950м. Наиболее полные разрезы изучены в центральных частях депрессий. Фациальное рай­ онирование и стратиграфическое расчленение нижне-среднеюрских отложений произведено в соответствии с Решением 6 Межведомственного стратиграфиче­ ского совещания (МРСС-2003) по мезозою Западной Сибири [46]. Территория Западно-Сибирской плиты отвечает трем седиментационным областям: м о р ­ ской на севере (Ямало-Гыданская), переходной от суши к морю (ОбьТазовская) и преимущественно континентальной на юге (Обь-Иртышская). В качестве региональных стратиграфических подразделений приняты горизонты, которые для юры Западной Сибири устанавливались не на биостратиграфической основе, а как толщи, отражающие специфические этапы осадконакопления. Границы горизонтов отвечают изменениям режима осадконакопления в стратотипической местности (Усть-Енисейский район).

Изученный район расположен в пределах двух фациальных областей, в которых различия осадочных толщ имеют фациально-генетический характер: в Обь-Тазовской нижне-среднеюрская толща сложена прибрежно- и мелководноморскими образованиями с участием дельтовых и континентальных, в ОбьИртышской почти исключительно континентальными. Указанные области включают четыре структурно-фациальных района: Фроловский и Варьеган­ ский, Шаимский и Уват-Мегионский, соответственно (рис. 2.1).

Наибольшая мощность нижне-среднеюрских отложений (до 1045м) ха­ рактерна для Варьеганского района, Фроловский район характеризуется разре­ зами меньшей мощности (до 700м). В основании юрского разреза там выделя­ ются береговая и ягельная свиты, соответствующие зимнему и левинскому горизонтам (рис.2.2). В Шаимском районе нижнеюрские отложения отсутст­ вуют, мощность средней юры в наиболее полных разрезах составляет всего 150м. В Уват-Мегионском районе мощность нижней- средней юры не превы­ шает 550м., разрез нижней юры редуцирован. Выше ягельной свиты выделя­ ются котухтинская свита (Варьеганский район), горелая и шеркалинская свиты (Фроловский район) и шеркалинская свита (Уват-Мегионский район).

Свиты имеют одинаковое строение: каждая делится на две подсвиты, а подсвиты - на две пачки, нижняя из которых (пачка 1) представлена преимуществен­ но песчаными породами (региональный резервуар), а верхняя (пачка 2) - гли­ нистыми (региональный флюидоупор). Пачки соответствуют горизонтам в ре­ гиональной части стратиграфической схемы и имеют собственные названия.

Перекрывающая эти отложения тюменская свита во всех районах подразде­ ляется на три подсвиты, соответствующие вымскому, леонтьевскому и малышевскому горизонтам; во Фроловском и Варьеганском районах подсвиты тю­ менской свиты имеют собственные синонимические названия — нижняя толькинская, средняя сандибинская, верхняя надымская. В связи с неоднозначнокилометры Фациальные области Обь-Иртышская ( область континентального седиментогенеза) Обь-Тазовская (облость переходного седиментогенеза) Ямало-Гыданская ( область морского седиментогенеза) Граница Российской Федерации Граница изученной территории Рис. 2.1. Схема структурно-фациального районирования нижней и средней юры ( без келловея) Западной Сибири ( Решение..., 2004) детрит, пирит, ризоиды Рис. 2.2. Фрагмент корреляционной региональной стратиграфической схемы Чередование глин, песчаников, алевролитов, буроватосерых Глины темно-серые с прослоями углей Породы иногда биотурбированы буроватые Нижняя подсвита (Толькинская) Песчаники серые, Нижняя подсвита Песчаники' иногда буроватые с прослоями алевролитов глин, углей с прослоями темно серых глин( Пачка 2 (Перевальная).

Глины уплотненные, темно-серые, иногда слабобитуминозные с прослоями песчаников, алевролитов Пачка 1 (Селькупская).

Песчаники и алевролиты серые иногда зеленоватые с прослоями глин темно-серых, уплотненных и гравелитов Пачка 2 (аналог тогурской свиты).

Глины аргиллитоподобные темносерые, зеленоватые, иногда битуминозные, с прослоями песчаников Пачка 1 (Черничная). Чередование песчаников, алевролитов Г Ягельная свита Глины аргиллитоподобные темно серые ' с прослоями гравелитистых песчаников подчиненными прослоями глин темно-серых, уплотненных "^Отмечается обильный растительный детрит, остатки [ижне-среднеюрских (без келловея) отложений Западной Сибири. (Решения..., 2004) стью отношения разных исследователей.к выделяемым свитам, описание будет проводится по стратиграфическим горизонтам, которые большинством геоло­ гов понимаются однозначно. Стратиграфическая схема района работ приведена на рис. 2.2. Необходимо отметить, что зимний и левинский горизонты на тер­ ритории исследования отсутствуют.

Шараповский горизонт распространен в прогнутой части территории и является базальным. Представлен нижней пачкой серии нижнеюрских подсвит (рис. 2.2). Залегает со стратиграфическим несогласием на породах доюрского основания. В целом горизонт представлен преимущественно песчаниками (пла­ сты Юц.1з)5 чередующимися с алевролитами и глинами [26, 28]. В нижней час­ ти обычно встречаются прослои гравелитов и конгломератов. Мощность шараповского горизонта меняется в зависимости от палеорельефа и регионального уклона дна осадочного бассейна. Наибольшие ее значения достигают 75-100м в центральной части Ярсомовского прогиба. Керном охарактеризован и изучен в трех скважинах: Тундринской-37, Западно-Котухтинской-150 и Кечимовскойтабл. 2.1).

Китербютский горизонт залегает согласно на породах шараповского горизонта или на фундаменте и развит на несколько большей площади. В стра­ тиграфических схемах часто фигурирует как маркирующая «тогурская свита (пачка, толща или её аналоги)» [46]. Представлен морскими, лагунными, озер­ ными темно-серыми тонкоотмученными глинами и аргиллитами, иногда биту­ минозными, с тонкими линзами и прослоями алевролита с редким раститель­ ным детритом. Отмечаются зеркала скольжения, зоны смятия. Мощность тогурской пачки колеблется в пределах 5-5 Ом, в среднем около 30м. Горизонт не охарактеризован керновым материалом эталонных скважин, и изучен по ре­ зультатам предыдущих исследований.

Надояхский горизонт распространен шире китербютского, но также от­ сутствует на приподнятых участках Краснолененского, Сургутского и Нижне­ вартовского сводов, а также на некоторых локальных поднятиях. Он является базальным на большей части Ляминского вала и на участках Средненазымской Охарактеризованность горизонтов нижней- средней юры керновым материалом эталонных скважин Восточно-Рогожниковская 739 2529-2541, 2553-2564,2577,5-2589,7,2589,7-2599,3 62 Тевлинско-Русскинская 50 3240,0-3248, 3263-3270,3270-3278, 3293-3308, структурной ступени, склонах Сургутского и Нижневартовского сводов. Сло­ жен преимущественно песчаниками светло-серыми мелко- среднезернистыми с прослоями гравелитов и конгломератов, черных маломощных углистых аргил­ литов. Во Фроловском районе на этом уровне выделена пачка 1 верхней (тугровской) подсвиты шеркалинской и горелой свит, в Варьеганском районе — селькупская свита (1 пачка верхней подсвиты котухтинской свиты). Селькуп­ ская свита представлена дельтовыми, лагунно-озерными, мелководноморскими и аллювиальными переслаивающимися песчаниками серыми, свет­ ло-серыми мелко- и крупнозернистыми, иногда крупно-косослоистыми, с про­ слоями гравелитов, конгломератов, алевролитов и аргиллитов. На территории Западной Сибири горизонт включает группу пластов Юю (в классификации тюменских геологов). Мощность горизонта изменяется в широких пределах, и в полном объеме составляет в среднем около 100м. Изучен по керновому мате­ риалу следующих скважин: Западно-Котухтинская-150, Кечимовская-153, Кечимовская-155, Ключевая-172, Конитлорская-5022, Нонг-Еганская-195, Тевлинско-Русскинская-50 (табл. 2.1).

Лайдинский горизонт - радомская пачка во Фроловском районе, пере­ вальная в Варьеганском, — относится уже к среднеюрским отложениям; принят в объеме верхней части нижнего и нижней части верхнего аалена. Распростра­ нен практически повсеместно, отсутствует лишь на возвышенных локальных поднятиях. На надояхском горизонте залегает согласно. В составе преобладают глины уплотненные аргиллитоподобные, темно-серые, прослоями битуминоз­ ные, а также темно-серые плотные аргиллиты, тонкоплитчатые с зеркалами скольжения. Иногда отмечаются маломощные прослои крупнозернистых алев­ ролитов и песчаников, по напластованию — растительный детрит. Мощность отложений достигает 40м. Геохимическое изучение горизонта произведено по керну четырех скважин: Кечимовской-153, Конитлорской-5022, ТевлинскоРусскинской-50, Южно-Студеной-3403.

Вымский горизонт соответствует нижней подсвите тюменской свиты.

Это, главным образом, переслаивание песчаников и алевролитов, в меньшей мере аргиллитов, с линзами и пропластками углей. Во Фроловском и Варьеганском районах - толькинская свита, - прибрежно- и мелководно-морские, дель­ товые, лагунные, озерно-аллювиально- болотные серые, светло-серые мелкосреднезернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты с прослоями тем­ но-серых аргиллитов и мелкозернистых глинистых алевролитов, с пластами углистых аргиллитов и углей. Горизонт включает песчаные пласты Ю7-9- Мощ­ ность отложений достигает 200м (Уват-Мегионский район), в среднем около 70м. Горизонт достаточно хорошо представлен керновым материалом (9 сква­ жин - Верхнеляминские-556, 7502, Восточно-Мытаяхинская-565, ЮжноСтуденая-3403, Урьевская-21, Ключевая-172, Кечимовская-153, ЗападноКотухтинская-150, Тевлинско-Русскинская-50).

Леонтьевский горизонт (средняя подсвита тюменской свиты) характе­ ризуется преобладанием глинисто-алевритовых пород, не повсеместно развиты песчаные пласты группы Ю5-6- В Обь-Тазовской фациальной области выделена сандибинская свита (рис. 2.2)- мелководно- и прибрежно-морские, лагунные темно-серые, коричневатые аргиллиты с прослоями алевролитов и мелкозерни­ стых песчаников, с пакетами тонкого чередования аргиллитов и алевролитов. В Обь-Иртышской области горизонт представлен лагунными, озерными, болот­ ными, озерно-аллювиальными и дельтовыми мелкозернистыми глинистыми алевролитами, аргиллитами, пакетами флишоидов, прослоями песчаников и крупнозернистых алевролитов с пластами углей и углистых пород. Мощность отложений изменяется главным образом в пределах 30-80м, максимальные зна­ чения характерны для Варьеганского района (рис. 2.2). Керном охарактеризо­ ван по двум скважинам: Урьевской, 21 и Тевлинско-Русскинской, 50.

Малышевский горизонт (верхнетюменская подсвита). На территории Западной Сибири представлен преимущественно переслаиванием песчаников с глинами темно-серыми биотурбированными и алевролитами. Характерен обильный растительный детрит и прослои углей различной мощности, ризои­ ды, пирит. В Объ-Тазовской фациальной области соответствует надымской свите. Горизонт включает группы песчаных пластов Ю2-Ю4, которые обычно хорошо прослеживаются в разрезах скважин. Мощность на изученной терри­ тории составляет 30-160м. Малышевский горизонт наиболее полно охаракте­ ризован керновым материалом (скв. Восточно-Рогожниковская, 739, Сосновская, 743, Верхнеляминская, 556, Южно-Студеная, 3403, Тундринская, 37, Конитлорская, 5022, Западно-Котухтинская, 150, Тевлинско-Русскинская, 50).

Тюменская свита перекрывается морскими отложениями верхнего бата — келловея - нижневасюганским горизонтом. В Центральной части ЗападноСибирской плиты ему соответствуют нижние подсвиты абалакской и васюганской свит. Это аргиллиты и глины аргиллитоподобные, темно-серые, тонкоотмученные, с редкими прослоями алевролитов и песчаников. Мощность меняет­ ся в пределах 5-30м, в среднем около 10м. Эти породы представляют собой ре­ гиональный флюидоупор, обладающий способностью удерживать скопления УВ в ловушках малышевского горизонта.

Западно-Сибирская низменность представляет собой молодую платфор­ му, или плиту, в строении которой выделяется три структурных этажа — ниж­ ний (фундамент), промежуточный (триасовый), и верхний (платформенный че­ хол). Некоторые исследователи рассматривают промежуточный этаж в составе верхней части фундамента. Платформенный чехол образован пологозалегающими слабодислоцированными отложениями мезозоя и кайнозоя.

По современным представлениям в геологической истории ЗападноСибирской плиты выделяются два этапа: рифейско-палеозойский (ранний неогей) и мезозойско-кайнозойский (поздний неогей) [17]. В рифейскопалеозойский этап проявились четыре тектономагматических цикла, в резуль­ тате которых образовались покровно-складчатые системы байкальского, салаирского, каледонского и герцинского циклов. К концу палеозойского периода эта территория представляла собой гетерогенное складчато-глыбовое горное сооружение, входящее в состав Урало-Монгольского складчатого пояса (рис.

2.3). В раннем мезозое огромные пространства Арктики и Северной Атлантики были охвачены рифтогенезом, на территории Сибири с ним связано образование Западно-Сибирской континентальной раннетриасовой рифтовой системы [51].

В пределах изученной территории фундамент сложен тремя разновозра­ стными группами образований: каледонидами, представленными УватХантымансийским массивом, герцинидами Центрально-Западносибирского блока (Сургутско-Пурпейский инверсионный антиклинорий и ЮганоПокурская впадина) и раннетриасовым Аганским рифтом (рис. 2.3). Эти разно­ возрастные по времени консолидации тектонические блоки граничат между собой по зонам разломов, четко выраженных в гравитационном и магнитном аномальных полях, а по данным ГСЗ — и в глубинной структуре земной коры.

Платформенный чехол по особенностям развития, распространения и со­ става осадков подразделятся на три структурных этажа: нижне-, средне- и верхнеплитный. Объектом исследования настоящей работы является нижне­ плитный комплекс, охватывающий нижне-среднеюрские отложения.

Сформированные тектоническими циклами и рифтогенезом структурные элементы в зависимости от их возраста и степени эрозии находят отражение как в рельефе поверхности доюрского фундамента, так и в структуре платфор­ менного чехла Западно-Сибирской плиты. Тектонические движения в орогенных системах после завершения складчатости не затухали, а в ослабленной форме проявлялись в течение 150-200 млн. лет [52, 59]. Для зон герцинид вре­ мя между завершением складчатости и началом формирования платформенно­ го чехла не превышает 40 млн. лет, для каледонид — около 140 млн. лет. По­ этому структурный план мезозойских отложений, особенно нижнеплитного структурного этажа, в зоне герцинской и каледонской складчатостей ЗападноСибирской плиты наиболее интенсивно формировался под воздействием унас­ ледованных движений складчатых структур фундамента.

Наиболее ярко в структуре нижнеплитного этажа и всего платформенно­ го чехла, в соответствии с принципом унаследованности, отражены структур­ ные зоны, образованные рифтогенезом в раннем триасе. К ним, прежде всего, Рис. 2.3. Тектоническая схема фундамента Западно-Сибирской плиты (по О.Г.Жеро и др., 1981) относятся надрифтовые желоба и межрифтовые поднятия. В юго-восточной части изученной территории проявлен Аганский надрифтовый желоб. Он име­ ет сложное строение. Основная его часть простирается в юго-западном направ­ лении и является ответвлением Колтогорско-Уренгойского. Зоны надрифтовых желобов в раннесреднеюрское время унаследовано прогибались, между жело­ бами были сформированы межрифтовые поднятия. К числу таких поднятий относятся Сургутское и Нижневартовское. Формирование структур типа над­ рифтовых желобов и разделяющих их поднятий происходило с разной интен­ сивностью не только в раннесреднеюрское время, но и на протяжении всего мезозоя и кайнозоя.

Изученная территория относится к Центральной тектонической области Западно-Сибирской плиты, где преобладают замкнутые структуры I и II поряд­ ков типа сводов, мегавалов, валов, куполовидных поднятий, мегавпадин, мегапрогибов, впадин и прогибов. Своды и мегавалы имеют амплитуду по поверх­ ности фундамента преимущественно 400-600м, при этом вверх по разрезу ам­ плитуда их уменьшается примерно в 10 раз по отложениям верхнего мела и па­ леогена. Локальные поднятия являются конседиментационными, в большинст­ ве случаев также отмечается снижение темпов их относительного роста по ме­ ре накопления осадочного чехла. Преобладают северо-западные и северо­ восточные простирания осей положительных структур I и II порядков.

Основные унаследованные структурные элементы мезо-кайнозойского чехла представлены на структурно-тектонической схеме по отражающему го­ ризонту А (рис 2.4). Карта составлена по материалам отчетов [60, 61], с ис­ пользованием тектонических построений А.В.Паршина и А.Е.Еханина (СНИИГГиМС).

В пределах района наиболее высокое гипсометрическое положение за­ нимает Красноленинский свод, где на Рогожниковской площади доюрские об­ разования вскрыты на абсолютной отметке -2400м. Свод оконтуривается изогипсой -2700 и имеет амплитуду около 300м. В пределах территории исследофаницы структур первого порядка, 2 - фаницы структур второго порядка, 3 - разломы, 4 - изученные (эталонные) скважины Рис. 2.4. Структурно-тектоническая схема изученного района (по материалам А.В. Паршина) вания осложнен структурой II порядка - Рогожниковским куполовидным под­ нятием.

Далее к востоку располагается Средненазымская структурная ступень. В ее пределах отчетливо выделяется приподнятый, ограниченный разломами блок, где кровля доюрских образований картируется на глубинах от -2800м на ослож­ няющих его куполах, до -3150 м в локальных опусканиях. В структуре чехла этому приподнятому блоку соответствует Западно-Ляминская зона поднятий.

Восточнее, отделяясь Балинской впадиной, расположен Ляминский вал, оконтуривающийся изогипсой -3200м по подошве юрских отложений. Ампли­ туда поднятия составляет 350м. В структуре мезозойского чехла ему соответ­ ствуют Среднеляминский и Ай-Пимский валы.

Сургутский свод расположен в центральной области изученной террито­ рии. Он имеет амплитуду около 700м и ограничивается изогипсой -3350. Наи­ более высокое гипсометрическое положение кровли доюрских образований за­ фиксировано сейсморазведкой на глубине -2650 м в пределах Вачимской и Быстринской площадей. Склон осложняется рядом структурных элементов II по­ рядка (Пимский, Минчимкинский валы и разделяющий их Пилюгинский про­ гиб, Вэнглинский структурный мыс и Тевлинский вал, разделенные ВосточноВэнглинским прогибом, Ягунское и Федоровское куполовидные поднятия, Западно-Ягунский прогиб) и самостоятельными локальными поднятиями. Струк­ туры II порядка имеют амплитуду от 100 до 450м. и, в свою очередь, также ос­ ложнены локальными поднятиями. Амплитуды локальных поднятий редко пре­ вышают 50 метров.

Юго-восточную часть территории занимает северный склон Нижневар­ товского свода, граница которого здесь проводится по изогипсам -3350 и м. Эта часть свода осложнена структурами II порядка - Покачевским ва­ лом, Северо-Покурским и Локосовским структурными мысами. Между Пока­ чевским валом и Северо-Покурским с. м. расположена Урьевская группа ло­ кальных поднятий. В пределах структур второго порядка выделяется ряд ло­ кальных поднятий с амплитудами 50-100м.

Крайнюю северо-восточную часть территории занимает СевероВартовская ступень (терраса), в пределах которой кровля доюрских образова­ ний погружается в северо-восточном направлении с глубины -3400 до - метров. На севере эта структура смыкается с Северо-Сургутской моноклина­ лью (ступенью). Для Северо-Вартовской ступени характерно развитие пре­ имущественно мелких незамкнутых структур типа заливов и мысов.

Положительные структуры первого порядка разделены крупными де­ прессиями с глубинами погружения кровли фундамента от -3400 до -3900м.

Это Балинская, Вынглорская, Тундринская и Ханты-Мансийская впадины и Ярсомовский мегапрогиб.

Балинская впадина разделяет Средненазымскую структурную ступень и Ляминский вал, амплитуда ее около 200м. В приосевой части присутствуют единичные малоамплитудные локальные поднятия. Ханты-Мансийская впади­ на расположена к юго-востоку от Средненазымской структурной ступени. На изученной территории она представлена только незначительной северной ча­ стью, на северо-востоке переходит в Тундринскую впадину. Максимальные глубины погружения поверхности фундамента в Тундринской впадине дости­ гают -3900м, амплитуда около 550м. Вынглорская впадина, как и ХантыМансийская, в изученный район входит только частично, имеет амплитуду около 300м и в приосевой части достигает глубин -3850м. Вынглорская, Тунд­ ринская и Ханты-Мансийская впадины соответствуют зоне контакта двух раз­ новозрастных тектонических блоков фундамента - Уват-Хантымансийского массива и Сургутско-Пурпейского антиклинория.

Ярсомовский мегапрогиб, разделяющий Сургутский и Нижневартовский своды, ограничивается изогипсой -3350м. Он протягивается с юго-запада на северо-восток, где раскрывается в Северо-Вартовскую ступень. В наиболее прогнутых его частях, выделяемых как Еловый, Южно-Ягунский, ЮжноГрибной и Южно-Ватьеганский прогибы, кровля доюрского фундамента по­ гружается на глубину более 3500 метров. Крайнюю северо-восточную часть мегапрогиба осложняет положительная структура второго порядка — Ватьеганское к. п. Ярсомовский мегапрогиб осложнен многочисленными локальными поднятиями. В большинстве случаев они оконтуриваются изогипсами -3350 и а амплитуды поднятий редко превышают 50 метров.

Дизъюнктивная тектоника Западно-Сибирской плиты изучена несрав­ ненно хуже, чем пликативная. По протяженности и соотношению с пликативными структурами все выявленные нарушения условно могут быть разделены на локальные, соизмеримые со структурами III порядка, и более крупные - ре­ гиональные. Разрывы, осложняющие структуры III порядка, выделяются пре­ имущественно по данным детальной площадной сейсморазведки и материалам бурения. Более крупные по протяженности разрывные нарушения устанавли­ ваются в основном по комплексу данных грави-магниторазведки, региональ­ ной сейсморазведки и геоморфологии.

Поскольку основная масса выявленных в настоящее время разрывных на­ рушений устанавливалась по косвенным признакам, не представляется возмож­ ным охарактеризовать такие их свойства, как величина, направление и угол смещения, ширина зоны дробления и т.п. Количественно можно оценить лишь протяженность и ориентировку нарушений. Длина разломов, проявляющихся в фундаменте и не проникающих в осадочный чехол, изменяется от 5 до 360км, преобладают разрывы протяженностью 30-90км. [25]. Разрывы в фундаменте, проникновение которых в осадочный чехол не выяснено, имеют протяженность от 10 до 290 км; преобладающими являются нарушения длиной от 30 до 80км.

Протяженность разрывов, затухающих в различных горизонтах чехла, изменяет­ ся от 10 до 240км, преобладающее их количество имеет длину 90-190км. В це­ лом по всем группам дизъюнктивных нарушений длины разрывов изменяются от 5 до 450км, преобладают разрывы протяженностью от 10 до 80км. Отдель­ ные разрывы часто группируются в крупные зоны, протягивающиеся на значи­ тельные расстояния. Зоны представлены многочисленными нарушениями раз­ личной длины, удаленными друг от друга на небольшие расстояния.

Ориентировка разрывов различная. В основном нарушения имеют сле­ дующие направления: северо-западное, северо-восточное, субмеридиональное и субширотное. Амплитуды выявленных детальной сейсморазведкой локаль­ ных разрывов варьируют в широких пределах — от десятков до нескольких со­ тен метров. Наибольшую амплитуду все выявленные нарушения имеют по по­ верхности фундамента, уменьшаясь вверх по разрезу. Так, амплитуда некото­ рых сбросов по поверхности фундамента достигает 300м, а по подошве палео­ ценовых отложений вертикального смещения не отмечается. Таким образом, в нижних горизонтах чехла проявляется значительно большее количество разры­ вов, чем в более молодых отложениях. В зоне многих выявленных дизъюнк­ тивных нарушений на приподнятых крыльях мощность мезозойских отложе­ ний уменьшается.

Обращает на себя внимание достаточно тесная связь планового положе­ ния разрывных нарушений с ориентировкой, размерами и формой пликативных структур различных порядков. Так, в районе Сургутского и Нижневартов­ ского сводов намечается четкое совпадение простирания структур с субмери­ диональными (340-20°) разрывами в фундаменте, проникающими в чехол, и с аналогичными выявленными только по поверхности разрывными нарушения­ ми северо-восточной (30-70°) и субширотной (70-90°) ориентировки.

2.3. Литолого-фациальная характеристика и палеогеография ранней и средней юры центральной части Западно-Сибирской плиты Начало формирования осадочного чехла Западно-Сибирской плиты со­ относится со временем завершения раннетриасовых рифтогенных процессов и постепенного заполнения осадками с севера на юг разрастающейся топографи­ ческой мегавпадины начиная со среднего триаса. Дифференцированное текто­ ническое прогибание фундамента предопределило фациальные неоднородно­ сти нижней — средней юры. Так, надрифтовые желоба и прогибы являлись тек­ тоническими структурами, по которым происходил транзит терригенного ма­ териала с межрифтовых горных сооружений в область морской седиментации, в окраинной зоне которой формировались дельты, бары, эстуарии, заливы, подводные возвышенности. В результате в отложениях нижней - средней юры формировались в основном ловушки неструктурного типа. По этим же отрица­ тельным структурам при трансгрессиях происходило активное проникновение моря в пределы континентальной части плиты и формировались нефтематеринские и экранирующие породы. Межрифтовые поднятия, как более устойчи­ вые, контролировали сток терригенного материала в области седиментации.

На территории исследований в течение всей ранней юры существовал сильно расчлененный рельеф. Осадконакопление контролировалось основны­ ми крупными единицами палеорельефа: Красноленинской, Верхнеляминской, Сургутской и Вартовской горными системами, другими нагорьями, равнинами и впадинами между ними.

На протяжении ранней и средней юры на территории Сибири существо­ вал теплый безморозный равномерно влажный климат с обильными атмосфер­ ными осадками, близкий современному субтропическому и палеоумеренному гумидному, способствовавший развитию как химического, так и механическо­ го выветривания в области питающих провинций, пышному развитию назем­ ной растительности, полноводности рек.

Шараповская регрессия конца позднего плинсбаха обусловила резкое обмеление левинского моря (Девятов, 1991), однако региональное опускание территории привело к увеличению площади аккумуляции (рис. 2.5).

В Обь-Тазовской мелководной части шельфа и обрамляющих его дель­ тах, эстуариях, прибрежных низменных равнинах, периодически заливавшихся морем, системах лагун, озер, болот, речных долин, накапливались осадки чер­ ничной свиты (Варьеганский район). Водораздельные пространства были либо возвышенными и денудировались, либо были заняты верховыми болотами и озерами. Мелководные морские осадки накапливались в наиболее прогнутых частях палеобассейна. В составе исходных биопродуцентов эпизодически пре­ обладали высшие растения или фитопланктон. На склонах поднятий, представ­ лявших собой останцы фундамента (Сургутский, Нижневартовский, Красноленинский, Ляминский выступы) осадконакопление шло на прибрежных равникилометры Изученные скважины Рис. 2.5. Литолого-фациальная схема шараповского горизонта (по Казакову A.M., Девятову В.П., 1990) нах, временами заливавшихся морем, и на озерно-аллювиальных равнинах с короткими речными долинами. Быстрое по сравнению с заполнением седиментационного бассейна погружение территории приводило к формированию эс­ туариев. В Обь-Иртышской области на завершающем этапе формирования шараповского горизонта существовал озерно-аллювиальный режим осадконакопления. Речные долины располагались в пределах линейных надрифтовых до­ лин, а на водоразделах и поймах размещались озера и болота.

Шараповский горизонт на большей части территории является базальным. В северной и северо-восточной части рассматриваемой территории ре­ конструируется мелководный морской бассейн, вероятнее всего опресненный из-за близости суши, окаймленный прибрежной равниной, временами зали­ вавшейся морем (рис. 2.5). В южной половине района существовала крупная аллювиальная равнина, охарактеризованная двумя наборами фаций: аллювиально-озерными, характерными для наиболее погруженных частей территории и водораздельными, преимущественно озерно-болотными. Главные водные ар­ терии были приурочены к Хантымансийско-Тундринскому и Ярсомовскому районам. Палеорельеф шараповского времени был весьма контрастным, с крупными участками развития эрозионно-денудационных останцов доюрского фундамента. Наиболее возвышенной территорией была северная и центральная часть Сургутского свода, отроги Красно ленинского и Вартовского сводов, где в настоящее время на доюрском основании залегают среднеюрские осадочные комплексы.

Шараповский горизонт, представленный преимущественно песчаноалевритовыми породами, рассматривается в качестве самостоятельного регио­ нального резервуара и перекрывается китербютским (тогурским) региональ­ ным флюидоупором, одновременно рассматриваемым в качестве основной нижнеюрской нефтематеринской толщи.

Китербютское время. Раннетоарская трансгрессия по данным Хеллема (1983) фиксируется практически во всех регионах Земного шара), в т.ч. в За­ падной Сибири [57]. Трансгрессия сопровождалась существенным потеплением и аридизацией климата. Произошло повышение регионального базиса эро­ зии, в связи с чем на огромной территории стали формироваться преимущест­ венно глинистые, часто битуминозные отложения. Большая часть островов шараповского времени погрузилась под уровень моря.

Северные районы изученной территории представляли собой относи­ тельно глубокий шельф (рис. 2.6). В пределах верхней и средней сублиторали накапливались глинисто-алевритовые осадки с маломощными прослоями алев­ ритовых турбидитов. Многие участки дна бассейна имели небольшие глубины, закисные, с пониженной соленостью условия. На территории работ основными источниками питания остались Сургутский и отроги Красноленинского сводов, ряд небольших выступов доюрского фундамента и подковообразная полоса от Рогожниковской структуры к Верхнеляминской. Преимущественно глинистый состав отложений и практическое отсутствие прибрежных фаций свидетельст­ вует о последующем размыве последних. Континентальные, видимо озерные, отчасти болотные фации, сохранились лишь на отдельных участках Красноле­ нинского свода.

Надояхское время характеризовалось более интенсивным градиентом расширения площади осадочного бассейна, нежели предыдущие эпохи, не­ смотря на регрессивный характер седиментогенеза. Падение уровня моря во второй половине тоара и начале аалена при еще высоком рельефе суши и нали­ чии внутренних выступов фундамента обеспечивало поступление в осадочный бассейн значительного количества крупнообломочного материала. Это был за­ вершающий этап раннеюрского седиментогенеза, характеризующегося накоп­ лением значительного количества грубокластического материала. Значитель­ ную часть Обь-Тазовской области занимало мелкое островное море.

На изученной территории от большинства выступов фундамента сохра­ нились лишь фрагменты и только Сургутское и Красноленинское нагорья оста­ вались крупными монолитами — основными поставщиками кластогенного ма­ териала (рис. 2.7). Обстановки осадконакопления напоминали шараповское время, но площадь морской акватории слегка увеличилась, языками вдаваясь Рис. 2.6. Литолого-фациальная схема китербютского горизонта (по Казакову A.M., Девятову В.П., 1990) | | Область отсутствия отложений |] море, мелкая часть шельфа и прибрежная зона Рис. 2.7. Литолого-фациальная схема надояхского горизонта (по Казакову A.M., Девятову В.П., 1990) между Сургутской, Вартовской и Ляминской возвышенностями. Большая часть моря территории и морской залив (эстуарий) были довольно мелкими, практически весь разрез представлен преимущественно проницаемыми по ПС песчаниками с маломощными прослоями алевролитов и аргиллитов. На юге Ярсомовской погруженной зоны они переходили в аллювиальную равнину, где формировались породы аллювиального типа, заканчивающиеся маломощными пластами углей. Внутренние склоны Вартовской системы занимала аллювиально-озерная и прибрежная равнины временам заливаемые морем, на севере сменяющиеся на прибрежную, также временами заливаемую морем. Такие же континентальные обстановки характерны для большей части юга и запада тер­ ритории, где в условиях аллювиально-озерной и аллювиально-озерно-болотной равнины накапливались песчаники с прослоями алевритов и глин, иногда угли­ стых. Наряду с последними на водораздельных пространствах формировались линзы углей. Главные водные артерии, как видимо и ранее, отражены в разрезе повышенной мощностью, песчанистостью отложений, характеризуются соот­ ветствующей электрометрической характеристикой и были ориентированы с юга на север. Лишь вдоль западного борта Ляминского района намечается при­ ток Эргинско-Приобской палеореки с противоположной ориентировкой, с ко­ торым могут быть связаны зоны повышенной песчанистости разреза.

Лайдинская трансгрессия и региональное погружение плиты обусловили дальнейшее расширение площади осадочного бассейна и накопление преиму­ щественно глинистых илов (радомская пачка). Морские условия седиментогенеза распространились на огромную территорию (рис. 2.8).

Южная часть Обь-Тазовской области представляла собой зону островно­ го шельфа с.неустойчивым солевым, батиметрическим, гидродинамическим, кислородным режимами. Мелкое островное море тяготело к системам унасле­ дованных валов и куполовидных поднятий, склонам архипелагов. Часть остро­ вов надояхского времени была затоплена, размеры других и высота над уров­ нем моря резко сократились. Там отлагались глинистые осадки с алевритовыми прослойками, с линзами и пластами углей и углистых аргиллитов верхней часкилометры Рис. 2.8. Литолого-фациальная схема лайдинского горизонта (по Казакову A.M., Девятову В.П., 1990) ти перевальной свиты. В Обь-Иртышской области осадконакопление происхо­ дило в условиях мелкого островного моря, со всех сторон окруженного систе­ мой лагун, морских заливов и озер, куда временами проникали морские воды.

В районе работ незначительную роль в поставке обломочного материала играли Сургутский, Ляминский, Рогожниковский и Конитлорский выступы и ряд более мелких. Главным источником сноса становится региональный — складчатое обрамление Западно-Сибирской плиты, в меньшей степени - древ­ ние выступы фундамента. Опресненный морской бассейн был относительно мелким, с широкими зонами временами заливаемых островов и подводных воз­ вышенностей.

Вымское время (аален - начало байоса) характеризуется в Западной Си­ бири наиболее интенсивным угленакоплением в юре, особенно в первой поло­ вине, и широким разнообразием ландшафтных обстановок (рис. 2.9). Несмотря на некоторое расширение седиментационного бассейна в целом, морская аква­ тория к концу аалена — началу байоса по сравнению с надояхской практически не увеличилась. К этому времени значительная часть внутренних выступов кристаллического фундамента оказалась разрушенной или сильно сглаженной, что отразилось на достаточно резком по сравнению с ранней юрой снижении доли крупнообломочного материала в осадках. В южной части Обь-Тазовской области значительную часть территории занимали эстуарии, морские заливы и дельты. Особенно далеко на юг продвинулись эстуарии по надрифтовым жело­ бам. Междельтовые и межэстуарные побережья представляли собой низмен­ ные равнины, заливавшиеся морем. В Объ-Иртышской области в широко раз­ витых речных долинах накапливался русловый и пойменный аллювий, на во­ дораздельных пространствах формировались озерно-болотные угленосные от­ ложения, на склонах долин и останцов доюрского фундамента - делювиальнопролювиальные образования.

За время формирования вымского горизонта в Западной Сибири накопи­ лась одна из самых мощных терригенных толщ. Это было обусловлено текто­ нической активизацией на территории Сибирской платформы и прилегающих Рис. 2.9 Литолого-фациальная схема вымского горизонта (по Казакову A.M., Девятову В.П., 1990) складчатых районов. В западной части Западно-Сибирского осадочного бас­ сейна окончательно сформировалась единая Уральская питающая провинция, обусловившая доминирование в тяжелой алевритовой фракции циркона, маг­ нетита и турмалина на всем протяжении ее восточного склона. На южную по­ ловину осадочного бассейна в больших количествах поступал неустойчивый биотит, что свидетельствует о высокой скорости захоронения осадков.

Леонтьевский горизонт. Повышение уровня моря в раннем байосе (леонтьевский горизонт) вызвало обширную трансгрессию в северной половине Западно-Сибирской плиты. Во второй половине средней юры климат стал теплоумеренным и сильно гумидным, особенно в байосском веке.

На мелком шельфе Обь-Тазовской области формировались глинистые и глинисто-алевритовые осадки (сандибинская свита). В подводных долинах, приуроченных к надрифтовым желобам, на продолжениях крупных речных до­ лин периодически формировались прослои алевритовых и мелкопесчаных турбидитов. Примесь алевритового и мелкопесчаного материала поступала в гли­ нистые осадки, накапливавшиеся вокруг останцов доюрского фундамента, а также интенсивно поступала с восточных провинций. На юге фациальной об­ ласти мелкое море распространилось практически на всю территорию за ис­ ключением юго-восточной части. Самые приподнятые части высокоамплитуд­ ных крупных валов и поднятий представляли собой низменные острова с обильной растительностью. Значительная часть положительных структур ока­ залась затопленной и превратилась в подводные возвышенности, где наряду с глинистыми осадками в резко подчиненных количествах накапливались алев­ ритовые и мелкопесчаные (рис. 2.10).

Обь-Иртышская область на большей части территории представляла со­ бой озерно-болотную равнину с углисто-глинисто-алевритовым осадконакоплением. На северо-западе эта зона переходила в узкую прибрежную низменную равнину, временами заливаемую морскими водами. И далее в мелкое море, изобиловавшее подводными возвышенностями.

Рис. 2.10. Литолого-фациальная схема леонтъевского горизонта (по Казакову A.M., Девятову В.П., 1990) Малышевский горизонт. Начиная с конца байоса и в течение почти все­ го бата происходило падение уровня моря, хотя площадь его не сократилась.

На преобладающей части Западной Сибири море было мелким, с подводными возвышенностями и низменными островами, заливавшимися морем.

В Обь-Тазовской области на завершающем этапе формирования малышевского резервуара (надымская свита) море было мелким, изобиловало под­ водными возвышенностями и островами, низменными, заливавшимися морем на севере, и боле высокими с возвышенной островной сушей на юге, а также с подводными возвышенностями и отмелями, прилегавшими к островам и вре­ менами осушавшимися. Острова и подводные возвышенности, как правило, были небольшими, наследовавшими локальные тектонические структуры. На юго-востоке депрессии были заняты мелководным морем с песчаноалевритово-глинистым седиментогенезом (рис. 2.11). С островами и окружаю­ щими их подводными склонами, подводными возвышенностями и отмелями связана аккумуляция наиболее крупнокластического материала. ОбьИртышская область представляла собой приморскую равнину с прибрежноморским, дельтовым, аллювиальным, озерно-аллювиальным песчаным и алевритово-глинистым осадконакоплением.

В малышевское время особенно четко и окончательно обозначились ос­ новные внешние источники сноса обломочного материала: Уральская горная гряда, Алтае-Саянская горно-складчатая система и Сибирское плоскогорье.

Малышевским горизонтом завершается среднеюрский этап формирова­ ния нижнеплитного комплекса Западно-Сибирской плиты - эпохи накопления существенно мелкокластических толщ, флишоидов, стабилизации и оконча­ тельного оформления юрского бассейна седиментогенеза, значительной ниве­ лировки горного обрамления и денудации внутренних выступов фундамента.

ВосточноРогожниковская;

Рис. 2.11. Литолого-фациальная схема малышевского горизонта (по Казакову A.M., Девятову В.П., 1990) 2.4. Нефтегазоносность нижней и средней юры.

Западно-Сибирская низменность представляет собой одну из крупней­ ших нефтегазоносных провинций мира. Значительные ресурсы углеводородно­ го сырья расположены в ее центральной части. В соответствии с районирова­ нием территории ХМАО по Мясниковой Г.П. и др., 2005г, район работ распо­ ложен в пределах трех нефтегазоносных областей (НТО) — Красноленинской, Фроловской и Среднеобской и восьми нефтегазоносных районов (НГР) - Красноленинского, Сергинского, Ляминского, Приобского, Салымского, Сургут­ ского, Вартовского, Ноябрьского. Необходимо отметить, что в соответствии с предыдущим районированием изученная территория находилась в пределах двух НТО - Фроловской и Среднеобской, и включала Красноленинский, Казымский, Ляминский, Сургутский, Салымский и Нижневартовский НГР [19].

На этой территории выявлены месторождения как структурного, так и внеструктурного ряда [22]. Среди тех и других имеются как простые, так и сложные. Преобладают многозалежные нефтяные месторождения, связанные с прибрежно-морскими отложениями юры и нижнего мела, континентальными нижней и средней юры.

В процессе нефтегазогеологического изучения мезозоя Западной Сибири нижне-среднеюрские отложения рядом исследователей рассматривались в ка­ честве единого нефтегазоносного комплекса [44], другими расчленялись на два или более самостоятельных. По оценкам ГУП НАЦ РН ХМАО им. Шпильмана, выделяются нижнеюрский и среднеюрский НТК, промышленная продуктив­ ность которых доказана открытием многочисленных залежей нефти и газа.

Максимальное распространение в рассматриваемом регионе имеет среднеюр­ ский НТК. Нижнеюрский резервуар является весьма своеобразным по строе­ нию объектом. Он представлен породами шеркалинской пачки руслового гене­ зиса (рукавообразные залежи) [22]. Наиболее крупные месторождения нижне­ юрского НТК выявлены на Красноленинском своде. Среднеюрский (байосбатский) резервуар регионально нефтегазоносен, представлен аллювиальными, дельтовыми и прибрежно-морскими отложениями и перекрыт в ы Д е Р ж а н н о и региональной покрышкой (абалакская и васюганская свиты). Наибольшее ко­ личество залежей приурочено к кровле комплекса - к пласту Ю 2, # ° районов нефтегазоносен весь комплекс. Преобладают пластовые сводовые с литологическими экранами ловушки.

По состоянию на 01.01.2006 г. в пределах изученной территории находит­ ся 65 месторождений, в которых нефтеносны нижняя и средняя юра (табл. 2.2, 2.3, рис. 2.12, 2.13). Наиболее продуктивным является малышевский: горизонт (пласт Юг), нефтеносный практически во всех месторождениях ( т а б л. 2.3).

Только в 9 имеются промышленные залежи в нижней юре (надояхсКИИ гори­ зонт, пласт Юю; на Красноленинском месторождении, кроме того, и хдараповский горизонт, пласт Юц) и верхней части фундамента, причем все эТ** место­ рождения расположены на территории Фроловской НТО. По углеводор°Д н о м У составу преобладающее большинство месторождений — нефтяные, гогГь ~ нефтегазоконденсатные (Вачимское, Дунаевское, Красноленинское, Ф е д о р о в с к о е > Яунлорское), одно (Ларкинское) — газовое с нефтяной оторочкой. В о © место­ рождения многопластовые. Дебиты скважин здесь меняются от 2.2 JVI ' С У Т Д° 300 м /сут и более. Наиболее продуктивные коллектора встречены на ЗРогожниковской и Ханты-Мансийской площадях, где коэффициент п р о д у к т и е И о с т и п скважинам достигает значений 0.4-0.7 м /атм.

В последнее время коллективом сотрудников СНИИГГиМСа 5 самостоятельных НТК, объединяющих парные сочетания песчаных ц~оризонтов (коллекторов) с перекрывающими глинистыми горизонтами ( п о к р ^ 1 Ш К О И ^ зимний, шараповский, надояхский, вымский и малышевский [17, 60, 6 1 3 Шараповский НГК (шараповский резервуар и тогурский флюи^!; 0 У п о Р^ Изучен крайне слабо в связи с повышенными глубинами залегания. В гзгределах Тюменской области открыто 6 залежей, в том числе Красноленинское место­ рождение на изученной территории. Все они практически относятся к: пласто­ вым антиклинальным с литологическими осложнениями. Залежи xapzL&^^P**3?' ются малыми и средними запасами.

Нефтегазоносность нижней и средней юры района работ Восточно-Лабатьюганское

САПРОПЕЛИТЫ

Накопление и преобразование исходного материала углей различных классов происходило в определенных фациальных обстановках. Угли класса гелитолитов формировались в условиях сильно обводненных болот. Это могли быть преимущественно сильнообводненные лесные, топяные или лесотопяные болота, с неодинаковыми гидрохимическими условиями и различной верти­ кальной циркуляцией. В общем случае, по данным А.Н.Фомина, в более за­ стойных условиях происходило образование гелитов, в более проточных — ге­ литолитов. В последнем случае из-за привноса свободного кислорода частично происходило окисление лигниноцеллюлозных тканей, что способствовало уве­ личению содержания фюзинизированных микрокомпонентов; циркуляция во­ ды приводила также к их частичному растворению и вымыванию и росту кон­ центрации наиболее стойких липоидных компонентов. Кроме динамики вод­ ной среды разнообразие гелитолитов обусловлено различиями в исходном ма­ териале, что связано с климатом, ландшафтом и общей фациальнопалеогеографической обстановкой, а также скоростью погружения района се­ диментации.

Условия образования фюзенолитов менее ясны, чем гелитолитов, и, повидимому, были различными. По мнению Ю.А.Жемчужникова, формирование исходного материала этих углей происходило в субаэральных условиях в более возвышенных частях болот или заболоченном лесу под действием аэробных микроорганизмов (бактерий или грибков). Для образования и сохранения фюзенизированных компонентов необходимы обстановки накопления органиче­ ского материала, сопровождающихся скачкообразным переходом от аэробных условий к анаэробным.

По существующим представлениям [27], образование углей класса липоидолитов происходило в проточных условиях (фация проточных болот) при постепенном разложении и выносе наиболее растворимых, преимущественно лигниноцеллюлозных тканей, и накоплении наиболее устойчивых (оболочки спор, пыльца, кутикула, смоляные тельца).

Микстогумолиты, по мнению ряда исследователей, относятся к фациям значительно обводненных проточных болот, определяемых обычно как пой­ менные. Подобные фации характерны для тектонически спокойных областей.

Условия образования сапрогелитолитов долгое время были дискуссион­ ны. Детальные исследования этих углей доказали гумусовую (с точки зрения исходного материала) природу их бесструктурного вещества, сапропелевое вещество встречается в незначительном количестве.

Сапропелиты образуются из субаквальных илов, отложившихся в ярко выраженных анаэробных условиях. Сапропелевое вещество состоит из планк­ тона и тончайшего детрита водных растений, в составе углей также присутст­ вуют аллохтонные компоненты наземных растений. Предположительно фор­ мирование богхедов происходило в преимущественно центральных частях не­ больших болотистых озер, а кеннелей - ближе к берегу.

Таким образом, петрографический состав углей не только дает возмож­ ность определить тип органического вещества, но и характеризует определен­ ные фациальные обстановки осадконакопления.

Кероген.

Тип и качество керогена могут быть определены и оценены различными методами. Наиболее широко применяемым в настоящее время является эле­ ментный анализ керогена. Согласно результатам этого анализа (таблица 3.7, 3.8), углерод и водород являются основными составляющими керогена любого типа. Количество водорода меняется от 500 до 1800 атомов на 1000 атомов уг­ лерода. Следующий по содержанию элемент - кислород представлен только 25-300 атомами. Азот и сера обычно находятся в гораздо меньших количест­ вах: 5-30 атомов серы и 10-35 атомов азота на 1000 атомов углерода.

Классификация типов керогена, предложенная Б.Тиссо и Д.Вельте, в по­ следнее время широко используется. Выделяемые ими типы на диаграмме ВанКревелена (рис. 3.1) характеризуются соответствующими кривыми.

Первый тип — кероген с высоким содержанием водорода и низким ки­ слорода (начальное атомное отношение Н/Сат высокое — более 1,5 и О/Сат Параметры НОВ (керогена) основных генетических типов в мезокатагенезе на примере терригенных отложений (средние значения на начало градаций катагенеза) (по Богородской Л.И., 2005)

С Н С N S О

Примечание. Представленные параметры получены по материалам исследования керогена РОВ из отложений терригенных пород Кузнецкого бассейна (Ci - Pi.2) и Западно-Сибирской плиты (J b 2 ) - преимущественно террагенное OB (Т) и Западно-Сибирской плиты (J3v) и Сибирской платформы ( б Ь 2 ) - преимущественно аквагенное ОВ (А).

CE3H3J0JJHf Основная тенденция изменения состава гумусовых углей Эволюционные кривые основных типов керогена Горючие сланцы Грин-Риэер (палеоцен-эоцен) Нижнеменнвиллские глины Рис. 3.1. Основные типы и эволюционные кривые керогенов типов I, II и III, наиболее распространенных в природе. (Диаграмма Ван-Кревелена) низкое - менее ОД), в значительной части кероген состоит из липидного мате­ риала, в нем преобладают алифатические структуры. Содержание полиарома­ тических ядер и гетерогенных связей невелико в сравнении с другими типами органического вещества. Кислород находится главным образом в сложноэфирных связях. Кероген формируется в основном за счет водорослевых (озерных Botryococcus и близким к ним форм) и микробных липидов; он характерен для некоторых типов горючих сланцев: богхедов, торбанитов, тасманитов, куронгитов, горючих сланцев Грин Ривер. Условия, приводящие к его образованию, чаще всего реализуются в озерных обстановках. Кероген этого типа менее рас­ пространен в сравнении с другими типами.

Второй тип керогена обычно характерен для морских осадков, содер­ жащих автохтонное органическое вещество - производное смеси остатков фи­ топланктона, зоопланктона и микроорганизмов (бактерий), накапливавшееся в восстановительной обстановке. Содержание водорода достаточно высокое, но меньше, чем в первом типе (Н/Сат=1,5-1), содержание кислорода более высо­ кое; в керогене этого типа большое значение приобретают полиароматические ядра, гетероатомные группы кетонов, карбоксильные группы кислот и сложноэфирные связи. В нем обычно присутствует сера, локализуясь в гетероциклах.

Этот кероген, по данным O.K. Баженовой (2000) и др., является источником УВ для большинства нефтяных месторождений, в том числе и гигантских. Необхо­ димо отметить, что гумусовые угли с высоким содержанием леиптинитовых компонентов на диаграмме Ван-Кревелена также попадают в поле составов ке­ рогена II типа.

Третий тип — керогены, бедные водородом (сравнительно низкие началь­ ные значения соотношения Н/Сат о которая является количественным выражением генетического потенциала керогена.

Балансовые расчеты генерации нефтяных и газовых углеводородов на стадии катагенеза.

Основой для количественных балансовых расчетов превращения ОВ и генерации битумоида, нефтяных и газовых УВ и других летучих продуктов яв­ ляются экспериментальные геохимические данные по изменению состава кон­ кретных изучаемых типов ОВ на последовательных этапах катагенеза.

Основная (небитуминозная) часть ОВ в процессе катагенеза характеризу­ ется снижением выхода летучих веществ (до 0% на графитовой стадии) и воз­ растанием доли нелетучих инертных компонентов (до 100%) в расчете на мас­ су остаточного ОВ каждой последовательной стадии катагенеза, принимаемой за 1 (100%) [50]. Основным принципом балансовых расчетов генерации УВ и других летучих продуктов ОВ пород является закон сохранения массы ве­ ществ.

Подвергаясь термической деструкции, ОВ пород в процессе катагенеза расходуется на образование широкого спектра подвижных продуктов: сложных по молекулярной структуре асфальтово-смолистых веществ, нефтяных углево­ дородов, газовых углеводородов, диоксида углерода, воды, аммиака (или азо­ та), сероводорода, водорода, возможно оксида углерода. Часть наименее под­ вижных продуктов остается в заметном количестве в остаточном ОВ. Другая часть наиболее летучих веществ полностью или почти полностью теряется ОВ.

Впервые система балансовых уравнений для оценки количества генерируемых летучих продуктов предложена В.А.Успенским в 1954г. Для гумусового ОВ углей как наиболее простой и вместе с тем эталонной геохимической системы.

Проблема балансовых расчетов продуктов генерации очень сложна, и идеаль­ ной, полностью удовлетворительной системы расчета всех разнообразных про­ дуктов генерации не существует. Однако, применяя комплекс различных под­ ходов и методов, стало возможным разработать количественные балансовые модели генерации основных продуктов: битумоида в целом, нефтяных и газовых углеводородов, неуглеводородных летучих продуктов (Н 2 0, С 0 2, NH3(N2), H2S) для основных генетических типов ОВ.

Данные о распространении, мощностях и геохимической характеристике отложений позволяют выполнить оценку их генерационого потенциала и мас­ штабов нефтегазообразования на основе объемно-генетического метода, ло­ гически вытекающего из осадочно-миграционной теории нефтегазообразова­ ния. Полученные объемно-генетическим методом результаты дают сравни­ тельную характеристику вклада различных уровней НГМ пород в процесс нефтеобразования и помогают оценить прогнозные ресурсы нефти и газа изучае­ мой территории. Применяемая в ФГУП «СНИИГГиМС» модификация объем­ но-генетического метода была разработанная под руководством А.Э.Конторовича для сложнофациальных верхнедокембрийских и нижнепа­ леозойских пород Сибирской платформы.

Использование результатов пиролиза для оценки генерации нефтя­ ных углеводородов.

Использование пиролитических данных для подсчета количества генери­ рованных УВ предлагалось Л.Прайсом (1984), Ж.Эспиталье [58], В.Н. Меленевским [39] и другими исследователями. -Количество углеводородов, обра­ зующихся за счет деструкции керогена в процессе пиролиза (пик S2) зависит от исходного нефтегенерационного потенциала породы, определяемого типом ОВ, и от степени термической преобразованности. В процессе катагенетической эволюции водородный индекс HI, рассчитываемый по величине S2, будет меняться строго закономерно. График изменения водородного индекса в зави­ симости температуры пиролиза Т т а х, будет иметь вид, представленный на рис.

3.5.

Графики эволюции ОВ строятся на основе данных об изменении водо­ родного индекса различных керогенов в зависимости от их термической эво­ люции [58]. Следовательно, они могут быть использованы для восстановления эволюционной кривой и исходного водородного (нефтегенерационного) по­ тенциала породы.

ТИП III

ГАЗ ГАЗ

НЕФТЬ НЕФТЬ

В настоящей работе оценка нефтегенерационного потенциала отложений выполнялась на основе объемно-генетического метода с использованием дан­ ных пиролиза по количеству образующихся углеводородов и лито-фациальных карт. Суть методики в следующем. В пределах каждого горизонта территория исследования разбивалась на участки по лито-фациальному признаку. Для ка­ ждого участка по имеющимся геохимическим данным был определен тип ор­ ганического вещества и значение исходного водородного потенциала, которые устанавливались на основе пиролитических данных. С помощью карт содержа­ ния органического углерода в породах и карт катагенеза выполнено определе­ ние реализованного нефтегенерационного потенциала (АШ), численно равное разности между исходным и современным потенциалом. Вычисление произ­ водилось согласно зависимости между показателем преобразования (TR) и ис­ ходным потенциалом:

Показатель преобразования определялся на основе приведенной Ж.Эспиталье зависимости (рис. 3.6) и карты катагенеза.

С использованием всех вышеперечисленных карт были построены схема распределения плотностей реализованного нефтегенерационного потенциала (в кгУВ/т.породы) изученных отложений: НГП = АШ*Сорг.

ГАЗ НЕФТЬ НЕЗРЕЛ.

4. ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА OB ОТЛОЖЕНИЙ

НИЖНЕЙ-СРЕДНЕЙ ЮРЫ ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНО­

СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ