Среднеобская нефтегазоносная область

Рассматриваемая область находится в центральной части Западно-Сибирской низменности, по обе стороны от субширотного течения Оби. Первое месторождение — Мегионское — открыто

в 1961 г.

Основные черты геологического стро­ения. В основании осадочного чехла залегает тюменская свита

153

(нижняя — средняя юра). Она выражена переслаиванием песча­ников, алевролитов и глин. Верхняя юра представлена васюган-ской и георгиевской свитами, состоящими из чередующихся пес­чаников и аргиллитов. Мегионская и вартовская свиты (валан-жин и готерив — баррем) сложены выдержанными пластами пес­чаников, разделенных аргиллитами. Мегионская свита более гли­нистая, чем вартовская. В разрезе вартовской свиты преобладают хорошо выдержанные пласты и пачки песчаников мощностью от нескольких до 40—45 м.

Среднеобская нефтегазоносная область в тектоническом отно­шении соответствует центральным наиболее погруженным уча­сткам Западно-Сибирской платформы. В пределах области вы­деляются два крупных свода — Сургутский и Нижневартовский, разделенные неглубоким и узким Ярсомовским прогибом. Сургут­ский свод представляет собой удлиненную структуру, ориенти­рованную почти в меридиональном направлении. Размеры его 325x125 км. Амплитуда свода по отношению к депрессионным участкам 350 м. Размеры Нижневартовского свода 230 X 200 км, амплитуда 300—450 м. Своды осложнены валами, состоящими из серии многочисленных локальных складок, к которым приурочены все известные нефтяные месторождения. Локальные складки, как правило, асимметричны, углы падения пород на крыльях не превышают 2°.

Нефтегазоносность установлена в тюменской, ва-сюганской, мегионской и вартовской свитах. Основные запасы нефти связаны с отложениями вартовской и верхов мегионской свит. В их разрезе выделяется более 30 проницаемых песчаных пластов, из которых 20 с доказанной промышленной нефтегазо-носностыо.

Плотность нефтей Среднеобской области 0,854—0,901 г/см³. Содержание серы 0,8—1,9 %. Наибольшее содержание серы в неф-тях месторождений Сургутского района. Все нефти малопарафи-нистые (1,9—5,3 %).

Месторождения нефти и газа связаны с поло­гими платформенными поднятиями, часто осложненными более мелкими брахиантиклинальными складками. Большинство за­лежей нефти и газа пластового сводового типа. Развиты литологи-чески экранированные залежи нефти, обусловленные фациальной изменчивостью коллекторов нижнемеловых отложений.

Самотлорское нефтяное месторождение (рис. 66) расположено в центральной части Нижневартовского свода и приурочено к об­ширному поднятию, осложненному тремя пологими брахианти­клинальными складками — Самотлорской, Белоозерной, Мар­товской. Продуктивны здесь отложения готерива — баррема и валанжина на глубине 1700—2200 м. Готерив-барремская про­дуктивная толща, заключающая основные запасы нефти, пред­ставлена частым чередованием песчаников, алевролитов и аргил­литов, характеризующихся значительной литологической измен-

154

чивостью как по площади, так и по разрезу. В толще выделяется до пяти песчаных пластов (AB_Z — AB_V), из которых наиболее выдержаны пласты AB_It AB_IV и AB_V. Эти же пласты обладают наилучшими коллекторскими свойствами. Все нефтеносные пласты этой толщи гидродинамически связаны между собой и образуют залежь массивного типа. Высота залежи более 100 м. Залежь имеет газовую шапку высотой до 40 м. Дебиты нефти 250— 400 м³/сут. В разрезе валанжинских отложений также выделяется ряд песчаных пластов, из которых основными по запасам нефти являются пласты БВущ и БВ_Х. Небольшие залежи связаны также с пластами BB_v_vi- Пласты сложены песчаниками. Залежи нефти пластовые сводовые. Дебиты нефти 250—450 м³/сут.

Ямальская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Гыданская газонефтеносные области

Эти газонефтеносные области расположены в северных районах Западно-Сибирской низменности. Первое газовое месторожде­ние — Тазовское — открыто в 1962 г. Промышленные скопления

155

167

нефти установлены на Русском, Новопортовском, Губкинском и некоторых других месторождениях.

Основные черты геологического стро­ения. Мощность осадочного чехла более 400 м. Нижне-средне-юрские отложения представлены чередованием песчаников, алев­ролитов и аргиллитов мощностью 220—445 м. Отложения верхней юры мощностью до 100—150 м сложены монотонной толщей ар­гиллитов. Неокомские отложения так же, как и апт-альб-сено-манские (покурская свита), выражены чередованием глинистых и песчано-алевролитовых пород. Верхнюю часть покурской свиты слагают продуктивные отложения сеномана — однообразная толща серых, часто глинистых песков. Покрышкой служит вышележащая толща глинистых и опоковидных пород турон-палеогенового воз­раста. Мощность этих отложений до 1000 м.

В тектоническом отношении выделяются Ненецкий, Северный (Пуровский), Тазовский своды, Уренгойский мегавал, Пурпей-ский желоб и др. В пределах этих элементов развиты валы, ку­половидные поднятия и другие, более мелкие структурные ослож­нения.

Газонефтеносность — основной продуктивный ком­плекс :— валанжин-сеноманский — содержит значительные за­пасы газа непосредственно под региональной турон-палеогеновой покрышкой. Хорошие коллекторские свойства песчаников этого комплекса (пористость 26—34 %, проницаемость нередко (З-г-б)х X 10~¹² м², в среднем (1 -ь1,5)-10~¹² м^а) обусловливают высокие дебиты газа — до нескольких миллионов кубометров в сутки. На Русском месторождении в этих отложениях установлена нефтя­ная залежь с обширной газовой шапкой. На Новопортовском месторождении нефтегазоносны отложения валанжина. Другой газонефтеносный комплекс — нижне-среднеюрский — перекрыт глинами верхнеюрского возраста. Из этих отложений на Ново­портовском и Тазовском месторождениях наблюдались промыш­ленные притоки газа, а также притоки нефти. Легкая нефть полу­чена из отложений юры на Губкинском месторождении.

Газы сеноманских залежей почти нацело состоят из метана (98—99,6 %). На большинстве месторождений конденсат практи­чески отсутствует. Газы валанжинской залежи Новопортовского месторождения характеризуются значительным количеством тя­желых углеводородов (до 9,5 %) и содержанием метана до 88,5 %. Нефть Губкинского месторождения легкая (0,808 г/см³) с содер­жанием серы 0,11 %, парафина 4,41 %.

Месторождения газа и нефти приурочены к по­логим брахиантиклинальным складкам платформенного типа. Залежи газа массивного типа и на всей площади подстилаются подошвенной водой. На Новопортовском месторождении залежи газа в юре и валанжине пластовые сводовые. Газоносные сено-манские отложения залегают на сравнительно небольшой глубине (700—1300 м).

156

Уренгойское месторождение (рис. 67) по запасам газа является крупнейшим. Оно приурочено к по­ логой брахиантиклинальной склад­ ке меридионального простирания. Складка осложнена рядом куполов. Размеры ее по кровле сеноманских отложений 95 X 25 км, амплитуда 180 м, углы падения пород на крыльях не более Г. Газовая залежь связана с отложениями сеномана, перекрытыми мощной глинистой тол­ щей турона (570—630 м). Кровля продуктивных отложений сеномана вскрывается на глубине 1100—1250 м. Они сложены переслаивающимися песчаниками, алевролитами, глина­ ми. Глинистые прослои не выдержа­ ны по площади, поэтому все пласты песчано-алевролитовых коллекторов гидродинамически взаимосвязаны. Пористость их 20—35 %, проница­ емость (6-j-10)-10~¹³ м². Суммарная мощность газонасыщенных коллек­ торов в сводовой части структуры 80—100 м. Газовая залежь отличает­ ся высокой продуктивностью. Залежь массивная, высота ее 170 м, по всей площади она подстилается подошвен­ ной водой. Ряд залежей газа приу­ рочен к мегионской свите нижнего мела. Принципиальное значение име­ ет открытие в нижнемеловых отло­ жениях залежей нефти.