11.10.2019
Обустроить чердачное помещение с комфортом несложно, сложнее обеспечить там достаточно света. Если вы хотите обзавестись окном на...


11.10.2019
Blockchain признана одной из прорывных информационных технологий нашего времени. Более 8 лет истории этой сети неразрывно связаны...


11.10.2019
Для любого предприятия, которое использует в работе различные машины, важной составляющей бесперебойной деятельности считается...


10.10.2019
Современный рынок недвижимости в Москве переполнен предложениями. Тут можно свободно купить квартиры различной площади в центре...


10.10.2019
Профлист – универсальный износостойкий материал. Кровельный профнастил используется при создании крыши, стеновой при возведении...


10.10.2019
Теперь совместить отдых с долгосрочной инвестицией стало проще. Воспользовавшись услугами специалистов, можно приобрести не...


Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн

23.09.2019

Западно-Сибирский бассейн обрамляется на западе герцинским складчатым сооружением Урала, на юге — Казахской горной страной, на востоке — склонами Восточно-Сибирской платформы. На севере бассейн открывается в Карское море.

Географически эта территория отвечает Западно-Сибирской низменности, а геологически — Западно-Сибирской платформе, имеющей отчетливо выраженное трехъярусное строение. В основании залегает сложно дислоцированный фундамент, консолидация которого в различных частях платформы закончилась в разное время. Единой точки зрения на структуру складчатого основания Западно-Сибирской платформы не имеется. Наиболее западная часть, примерно между восточным склоном Урала и меридианом г. Камышлов, слагается герцинидами. Восточнее фундамент гетерогенный, в составе которого принимают участие как нижнепалеозойские, так и до-кембрийские образования. В крайней восточной части платформы — вдоль левобережья р. Енисея мезозойский платформенный чехол бассейна лежит на нижнепалеозойских образованиях Восточно-Сибирской платформы, западный край которой, видимо, прослеживается к западу от Енисея, примерно на 300 км. Кристаллическим фундаментом для этой части платформы, видимо, служат протерозойские образования.

Породы фундамента представлены в Березовском районе преимущественно гранитами и гранитогнейсами, в Шаимском районе — метаморфизованными осадочными образованиями: глинистыми, серицито-глинистыми и алевролито-песчано-глинистыми сланцами. В центральной части бассейна на Усть-Балыкской площади фундамент сложен серпентинитами, а на Сургутской и Локосовской площадях — базальтовыми порфиритами. В Кузнецовской опорной скважине вскрыты диабазы и диабазовые порфириты, а также граниты и гнейсы.

На породах фундамента развита кора выветривания, которая в Березовском районе представлена гидрослюдисто-каодиновыми и каолинитокварцевыми образованиями мощностью 0—59 м. В центральных районах кора выветривания сложена каолинизированными породами фундамента мощностью 10—100 м. Возраст коры выветривания условно датируется триасом.

Ко второму структурному этажу относится комплекс отложений, выполняющих погребенные впадины разного возраста и различной глубины заложения. Таким образом, этот этаж является прерывистым. В области развития каледонского фундамента весьма возможно развитие впадин, выполненных отложениями среднего и верхнего палеозоя (девонскими и более молодыми). Вполне возможно, что Касская опорная скважина вскрыла отложения такого типа погребенной впадины, представленные красноцветными терригенными породами. В западной части рассматриваемой территории развиты впадины более молодого — пермо-триасового возраста. К пермо-триасу в разрезе Западно-Сибирской платформы отнесена эффузивно-осадочная толща, вскрытая рядом скважин в районах г. Тюмени, Кушмурунской впадины (северная часть Тургайского прогиба) и др. В Тургайском прогибе эта толща представлена чередованием пластообразных залежей базальтов, порфиритов и их туфов мощностью до 420 м с песчано-глинистыми пачками мощностью до 50 м. К пермо-триасу эту толщу здесь относят условно. Залегающая выше пестроцветная толща мощностью до 200 м, содержащая глыбы и гальки эффузивных пород, отнесена к верхнему триасу.

В Тюменском районе мощность пермо-триасовой эффузивно-осадочной толщи достигает 850 м, ее возраст определен по отпечаткам пластинчатожаберных и филлопод, содержащихся в аргиллитовой свите мощностью 23 м, лежащей в основании эффузивно-осадочной толщи.

В разрезе Леушинской опорной скважины на основании споро-пыльцевого анализа к пермо-триасу отнесена толща глинистых сланцев с прослоями песчаника и алевролита в интервале 1954—2500 м. Рэт-лейасовыми образованиями выполнен Челябинский грабен.

В составе платформенного чехла принимают участие юрские, меловые и третичные отложения, подразделяющиеся на ряд свит и отдельных пачек. Юра представлена всеми тремя отделами: нижним, верхним и средним.

Отложения нижнего отдела (низы тюменской свиты) представлены в центральной части аргиллитами, алевролитами и песчаниками и в скважинах Мариинской, Уватской и Барабинской галечниками, осадочно-туфогенными образованиями и алевролитами.

Среднеюрские отложения (тюменская свита) представлены сероцветными песчаниками, аргиллитами и алевролитами. На севере отложения средней юры морские, а на юге — континентальные, их мощность варьирует в пределах 100—500 м, редко увеличиваясь до 1000 м.

Верхнеюрские отложения (локосовская и марьяновская свиты) имеют в бассейне широкое распространение и представлены почти исключительно морскими фациями. Они литологически подразделяются снизу вверх на шесть пачек: в локосовской свите выделяются аргиллитовая и несчано-аргиллитовая, в марьяновской — песчаная (барабинская пачка), слабо битуминозная аргиллитовая (нижнемарьяновская), битуминозная аргиллитовая (баженовская), алевролито-аргиллитовая (верхнемарьяновская). Общая мощность верхнеюрских отложений 100—100 л. Вдоль восточного склона северного и полярного Урала мощность верхнеюрских осадков превышает 200 м.

Меловые осадки на территории Западно-Сибирской низменности имеют более широкое распространение, чем юрские. Наибольшей мощности (до 1900 м) они достигают в районах Ханты-Мансийска, Увата и Тары.

В меловых отложениях фаунистические находки позволили, однако иногда условно, выделить все ярусы. В составе нижнего мела выделяются валанжин, готерив, баррем, апт и альб. Отложения валанжина подразделяются на две толщи: нижнюю — аргиллито-глинистую и верхнюю — алевролито-песчанистую. Аргиллиты и глины валанжина обычно серые, зеленовато-серые и черные, нередко сидеритизированы. Песчаники серые и светлосерые, обычно неслоистые, средне- и мелкозернистые. Мощность отложений валанжина изменяется от 20 м в Березовском районе до 500 м в центральных частях бассейна.

Отложения готерива (нижняя часть) представлены прибрежно-морскими и лагунными осадками, сложенными серыми, зеленовато-серыми и зелеными плотными глинами и серыми тонкозернистыми полимиктовыми песчаниками. Мощность от 200 до 300 м. Отложения, по возрасту относящиеся ко второй половине готерива и к баррему, представлены пестроцветными породами, известковистыми глинами, аргиллитами, алевролитами, песчаниками, редко мергелями с включениями желваков кальцита. Породы имеют преимущественно красноватый и голубовато-зеленый цвета. Мощность отложений этого комплекса 100—700 м.

К апт-альб-сеноману на востоке рассматриваемого региона относятся сероцветные песчано-глинистые континентальные отложения, в нижней части которой встречаются прослои углей. Мощность их достигает 800— 1000 м. В западной части в составе отложений этого комплекса выделяются нижняя (апт-альб) и верхняя (сеноман) части, сложенные песчано-глинистыми осадками, разделенными толщей морских темно-серых глин (альб-сеноман).

Турон слагается сероцветными глинистыми образованиями мощностью около 40 м. Коньяк-нижнесантонские отложения представлены прибрежноморскими песчаными образованиями мощностью до 100 м, которые местами переходят в кварцево-глауконитовые песчаники и опоки. Отложения верхнего сантона и кампана характерны глинами и опоковидными глинами мощностью от 20 до 100 м. Маастрихтские и датские образования сложены известковистыми глинами и мергелями суммарной мощностью до 200 м.

Палеогеновые и неогеновые отложения представлены диатомитами, аргиллитами, глинами и кварцевыми песками. Отложения этого возраста встречаются главным образом в континентальных фациях и в меньшей мере в морских. Общая суммарная мощность их достигает 600—700 м.

Западно-Сибирская платформа в тектоническом отношении представляет впадину с глубиной залегания фундамента в наиболее погруженных частях до 5—7 тыс. м. На территории платформы, по данным региональных сейсморазведочных работ, гравиметрической съемки, площадной сейсморазведки и глубокого колонкового бурения, выделяют ряд приподнятых и погруженных участков: Северо-Сосьвинский, Северный, Обский, Нижне-Вартовский, Александровский и Тазовский своды; Надымскую, Ханты-Мансийскую и Пуровскую впадины. Глубоким бурением наиболее изучены Северо-Сосьвинский, Обский, Нижне-Вартовский и Александровский своды (рис. 59, 60, 61).



Северо-Сосьвинский свод имеет северо-восточное простирание, на юге он сужается и примыкает к Туринскому выступу. Ширина свода 50—250 км, длина 500—600 км. Данные бурения, сейсморазведочные работы и расчеты глубин залегания до магнитных возмущающих масс показывают, что палеозойский фундамент в пределах свода находится на глубинах 500—2200 м. Минимальные глубины отмечаются в северной и южной частях свода, а максимальные — в центральной части.

В пределах Северо-Сосьвинского свода выделяются Березовская, Шoганская, Сартыньинская, Игрим-Шухтунгортская, Топсуйская и другие зоны поднятий.

Березовская зона поднятий располагается в восточной части свода. Протяженность ее 150—200 км, ширина 40—50 км, амплитуда 200—300 м. Поверхность фундамента в целом испытывает погружение с северо-запада на юго-восток от 900—1000 до 1400—2000 м.

Игрим-Шухтунгортская зона поднятий расположена южнее Березовской. Общее простирание зоны северо-северо-восточное. Длина ее 125 км. Фундамент залегает на глубинах 1400—1800 м. Шухтунгортский участок этой зоны выявлен сейсморазведочными работами 1960—1961 гг. Простирание этого участка восточное.

Сартыньинская зона поднятий расположена западнее Игрим-Шухтунгортской. Простирание зоны северо-восточное. Длина ее около 100 км, ширина 40—50 км. Фундамент залегает на глубине 1200—1500 м.

В пределах Северо-Сосьвинского свода в настоящее время выявлено 20 газовых месторождений. Среди них такие крупные, как Пунгинское, Пахромское, Игримское и др. Месторождения расположены в основном в широкой полосе прибрежно-морских отложений, развитых по восточному склону Северо-Сосьвинского тектонического свода. Эта полоса отложений, выклинивающихся на склоне свода, получила название региональной зоны выклинивания и нефтегазонакопления.

Газовые залежи приурочены как к сводам погребенных поднятий, так и к их погружениям. В последнем случае они приурочиваются к зонам выклинивания пластов мезозоя и являются типичными, литологически экранированными залежами, которые нередко называются кольцевыми.

Коллекторами для этих месторождений являются базальные песчаники, образовавшиеся за счет разноса терригенного материала с выступов фундамента в процессе верхнеюрской морской трансгрессии. Эти песчаники обладают большой изменчивостью в коллекторских свойствах как в вертикальном, так и горизонтальном разрезах. Возраст коллекторов датируется как верхнеюрский.

Пунгинское газовое месторождение, по данным сейсморазведки и глубокого бурения, имеет куполовидную брахиантиклинальную форму с крутым восточным крылом и более пологим западным и южным крыльями. Амплитуда поднятия 113 м. Газоносной являются песчано-ракушняковая пачка и частично песчаные породы в кровле тюменской свиты, залегающие в интервале 1709—1865 м (рис. 62).

Обский (сургутский) свод расположен в центральной части бассейна и представляет собой крупное, вытянутое с севера на юг, региональное поднятие. По подошве мезо-кайнозойских отложений свод имеет длину 350 км и ширину до 140 км. Амплитуда 1200 м. Обский свод осложнен структурами второго порядка, такими, как Пимский вал, Чернореченский вал и Тром-Еганская группа поднятий, разделенными небольшими прогибами. Структуры второго порядка в свою очередь осложнены структурами третьего порядка, одной из которых является Усть-Балыкская антиклиналь. Эта антиклиналь приурочена к Пимскому валу, расположенному в юго-западной части Обского свода.

В пределах Обского свода открыто три нефтяных месторождения: Усть-Балыкское, Западно-Сургутское и Северо-Сургутское. Наиболее крупным из них является Усть-Балыкское, которое представляет собой крупную структуру размером 40х8 км, осложненную двумя поднятиями. Нефтеносными являются песчаные отложения валанжина и готерив-баррема. Нефтяные залежи приурочены к пластам Б1, Б2, Б3, Б4 и Б10. Наибольшую площадь нефтеносности имеет залежь песчаного пласта Б1 (рис. 63, 64). Коллекторами являются песчаники, пористость которых изменяется от 15 до 26 %, проницаемость от 380 до 1200 мд. В продуктивной части разреза породы-коллекторы чередуются с плотными темно-серыми аргиллитами.

На Западно-Сургутском и Северо-Сургутском месторождениях нефтеносны также отложения валанжина и готерив-баррема (пласты Б1, Б2+3, Б10).

Нижне-Вартовский свод расположен восточнее Обского, в бассейне среднего течения р. Обь, и представляет собой резко сужающуюся в юго-восточном направлении структуру размером 200х150 км. Амплитуда свода по поверхности фундамента 400—450 м. На территории свода детальными сейсмическими работами и глубоким бурением выявлены локальные поднятия, к которым приурочены нефтяные месторождения Мегионское, Локосовское, Соснинское и Медведевское. На Мегионском месторождении нефтеносны отложения валанжина (нижняя часть тарской свиты) — пласт БVIII. Коллекторами являются высокопористые и хорошо проницаемые кварцево-полевошпатовые песчаники небольшой мощности. С этими же песчаниками связана нефтяная залежь на Локосовском и Соснинском месторождениях. На Медведевском нефтяном месторождении, расположенном в 15 км юго-восточнее Cocнинского, приток нефти получен из контактовой зоны юрских и палеозойских пород.

В пределах Нижне-Вартовского свода геофизическими работами выявлен еще ряд высокоперспективных структур, смежных с открытыми месторождениями, что создает предпосылки для открытия новых нефтяных месторождений в этом районе.

Александровский свод представляет собой структуру северо-северо-восточного, близко к меридиональному, простирания. Размеры свода по длинной оси составляют 150—180 км, а по короткой — около 100 км. Александровский свод несколько асимметричен. Амплитуда его западного склона по подошве верхнеюрских отложений составляет 800—900 м, а восточного — 500—600 м. Пo поверхности фундамента амплитуда свода, по всей вероятности, составляет более 1000 м.

В пределах Александровского свода сейсморазведочными работами разных лет были выявлены и в различной степени детализированы локальные поднятия. Так, в пределах центральной части свода расположены Haзинское, Южно-Назинское и Лукашкин-Ярское локальные поднятия. Склоны вала также осложнены локальными поднятиями. На западном склоне находится Александровское локальное поднятие. Довольно крупная структура третьего порядка намечается в юго-западной периклинальной части свода, а юго-восточная периклиналь осложнена Амбарским локальным поднятием. В северо-западной части Александровского свода располагается значительное по размерам Охтеурьевское локальное поднятие, свод которого осложнен двумя небольшими куполами, а северо-восточную часть занимает небольшое Люк-Пайское поднятие. С Охтеурьевским поднятием связано одноименное газовое месторождение. На этом же месторождении получен приток газа из отложений коньяк — нижний сантон на глубине 413 м.

Севернее Александровского свода расположен Тазовский свод, имеющий северо-северо-западное простирание, размером 100х400 км. Свод осложнен рядом локальных структур, с одной из которых связано крупное Тазовское газовое месторождение. Газоносными являются песчаники мелового возраста.

Открытие газовых залежей в мелу на Охтеурьевском и Тазовском месторождениях дает возможность выделить Тазовско-Охтеурьевскую газоносную зону, в пределах которой намечается открытие новых крупных многопластовых газовых, а также нефтяных месторождений.

Особое место в структуре рассматриваемого бассейна занимает Усть-Енисейская впадина, глубоко вдающаяся в форме клина между Таймырским горным сооружением и Восточно-Сибирской платформой. Вполне возможно, что район этой впадины в дальнейшем придется выделять в самостоятельный нефтегазоносный бассейн.

Структура Усть-Енисейской впадины в достаточной мере не выявлена. Эту впадину некоторые исследователи трактуют как типично платформенную. В пользу этой точки зрения говорит ее прямое продолжение в сторону Западно-Сибирской платформы. По другим представлениям Усть-Енисейская впадина рассматривается как Предтаймырский предгорный прогиб, развившийся после замыкания герцинской складчатости в верхнепермское время. Внешнее крыло этого прогиба лежит на северном склоне Восточно-Сибирской платформы, а внутреннее (северное), видимо, лежит на герцинидах. Можно полагать, что как герциниды, так и нормально осадочные образования Восточно-Сибирской платформы, лежащие в основании этой впадины, перекрыты туфогенным комплексом триасового возраста.

В составе осадочного чехла Усть-Енисейской впадины принимают участие отложения юрской и меловой систем общей мощностью свыше 3000 м. В составе Усть-Енисейской впадины выделяется Усть-Енисейская и Пуро-Пясинская мульды, разделенные Агапско-Дорофеевским валом. Южный борт Усть-Енисейской впадины ограничивается Малохетской антиклинальной зоной, состоящей из четырех поднятий: Мадохетского, Фантусовского, Точинского и Суходуднисского. Общая протяженность этой зоны составляет около 150 км при ширине порядка 20 км. Своды этих структур обычно пологие, а крылья падают под углом от 5—10° до 20—30°. Пуро-Пясинская и Усть-Енисейская мульды отделяются от Боганидо-Хетской мульды Хатангской впадины Янгодо-Горбитским поднятием. При бурении скважин на Малохетской антиклинали были получены притоки газа из юрских и меловых пород с дебитом до 12 тыс. м3/сутки. Основными нефтегазоносными свитами в пределах Усть-Енисейского бассейна считаются отложения юрской и меловой систем и, возможно, палеозоя.

Основные перспективы нефтегазоносности в Западно-Сибирском бассейне связываются с отложениями верхнего структурного этажа — с платформенным чехлом. В разрезе отложений платформенного чехла выделяются следующие перспективные в нефтегазоносном отношении горизонты:

1) базальный горизонт, отложения которого имеют верхнеюрский возраст;

2) песчано-глинистая толща — валанжин-готерив, апт-альб и сеноман, разделенных пачками глин.

В восточной половине бассейна последние два горизонта сливаются в один горизонт в связи с переходом глин, разделяющих песчано-глинистые толщи, в песчаные пласты. В настоящее время считается, что перспективы нефтегазоносности возрастают с юга на север. В этом же направлении предполагается увеличение и этажа нефтегазоносности.

В настоящее время в пределах бассейна выявлено 26 газовых и 21 нефтяное месторождение, в районах, отстоящих друг от друга на сотни километров. Это, а также общегеологические данные, позволяют оценивать этот бассейн в качестве одного из ведущих в нашей стране.


Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru © 2019
При цитировании и использовании любых материалов ссылка на сайт обязательна