Пропустить команды ленты
Пропустить до основного контента
Научная работа Научно-техническая база Геоинформационные ресурсы
Геология и полезные ископаемые Сибири Сибирская региональная стратиграфическая комиссия
Жизнь коллектива Пользовательское соглашение
 

 Геология и полезные ископаемые Сибири

 

Геология и нефтегазоносность Западной Сибири

Западно-Сибирская плита в географическом плане является величайшей низменностью мира площадью около 3,4 млн км2. На ее территории располагается Тюменская область с Ханты-Мансийским и Ямало-Ненецким автономными округами, Томская, Омская, Новосибирская области, а также восточные части Екатеринбургской, Челябинской, Курганской областей и западная часть Красноярского края.

Плита имеет двухъярусное строение (палеозойско-среднетриасовый фундамент и среднетриасово-кайнозойский платформенный чехол) и ее геологические границы отвечают полю сплошного распространения мезо-кайнозойского чехла. В нефтегазоносном отношении – это крупнейшая нефтегазоносная провинция мира с выявленными практически всеми типами залежей углеводородов, как по строению ловушек, так и по физико-химическим характеристикам.

В тектоническом плане Западно-Сибирская плита входит в состав Урало-Сибирской молодой платформы, перекрытой мезозойско-кайнозойским платформенным чехлом.

Раннетриасовый рифтогенез положил начало общему прогибанию северных и центральных районов Западной Сибири и формированию Западно-Сибирского седиментационного бассейна. Система рифтов Западной Сибири, представлена глубокими грабенами, амплитуда сбросов которых увеличивается в северном направлении до 5 км. Во всех грабенах глубокими скважинами вскрываются породы, присущие рифтогенным, вулканогенным и вулканогенно-осадочным формациям. Осевой и наиболее крупной структурой этого типа является субмеридиональная Колтогорско-Уренгойская система рифтовых депрессий, протягивающаяся с юга на север от Омска через всю Западную Сибирь более чем на 1800 км. Сложное сочетание рифтогенных грабенов и разделяющих их горстовых поднятий создало глыбово-блоковый рельеф, осложненный многочисленными вулканами центрального и трещинного типов, а также вулканическими плато. Рифтовые депрессии обычно представляли собой сеть речных долин либо цепочки крупных глубоких и мелких озер, связанных речными протоками. Об этом свидетельствует наличие среди вулканитов тонкодисперсных глинистых пород глубоководного типа с ненарушенной тонкой горизонтальной слоистостью. В целом в течение примерно 10 млн лет в раннем и начале среднего триасе Западная Сибирь представляла собой горно-складчатую страну, на территории которой происходил интенсивный вулканизм.

В раннем – начале среднего триасе в Западной Сибири сформировалось не менее 900 тыс. км3 вулканогенно-осадочных образований. В пределах Колтогорско-Уренгойского палеорифта эта формация вскрыта рядом глубоких скважин. Вулканогенная серия Западной Сибири распространена не только в пределах собственно рифтовых долин, но и далеко за их пределами и в целом имеет плащеобразное строение, образуя единую рифтогенную депрессию. Ее разрезы сложены налегающими друг на друга потоками базальтов с редкими маломощными прослоями витрокластических и шлаковых туфов, гиалокластитов и аргиллитов. Строение базальтовых потоков обычное: кровельные и подошвенные части сложены гиалобазальтами, которые по направлению к середине потока переходят в базальты, а в мощных потоках – в долерито-базальты и долериты.

Начиная со второй половины среднего триаса вулканическая активность в Западной Сибири резко снизилась. Северная часть территории в это время была низменной аккумулятивной равниной, в пределах которой существовал ряд фациальных обстановок (с севера на юг): мел- ководно-морских, дельтовых, лагунных, озерных, болотных, аллювиальных, менявших свое положение в зависимости от эвстатических колебаний и режима тектонических движений. Равнина тяготела к области тектонических колебаний земной коры, располагавшейся в зоне наиболее интенсивного предшествующего рифтогенеза. Именно здесь зародилась структура мезозойско-кайнозойского Западно-Сибирского осадочного бассейна.

Формирование Западно-Сибирского бассейна на плитной стадии происходило в два этапа: раннеплитный и собственно плитный, заметно различающиеся свойственными им тектоническими режимами.

Раннеплитный этап длился 70 млн лет и охватил отрезок времени от ладинского века среднего триаса до средней юры включительно. Он характеризовался относительно повышенной тектонической активностью и экспансивным заполнением территории осадками главным образом за счет местных источников сноса. В условиях теплого гумидного климата происходили активные процессы эрозии и денудации раннетриасового складчато-вулканического горного рельефа.

К концу средней юры (в батском веке) Западная Сибирь представляла собой уже обширную аккумулятивную равнину с единичными выступами непенепленизированных горных массивов. Наступление аккумулятивной равнины происходило неравномерно. Наибольшему прогибанию подверглась осевая часть рифтовой системы. Здесь толща осадков достигала 1500 м.

На раннеплитном этапе в результате эвстатических колебаний уровня мирового океана и общего погружения территории отмечаются четыре трансгрессивных и пять регрессивных циклов, которые отразились на условиях седиментации. В эпохи трансгрессий формировались глинистые отложения, насыщенные органикой, в эпохи регрессий – песчано-алевролитовые отложения.

Раннеплитный этап завершился келловейской трансгрессией. С этого момента Западная Сибирь вступила в следующий, собственно плитный этап развития.

Собственно плитный этап длился около 106 млн лет и охватил позднеюрскую, меловые и раннепалеогеновую эпохи. Он характеризовался в основном морским режимом осадконакопления. Площадь аккумуляции увеличилась на 600 тыс. км2. На данном этапе выделяются пять характерных эпизодов (позднеюрский, неокомский, готерив-барремский, апт-сеноманский, турон-датский).

Позднеюрский эпизод длился 20 млн лет. За короткий отрезок времени келловейская трансгрессия моря к концу волжского века расширилась, и образовалось обширное Западно-Сибирское море с некомпенсированным осадконакоплением. Здесь отлагались исключительно глинистые тонкодисперсные осадки, обогащенные органическим веществом с незначительным количеством песчаного материала. Глубина открытого моря достигала 600 м и более. Общая площадь аккумуляции составляла 2240 тыс. км2, из них море занимало 2180 тыс. км2.

Неокомский эпизод продолжался 16 млн лет и знаменателен поступлением значительного количества песчаного и алевритового материала с юго-востока и востока. Началось боковое заполнение Западно-Сибирского морского бассейна. Море начало мелеть и сокращаться в размерах.

В течение готерив-барремского эпизода начавшаяся в неокоме регрессия достигла апогея. Море практически покинуло Западную Сибирь, сохранился лишь небольшой его реликт в западной части. К концу баррема Западно-Сибирская впадина была практически полностью заполнена осадками. Площадь бассейна седиментации в это время составляла свыше 2,5 млн км2.

Апт-сеноманский эпизод (24 млн лет) протекал с дальнейшим незначительным увеличением площади бассейна седиментации и импульсным наступлением моря в пределы барремской аккумулятивной равнины.

Завершилась плитная стадия турон-среднепалеогеновой трансгрессией, когда в течение почти 56 млн лет на всей территории Западной Сибири господствовал морской режим.

После обширной и устойчивой трансгрессии Западная Сибирь вошла в качественно новый этап развития – регрессивный, обусловленный раскрытием Северного Ледовитого океана. Тангенциальные напряжения, связанные с раскрытием котловины Арктического бассейна, отразились сменой знака вертикальных тектонических движений на территории Западной Сибири.

Северная часть Западно-Сибирского бассейна с эоцена начала испытывать общее воздымание, а южная его часть – погружение. Это привело к быстрой позднеэоценовой регрессии моря, в результате чего в олигоцене северная и центральная части Западной Сибири превратились в озерно-аллювиальную равнину.

Начиная с позднего эоцена морской режим переместился в южную половину Западно-Сибирского бассейна. Это море через Тургайский пролив соединилось с южными морями. Эпоха тектонического равновесия, когда практически вся территория Западной Сибири представляла собой море с равномерной глубиной, приходится на конец среднего эоцена – время формирования люлинворского горизонта. Анализ мощностей палеогена – неогена обнаружил, что за это время кровля люлинворского горизонта на юге Западной Сибири погрузилась на глубину до 700 м, а в северной части она поднялась и достигла дневной поверхности, где происходит ее денудация. Ось этих тектонических движений проходит вдоль широтного течения р. Оби. Эта зона на протяжении практически всего мезо-кайнозоя определяла проникновение моря с севера вглубь континента и отступление береговой линии при регрессиях.

Смена знака вертикальных движений в связи с раскрытием Арктического бассейна (подъем земной коры на севере Западно-Сибирской плиты и ее опускание на юге) отразилась не только на перестройке структуры земной коры, но и оказала серьезное влияние на фазовое распределение залежей нефти и газа, формирование нефтяных месторождений на юге, а газовых на севере.

Нефтяные и газовые месторождения Западно-Сибирской провинции

Западно-Сибирская плита – одна из крупнейших нефтегазоносных провинций мира.

Площадь перспективных земель ее составляет более 2,5 млн км2 .

Формированию богатых месторождений нефти и газа в Западно-Сибирском бассейне способствовали следующие факторы:

  1. Огромные размеры бассейна и большие мощности осадочных толщ, которые формировались в условиях устойчивого непрерывного прогибания земной поверхности на протяжении всего мезозоя и палеогена.

  2. Морской и прибрежно-морской характер отложений, наличие региональных экранов и коллекторов, обусловленных эвстатическими колебаниями уровня Мирового океана.

  3. Наличие благоприятных гидрогеологических и геохимических режимов, способствовавших накоплению и сохранению органического вещества высокого качества.

  4. Повышенный тектонический и тепловой режимы недр на протяжении всего мезозоя.

Под воздействием указанных и других благоприятных факторов на территории Западно-Сибирского бассейна были сформированы гигантские и крупнейшие многопластовые месторождения нефти и газа. Глубина залегания кровли продуктивных горизонтов колеблется от 600 до 4000 м. Нефтяной потенциал провинции оценивается несколькими десятками миллиардов тонн, а газовый – многими десятками трлн м3.

К настоящему времени на территории провинции открыто свыше 500 месторождений, по запасам – от супергигантов и гигантов до мелких. Они сосредоточены в двух крупных областях: внутренней, где залежи нефти и газа приурочены к отложениям юры и мела, и внешней, где основные запасы углеводородов находятся в юре.

Во внутренней области сосредоточены главные запасы нефти, газа и конденсата. Промышленные залежи обнаружены в широком стратиграфическом диапазоне от зоны дезинтеграции пород палеозоя до сеномана включительно. Глубина залегания продуктивных пластов от 600 до 4000 м. Общая толщина нефтегазоносных отложений более 3000 м. Практически все месторождения области являются многопластовыми. Здесь открыты месторождения газа и конденсата (супергиганты и гиганты): Уренгойское, Ямбургское, Медвежье, Тазовское, Харасавейское, Заполярное, Комсомольское и др. Залежи газа и газоконденсата сосредоточены в песчаниках сеномана под глинистым турон-палеогеновым региональным экраном. Ниже, в отложениях неокома, под зональными экранами на ряде месторождений открыты залежи газа, газоконденсата с нефтяными оторочками.

Уренгойское месторождение по своему геологическому строению является типичным для этой области. Залежь газа и газоконденсата находится в отложениях сеномана под турон-палеогеновым глинистым экраном толщиной до 630м. Продуктивный горизонт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники полевошпатово-кварцевые, аркозовые. Залежь массивного типа. Газо-водяной контакт находится на отметке –1193 м. Высота залежи 213 м. Открытая пористость песчаников от 25–30 %, проницаемость от 950 до 1750 мД. Дебиты 1,4–7,9 млн м3/сут. Газ содержит 97,5–99 % метана. Разведанные запасы газа 5 трлн м3.

Ниже, в неокоме открыто девять газовых и газоконденсатных залежей и одна залежь в отложениях средней юры. Наиболее крупная залежь расположена на глубине 3015–3030 м. При испытании получено 1114 тыс. м3/сут газа и 250 м3/сут конденсата. Аналогичное строение имеют и другие перечисленные месторождения. Различаются они только величиной запасов газа и конденсата в отложениях сеномана и количеством продуктивных пластов в неокоме.

В широтном течении р. Оби сосредоточены все гигантские и крупные месторождения нефти Западно-Сибирской провинции. Самотлорское месторождение является самым крупным. Там выявлено семь залежей нефти (три в отложениях валанжина, одна в готериве, две в барреме и одна в апте). Высокодебитные пласты залегают на глубинах 2125–2225 м и 2020–2135 м. Нижний пласт сложен песчаниками с прослоями глин. Открытая пористость 21–26 %, проницаемость до 400–500 мД. Дебиты нефти составляют 52–160 м3/сут. Высота залежи 95–100 м. Вышележащий пласт представлен песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Дебиты нефти составляют 100–200 м3/сут. Высота залежи 110–115 м. Готеривский пласт (глубина 1793–1798 м) дает 58 м3/сут на восьмимиллиметровом штуцере. Залежи в пластах баррема (глубины 1685–1748 м и 1640–1750 м) находятся в толще переслаивающихся песчаников, алевролитов и глин. Дебиты нефти составляют от 66 до 160 м3/сут на восьмимиллиметровом штуцере.

Аптская залежь приурочена к пласту песчаников с прослоями алевролитов и глин. Глубина залегания 1610–1780 м, залежь нефтяная с газовой шапкой. Дебиты нефти достигают 66 м3/сут и газа 400–500 тыс. м3/сут.

Аналогичным строением характеризуются Мамонтовско-Усть-Балыкское, Лянторское, Федоровское, Локосовское и другие месторождения нефти. Различия состоят в количестве продуктивных пластов и размещении их по стратиграфическим уровням.

На Соснинско-Советском месторождении, расположенном к юго-востоку от Самотлора, этаж нефтегазоносности увеличивается за счет открытия залежей в верхней, средней юре и зоне дезинтеграции пород палеозоя. В верхней юре продуктивный пласт сложен мелкозернистыми песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов (глубина 2401–2518 м). Толщина пласта 25–53 м, эффективная 13–33 м. Дебит нефти равен 72 м3/сут на восьмимиллиметровом штуцере. Залежь пластовая сводовая высотой 10 м. Плотность нефти 0,654 г/см3.

Залежь в средней юре открыта на глубинах 2469–2572 м. Нефтяной пласт представлен песчаниками с частыми прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина пласта от 6 до 41 м. При его испытании был получен приток нефти 2,3 м3/сут. Залежь пластовая сводовая. Плотность нефти 0,829 г/см3, содержание серы 0,12 %.

Залежь на глубинах 2696–2733 м связана с зоной дезинтеграции известняков девона. Экраном залежи являются аргиллиты аалена. Общая толщина залежи от 2,2 до 17,6 м, эффективная до 14,6 м. Дебит нефти составил 88,2 м3/сут. Нефть метановая, плотностью 0,844 г/см3, бессернистая.

Месторождения нефти в зоне контакта мезозоя и палеозоя открыты на Новопортовской и Северо-Варьеганской площадях.

На территории области при проведении региональных работ в 1991 г. впервые открыта залежь в отложениях геттанга – нижнего плинсбаха на глубине около 4000 м. Это открытие значительно расширило этаж нефтегазоносности и открывает перспективу на поиск высокопродуктивных залежей. Отложения нижней юры в связи с их глубоким залеганием изучены недостаточно и представляют несомненный интерес по поиску, разведке и промышленному освоению крупных месторождений углеводородов.

Нефтегазоносность земель, опоясывающих внутреннюю область, связана с отложениями юры. Продуктивные толщи находятся в интервале глубин 1200–3000 м. Основные запасы углеводородов открыты в отложениях верхней юры: Березовское, Даниловское, Мулымьинское, Мыльджинское, Лугинецкое, Верхтарское, Первомайское, Ваховское, Усть-Часельское и многие другие месторождения.

Березовское месторождение газа является первым открытием на территории Западно-Сибирской провинции (1953 г.). После этого начались в широком масштабе поисково-разведочные работы на нефть и газ. Березовское газовое месторождение приурочено к поднятию размером 6,0×7,5 км. Амплитуда поднятия 28 м. Продуктивный пласт представлен мелко- и среднезернистыми кварцево-полевошпатовыми песчаниками с глауконитом и прослоями спонголитов. Продуктивный пласт развит на склонах выступа палеозойского фундамента, образуя кольцевую, литологически экранированную залежь. Высота залежи 25 м. Газоводяной контакт находится на отметке – 1275 м. Открытая пористость песчаников 30–32 %, проницаемость до 2800 мД. Дебиты газа составляют 2500–2600 тыс. м3/сут. Газ метановый (93–95 %). Запасы газа составляют 4,2 млрд м3.

Первое нефтяное месторождение было открыто в 1959 г. на Трехозерной площади. Приурочено к небольшому поднятию с амплитудой 20 м. Залежь находится в отложениях средней и верхней юры. Продуктивный пласт представлен алевролитами и песчаниками с тонкими прослоями бурых углей (бат) и мелкозернистыми кварцевыми песчаниками с прослоями гравелитов и органогенно-обломочных известняков с прослоями спонголитов (келловей–кимеридж). Продуктивный пласт развит на склонах выступа доюрского фундамента, образуя литолого-стратиграфическую залежь. Пористость песчаников бата изменяется от 2 до 7 %, проницаемость от 0,1 до 145 мД. Келловей–кимериджский пласт обладает открытой пористостью от 3,5 до 30–35 % и проницаемостью от 0,1 до 1300 мД. Дебиты нефти составляют 180–200 м3/сут. Экраном залежи являются глины волжского яруса и нижнего мела. Водонефтяной контакт находится на отметке –1470 м. Нефть нафтено-метановая, плотность изменяется от 0,827–0,858 г/см3. Содержание серы от 0,32 до 0,64 %, силикагелевых смол от 4,8 до 11,1 %.

Газовые и нефтяные месторождения, расположенные в районах Березовского и Трехозерного месторождений, имеют идентичное геологическое строение и запасы.

Залежи нефти, газа, газоконденсата структурного и структурно-литологического типов в отложениях юры широко развиты на остальной территории области.

На Оленьем месторождении продуктивный пласт приурочен к отложениям оксфорда (2533–2563 м). Пласт представлен мелко- и среднезернистыми песчаниками с прослоями алевролитов и глин и экранируется глинами киммериджа и битуминозными аргиллитами волги. Дебиты нефти составляют 57–78 м3/сут.

На Лугинецком газоконденсатном месторождении открыто две залежи. Залежь газоконденсата на глубинах 2327–2336 м приурочена к песчаному пласту в основании келловея. Толщина пласта 15 м. Покрышкой являются глины келловея. Залежь газоконсатная имеет нефтяную оторочку. Водонефтяной контакт находится на отметке –2244 м. Запасы газа Лугинецкого месторождения составляют 80 млрд м3.

Крупная залежь нефти открыта в мелкозернистых полимиктовых песчаниках бат–келловея на Тайлоковском поднятии. Экраном залежи являются глины и алевролиты келловея. Коллектор весьма невыдержан. Дебиты нефти составляют от нескольких кубических метров до 50 м3/сут.

Принципиально новым по условиям залегания является открытие в отложениях нижней юры Западной Сибири Талинского месторождения. Месторождение состоит из двух высокопродуктивных залежей. Одна залежь находится в песчаногравелитовом пласте верхнего плинсбаха. Экранируется пласт аргиллитами нижнего тоара. Выше расположен пласт песчаников и алевролитов верхнего тоара. Экранируется залежь аргиллитами нижнего аалена. Залегают продуктивные горизонты на глубинах 2400–2800 м. Параметры коллектора изменчивы и носят пятнистый характер. Открытая пористость 17,5–18,0%, проницаемость в отдельных зонах достигает 1,3–3,5 Д. Дебиты составляют от первых м3/сут до 120–200 м3/сут. Нефть легкая (0,62–0,70 г/см3), малосернистая (0,2 %), парафинов около 3,5 %, смол и асфальтенов в среднем 4,0 %. Тип залежей – литологический.

Это первое гигантское месторождение литологического типа, открытое в отложениях нижней юры Западной Сибири. Исследования геолого-палеоландшафтов ранней юры показывают, что на территории Западной Сибири имеются районы, где следует ожидать аналогичные залежи по условиям формирования, геологическому строению и запасам.

По периферии осадочного бассейна располагаются земли, где трудно ожидать открытия средних и даже мелких залежей нефти и газа, т. е. земли бесперспективные для постановки поисков значимых по запасам месторождений.

Автор материала: Отличник разведки недр, к. г.-м. н. Виктор Васильевич Сапьяник

(тел./ факс (383) 335-71-43; e-mail: sapjanik@sniiggims.ru).

© СНИИГГиМС, 2007-2017. Все права зарегистрированы. | 630091, Новосибирск, ул. Красный пр, 67, тел. (383) 221-49-47, 221-49-80, факс 221-49-47