Вопрос 32. Тектонические основы выделения основных зон нефтегазонакопления в верхнеюрско-меловых отложениях Западно-Сибирской нгп.

Крупными структурными элементами являются: краевые моноклинальные зоны – Западная, Восточная, Южная. Центральную часть занимают Хантейское (1) и Кеть-Вахское (2) поднятия, разделенные узким Пурским желобом . С востока они обрамлены Чулымской впадиной(3), с юга - Среднеиртышской (4), с запада – Мансийской (5). На севере в сторону Карского моря открывается Надым-Тазовская синформа(6). Енисей-Хатангский прогиб, территориально и генетически можно рассматривать как ответвление Западно-Сибирского бассейна. Такое районирование принято по подошве юрско-кайнозойского плитного комплекса.

Необходимо отметить, что структурный план нижне-среднеюрских отложений Западно-Сибирской НГП существенной роли не играет, главную роль играют литологические особенности (палеорусла, дельтовые отложения и т.д.). Между тем при выделении основных зон нефтегазонакопления позднерско-меловых отложений учитывается их структурный план. (далее смотри предложенные карты).

Вопрос 33. Предпосылки формирования зон нефтегазонакопления в триас-среднеюрских отложениях Западно-Сибирской нгп.

Согласно современным представлениям, для образования в захоронявшемся в субаквальных условиях органическом веществе всего комплекса соеди­нений, свойственных нефти, оно должно претерпеть достаточно глубокие катагенные изменения под воздействием температуры и давления. Весь комплекc углеводородов от газообразных до жидких созревает к началу длиннопламенной, но особенно интенсивно образуется на длиннопламенной и газовой стадиях. Таким образом одним из факторов, контролирующим нефтегазоносность, является степень катагенической преобразованности органического вещества.

В юрских отложениях, например, скопления нефти и газа отсутствуют в зонах, где органическое вещество метаморфизовано до буроугольной и началь­ных: подстадий длиннопламенной стадии углефикации. С конца длиннопламен­ной стадии частота встречаемости скоплений нефти и газа начинает расти и достигает максимума (35—40) к концу газовой и началу жирной стадий.

Этим подтверждается известное положение теории образования нефти, по которому в толщах, где рассеяно сапропелевое органическое вещество, нефтегазообразование начинается на более ранних стадиях катагенеза, чем в толщах с гумусовым органическим веществом.

Еще одним фактором контролирующим нефтегазоносность является мощность пластов глин. Согласно теоретическим оценкам, проверенным экспериментально, чем выше при прочих равных условиях мощ­ность пластов глин, тем меньшая доля углеводородов эмигрирует из них. Для каждой конкретной геологической ситуации должен быть некий оптимум, мощности пластов глин.

Для юрских отложений оптимальными являются зоны, где мощность глин 50—100 м. С мощностью глин в разрезе связано, по данным В. С. Вышемирского и А. А. Трофимука, и появление месторождений-гигантов.

Особенно четко нефтегазоносность контролируется масштабами эмиграции углеводородов, которые достаточно надежно оцениваются в настоящее время методами органической геохимии. Чем больше углеводородов вовлекается в первичную миграцию, тем выше вероятность их аккумуляции и тем большая доля их аккумулируется. В юрских, отложениях отчетливо фиксируется рост процента нефтегазоносных ловушек с увеличением масштабов первичной миграции углеводородов. Максимум достигается на газовой стадии углефикации. Не случайно именно с этим этапом связана глав­ная зона нефтеобразования .

Для аккумуляции углеводородов в ловушки существенна динамика роста как структур I порядка, на которых находится локальное поднятие, так и (правда, в меньшей мере) самого локального поднятия. Отчетливо фиксируется возрастание доли продуктивных локаль­ных структур в пределах структур I порядка, активно росших в юрское время. Связь интенсивности роста поднятий 1 порядка в это время с нефтегазоносностью обусловлена влиянием молодых тектонических движений на миграцию и окончательное формирование наблюдаемых в настоящее время залежей.

Важная роль в процессах миграции и аккумуляции углеводородов, по мнению многих исследователей, принадлежит разрывным нарушениям в оса­дочном чехле.

Разрывы, проявляющиеся в осадочном чехле Западно-Сибирской плиты, разделяются на две группы — сквозные, проникающие из фундамента и секу­щие всю толщу осадочного чехла, и затухающие в различных его горизон­тах .

Влияние разрывов на продуктивность локальных поднятий, видимо, обусловлено различной ролью этих разрывов. С одной стороны, нали­чие разрывов по контуру пликативных структур в определенной мере свиде­тельствует об активности их роста. С другой стороны, эти нарушения являются путями для вертикального перетока флюидов, в том числе нефти и газа. Слиш­ком большая плотность разрывов в таком случае может привести к разрушению залежей.

Примером может являться Охтсурьевское месторождение. Относительно пониженные плотности нарушений также неблагоприятно сказываются на нефтегазоносности. В юрской комплексе ими контролируется недостаточно активная вертикальная миграция углеводородов из нижних и средних гори­зонтов юрского комплекса в верхние его горизонты, где по региональной верхнеюрской покрышкой зафиксирована большая часть промышленных ско­плений. Кроме того, такие структуры развивались вяло, что, как уже отме­чалось, не благоприятствует аккумуляции углеводородов.

Особо следует остановиться на возможности поступления углеводородов из кристаллического фундамента в чехол, рассматриваемый некоторыми сторон­никами абиогенного синтеза нефти. В работах, обосновывающих эту гипотезу, особенно важное значение придается разрывам в фундаменте.

Разрывы в фундаменте Западно-Сибирской плиты разделяются на глубин­ные, региональные и грабен-рифты. Влияние их на нефтегазоносность оказывается различным. Грабен-рифты оказывают влияние на нефтегазоносность юрского комплекса. Количество продуктив­ных структур достаточно отчетливо увеличивается с приближением к этому типу нарушений.

Информативными являются для юрского нефтегазоносного комплекса ориен­тировки глубинных разломов. Относительная роль продуктивных структур в юрских отложениях увеличивается, если ближайшие глубинные и региональные разрывы ориентированы по азиму­там 330—360 и 30—70.

Влияние грабен-рифтов на нефтегазоносность объясняется, скорее всего, тем, что эти молодые (триасового возраста) отрицательные структуры фундамента активно развивались в период формирования осадочного чехла, являясь областями устойчивого и быстрого погружения, в пределах которых захоронились отно­сительно большие массы органического вещества, сравнительно быстро и интен­сивно метаморфизовавшихся. В этих зонах раньше начиналась первичная миграция углеводородов, и они являлись важными генераторами угле­водородов.