Тип бассейна: Платформ
Подтип бассейна: Внутриплатформенный (интракратонный)
Класс бассейна: Синеклизный
Возраст бассейна: Зрелый - Мезозойский
Тип полезных ископаемых:
Геологический возраст начало:
Геологический возраст конец:
Площадь: 2132546.0 км²
Западно-Сибирская нефтегазоносная мегапровинция
Одна из крупнейших в мире Западно-Сибирская НГМП протягивается от восточных склонов Уральского хребта до Енисея и от Северного Ледовитого океана до Казахского нагорья и Алтая. Она занимает одноименную низменность и соответствует территории Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов, Тюменской, Томской, частично Свердловской, Омской, Новосибирской областей и левобережья Красноярского края.
Площадь мегапровинции на суше составляет 2,1 млн км2 и 750 тыс. км2 с учетом южной акватории Карского моря.
В осадочном чехле доля морских отложений 39%, континентальных 60%, карбонатных менее 1%.
Западно-Сибирская нефтегазоносная мегапровинция представляет собой молодую платформу с трехъярусным строением: гетерогенный фундамент, промежуточный доплитный комплекс, образованный осадочно-вулканогенными породами палеозойского триасового комплекса, и платформенный плитный чехол мезокайнозойских, преимущественно юрских и меловых отложений.
Рис. 1. Тектоническое районирование мезозойско-кайнозойского чехла Западно-Сибирского НГБ (С.В. Фролов, 2005) (по И.И. Нестерову, Ф.К. Салманову, В.И. Шпильману):
1 — граница Западно-Сибирского НГБ; 2 — нефтегазоносные области; 3 — крупные тектонические элементы.
Нефтегазоносные элементы: А — Ямальская ГНО, Б — Гыданская ГНО, В — Надым-Пурская НГО, Г — Пур-Тазовская, Д — Среднеобская НГО, Е — Фроловская; Ж — Приуральская НГО, 3 — Васюганская НГО, И —Каймысовская НГО, К — Пайдугинская НГО.
Крупные тектонические элементы: 1 — Среднеямальский свод, 2 — Нур-минский мегавал, 3 — Южно-Ямальский мегавал, 4 — Юрацкий свод, 5 — Гыданский свод, 6 — Напалковский мегавал, 7 — Нижнемессояхский мегавал, 8 — Уренгойский мегавал, 9 — Медвежий мегавал, 10 — Северный свод, 11 — Русско-Часельский свод, 12 — Сургутский свод, 13 — Салымский свод, 14 — Нижневартовский свод, 15 — Александровский мегавал, 16 — Каймысовский свод, 17 — Средневасюганский мегавал, 18 — Пудинский мегавал, 19 — Межовский мегавал, 20 — Нюрольская впадина, 21 — Кросноленинский свод, 22 — Шаимский мегавал, 23 — Березовская моноклиналь, 24 — Ханты-Мансийская впадина, 25 — Харампурская моноклиналь, 26 — Большеукская моноклиналь, 27 — Парабельский мегавал, 28 — Ханадырь-Яхнинская моноклиналь, 29 — Демьянинский вал, 30 — Северо-Сургутская моноклиналь.
Фундамент разновозрастный, в нем выделяются различные по размеру участки карельского, байкальского, каледонского и герцинского возраста. В Приалтайской и Присаянской областях фундамент салаирского возраста. Поверхность фундамента залегает на глубине 1000 — 2000 м в Приуралье, погружаясь к центру провинции и на север до 11 — 13 км.
Широко развиты рифтовые системы, представленные разветвленной сетью грабен-рифтов, продолжавших развитие в мезозое-кайнозое, что в значительной степени повлияло на формирование структур в осадочном чехле. В доплитном комплексе особое место в структуре Западно-Сибирской платформы принадлежит триасовой системе рифтов, во многом предопределившей особенности строения и нефтегазоносность плитного юрско-кайнозойского комплекса. Рифтовая система состоит из рифтовых зон и межрифтовых поднятий. Крупнейшая рифтовая структура — Колтогорско-Уренгойский рифт, протягивается в меридиональном направлении от г. Омска до берегов Карского моря на 1800 км при ширине 80 км. Западнее Колтогорско-Уренгойского рифта выделяются Худуттейский, Ямальский и Аганский рифты, а на северо-востоке платформы — Худосейский. Они менее протяженные и более узкие.
Промежуточный комплекс развит по площади неравномерно и достигает наибольших мощностей в опущенных частях впадины. Мегапровинция имеет блюдцеобразную форму и включает многочисленные крупные обособленные впадины и валообразные поднятия. Осадочный чехол образует в региональном плане три порядковых тектонических элемента: внешний тектонический пояс (толщина 1—2 км), южную тектоническую область (2 - 4 км) и северную тектоническую область (11 - 12 км).
Рис. 2. Карта нефтегазоносности Западно-Сибирской провинции
Рис. 3. Обзорная схема Западно-Сибирского НГБ (С.В.Фролов,2013) Нефтегазоносные области: I - Приуральская, II –Фроловская, III – Среднеобская, IV – Каймысовская, V– Васюганская, VI – Пайдугинская, VII – Надым-Пурская, VIII – Ямальская, IX - Гыданская, X – Пур-Тазовская
Месторождения нефти и газа: 1 – Красноленинская группа (включая Талинское), 2 - Приобское, 3 -Салымское, 4 - Усть-Балыкско-Мамонтовское, 5 -Федоровское, 6 - Самотлорское, 7 - Советское, 8 -Мыльджинское, 9 - Вахское, 10 - Первомайское, 11 -Малоичское, 12 - Крапивинское, 13 - Новопортовское,14 - Арктическое, 15 - Бованенковское, 16 -Харасавейское, 17 - Геофизическое, 18 - Гыданское, 19- Муравленковское, 20 - Медвежье, 21 - Уренгойское,22 - Ямбургское, 23 - Южно-Русское, 24 - Русское, 25 -Заполярное, 26 – Ванкорское
В пределах южной тектонической области выделяются крупные своды и мегавалы: Сургутский (площадью 380 тыс. км2), Нижневартовский (220x110 тыс. км2), Красноленинский (130x75 тыс. км2) своды, Александровский и др. мегавалы. Для восточной части области характерно чередование крупных линейных поднятий и прогибов: Корликовский, Усть-Тымский, Касский мегапрогибы, Пыль-Каралинский, Каральскинско-Ажарлинский мегавалы.
Северная тектоническая область охватывает северную часть платформы к северу от Сургутского свода. Здесь выделяется Ямал-Газовская мегасинеклиза, расчлененная Нижнемессояхским ме-гавалом на две синеклизы: Ямало-Гыданскую и Надым-Тазовскую. Нaтерритории Ямал-Тазовской мегасинеклизы выделяются десятки крупных впадин, мегапрогибов, мегавалов и сводов.
Все крупные структуры Западно-Сибирской плиты осложнены свыше 1200 локальными поднятиями размерами от 2x3 до 30x50 км с амплитудами от десятков до сотен метров.
Планомерные нефтепоисковые работы с целью оценки перспектив нефтегазоносности начаты в 1948 г. В 1932 г. И.М. Губкиным была выдвинута гипотеза о том, что угленосные фации мезоюйского возраста краевой зоны Урала должны прослеживаться но направлению на восток, к центру Западно-Сибирского бассейнaи переходить там в нефтеносные фации. Однако прошло 20 лет, пока проводившиеся здесь поисково-разведочные работы дали первый результат. В 1953 г. в Приуралье открыто первое газовое месторождение — Березовское, а в 1960г. — первое нефтяное месторождение — Шаимское. Открытие в 1961 г. Мегионского и Усть-Валыкского нефтяных месторождений послужило началом выявления многопластовых месторождений нефти в неокомских отложениях среднего Приобья.
В последующие годы с выходом поисково-разведочных работ на центральные и северные районы Западной Сибири были открыты такие гигантские месторождения нефти и газа, как Самотлорское (1965 г.), Уренгойское (1966 г.), Медвежье (1967 г.), Ямбургское (1969 г.) и др., что вывело Западно-Сибирскую мегапровинцию в число ведущих нефтегазодобывающих регионов страны. К настоящему времени в мегапровинции открыто около 600 месторождений нефти и газа. Большая часть месторождений связана с меловыми и юрскими отложениями, являющимися главными объектами поисково-разведочных работ. Сравнительно небольшие месторождения открыты в палеозойских отложениях, получены проявления нефти и газа из триасовых пород. Палеозой и триас изучены значительно слабее вышележащих пород и являются перспективными в отношении нефтегазоносности.
Большинство залежей антиклинальные, сводовые пластовые или массивные, реже встречаются стратиграфические и литологические.
В осадочном чехле выделяются две однородные глинистые региональные покрышки: верхнеюрско-валанжинская и туронско-палеогеновая. Они экранируют два нефтегазоносных комплекса: юрский и меловой.
В Западно-Сибирской НГМП можно выделить 11 НГО, приуроченных к тектоническим элементам разного порядка, входящих в состав эпигерцинской плиты: Приуральскую, Каймысовскую, Васюганскую, Пайдутнскую, Фроловскую, Среднеобскую, Надым-Пурскую, Пур-Тазовскую, Гыданскую, Ямальскую, Южно-Карскую.
В Западно-Сибирской НГМП отмечается региональная приуроченность большинства нефтяных месторождений к центральным, в меньшей степени к южным районам провинции. Северные районы характеризуются преимущественным и исключительным газонакоплением с концентрацией большинства открытых газовых и газоконденсатных месторождений.
В разрезе мегапровинции выделены границы распространения 10 регионально нефтегазоносных комплексов.
Рис. 4. Продуктивность нефтегазоносных комплексов в различных частях Западно-Сибирского бассейна (С.В.Фролов, 2005)
Палеозойский НГК вскрыт в различных районах мегапровинции. Однако промышленные залежи и притоки нефти и газа в скважинах установлены лишь на юге мегапровинции (Нюрольская впадина), в Среднем Приобье и на севере. Они приурочены к при-кровельной части разреза, представленной карбонатами, непосредственно перекрытыми базальными горизонтами юры. Отдельные притоки получены также из-под эффузивно-осадочных пород триаса (Красноленинский, Нижневартовский своды). Высокодебитные притоки газа получены из верхней трещиновато-кавернозной части среднепалеозойского комплекса Новопортовского месторождения. Во всех этих районах преобладает трещинно-кавернозный тип коллектора. Палеозойский комплекс в стратиграфическом интервале от ордовика до карбона в настоящее время характеризуется очень слабой изученностью.
Рис. 5. Геологический профильный разрез фундамента Новопортовской площади (С,В.Фролов 2005) (Журавлев Е.Г., Облеков Г.И., 2000). 1 - зеленосланцевый комплекс пород докембрия, 2 - комплекс слабо метаморфизованных карбонатных пород палеозоя, 3 - аллохтонные осадочные породы юрского возраста, 4 - автохтонная брекчия обрушения - продуктивный карст.
Триасовый НГК, наиболее сложный из-за многообразия фациального состава, выделен на севере и востоке мегапровинции, представлен глинами с прослоями песчаников, алевролитов, гравелитов и туфогенных пород.
Рис. 6. Схема распространения триасовых отложений в Западной Сибири (С,В.Фролов 2005)
Нижне-среднеюрский НГК распространен в мегапровинции повсеместно, увеличиваясь в восточных районах за счет верхнеюрских отложений, где региональная тоарская глинистая покрышка опесчанивается. Кровля комплекса залегает на глубине 500 м в периферийных зонах провинции, до 5000 м на севере, толщина от нескольких метров до 600 м. Комплекс характеризуется сложным литолого-фациальным составом. Наиболее крупные скопления нефти и газа приурочены к переходной области. Здесь открыты месторождения Тайлаковской свиты:. Талинское, Федоровское, Тевлинско-Русскинское и др. В комплексе открыто около 150 залежей и сосредоточено 15% ресурсов углеводородов мегапровинции с преобладанием ресурсов нефти в центральных и южных районах и газа — в северных.
Рис.7. Схема фациального районирования нижне- и среднеюрских отложений Западно-Сибирской плиты (С,В.Фролов 2005) (Девятов, Казаков, 1991)
Области седиментогенеза: 1 – преимущественно морского, 2 – переходного, 3 – преимущественно континентального; 4 – площадь фрагментарного развития отложений
Васюганский (келловей-киммериджский) НГК распространен на большей части мегапровинции. Глубина залегания кровли комплекса составляет от 2500 м на юге, до 3500 м на севере, толщина 50 — 60 м, Породы комплекса характеризуются большой латеральной изменчивостью и создают разнообразные и многочисленные структурно-литологические и литологические ловушки. Коллекторские свойства песчаников и алевролитов в целом невысокие. Здесь открыты месторождения Урьевское, Поточное, Северо-Покачевское и др. С комплексом связано 6% ресурсного потенциала мегапровинции, в основном со Среднеобской НГО.
Баженовский (верхнеюрско-нижнеберриасский) НГК характеризуется наличием коллекторов, представленных листоватыми глинами, залегающими в виде линз высотой от 0,2 м до 30 м в толще слабопроницаемых и непроницаемых глинистых пород. Эти отложения называются баженитами. Они широко распространены по территории мегапровинции, залегают на глубинах 1000 — 3500 м, погружаясь в северном направлении. Их продуктивные участки локализованы более узко в центральных районах мегапровинции и в Тамбейском районе Ямала. Ресурсы нефти в баженовском комплексе условно оцениваются в объеме около 9% общего нефтяного потенциала Западной Сибири.
Рис.8 Литолого-фациальные карты верхнеюрского НГК (слева) и волжско-берриасских отложений (справа) (С.В.Фролов 2005) (по М.Я.Рудкевичу,1988)
Ачимовский (берриас-нижневаланжинский) НГК широко распространен в центральных и северных районах мегапровинции. Комплекс имеет первичное косослоистое строение, образуя протяженные геологические тела субмеридионального простирания, последовательно выклинивающиеся к западу. Глубина залегания комплекса в центральных районах мегапровинции 2600 — 3200 м, к северу она возрастает до 3800 м, что сопровождается развитием в северных районах АВПД. С ачимовским комплексом связаны крупные залежи нефти Аганского, Быстринского, Тагринского, Мало-Балыкского месторождений, газа и конденсата — Уренгойского и др. месторождений. Доля комплекса в ресурсах нефти Западной Сибири составляет 9%, газа — 5%.
Неокомский НГК распространен на большей части мегапровинции и представлен толщей переслаивания песчаников, алевролитов и глин, перекрытой региональной нижнеаптской глинистой покрышкой. Общая толщина комплекса составляет 250 — 900 м, глубина залегания в центральных районах 1500 — 2200 м, на севере 1700 — 3000 м. С комплексом связаны крупнейшие залежи Самотлорского, Федоровского, Мамонтовского, Западно-Сургутского, Варьеганского и др. месторождений. В северных районах провинции возрастает роль комплекса в ресурсах газа (Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское и др. месторождения). Большинство открытых месторождений приурочено к ловушкам структурного типа, также усиливаются работы по исследованию литологических и структурно-литологических ловушек. С неокомским комплексом связаны крупнейшие перспективы подготовки запасов нефти, в меньшей степени газа.
Рис.9. Границы основных сейсмокомплексов волжско-неокомских образований (С.В.Фролов 2005)
Аптский (апт-нижнеальбский) НГК имеет наименьшую площадь распространения на материковой части провинции, преимущественно в северных и северо-западных районах. Комплекс представлен мелкозернистыми песчаниками с прослоями алевролитов, глин, угля, перекрыт толщей альбских глин. Глубина залегания комплекса 1000 — 2000 м, толщина разреза до 450 м. Комплекс является преимущественно газоносным, основные ресурсы приходятся на п-ов Ямал. Прослежен в акватории Карского моря. Здесь с ним связаны газовые месторождения Русаковское и Ленинградское. Доля аптского комплекса в ресурсах газа Западной Сибири составляет около 10%.
Рис.10. Литолого-фациальная схема аптского НГК (С.В.Фролов 2005) (М.Я.Рудкевич, 1988)
Сеноманский НГК широко распространен в мегапровинции, особенно в северных районах, где он достигает толщины до 1600 м. Представлен переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород и углей. Региональной покрышкой служат турон-палеогеновые глины. Комплекс характеризуется преимущественной газоносностью и содержит 60% разведанных запасов газа Западной Сибири. С комплексом связаны Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и др. крупнейшие месторождения. Нефть имеет в комплексе подчиненное значение и встречается в основном в виде нефтяных оторочек. Исключение составляют несколько залежей тяжелой нефти на Русском, Южно-Русском и др. месторождениях в Надым-Пурском регионе.
Турон-сенонский НГК представлен песчаниками и песками с прослоями алевролитов и глин. Глубина залегания около 1000 м. Имеет ограниченное распространение в северных и северо-восточных районах провинции и морфологически является осложнением турон-палеогеновой глинистой покрышки в зонах ее частичного опесчанивания. Доля комплекса в ресурсах газа Западной Сибири составляет 2%.
Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран /Каламкаров Л.В. - Издательство Нефть и газ, Москва, 2005 г., 570 стр.
Следующий Бассейн: Лено-Тунгусский