Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Формации и нефтегазоносность платформенного чехла Западно-Сибирской плиты

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Формации и нефтегазоносность платформенного чехла Западно-Сибирской плиты"



Государственная академия нефти н газа имени И.М.Губшша

На правах рукописи

УДК 553.98:551.263 (571.1)

МАКСШЗВ Евгений Цакетаович #

ФОРМАЦИИ У НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЪ Ш1ЛТ50ЙЕШЮП) ЧЕХЛА ЗАПДДНО-СЯШИРСКОЙ ПЛИТЫ

Специальность 04.00.17. Геология, поиски и

разведка нефтяшдс и газовых месторождения

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-шшералогических наук

Москва - 19УЗ г

Paoota выполнена з Тшенскои индустриальном институте

Официальные оппонент:

Семенович шадиуир Ечадшировип - доктор геолого-ы;шер£логичаск1йС наук, профессор МГУ

1абрев Игорь Павлович - доктор геолого-иинералогических наук, главный научный сотрудник Института проблем и газа РАН

Щлевингер Александр Ефимович - доктор геолого-минералогических наук, ГШ

Бздущее предприятие: Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья (СНИИШИС)

Зецита состоится "УЗ" 1993 г.

в часов в аудитории заседании специализированного

сопата Д.053.27.06 при ГАНГ шГ.И.Ц.Губкина по адресу 11791?, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГАНГ ш.И.Ц. Губ кина

Автореферат разослав " 1993 г.

Ученый секретарь Специализированного совета, кандидат геолого-мииер&логических

наук , * . А.В.Цухаров

ВВЕДЕНИЕ

Актуальное гь. Западная Сибирь - основной нефтегазоносный регион Российской Федерации. На современном уровне изученности, когда на ее территории Еаявлено сЕшпе 450 месторождений, региональные исследования с целью выявления общих закономерностей, в том числе и формациеннкии методами не потеряли своей значимости. Осмысление платформенного чехла в формациоинои отнепэ-нии, с выделением крупных геологических тел формационного уровня здесь практически не приводилось. На установлены главные геологические объекты фержционнего ранга, обеспечивая-щие добычу нефти и газа в этом регионе, не определены границ« их распространения. Актуальность таких исследований обуславливается прежде всего необходимостьо прогнозной оценки слабо изученных северных и заполярных территорий этого региона, включая акваторию Карского ыоря.

Цель работы (научная проблема), - установление форыацисн-ных критериев прогноза и поисков месторождений нефти и газа методом расчленения платформенного чехла на формационные тела и определения их нефтегазогенерацмонного и нвфтегазонакопитель-ного потенциалов.

Задачи исследований: I) выбор методики форлелионнсго анализа применительно к платформенным территориям; '¿) диагностика осадочных формаций но геофизическим данным: по диаграммам стандартного каротажа и по сеГе^ическим разрезам; 3) построение формационнзх карт для платформенного чехла Западно-Сибирской плиты и структурно-формационкых профилей; 4) поиск пространственных связ: й меядУ формациями определенных типов и зал ежа; м нефти и газа; 5} построение общей модели форлационного строения и нефтегазоносности платформенного чехла Западно-Сибирской плиты.

И основу исследований положено учение о формациях, разработанное .лсадеником Н.С.Шатскиы, описания черна спорных м поисковых скважин, каталоги стратиграфичесь.их разбивок разрезов -лсяажин, корреляционные стратиграфические схемы, разработанньг. з ЗапСибНШШ и концерне Тюленьгеология. Кпервые для расчленения осадочного разреза на формаг,ионные тела были. использованы диаграммы гтандартного карт .»а. скважин, регио.чаль-

ныв сейсмические разрезы. На основе этих материалов построено 10 формациошшх карт для различных горизонтов платформенного ^хла. Подсчитаны объемы формаций, построены гистограммы распределения формаций по разрезу. Дано сопоставлении гистограмм формаций с гистограммами запасов нефти и газа.

Научная новизна работы. I) Впервые выполнено расчленение ррско-неогенового платформенного чехла Западно-Сибирской плиты на формационнке тела и дана дифференцированная оценка их нефте-газсшосности. 2) Впервые дано обоснование необходимости Еыде-лания в платформенных чехлах ритмитовых формаций, состоящих из нногократного переслаивания песчаных пластов-коллекторов и глинистых пластов-покршек. 3) Впервые выделены главная нефтеносная формация - песчамо-глинистая ритмитовая формация наукоыского возраста и главная газоносная формация - глинисто--пасчзная формация апг-альб-сеноманского возраста.

• Основное защищаемые положения. 1. Общая модель форыацион-ного «троения и нефтегазоносное™ платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. 2. Формационные критерии нефтегазоносности платформенного чехла Западно-Сибирской плиты - вывод о приуроченности основных запасов нефти к песч&но-глинистой ритмично--слоиотой ыбЛ'-оводно-морской формации неокома и основных запасав газа'- к глинйсто-пеочаной континентальной формации апт-альб--сеноаанского возраста и др. 3. Рекомендации по направлению поисково-разведочных работ в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, вытекающие из анализа формационных карт и общей модели форыационного строения и нефтегазоносности платформенного чехла.

На.учнпе значение работы. На основе обобщения обширного фактического материала бурения опорных и поисковых скважин построена формационные карты для нефтегазоносных комплексов вру и мела. Решена научная проблема: установление пространственно-генетических связей между формациями и нефтегаэоносностью как основа прогнозирования новых нефтегазоносных территорий. Формационныо критерии нефтегазоносности платформенного чехла, выявленные в результате проведенных исследований, использованы для научного обоснования направления поисковых работ на нефть и газ в сла5о изученных северных субарктических областях Западной Сибири в блкжайиио 5-10 лет.

Практическое значение, работы. I) Формадлонныв критерии прогноза и поисков месторождений нефти и газа, установленные в результате проведенных исследований для платформенного чехла Западно-Сибирской плиты пригодны для прогнозной оценки других потенциально нефтегазоносных территорий, например, акватории Карского меря. 2) Формационные карты и общая модель форыационкого строения и нефтегазоносности платформенного чехла Западно-Сибирской плиты использованы для составления рекомендаций по направлению поисковых и разведочных работ в центральных, северных ». субарктических районах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции на олилайшие пять лот.

Реализации результатов исследований» Формациоккке исследования на территории Западно-Сибирской провинции и отдельных ее областей проводились автором диссертации с 1975 года в ЗапСибНИШИ и Тюменском индустриальном институте по договорам с Главтшеньгеологией. Результаты исследований в виде отчетов и практик эских- рекомендаций были переданы в Главтв-меньгеологию в 1978, 1979, 1983, 1986, 1990 годах.

Территории, рекомендованные для постановки детальных сейсмических работ и поискового бурения, разбурены, на них открыты новые нефтяные месторождения, в частности, Ново-Коы-соиольское, Харампурское, Кынское, Верхне-Часельское и др.

Отдельные разработки автора по тектонике Западно-Сибирской плиты были использованы при составлении Тектонической кчрты нефтегазоносных территорий СССР (гл.ред. В.В.Семенович) и Атласа тектонических и палеотектонических карт Западной Сибири (редактор М.Я.Рудкевич), доклад в соавторстве с В.Д.На-ливкикым, М-Я.рудкевичем и др., напечатан в г.Вашингтоне. Главы монографии, написанной в соавторстве с М.Я.Рудкевичем, напечатаны в курнале еЬю^еит. , УовЛЬ, но 3-4.

Апробация работы. Отдельные положения и выводы диссертации излагались на всесоюзных семинарюс и конференциях: формации и их нефтегзооноенс-ггь (МГУ) - 197Ь г.,.цикличность осадконакогке-ния и закономерности размещения углеводородов (ИГГ СО АН СССР) -

- 1935 г., Системный подход с геологии (МИНГ) - 1966 г., Геодлна-мячеснне основы прогнозирования неф?егазоноености недр (МИНГ) -

г., Системный подход п геологии (¡¿ИНГ) - 1989 г., Губкинские чтения (ЫШГ) - 1920 г., на секции Тюменского отделения Бс.лоиз-тг.-о ^¡иерглогйчссхого обдесгва (г.Тюмень) - 1385, 1567, 1969 гг.

Публикации. Всего автороа опубликовано 52 работы, в том число 4 ьгокографии (в соавторстае). Из общего количества работ 9 посвкцзно исследование иетодаки а анализу формационкого строения платформенного чехлз Загшдяо-Спбирсгюй пяитн, 3 - теоретическим вопросам гвологка, 4 - «одглиромюз платформенных структур, ос- сояросам тсктоюпш и нзфтогазоносности платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. 2 работы опубликованы в зарубежных падакнях.

Стг.уктугл и объен рдботн. Диссертация состоит из введения, 8 гяа* и закимекля. Объеа работы 315 шеинолисных страниц основного пакета, 102 рисунка, 25 таблиц, список литературы вклвчает 183 кашхеновашй. Обцай объги рукописи 500 страниц.

Автор выражает благодарность геологам, добрые советы и консультации которых оаазивали помощь и поддержку в научно-иселздо-Еазольской работе и составлении настоящей диссертации: д^г.ты.н. профессору М.Я-1Удкевичу, д.г.-и.н.»профессору И.В.Лебедезу, д.г.-И.н. »профоссору А.Ы.Волкову, д.г.-и..<. .профессору Е.А.Пономареву, д.г.-ы.н..профессору Г.П.Нясниковой, сотрудникам ЗапСиб-Ш1ГШ к.г.-ы.н. В.С.Еочкареву, к.г.-м.н. Г.К.Боярскоыу, к.г.-м.н. Ю.В.Ерадучану, с.н.с. и.И.Нииульско^, к.г.-м.н. В.И.Кислухину.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОДО Глад^Л. История исследований. Определение формации

В этой главе дана краткая характеристика истории становления понятий "формация", "фориационный анализ" в геологической науке зарубежных стран, России и СССР.

Ваяныы событием для становления учения о формациях явилась I Всесоюзная конференция по формациям, состоявшаяся в 1955 гор-у в г.Новосибирске, где с докладами вь: -упми почти всь иявздгше форкациониетн: Н.П.Херасков, Б.И.Келлер, М,К.Коровин, В.П.Кздари-ноз, Л.Л.Ха»фин, O.A.Кузнецов, В.И.Полое, Л.Б.1Ухин и др.

К этому времени четко обозначились три направления в учении о формациях: I) Западно-Сибирское (стола М.А.Усоза), которое фер-каг-.я рассматривало в качество единиц стратиграфэтеских схе.ч; 2) Московское Сокола Н.С.Шатского) - пзрагенетичесиое; 3) Таигснт-ское (скола 3.И.Попова) - фациалъно-генетическоо.

В 1978 году в МГУ состоялся Всесоюзны.'} се?;;?нар ®фор^зц:ш а их нефтегазоносность, на нем было представлено 156 докладов. На этой семинаре было принято репенме о необходимости введения s учебные программы вузов предмета "геологические формации". У-й Всесоазный семинар по теьи. "Формации осадочных бассейнов" состоялся также в МГУ в феврале 1985 г*. Из 300 докладов этого семинара 83 доклада посвящены проблеме кефтегазсиоскости осадочных формаций.

В Западной Сибири формацкониые исследования были начаты в 1930-х годах И.А.Усовым (1033-1939). В книге "Фазы и циклы текта-гензза Западно-Сибирского крзя"( 1935) он дал опрэделенпэ форшцпя: под формацией понимается "толзз пород, все члены которых тесно связаны непрерывной последовательность» образования и которые . отделены друг от друга перерывами" (с.222). Был начат опыт яарти-роэанпя формаций а полевых условиях, который закончился неудачно, т.к. слабо была разработана методика выделения формаций. Oía базировалась на выделении формаций по перерывам, размывам, что приводило к их пута!гице при корреляции.

В 1958 го,цу вьгала из печати книга В.П.Казари.чова "Мезозойские и кайнозойские отложения Западной Сибири", а которой дано следуа-~«ае определение формации: осадочный этап, характеризуются породами близкого диалогического состава и определенным парагенезисом хемогенных образований, кн будем называть осадочной формацией* (с.59). Eurf. отмг-чена повторяемость а разрезе одних и тех r-э формаций, поэтому к названиям формаций были добавлены слова няиняя, средняя, верхняя, например: нижняя терригенкая рзт-лейаса, средняя терригенная средней юры и т.д.

Единое определение формаций, признанное всеми геолога!.!!!, отсутствует. Г1о подсчетам В.В. Грузи 11977) существует 63 определения форматы. Наибольшей известностью пользуется определяете формаций, данное Н.С.Шатскии (i805-1950) - осковсполодаикси учетя о геологических формациях з советской науке: "вариациями на называем такие естественно наделяемые комплексы пород, отдельные члены С слои, толщи, фации и т.д.) которые тесно парагенстич»?ски связаны друг с другоч как а вертикальном, возрастной, otk:msií.*k.

тая 1-: а горизонтальной, пространственном отнесении" (1945, с,291).

Наин определение формации дано через понятие "Геологическое тело": формациями назигются крупные геологические тела однородного IлитодогЕческого состаьа, строения, цвета и происхождения (15у2). Такое определенна на противоречит определен!® Н.С.Шатсного к другие цсскедоэатвяей, но оно более конкретное, удобное для практического праценеши.

Лодауаииг формации как гтояогического тела наиболее четко излоаепо Э. А. Рейганы;«: "Ми будеи понимать под геологическими фор-шцпкми ассоциации горше: пород, объединязэдхся в крупные геоло-глчесхао ?еяа" (1974). лптологичеспий подход в определении формации изяогш с рабоуах Л.А.ВаккроЕа, А.К.У-льцовсй, Н.А.Крыло-г.а, И.К.Коротки п др., посвяценкых фораационно:^ анализу в нефтяной геологи«' на примаро коккротных регионов СССР.

Г.г.->г-; 2. Классификация форцацнй

Б глаоо правздзна класифксации формаций по Н.С.Шатсксну кШЬ), Н,П,ХераскоБу 11252), Н.М.Страхову (1962), В.Е.Хоину (1973, :СЭЗ), В.И.Полосу (1935), В.Т.Фролову (1934). Нюл продаашется рз&глчзтъ формации по рангам.

Таблица I

Ранг:; I { 1 • Су^зеиыощэ присная;! I 1 1 Примеры фоакаций

1 ! Я 1 3

I П

И

ш

У У1

го.что.сгч'ссииЯ

происхоздснло

вецаеявегаыя состав, цвет, строение

слсанпчасшю, штершювые

г. лзтформещыо, геосинклинали те, переходные

ор?оплатформен№.-гпараплатформен-ныз

осадочные, офф^ивные, интрузивные

Н др.

для осадочных: иорские, континен-талишэ, терригенные, аридные и т.д.

глинистые, песчаные, песчано-гли-ьлетие, красноцветные, угленосные и т.д. в объеме одной или дв.'ос--трех свит

х_!_2_!___3

УП пег;эетзеи!»я состав, то го, в сбъсме п&чтпг,

цвет, стросияе горизонта

Формация эиспях рангоз шуидатэтея нра Ряобая1йаг кссхздогз-ниях» сред.";',г, я низших ргнгоз - пи:; рзгионглшга 1:еслъДог."!п.'з:. В платформенное чвхло Ззпадно-Скбнрскоя голки прздяагаотса наделять десять терригеетнх формация: по пс:,/:е?-е;!нс;гу составу, дзету, строем'.та и ::ро',;схо:-доитта (таблица 2.). Суцзсгввшго ног.;-,! в этой каассмфякацгч является вкаелегпе формаций по таду перзел&к-вз-ия песчаню: я глитаепк пластов, пачек: ритмично-слоистая (рятмитовая); лшгеозидно-елоястая (г.шзо.тктопа.-!), к-^пксфор-.сная--косослоистая. К&гдий гтз десяти типов формаций кгает определенное отношение к главному полезному ископаемому 3?ладяо-Сибкрс!сого региона - нефти и природне.му газу.

Глава. 3. Методика фориацисгатого агдянза платформенных толд

Согласно принятому нами определенна в основу Еадэягнпя фор-граций лолеяены четыре призва:«: литологлчгеккй есстаэ, внугрегягее строение (тип переслаивания плгетоэ); цсе?, происхсжягггпе. Каггуа-иования формациям даются по преобладавшему ссстазу го-чих перед,-из которых состоит формация: песчаная,гязиистая» пссч-зкс-глглп'стая глинисто-песчаная. Зо вторуа очередь л названия йоруздиа добавляются слова, обозначаете цвот, содержание полезных непегтаоггл: и внутреннее сгроенк— В третья очередь в назпание фор;.пц:!л вяодет-ся слова, обозначавшие услозия. происхоядегая.

Генетический признак - вторичный признал, укоэакгэчителкмЯ, реконструируется приблизительно на осковз полевых и лабораторных исследований горных пород. Поэтому оч но пригоден для неравного выделения и картирования формаций. В пог^зых условиях первтто . выделяатся геолопгческие тела по гернопородноыу составу, цвоту, внутреннему строению (типу переслаивания) или по включения полезных ископаемых. То яе касается татах геологических тая, как формация.

Форгчции, выделенные на литологичес :ой основа, -мепт мощ-

Формация платформенного чехла Западао-Скбст«скоЕ такты и 1«

диагностические пркзглкк.' Составил Е.Ц.^хстатав

Таблица 2

о

№ пп

т

А.

Фодаацяи

Примера (свита)

!Нофте-

!гаэо-

!нос-

I. Глинистая морская

абалакская ( ) ахская (К^ в - Л ) куломзкнспая (К^ в - ^ фзоловская (К^ в-а)

нет

2. Глинистая битуминозная ыот>ская

беяеиовская (Од ^ -К^) редко тутлеГлскля(,7зV -К 1 т) нефть

3. Глинисто-кпедаистая бстзезовская (/(£ ср) *°«кая лсаинвооская (р2)

нет

Диагностические признаки

по ГИС

'по сейсморазведке 1 б'

высокие значения низкоамплитудные СП, "Линяя глин" непротяженнне отражения

-высокие значения региональный СП и КС сейсяоговизонт Б

"линия глин"

высокоамплитудные квупно цигашчнке отложения

4. Песчано-глинистья иктмично-слоистая (г»лт«ктовая) мог'ская, континен-талько-мооская

вепх. часть мегтонской свиты, ваотовская свита (Кт Н. - <?-г ) тенопчинская свита

(Кгбг -а) больпехетская сепие васвгамская свита (>7о К-0)

часто относительно чет- цазновмплитудные нефть, кое тжзделение пвстякенные гезо- разтюза по СП на крупиоцикличные конден- пласты глин и отпажения сат песков полностью евкяе 4-5 к

I г

1

!

Оесчано-глкнистая линзовидно-слоистая (линзолитовая) континентальная. конти-нентально-моргхая

тюменская свита («7 5 редко верхняя часть ханты- нефть, мансийской свита

по СП част/се беспорядочное чередование глин и песков

умеренно ггоотяд, отупноцикличные отражения

6. Песч&но-гликиетбя слабо углейзсная кочтчнентальная

7. Песчано-глинистая коасноцветная,пест-роцветная лагунно--конт1«;'?нтг_';: пая

8. Песчаная морская

тгиенская свита (3 игатская свита

редко нефп, газ

То же

То же

татапская свита (^ К) изт ил е к екая свита (К^ \j-8z) киялинс<сая свита О^Л- 6г )

То же

тавская свита (К| V 3.3) нефть согулккнская пачка (,7 3) гзэ новопсртовская пачка

низкие значения СП, "линия песков"

9. Песчаная клиноформная ачииовская толаа (Ктв) морская

нефть. То же газоконденсат

Ю. Песчаная континентальная

по курс кал свита а-с) газ То ае

наяленныа (клиновидные) разноамплитудные отражения

мелковолнистые стзедиеампдктуднке отряжен ия

кость 20-200, редко до 500-800 м, но площади чх распространения весьма вначителыше - 0,5-1 млн.км^. При таком подходе формации соответствуют свитам. Но ото в тех случаях, когда стратиграфические, яитологическяо и формационные границы совпадают друг о другом.

. В глава дано обоснование выделения особого типа формаций -ритмитовой формации, состоящей из ритмичного переслаивания песчаных пластов-коллекторов и глинистых пластов-покрышек, молщоеть которых составляет 5-50 м. В качестве типичной формация такого типа принята формация вартовской свиты и верхней части мегиоис-кой свиты. Она расположена в средней части платформенного чехля, по возрасту отвечает позднему валанжину, готериву, баррему и раннему апту (рис.1). Особая примечательность этой формации в том, что в ней сосредоточены основные запасы нефти Западной Сибири.

»/лгнгыелоеая ритмитовая формация широкой полосой протягивается о? Сургутского и Нижневартовского сводов на юге до северных оконечностей Ямала. Ширина отой полосы в среднем составляет 500 км. С .запада она граничит с глинистой морской формацией фро-ловской и ахской свит, с востока - глинисто-песчаной континентальной формацией, подстилается глинистой морской формацией мегионс-вой свиты, перекрывается песчаной континентальной формацией по-курской свиты. То есть, в разрезе платформенного чехла ритмитовая песчано-глинистая формация по вертикали и латерали ?аниыает промежуточное пространство между глубоководно-морскими и континентальными отложениями. Формирование ее происходило в шелкфовых, мелководно-морских, континентально-ыорских частях седиментацион-ного бассейна, что подтверждается палеонтологическими данными. Границы формации по латерали нерезкие, неровные границы она имеет и в подозванной части, где она контактирует с глинистой морской формацией нижнего валанашна. Четкую и ровную границу она имеет только в кровле, гда она перекрыта трансгрессивно глинами алыиской свиты (нижний апт). Мощность и стратиграфический объем нихнеиеловой ритмитовой формации подвержен изменчивости в соответствии с седиментационнои зональностью. Вблизи восточной окраины бассейна ритиитовая фармация маломовдая (150-200 ц) имеет ран-невалакжинский возраст.

Ближе к осевой зоне бассейна мощность и возрастной объем увеличивается до максимальных равн..ров, к западу рновь сокращается за счет псяно* глинизации иаланжик -готеривской части.

ТЬло.ж.енае ритмитовой формации в ла^гралгикх л вертикальных

Турин- леушин- Фрол;н ■ Сургут- Самотлор- мрьяк- Елогик-

СКАЯ СКАЯ СКАЯ СКАЯ СКАЯ С/САЯ СКАЯ

1-ОП 1-ОП 1-р 51-Р 8 - Р 1-ОП 1-ОП

Рис Л. Вертикальные и горизонтальные Аорыационные ряди платформенного чехла ЗападноСибирской плиты. Составил Ь.М.Максимов

формации: I - глинистая морская; 2 - глинистая битуминозная; 3 - глшшсто-крсикистая;

4 - песчано-глинистая слабо угленосная лакзовидно-слоистал контоненхалыгея;

5 - песчано-глинистая ратмичио-слоистая контииентально-иорская; б - песчано-глинистая линзовидно-слоистая морская; 7 - глинисто-песчаная контпненталшая; 6 - залежи нефти

'.¿юраационньас рядах с^дотельствует о той, что образование ее происходило иа переходном этадо от трансгрессивных к perpecjuB-üi'.i условиям осадкош-жоадена^ а в условиях ярко выраженной циклической седшдентацав. Внутри нее выделяются маркируюцле гс;'.азсн-ты глинистого состава - самотлорская, чзускянская, намокая дачки» а в кровле - кошайская пачка. Ые.эду кощайской и иамекпй пачками залегают до десяти песчаных коллекторских пластов группы А, разделенные друг от друга глинистыми пластами - покришеаш. Килру шшской а чеусканской пачками залегают десять коллекторских нлаотов грушш Б, разделенные глинами. Нияо чоускинокой пачка залегают еще четкре-иять песчаных дластов-коллекторов,

Литологическии' подход при выделении формаций открывает 'широкие возмоаиости дримононая геофизических материалов для форма-цаоппого анализа. Цитологическая интерпретация диаграммы Gil позволяет „«лэтать части разреза, слохешше чкзаша глинами, в качестве 'гданаотой формации, а слогеаные преимущественно песчаниками -в качэзтве несчаао". ала гштстот-десчанои формации. Часть разреза, характеризующаяся до крагой СЛ как лереслаиваиие аргиллитов и песчаников, относится к азечано-гланастой ратиичяо-слоисгой (рих-штовой) шш лнязовадно-слоистой (линзелатовой) ^ормацаи в зависимости от толщины переслаивающихся пластов. Если пласты песчаников а аргиллитов хорошо коррелируются (прослеживаются) от скважины к скважине, шежт мощность не монае 5-10 м, то тикал переслаивающаяся толща диагностируется как ритмично-слоистая (рцтматовая) формация, Лра беспорядочное аореслшшаниа пласты иоечаиаков а аргиллитов не корреларуются (не прослеживаются) от скьаасшш к сквякиие, имеют мощность менее 5-10 м. В этом случав- но диаграмме Cil не удается расчленить раярез на нлаоти-нокрыаки л шш с ты-коллекторы ввиду их ¿¡«значительной мошиостц ц легкой неделимости. Такая часть разриэд определяется к;г.< иес-чнгю-глшшетая лаизоьадно-слоастая (ланзолатоная) формация.

Разрез еквакани, рссчленешшй на формации ио азлочгиной методика, будет представлять собой вертикальную «¿юрмационную колоику (ряд), которая домоастраруот, в како!'. иослодоиатсль-¡¡озта осуществляется переход однах формаций ь другаз в верт;д.аль-uo.u ¡шаравлоапа. lía их основе строятся структурчо-фор.л'луошшй ареала и карта.

I-V

СТРУКТУРНЫЕ КАРТЫ ПО ГОРИЗОНТАМ БиГ ггалеоструктурмя карта 5-Г

ГРАФИК АМПЛИТУД

50 100 153 ч

С ГРУ К ПРНО - ФСРМЦИОЦНЫИ ПРОФИЛЬ

II 11

1сл-ср

□

* • ТЮМЕНСКАЯ-3, .

_Г±Г---

Рис.Я. Структурно-формационная модель Надымского куполовидного поднятия, Составил: 5.¿¿.Максимов

Е5

Условные обозначения к рисунку 2

В - структурная парта по сейсмогоризонту Б;

Г - структурная нарта по сейсмогориэонту Г;

Б--Г - палеоструктурная карта, построенная методом вычитания карт по б и Г,

Формации: I - глинистеч морская; 2 - глинисто-кремнистая;

3 - глинисто-песчаная континентальная;

4 - песчано-глинистая ритмитовая;

5 - песчано-глинистая субгленосная;

6 - залежи газоконденаатные

Насыщение разрезов и карт другими диагностическими признаками (цвет, включения фауны; минералгз, полезчих ископаемых, происхождение) производится по результатам исследования кернойого материала.

Литологический и структуралистический подходы при выделении формаций позволяют использовать для картирования формаций сейсмические разрезы. На любом сейсмопрофиле выделяются опорные, региональные, субрегиональные отражающие границы, которые расчленяют сейсморазрез на сейсмокомплексы, подкомплексы, "сейсмофации". При этом в качестве диагностических признаков принимается структура волновой картины: ориентировка отражений относительно горизонтальной поверхности, амплитуда (интенсивность) отражений, их протяженность в горизонтальном направлении, расстояние медду отражениями по вертикали. Эти признаки позволяит диагностировать осадочные формации по признаку строения, выделять формации: кяи-нзформные, параллельно (циклично) слоистые, линээтушо (беспорядочно) слоистые. Сейсмический рисунок песчекой формации типа по-курской свиты (апт-альб-сеноман) слагается из частых хаотических нещ тяаенных отражений средней интенсивности. В целом эта формация представляет собой массивный природной резервуар, а непротя-кеиные сейсмические отражения отображают наличие внутри нее лин-зовидных глинистых прослоев. Песчано-глинистая ритмично-слоистая формация, выделяющаяся «»к многолластовый природный резервуар, на еейсморазрезах опознается параллельно-линейнш рисунхом волновой картины.

Д.»? л отдельных сдйонов и крупные структур платформенного чех-п;-.?д?-агастея строить структурно-ф^рм&ционныо модели. Основная

ноль таких построений - прогнозирование нефтегазсносноста по двум параметрам (критериям): тектоническому и формационнсму.

Тектоническая часть модели включает в себя график амплитуд, структурные и палеоструктурныо карты. Форма циошшя часть модели представлена структурно-формациошшмя профилями. на которых кроме формаций показаны заледи нефти и газа, результаты испытания скважин (рис.2).

Глав?] 4, Тектоника Западно-Сибирской плиты

Кратко рассмотрена вопросы тектоники фундамента, промежуточного структурного этажа, платформенного чехла. Платформенный чохол в тектоническом отношении представляет собой мегасичекли-зу асимметричной формы, днище которой расположено на севере. Здесь мощность платформенного чехла оценивается в 7-10 км. Характерной особенностью тектоники платформенного чехла является слабая контрастность составляющих ее структур: амплитуда Нижневартовского свода но кровло фундамента составляет всего 400 м, Сургутского - 300 м. Влияние тектоника нг формационный состав платформенного чехла проявляется на'уровне крупнейших структур: ' антеклиз, скнеклиз. Унаследованными от позднего палеозоя предполагаются глубокие синеклизы: Ямало-Гвданская, Усть-Енисейская, Надим-Тазовская.

Глава 5. Формации промежуточного структурного этажа

Существует около двадцати вариантов схем промежуточного структурного этажа (ДСЭ) Западно-Сибирской плиты, составлении;: ра"<:жи авторами по материалам интерпретации гравимагнатных 1сарт и сойсморазрезов. Геохэги при своих построениях исходили помимо этого из принципа унаслэдованностд, согласно которому под мело-, зойскими впадинами должны быть прогибы в палеозойском структурном этаяе. Такая унаследозанность подтверждена на примере большинства впадин ТуранекоЗ плиты, частично подтверждается я на территории Заиадно-Сиблрокой плиты. Господсшсвавшез долгое время представление о широком развитии в фундаменте ЗападноСибирской плиты обширчнх блоков докембрнйского фундамента бурением последних лег не подтвердилось. В частности, не подтвердилось наличие Уват-Ханты-Уапсийского срединного массива, вкделон--ного по гравимагшиным данным. Вместо предполагавшегося некого залегающего палеозойского чехла здесь были установлены сгладчаты»? структуры герцянсиого возраста: глинистые сланцы, эсфузавы, туХч, г.звостняки, гранитные массивы. Тем са:.:ым подтвердится тезис, рэме«.

обоснованный А.Л.Яигиныа, А.Е.Шлезингером (1976), что "заложение к далыейшзе развитие Западно-Сибирской плиты не имели связи с дспллтной историей". Курением на Уренгойской площади (скв.414) на глубине 5290-5350 у были вскрыты базальты предположительно де-со,.ско?о возрас-га, хотя здесь по данной сойсиоработ многими исследователя»! предполагалось наличие субплатформенной терригенно-кар-бонатной чголци верхнего палеозоя.

Палеозойский платформ г.-.ный чехол, относимый .{ ПСЭ вскрыт оггорнши еивишнами на Приенисейском склоне, на Марьинской, Бело-горской, Кассхой, Чулшской площадях, представлен девон-каменно-угэакшки ошжзкияан, подразделяющимися на три типа формаций: айузгзвчо-туфовай» карбонатно-терригенный красноцветный, терриген-ко-углеродистый. Вскрытая мощность эффузипяо-туфовой формации в Еакогорской скважина составляет 587 «, кпрбонатно-террнгенной сраеноцветяой формации среднего ¿¡свомп в Касской сквежине составляет в*10 и. Корбрнатно-те-ригенная сероцветная формация нижнего карбона вскрыта в Чулымской ^лорной скважина (глубина 2797-3001 м), тсрригонно-углеродастоя формация среднего-верхнего карбона - в той аз скважине на глубинах 2556-2797 м. Слоистость горизонтальная.

На осное э цмекедхся геологических и геофизических данных А.А.Бугынкиковой и др. 11958) был сделан вывод, что девон - ка-иенноугояышй платформенный чехол на имеет сплошного распространения, а выполняет отдельные мелкио и крупные впадины: Маковскую, Усть-ТУруханскую, Пакулихинскую, Касскуто, Усть-Тунгусскуто, Кази-чинскуа, Кемчугскув, Тегульдетскую.

По сейсмическим данным палеозой-траасоБый платформенный чехов предполагается на севере Западно-Сибирской плиты - в Усть--Е'шсейскоы прогибе, в Яшло-Гыданской и Надым-Тазовской синек-лязы. Иосршпть промежуточного структурного этажа по построениям Ю.Е.Вайполкна (1933) здесь оценивается в 4-5 км, из них т триас отлодятся 1-2 км.

На остальной территории Западно-Сибирской плиты по представлениям большинства исследователей (В.С.Сулков и др., (1975), З.С.Бочхарев (1988) и др.) складчатый фундамент представлен гер-цхнид&шг. К промежуточному структурному этажу в этих областях теоретически могут быть отнесены осадочные выполнения межгорных «задан, передовых прогибов и миогеосинклииалей, где складчатые днеяохации и метаморфизм пород проявлены слабо. Особый интерес я этом отноаении представляют карбонатные формации, поскольку в них чзде веречавгея коллектора тревднно".: и трежлнно-каверново-

го ~пов. В Нюрольской впадкне в органогенных известняках силур! -девона и в коре выветривания выявлены залежи нефти и иефтепрсяв-ления С'С.-^а 'тем на 10 месторождениях. Залети иефта в иср-з аизет-риьакия уундамйчть <5к.».и выявлены ка многих месторохдеииях Саякско--Краснояенинского района и в Среднеобской области.

Гтупг.а 6. Формации тафрогонного структурного этгяа

К тафрогенкому зтажу относятся терригенно-эффузииннз я тгр-ригекно-угленосные формации триаса,' выполняющее грабены и грабе— нообразкыо прогибы. Грабена явяямтся независимыми стр;/ктуча!ш. наложенными на структуры складчатого фундамента и промежуточного структурного отпжа. На территории Западной Сибири бурением установлено свкве ЬО гпабенообрасных депрессий. Материалы бурения нз Уренгойской, Ево-Яхскоа, Геологической площадях сеидетельстуупт о том, что на севере Западной Сибири тзфрогекный структурный этаж переходит в платформенный этаж, замечаясь терригенной формацией тампейской серии.

В нефтегазоносном отноиении тафрогенный структурный этья оценивается как малоперспективный. Непромышленные притеки нефтк нз триаса были получены з Челябинском грабене, иа Крзсноленянской плошади.

Глава 7. Формации платформенного чехла Западно-Сибирской плити

Триасовая система. В этом разделе дана характеристик^ формаций триаса, образующих Н'.гигко часть платформенного чехла на севере Ззпадной Сибири и в дниедх Ньполъс.ксй, Устъ-Тшской впадин. Сквэлсинзии осадочный триас вскрыт на Тампейской, Тундра-ной, ^ренгоясхой площадях и выделяется как тамг.оч.ская серия. Анализ керкового материала и каротажных диагг-змм позволяет зцге-яить среди платформенчых отложений триаса пять типов формаций" терригенно-эфф^'зивныГ;, песчано-арг:иг лито вый, аргиллито-песчачс-конглонератсъый.песчано-ггикистый пестроцветный, песчано-глиге:с-тый угленосный. 3 разресах, зскрьта: скважинами на Упенгой^кой площади, наблюдается ритмичное чередование преимуцес/аенко глинистых и преимущественно песчаных пачек. Моетость оелдочного триз-

Г9

са здесь составляет 150-400 к.

В нефтегазоносном отношении терригенные формации триаса оценивается как перспективные, хотя первые определения фильтрацион-п стоимостных сеойсте горных пород свидетельс!иуют об отсутствии ерзды >:нх проыыаленно-аначкдах коллекторов. Плотность пород на этех глубинах гысокая - 2,4-2,6 г/си3. Открытая пористость песчаников по керосину ка глубинах 5638-5660 и (сворх.лубокая сквахкна СГ-б) составляет 4,1-9,2$, газопроницаемость 0,01-0,04 мд, карбо-натность 0,6^-2,2%,

Рпекая сиотак?,. В сос?аве нищего и среднего отдолоз юрской систем*' выделяется три типа формаций:

1) цеачано-глинчетий риттчно-слоистый коктинентально-морс-кой (бодшехетская серия);

2) песчано-глшшстый линзог.ико-слоистый слабо угленосный кон-хмизиталькый 'заводоукоЕо:ая серкя). .

• 3) песчано-глинкотый угленосный.

Ка формацнонной карте плоцадь распространения ритмично-слоисто!; песчано-глинисгой формации ограничена Надыы-Тазовской, Ямало--1\&акской, Усть-Енисейской синекяизами, угленосной формации -Фяино-Епиасисксй синоклизой. На остальной территории Западио--СиЗирской плиты развита песчано-глинистая линзовидно-слзистая сглСо угленосная континентальная формация. В Сургутской опорной сква-дые она вскрыта на глубинах 2813-3063 м. Аргиллиты и с.ргил-¿.игоподобнио глины чорнке, теьшо-серые, серые, прослоями углис-•лю, бы-уиинозныо, тонкошттчатые. Алевролиты ссрые, темно-серые, 1чори£онтал!но слоастыа, с углистым детритом. Песчаники мелко- и сред:езсрш-:ста'е с гхкчисткы цементом, иногда в них присутствует гравийный материал.

В Ксаеколеникско-Ярудейском районе нижняя юра выделена в объеме сьркагинскэй свиты. В основан"«! формации залегают граве-лпы. грубозернистые песчаники (пласт Юц) с прослоями аргиллито-подобкых глин.

Угленосная формация Чулымо-Енисейскс .'о района имеет модность до 1000 м. Холена угольных пластов составляет 0,5-2 м. В Полярном к Приполярном Зауралье мощность угленосной формации составляет 150-200 м, толщина угольных пластов - 0,5-10 ы. ¿ня серхнеирокого отдела составлены две формацнонкые карты - для кег-огейского, оксфордского, кимерлджского ярусов (совместно) и для польского яруса. В составе келловейс.:.";го, оксфордского и киме-р,¡Адского отделов вьще*. .г.тся формации:

1) песчано-глшшетая ритмично-слоистая мореная (засагакская и георгиевская свиты совместно, точинск&я к скгсвская сз;гты совместно);

2) песчано-глинистая линзовидно-слоистая кентаненталгнз--морская (наунакекаи свита);

3) глинистая морская (абалакская, даниловская, гольчихшекая свиты);

4) песчано-глинястая пестроцветная лагуинэ-коитпнентзлк-ля (тяжшская, татарская свита);

5) песчано-конгломератовзя морская (вогулкииская пачка).

Глинистая морская формация развита на территории Максим -ой, Надш-Тазовской и Ямало-Г^дакокой сикехяиз. Песчано-глинкстае морские и континентально-морские сероцветнне формации распространена а пределах Хантей'яой, Кеть-Вахской антеклиз, Нарольской впадина» ГГриенисеПского склона. Крэсноцветкая формация верхней юра установлена в Омской и ^лымской впадчнах. Песчано-конгломератовая морская формация развита на Приуральское склоне - в Е-зрезоескол, Игримском, Шаимском районах.

На больней ча^ти территории Западно-Сибирской плиты ыоскосаъ верхнсюрской формации ко превышает 50-70 м. Максимальная мощность келловейского, оксфордского, гскмери&яского ярусов(совместно?установлена в Усть-Енисейской сииехлизе и на Приенисейском скгс-п 400-500 и.

Волжский ярус в Западной Сибири известен как региональный глинистый репер небольшой моцно«вд, хоропо опознающийся на ксуо-ть,.;.чкх диаграммах и сейсмических разрезах. На формационней карте волжского яруса показаны следутзсде формации:

1) глинистая битуминозная (бзженозская и тутлеймская свиты);

2) глинистая, слабо битуминозная (марьяновскаь, данилозская, мулымьинская свиты);

Ч) глинистая (яновстанская, гальчихикская свита);

4) песчаная глауконит-кварцевая (федоровская свита);

5) песчано-гравелитовая Стрехозерная п^чка).

Все формации готского яруса имеют морской генезис. Гяинис-тая битуминозная формация занимает евьгае половины площади ЗападноСибирской плиты от г.Омска на юге до северных охонечностей Ятяь-ского полуострова на сезере, от г.ЕЬнгаз на западе Д" г.Ксгакгечо на востоке,'сложила бигуотнозными аргилльтаня. Аргиллиты черные, точчо-бурые, плотине, плитчатые, тонкслистоватые, прослоями из-

весткомстые, содержи? вклачения оерен пирита, глауконита, черного блестящего битума, тонкие прослойки и гнезда алевролита, остатки аммонитов, двустворок, белемнитов, рыб, радиолярий фораминифар. Сориагал знаменует собой эпоху максимальной трансгрессии моря, когда прогибание территории нб коетенсировалось осадконакоплениеа. Мощность формации от 7 до 90 м.

Меловая „система. Нижний отдел меловой систьмы, вклачая сено-клнсиПй ярус ьерхнего отдела представляет собой трансгрессивно-регрессивный мзгациклит (термин Ю.Н.Карогодина) мощностью 1500-2000 м, состояний из терригенкых формаций преимущественно морского гетзиса. Трансгрессивная часть мзгащклита сложена глинистыми формациями бажен'Ч.ской сви ы верхней юра, кулоызлнской и меги-сиской свит берриас-раланжкна. Лароходцу» часть негациклита составляет песчано-глишстая ритмг'ьо-слоистая (ритмитопая) формации верхней част: негионской свит»: и с&ртовской свиты. Регрессивная час!?ь ыэгациклита сложена песчаной континентальной формацией по-кургкой сюты (см.рис.1).

Аля ниш£ысл08ого отдела построено 6 формационкых карт. Пра этси расчленение осадочного разреза на ярусы и подъярусы произведено в соответствии с нови.:;; стратиграфическими схвмаки, принятыми,! 1ЙК ь 19У0 году. Карта построены для тех интервалов разреза, ксторио выделяются как нефтегазоносные комплексы:

1) берриас-никневалакзшнский,

2) верхнэваланжинекип,

3) вархневалашаш-готеривский,

4) всрхнеготериц-баррьмсхий,

5) аптский,

6) верхнеальб-сеноманский

В составе низнемелового отдела выделяются следующие формации:

1) глинистая морская (куломзинская, ахская, фролоис.сая, ал-ь*-сейя свита, нижняя чпсть шгионской, сорткмской, х^нти-ыансийсяоп свит);

2) глинн_гая битуминозная, слабо би.уминозная (верхняя часть тутлег^ыской свиты, аулымьинская, алясовская секты);

3) глинисто-аяевролито-песчаная морская клиноформная (ачп-«згсвая тэлца);

4) песчано-глшшстак ритшми^-слоистая морская, континенталь-нс юрская (верхняя часть мегионской, сортшской, нижнехетской сы:т, влртовская, устъ-оалзвяскан, сангог>:>йская, вандеаская, танга-гсвск&я, сухэдудижкяя, ганог.чияская, заполярная свиты);

5) пчсчано-глинистая лкнзовидно-слоистая (леуич/нг'кая свита, верхняя часть ханты-мансийской свити),

6) алеврито-песчаная морская (тарская, викуловская, уватская свита);

7) песчаная, глинисто-песчаная континентальная (егогуйскал, юрацкая, северо-сосьвинская, малохетскал, покурская свиты);

Q) песчано-глинистая континентальная слабо угленосная (яковлевская свита);

9) песчано-глинистая красноцветная лагз .що-континелтальная (илексная, киялинскач, карбанская свиты).

Глинистая битуминозная формация выделяется на Приуральской склоне в берриасском ярусе, слабо битуминозная - в валанжинском ярусе. Площадь распространения глинистой морской формации максимальная в берриасском ярусе, где она охватызает почти всю территорию Западно-Сибирской плиты за исключением Приенисейского склона. В валанжинсксм и готеривсяом ярусах она существенно сокращена и ограничена западной половиной региона - территорией Мансийской синеклизы, Приуральского склона, западных склонов Надым-Тазозской и Ямало-Гиданской'сннеклиэ.

Глигасто-алеврито-песчаная морская клиноформная формация выделяется в составе берриасского яруса и нижневаланжинского подъяруса на территории Хантейской, Кеть-Вахской антеклиз, Нвроль-ской впадины, п Пурле' пком и Уренгойском районах.

Песчано-г.-'.шистая ритмично-слоистая (рнтмито вая) морская, континентально-морская формация выделяется в составе верхневалан-:п!нсхого подъяруса, готеривского, барремского ярусов и нижнеапт-сгсого подъяруса ría территории Хантейской антеклизи, восточного склона Кадым-Тазовской синеклизы. На.западе ока граничит с глинис-. той морской формацией, причем глинизация формации по мере продвижения в западном направлении происходит постепенно: вначале глинизируется валанжин, затем гофрив и далее всех - баррекский ярус. Это свидетельствует о том, что в западном направлении возраст рлт-митовой формации постепенно омолаживается. На востоке ритмитовпя формация постепенно опесчакиваетс* я переходит в г.танисто-песчанув континентальнуи формацию (см.рис.3). На территории Усть-Енисейской синеклизн ритмитовая формация выделяется в объемо верхнего аалан-тана и готерива, в Я,,ало-1\'н1ьнекой синеклизе - в объеме верхнего готорива, барремского, аптск-эго ярусов. На форнационнод карте верхнеготерип-бзррем-нижнеаптского нефтегазоносного комплекса к'Гйъ судаггпс-.ное сс^рлиение плоя?, -я разлития глинистой морской

Условные обозначения к рисунку 3

Формации: I - глинистая морская; 2 - песчано-глинигтая рит-митовая морская; 3 - лесчано-глинистая линзовид-но-слоистая континенталъно-морская; 4 - глинисто-песче.на: континентально-морская; 5 - песчано-г; I-нистая пестроцветяая; 6 - изопахиты; 7 - границы формаций; 8 - газоконденсатные залежи; 9 - нефтяные залежи

Список месторождений*

I - Геофизическое; 2 - Дерябинское; 3 - Казанцевскоо; 4 ~ Иелятккнское; 5 - Соленинское; б - Сузунское; 7 - Новопортовское; 8 - Ямбургское; 9 - Оликуминское; 1.0 - Заполярное; II - Уренгойское; 12 - Пурпейская группа; 13 - Восточно-Таркосалинское; 14 - Тарасовское; 15 - Вынга-пурсяое; 16 - Холмогорская группа; 17 - Варъеганекое; Таг-ринское; 18 - Федоровское; 1у - Усть-Балыкское; 20 - Саиот-лерское

формации и песчано-глинистой ритмитозой формации, а на карте верхнзаптского подъяруса глинистая формация отсутствует полностьа, ритмитозая формация сохранилась только в Ямала-Шданской синелги-зе. На остальной территории Западно-Сибирской плиты аптский ярус елояен глинисто-песчаной континентальной и алеврито-песчаной формациями, что свидетельствует об абсолптном господстве регреси сизишх, континенталыг "к условий осадконаконления.

Альбский (,рус ка западной половине Западно-Сибирской плиты кмеат двухслойное строение: внизу сложен глинистой морской формаций, вверху - пссчаио-глинистой линзовидко-слоястой формацией. Б центрально-меридиональной зоне и на Г.раенисейском склона альбский ярус составляет часть апт-альб-сеноманской глннисто-посча-ной континентальной формации, выделяемой с объеме покурской свиты. Сеномакский ярус на всей территории Западно-Сибирской плиты с годен алеврито-песчаной и глши^то-песчаной формациями континентального генезиса.

Песчано-глинистая красноцзетная формация никнаго мела развита на изной и юго-восточной окраиче еедикентационного бассейна. Песчаьо-глинистая б кситоноская формация установлена в Туруханс-ксм районе, а Чулымо-ЕкисейоК- й зг.адине, Тургайскоы прогиба, на восточном склоне Ура а.

сеноыанского яруса). В Западной Сибири на границе сеноманского и туронсксо ярусов, происходит р«з\ая сменч состава пород, обусяос янчоя наступлением тр.-жегре;;-

сивного ре-ама осадконакопления, продолжавшегося до конца мелового периода л в палеоцен-эоцене. В течение этого периода стабильного стояния морского режима седиментации продолжительностью 60 млн. лет накопились тонкослоистые кремнисто-глшшстье осадки, сокращенные по мощности, но регионально ввдержашше на огромной территория.

Формационные карты построены отдельно для туронского яруса, коньякского и сантонского (совместно), кампанского, маастрихтского ярусов. В составе туронского яруса абсолютно преобладает глинистая морская формация. Мощность ее незначительная - 20-50 м. Иесчано-глияистая формация развита вдоль восточной и юго-восточной окраины осадочного бассейна. В южном Зауралье и Тургайском прогибе туронский ярус сложен формацией кварцевых песков, гидро-слюдиото-каодиновых глин, содержащих гидрогетит-леитохлоритовые оолитоеыэ железняки, сидеритоляты.

В перечне формаций, слагающих кольякскгй и сантонский ярусы, по площади распространен!«! преобладает глинисто-опоковая морская формация мощностью до 150 м, заяем ~ песчано-глшшстая морская формация. Железорудная формация верхнего мела - палеогена бурением изучена в Коллашевском районе, на Бакчарском месторождении. 1Сам— панский ярус состоит из аого же набора формаций, что и нижележащие коньякскии и сантинский ярусы. Мощность формаций 80-J.50 м.

В Маастрихтском ярусе преобладает глинистая морская слабо известковистая формация, Кромэ нее в составе маастрихтского яруса выделяются алеврито-глинистая, глинпсто-лесчаная и келезорудная формация. Мощность формаций до 200 м.

Палеогеновая система слагает верхнюю часть платформенного чохла Западно-Сибирской шшты, залех'ает на небольших глубинах (до 750 м). Нижняя ее часть до низшего олигоцена включительно входит в состав кремнисто-глинистой формации, образование которой началось еще в туронском веке. Верхняя часть в составе среднего и верхнего олигоцена сложена песчано-глинистыми формациями континентального генезиса.

В nept знь формаций, слагающих палеоценовый отдел, входят следующие формации: глинистая морская формация мощностью до 200 м, распространена в западных и центральных с властях плиты, глинисто-песчаная формация - в-окраинных зонах, марганцеворудная формация развита в Среднем Зауралье, железорудная - в Коллашевском районе.

Эоценовый отдел составляют следующие формации: I) .диатомовых глин, диатомитов; 2) оиоковидных глин, опок; 3) глин, опок, алсв-

ролнтов, квэрцево-глауконитовых песчаников; 4) коятгимкталышх глин а песков; 5) оолитовых гэтит-шамозатовых холеэиих руд. Мощность формаций до 250 м. В составе верхнего эоцена - чтгаего олигоцеиа выделяются глинистая морская (формация золены;; глин), песчано-глшшстая континентально-мормсая, глинисто-песчаная континентальная формации. Мощность формаций до 2CG и.

Верхняя часть ыитформенного чехла сложена относительно маломощными (до 3Ü0-4U0 м) террагенныма отложениями, объединяющимся в посчано-гдштстуи континентальную формацию средно-ноздкеояиго-цепового возраста.

Поогечовдя сцстзцд. 3 неогеновом периоде Западная Сибирь била вовлечена в область общего тектонического поднятия п размыва ранее накопившихся осадков. Тектонической опускание, сопровождавшееся накоплением континентальных осадков, испытывала только южная часть Западно-Сабирской илитн - Яриказахстанскай, Дриалтайский склоны, Омская, Кулувдинская, Чулымская впадины и Тургайскзй прогиб. Максимальная мощность неогеновой пеочано-глинастой континентальной формации 2G0 м.

Общая мол,оль сюрматаонного строения платформенного чох.ца З^нално-Сибирско;'! „плцтц (рас.4). В платформенном чехле ЗападноСибирской плиты, начиная с промежуточного этажа, нами выделено 57 конкретных формаций, 48 субформавдй. lipa этом получены следующие OGHOBdUO выводи.

1) lio стратиграфическому объему формаипя соответствует серии, одной или нескольким сватам. Субформации выделены из состава формами по возрастному признаку, ¿¡о стратиграфцчоскому объему субформация соответствует одной свите. Формации еще более низшего ранга на общей модели не показаны, ала показаны условг -ми знаками. К таким формация»/, относятся железорудная, маргандоо-рудная формации а другие, развитые в периферических частях плиты,

2) Структуры мазозойско-кайнозойского платформенного чехла большей частью являются яаложеч.аш на структуры складчатого Фундамента, дромекуточного структурного зтажа ■< тафрогенного яруса. Это свидетельствует о тем, что платформенное прогибание Западно-Сибирского региона яв-шлось самостоятельным процессом, происходило под влиянием глуй:иншх процессов высокого ранга, ох-ватлвшх с начала юры обшир)'у>' '.ерриторию п сопровождалось поднятием сСседних областей: Cnói'pc.cott платформы, Таймыра, Центрального Казахстана, Алтая, Сеян, /рала, Ла2хся.

гп

Рис. 4

?ис. 4;. Вертаялльнч» и латеральные форшциошше р^; основных течтояич. .жих областей Западцо-Сибирской шв.ты (общая модель). Составил 2...1. Мексимов.

Лалаозоаская система

I - складчатый протерозой, палеозой; 2 - террнгенно-карбонатиая формация- кембрия; 3 - - гузаЕпо-туфовие и карбонатяо-террагеа-яые красиоцветныо формации девона; 4 - карбопатно-терригенная и терригонно-ух'лонбспая ¿.ормацни карбона.

ilopi.ii—триас

5— терраге1Ш0-эЛ;узивная формация триаса (путорапс-ал сс эдя); 6 - терлгенно-эс&узивпая формация грао'онов т^иасэ (туринская серия); 7 - десчано-аргкллитовая, песчано-конгло..;оратовая и ор-мацял Ш1атОориеаюго трласа (тамнеьсхкш серия).

Юрская сцстс.ма, формацаа:

В - песчаио-глшпюгая ритмитовая (болыззхатская серия); 9 - иос-чано-глшыстая слабо углэносная (заводоуновская серия); 10 -

- песчаао-глпнистая угленосная; II - песчаная .морская; с/б^ор.мз-ции: а - вогулкинская толща,.б - максимоярская свита; 12 -"гли-ш.стоя ¡морская; субфор-иацла: а - абалакская свита, й - гольгл-хинская свита, в - япозстснская свита; 13 - иесчано-глинистая ритмитовая (васюгалская, сиговзкая свиты); 14 - песчано-глинис-тая континентальная (лаунакская свита); 1о - десчано-глплистая пестроцветная; субформации: а - татарская свита, 6 - тяхпнская свита; 16 -.глинистая битуминозная.

деловая система, формации:

17 - глинистая битуминозная (мулымьинская, алясовская свиты);

18 - глилнсто-посчаная кляпа^оршая (ачиг.юзская толща); 19 -

- глинистая морская; субфорнащш: а - харасоамская, уланснн-ская свиты; б - фроловская свита, в - ахская свита, г - сортн.м-ская свита, д - мегионская овита, е - куломзинспая,свата; ¿0 -

- песчаная морская (терская овита); 21 - песчанс-глинистая ритмитовая; суб^о] гацпи: а - уоть-бэдикская, яартовская свиты, б -

- суходудянсхая свита, в - таноггч.;!;екая свита; 22 - лозчзно-глинистая пестроцветная; субфоркйцпи: а - княлинская свита, б -

- илекская свита; 23 - глинисто-песчаная; субформации: а - мало-хетская свита, б - елогуЛская, ;орацкая свита; 24 - глипис 'о-пес-чаная морская (новонортовская тошча); 25 - десчапо-глннистая (леуаянская свита); 2о - глинисто-алевритовая (впкуловскэя свита); 27 - глинистая морская (ли'лняя часть халты-маясиьско:; свиты); 28 - глинисто-песчано-алеБритовая (верхняя часть хаяты-мапсиКскои свиты + уиатскзя свита); 29 - глшшсто-иесчаная континентальная (локурская свита); '.<0 - пвсчано-глзнистая слабо угленосная (яковлевская свита.-; - глииисто-несчаная (долганская свита).

верхний .мел - палеоген, гн.-рмации:

32 - крепнисто-глпнистая морская; 33 - глшшсточшсчаная морская {платовская спита); - палеогеновая глияисто-иосчаяая контмгинтальпая; - Еерхпсмег/плая глинисто-песчаная контииен-галь::>;-морская; Зо - сродпе- э( ¿лпе-олкгсцеловая аосчано-глшшс-Ш1 колтлнеиталы:оя.

Условные обозначения с.1.рис.1-2.

3) Положение формаций в вертикальных рядах подчинено закону цикличности, причем проявлена цикличность нескольких рангов. Границы наиболее крупных циклов (ыегациклов) на общей модели показаны линиями перерывов осадконакошшния.

4) Литологический состав формаций платформенного чехла в значительной степени зависит от глубины моря на месте их образования: на трансгрессивных этапах отлагались глинистые морские формации, на регрессивных - глинисто-песчашо континентальные формации. 3 целом, по объему, преобладают континентальные формации.

5) Распределение аллохтонных формаций в латеральных рядах спре;у лялось в зависимости от расстояния до источников сноса тер-

ршчншсго материала. Чем дальше расположены структуры от источников с!;о':а, в частности, от Сибирской хдатформы, тем полное форма-ционные ряды и тем большую роль в их составе приобретают глинистые морские формации. Вллчииэ тектоники на *ораационкый зостов платформе!, .ого чехла проявлено на уровне крупнейших структур-ан-теклиз, синекллз, склонов.

6)' Платформенный чехол раоч.онек на восемь нефтегазоносных комплексов. Границы нефтегазоносных комплексов по вертикали в одних случаях, совпадают с границами формации , в друга- - проходят внутри формаций. Ио латерали нефтегазоносный комшшко объединяет несколько разноти-с-шх формата.

7) Вертикальные формациошше ряды по своему строению имеют много общих признаков с типовыми формационными рядами других платформенных областей, например, Тураяской плиты. К таким признакам относятся: цикличность строения, перерывы регионального характера на границе крупных цаклов, наличие ратмитовых формаций, обцал ял-версия тектонических движений а неогене.

Глава 8. у-орматря ц не.'тегазопосиость платФорменного чехла Занадно-Сибавско:': ачцты

В ISB5 году вышла из печати работа A.A. Бакарова и А.Кольцевой "Яатолого-фац-алыш:: и формациоппый анализ upa иоясках и разведке скоплений нефти а газа ".положив:. л начало учению о нефтегазоносных формациях. 3 это£ работе нефтегазоносной форнацлеМ А.А.БакироЕ назвал "естестьеиао-астораческую систему ассоциаций горных аород,генетически сиязашия яездг собо2 ьо ¡¡po.iu'ia (геологическом) и пространстве налеотектоипчоскама, палеогеографическими и иалаогеохима-гэскилы условиями образования, йдагоарзяташа

для возникновения и развития нефтегазообразования и нефтегазо-накопления (с.10). В.Е.Хаин в одной из работ ввел понятие "нефте-газогенерируювде формации", примэрэш которых он называет черно-сланцевув формацию доманикового и бажаковского ;ипов. Дал'чейяее развитие понятия "нефтегазоносные формации" изложено в работе А.К.Мальцевой и Н.А.Крылова "Формациотшй анализ а нефтяной геологии" (1906), в учебнике "Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти н газа" (1987), написанном А.А.Бакиро-вым, Э.А.Бакировым, В.С.Иеяик-Пашаетем, Н.П.Мстиславской, В.Й.Ке-римовым, Г.'Г.Юдиным, в монографии "Нефтегазоносностъ осадочных формаций" (1987), написанной И.К.Королек , Н.А.Крыловым, А.К.Пальцевой, Е.Л.Мелануд, А.Д.Сидоровым, И.А.Щекотовой.

Нефгегазоносность осадочных формаций определяется их нефте-гаэогенерациошшм и нефтегаэонакопитвльным потенциалами. Под кеф-тегазогенерационным потенциалом нами понижается 1лп и объем рассеянного органического вещества (РОБ), находящегося внутри формации, а под кефтегазонакопителтлым потенциалом - наличие внутри форизция природных резервуаров и покршшк, структуры« и неструктурных ловупек различных рангов. На Всесоюзны): семинарах, проведенных в МГУ в 197В и 1965 годах отмечалось, что скопления нефти и газа встречаются во всех типах осадочных формаций, но п разных количествах. Этот вывод подтверждается и на примере Западной Сибири, но есть здесь спои особенности.

При характеристике нефтегазоносностя осадочных формаций ни придерживались принятой здесь схемы расчленения платформенного чехла на нефтегазоносные комплексы. Первоначально з платформенной чехле Западно-Сибирской плиты выделялись четыре нефтегазоносных комплекса: нивне- сроднсг>рсяий> верхнеюрский, неопомский, япт--альб-сеноманскнй. Позже неокомский и апт-альб-сеноманскяй комплексы были разделены на более мелкие комплексы.

Нижно-средневрский нефтегазоносный комплекс слагает никней часть л л:.-форменного чехла и на большей часто территории плиты -'Ялеглет на складчатом фундаменте. Бурением изучен плохо. Состоит 13 ¡¡.»г-.иано-глинистой формации континентального а коитинентально--морекого генезиса. Болгашство известных залежей находятся а лровтгй формации, под келловейской глинистой покрышкой. Содерясание органического углерода в центральных областях региона составляет 3-5% а глинах и 1-2% в песчаник х. Тип рассеянного органического веяеетва - салролелево-гумусовый, гумусово-сапропелевый. Еазаль-ные слои формации в Среднеобской области находятся на газовой

стадии метаморфизма рассеянного органического вещества, в Уренгойской и Тазовском районах - на стадии жирны? углеа.

Из приведенной характеристики видно, что нижне- среднеюрская формация обладает высоким ни^сгазогБперацйонныл« и нефтегнлонако-пнтельным потенциалам. Однако, ввиду плохого качества коллекторов и низких дебитов скважин большинство выявленных залежей не было введено в разведку. Обращает на себя внимание территориальное разделение нефти от газа: нефтеносными являются центральные и южные области провинции, газоносными и нефтегазоносными - северные и субарктические области. Всего в нижне- среднеюрском комплексе выявлено 90 залежей., из которых 72 нефтяных, 16 - газоконденсат-них, 2 - нефтегаэоконденсатных.

В 1909-1990 годах нефтегаэоконденсатные залежи были выявлены в верхней части средней юры (пласты Ю^ и Ю3) на Уренгойском месторождении, нефтяные залежи - на Харампурском, Юшю-Хадырьяхском месторождениях. По оостоянию на 1966 год промышленные запасы нефти нижне- среднеюрского комплекса составляли 16,5% от общих запасов нефти Западно-Сибирской провинции, запасы газа - от общих вапасов.

Верхцеюрский нефтегазоносный комплекс является главным продуктивным комш:;ксом в юго-восточкой части Западно-Сибирской провинции. Хороао изучен бурением. Выявленные в нем запасы нефти составляют 9,5% от общих запасов провинции, газа - 0,9$. Нефтегазоносная территория контролируется площадью развития песчаной и песчено-глинистой формаций васюганской, наунакской, сиговской свит и вогулкинской толщи. Наблюдается территориальное ра деление нефяи от газа, не объяснимое формационным составом вмещающих толщ.

Волжский ярус сложен глинистой битуминозной формацией (баже-новской свитой) - уникальным геологическим образованием с очень высоким нефтегонерационным потенциалом. Содержание органического углерода в ней составляет Ъ-10%. Рассеянное оргакичесгое вещество в основном относится к сапропелевому типу. Зале.л нефтяные, локализованы внутри формаций. Коллекторами являются листлватые, пластинчатые аргиллиты, тонкие прослойки песчаников, алевролитов. Первая нефтяная залежь в битуминозных глинах баженовской свиты была открыта в 1970 году на Салымском месторождение. Позже нефтяные залежи были выявлены на Праадинском, Западно-Салымском, Верх-не-Салымском, Верхне-Шапшинском, 1рирчзломяом, Приобском и других месторождениях. В Красноленинском районе подсчет запасов нефти по залежи производился по Кал'зьниму, Айторскому, Калшановсксму

месторождениям. Залежи находятся под аномально высоким пластовым давлением. Газоконденсатная залежь в баженовской свите выявлена на Харасавейском месторождении.

Опытная эксплуатация нефтяной залежи ¡0о бы..а начата г 1986 году на Салымском месторождении: за год было добыто свыше 2 млн.т нефти. На 1990 год залежи нефти в баженовской свите выявлено на 68 площадях, в том числе в Салымском районе - 35, Красноленинскои районе - 13. Эти данные свидетельствуют о региональной кефтегазо-носности битуминозной глинистой формации. Обращает на себя внимание, что она продуктивна в тех районах, где келловей, оксфорд и химеридж зяглинизирозаны, не содержат холлекторских пластов. Суммарные запасы нефти баженовской свиты по всем месторождениям составляют 4,5% от общих запасов провинции.

Берриас-нижневдланжинский неДзт&Г'ааоносный комплекс. Продуктивной формацией с. того комплекса является ачимовс :ая глинисто-песчаная клиноформная формация, залегающая внутри глинистой морской формации. Она состоит из серии регионально вытянутых алеври-то-песчаных линзовидных тел, полого наклонных в сторону Мансийской синеклизы. Ачнмовская фсзрмация развита на обпирной территории Хантейской антеклизы, прослеживается в пределах Надым-Тазов-ской и Ямало-Гыданской синеклиз. В ней выявлено свыпе 90 нефтяных, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей. Промышленные запасы нефти ачимовской формации составляют от обцих запал сов провинции, газа - 2,45?.

Верхневаланжинский нефтегазоносный комплекс. Продуктивной формацией этого комплекса является песчано-глинистая ритмично-слоистая морская формация. В ной выделяются 5-6 пластов-коллекторов разделенных друг от друга глинистыми пластами-покрьшамн, В Нижневартовском районе пласты-резервуары индексируются пак ВВЙ_|2> Пурпейском - Уренгойском - ^¡6-21' вазовском -

^8-12» Енисейском - на Южном Ямале - НП^до.

Ритмитопп» формация развита на обпирной территории Хантейской антеклизы, натаосточных склонах Надым-'Газовекой, Ямало-Гыданской синеклиз. С запада она граничит с глинистой морской формацией, с востока - с глинисто-песчаной континентальной формацией (см. рис.1,3).

На Нижневартовском своде зерхневаланя.'некий комплекс является главным продуктивным комплексом: валеяи нефти в пласте БВ^, реже в пластах БВд и выявлены почти на ьаждом месторождении . На Сургутском св^де песчаные пласты заглинизированы. В Уренгой-

ском, Тазовском, Усть-Енисейском районах верхневаланжинскан формация насыщена гачоконденсатными и нефтеге юконденсатными залежами.

БерАкевалацжии-готсркзски;» нефтегазоносный комплекс является главным продуктивным комплексом на Сургутском своде. Нефтегазоносной является песчано-глинистая ритмично-слоистая морская формация, обладающая высоким нефтегазогенерационным и нефтегазонакопителъ-кнм потенциалами для формирования многозалежных месторождений нефти и газа. Содержание органического углерода в глинах этой формации составляет 0,3-1$6. Метаморфизм рассеянного органического вещества отвечает длиннопламенной и переходной от буроуголъной к длиннопламенной стадии.

Песчано-алевритовые коллекторские пласты разделены друг от друга глинистыми пластами-покрышками. На Сургутском своде выделяются 12 коллекторских пластов, они индексированы здесь как БС^^. На Нижневартовском своде коллекторские пласты индексируются как

АВ^, в Уренгойском районе - БУ1_15» Пурпейском -Тазовском - БТд_7, Усть-Енисейском - СД^^, Ямальском - НП|_?, БЯМ3. Гыданском -

В центральных л южных районах пласты-коллекторы насыщены »-»фтиз, в севе{. их и субарктических районах - преимущественно гвзоконденсатом. Залзжи контролируются ловушками структурного и структурно-литологического типов. Граница между нефтеносной и нефтегазоносной территориями проходит примерно на широте Пурпей-ского свода.

В<?рхнего?ерив-баррем-нижнеаптский нефтегазоносный ко-"тлекс -самый верхний нефтеносный комплекс Среднеобской области. Ворхняч его граница здесь проводится по кровле алымской свиты мощностью до 100 м, играющей роль субрегионального глинистого флюидоурора для всего неоком-нижнеаптского нефтегазоносного комплекса. Выше алымской свиты залежи ь этой области отсутствуют (за редкими исключениями). Продуктивной формацией является песчано-глинистая ритмично-слоистая континенталыю-морская формация. Пласты-коллекторы, находящиеся внутри нее, индексируются в Сургутском районе как АС4_5Г2» Нижневартовском - АЗ^^, Пурпейском - Урен-

гойском - АУ Тазовском - АТХ-Ю» на'Ямале и ГУдаис -Все месторождения, выявленные в пеочано-глинистоа ^итмитовой формации, являются многоэаяежшгт. Суммарные промышленные запасы нефти неокомского комплекса (без аччковской толщи) составляют Ы% от обэдх запасов Прониным;, газа - 21%. Перспективной для

поисков нефти и газа является вся территория развитая песчаио--глинистой ритмично-слоистой формации неокои-раннеаптского возраста. В зоне ее замещения глинистгй морской формацией а последние годы выявлен ряд крупных нефтяных месторояденя^: Прнобскг ï, Пря-разломное и др.

Верхнеаптский нефтегазоносный, комгцецс является самостоятем— (щм нефтегазоносным комплексом на территории Мансийской и Ямляо--Гыданской синеклиз, где он перекрыт нижнеальбекой региональной глинистой покрышкой мощностью свыпй 100 и. На остальной территории, где альбекая покрышка отсутствует, зерхнеаптская формация входит в состав апт-альб-сеноманского нефтегазоносного комплекса (см.рис.1). На территории Мансийской синекяизы перхнеаптскиЯ пои-плекс сложен алеврито-песчаной континентально-иорской форцащмй, . образующей массивный резервуар мочностыэ до 300 м. Залеки неф?» в его кровле выявив1« на Красноленинском своде и прилегаидах к нему территориях на б ыастороддениях. Нефть находится ил небольших глубинах (1450-1548 ы), имеет повызенну» плотность, боле« смолистый состав. На Ямале и П^дане продуктивной формацией является песчано-глиниптая ритмично-слоистая континентальная фориа-ция (танопчинская свита), насияеккая гаяокондонсаттлш и нефто-газоконденсатными залежами. Пласты-коллекторы, сложенные песчаниками и алевролитами здесь индексируются как Tflj.jG- !1ес" чроэдо-ния, выявленные в этой формации, являются цногозалегзшии. Количество газоконденсатных залежей на Ïkno-Тамбойском месторождений составляет 15, на Севвро-ТамбеИском - 17. Выявленные запасы ти аптского комплекса составляют б^ от об^нх запасов провинции, газа - 12,4%.

Альб-сеноуячский нефтегазоносный .комплекс - главный газоносный комплекс Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, сложен глинисто-песчаной и алеврито-песчаной континентальным! формациями. В кровле формации локализованы крупные и гигантские газовое, редко нефтегазовые залета, яонтролируияиеся структурными ловукка.чи. Внутри формации в алъбской части газовые и редко нефтегазовые залежи выяилеш более чем на 10 месторождениях. В Сред-необской нефтегазоносной области залежи нефти, редко газа выявлены на 6 месторождениях. Выявленные запасы сеноманского газа состаг->яют GI,3£ от ебцих запасов провинцлЛ, нефти - 4,6%.

Верхнемеловод (баз сенота :кзго яруса) газоносный комплекс. Нобольаи^ газовые скопления в песчаниках газ-сзлинской пачки и ипатовскоП спиты рылвляны <ма сспере Западной Сибири и в Ларьятс-

"слоеные обозначения к рисунку б

1 - границы Запад..о-Сибирской нефтегазоносной провинции;

2 - границы внутри провинции; 3 - вогулкинская песчаная формация (верхняя юра); 4 - нефтегазоносные области к райогш; в пределах которых главной продуктивной формацией является нижне- среднеюр-ская песчано-глинистая линзовидко-слоистая слабо угленосная кон-тинзмта*ьная формация (тюменская свита); 5 - нефтегазоносные об-тасти г. районы в пределах которых главной продуктивной формацией яаляется верхнвврская песчяяо-глинчстая ритмично-слоистая конти-иент4льно-ыоргк&я формация (васюганская свита); б - нефтегазоносные области и районы, в пределах которых главной продуктивной формацией является нижнемеловая 1неоком-нижнеаптская, на Ямале н Гыдане - базрем-аптская) песчано-глинистая ритмично-слоистая (ритмитовая) континенталгно-мэрская форуация; 7 - ньфтегазоносные области к районы, в пределах которых главной продуктивной формацией является алт-альз-сеюманская глинисто-песчаная континенталъ-

Гя формация (покурокая свита); 8 - месторождения нефтяные; - месторождения газоне^тяк.:ч, нефтегазовые; 10 - местороадения газовые, газоконденсаткыо; II - номера месторождений

Перечень месторождений: I - Северо-Тамбейское; 2 - Харасавей-?кое: 3 - Бсваненковекое; 4 - Гыданское; 5 - повопоптовское; Ъ - Дхбургсксе; <* - Ыессояхское: 8 - Кедвожъе; У - Уренгойское; 10 - Заполярное; II - Русское; 12 - 1\бкинское (Пурпейское); 13 - Харампурское; 14 - Холмогорское; 15 - Вынгапурское; 16 - Варь. «ганское; 1> - Самтглорское; 18 - Оедоровское-Цжно-Сургутское; 19 - Хяиторсхое; 20 - Сялымское; 21 - У сть-Евиыкское.

Нефтегазоносные районы: 22 - ¿крхнедемьянский; 23 - Каймысоя-с^ий; 24 - Алек^гндрсвсхий; 2Ь - С¿еднег \сюгане:<ия; 26 - Пудинский 27 - Нюрольсхий: - Лежовский; 29 - Березовский; 30 - Игримский; 31 - Шаимсккй; 32 -Красноленинский

ко-Колпааевском районе.

Обау^я модель формнционясго строения и нефтегазоносно''ти, платформенного чехла,Западяо-Сибирсксй пгиты (рис.5, 6).

Гистограмма распределения ф:*рмац-:й платформенного чехла показывает, что по объецу первое место занимает глинисто-песчаная континентальная формация, второе место - глинистая морская формация. Далее в этом ряду занимает места песчано-глинистая слабо угленосная континентальная, песчано-глинистая линзовид.^слоистая, пес -чано-гликистая ритмично-слоистая формации. Завершает ряд гли..исто--кремнистая,.песчано-глинистая краскоцветлзч и глинистая битуминозная формации. На общей модели показано распределение перечисленных формаций и залежей нефти и газа по ярусам и иделам. Продуктивными является песчаная, глинисто-песчаная, песчано-глинистая, глинистая битуминозная £*>;тциа. Скопления нефти и газа отсутствуют в формациях грех типов: глинистой, кремнисто-глинистой, песчано-глинистой красн;ц(>етной формациях.

В качестве основного признака при районировании ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции нами принят возраст главных продуктивных формаций (см.рис.^). Этот признак позволяет различать территории по этажу нефтегазоносное^., следовательно, по плотности запасов. Беднее Ееех нефтегазоносные области, расположенные в периферических частях провинции - Приуральская, Фроловская, Каймысовская, Васюганская, Нюрольская. Б этих областях осадочный чехол маломоден (до 3000 м), главными продуктивными формациями являются нижне- среднеюрские и верхнеорские формации. В центральной части провинции, в Среднесбской области главным продуктивным комплексом является неокомсккй, сложенный песчано-глинистой ритмично-слоистой формацией. В ней сосредоточены основные запасы,(6355) нефти Западно-Сибирского региона. Есе месторождения этой области шогозалежныв, содержат залежи в том ч.юче и в юрских комплексах. В Г'лало-Гыданской нефтегазоносной области главной продуктивной формацией является баррсм-аптская песчаио-глинистая ритмично-слоистая формация. В Надым-Пурской и ¡¡ур-Тазовской нефтегазоносных облистях главней продуктивной формацией является апт-альб-сеноманская глинисто-песчаная континентальная формация. В ней сосредоточены основные запасы газа (74$) Западно-Сибирской провинции. Этак нефтегазоносное™ в этих областях максимальный (евкав 4 -у), максимальна и плотность запасов нефти и газа: кроме апт-альб-се-номанского комплекса продуктивны ноокомский и юрский комплексы, по они здесь насыщены газоконденсатнкми, нефтегазоконденсатными и редко чисто нефтяными залежами. Количество залежей на Уренгойском месторождении составляет 20, на Заполярном месторозав-нии - 10. Обращает внимание высокое содержание в неокомских газах конденсата - 100-300 г/м3.

■1 ормационныо критерии . прогноза, и поисков меОАСВоадений нефти и газа в .платформенном чехле Затдно-Сибдрской плиты

I критерий - нефтегазогенерационный потенциал. По этому критерию формации подразделены на три класса. К первому классу отнесены формации, содержащие С „г свыше 2й. Сода отнесены битуминозные, слабо бигуикнознке глиниетыэ ¡формации верхней оры

и нижнего мела, пзсчано-глинистая субугленосная формация нижней и средней юры. Ко второму классу отнесены формации, содержащие Сорг от 0,5 до с.%: глинистые и песчано-глинистые формации нижнего и верхнего мела. К третьему классу отнесены глинисто-песчаные формации окраинных частей бассейна.

П критерий - нефтегаэонакопительный потенциал.

По этому критерию к высшему классу отнесены формации, имеющие собственные пласты-коллекторы и пласты-покрышки. К ним принадлежат песчано-глинистые ритыитовые формации и в меньшей иере - песчано-глинистые линзовидно-слоистые формации. Ко второму классу отнесены песчаные и глинисто-песчаные формации, играющие роль региональных резервуаров. К третьему классу отнесены глинистые формации - они играют роль региональных покрышек,

И критерий - плотность запасов. По плотности запасов нефти первое место занимает песчано-глинистая ритмитовая формация неокома. Это - главная нефтеносная формация, содержит 57% общих запасов нефти промышленной категории.

Второе место занимает нижне- средне юр екая песчано-глинистая субугленссная формация - 16,5$, третье место - верхнеюрская песчано-глинистая ритмитовая формация - 9,5$. По газу первое место занимав- альб-сеноманская пл инисто-песчаная континентальная формация. Это - главная газоносная формация, содержит Ы% запасов газа промышленной категории. Второе место по содержанию газа занимает неокомская песчано-глинистая ритмитсвая формация - 21%, третье место - аптская песчано-глинистая формация - 12,3%.

1У критерий - этаж нефтегазоносное™. Минимальный с"аж нефтегазоносности (200-300 м) наблюдается в периферических частях провинции, где главными продуктивными формациями являются юрские формации. В центральных областях провинции отаж нефтегазоносности возрастает до 1000-1500 м. Здесь главной продуктивной формацией является неокомская песчано-глинистая ритмитовая формация.

Максимальный этаж нефтегазоносности (3-4 км) наблюдаемся на севере провинции. Здесь главной продуктивной фонацией является япт-альб-сеноманская Х'линисто-песчаная континентальная формация, плотность запасов здесь максимальная, но эта территория являются преимущественно газоносными.

У. Территориальное разделение преимущественно газоносных и нефтеносных земель формационнкыи причинами не объясняется. Одна и та же формация в Среднеобско» области нефтеносная, в Уренгойском и Тазовском районах преимущественно газоносна».. Причины разделения нефти от газа скорее всего нужно искать в динамике процессов нефтегазонакопления, в обособлении нефти от газа на путях первичной и вторичной миграции из центров прогибания, оттеебнием нефти газом из центра ыегасинеклигы в периферические области и др.

Практические рекомендации, вытекающие из структурно-фор-ыационных карт, профилей, моделей, начиная с 1978 года, передавались в Главтшеньгеологив. Площади и структуры, рекомендованные как перспективные - Янгтинская, Крайняя, Романовская, Северо-Соимлорская, Прчобская, Селияровская, Чаплинская, Верх-нешапшинская в Сургутском районе, Комсомольская, Северс-Пур-пейская в Пурпейском районе, прилегающие к Красноленинскому своду южные и восточные территории, Толькинскг.1 район, северная часть Александровского района позже были разбурены и на них выявлены залежи нефти в юрских и меловых отложениях.

На современной стадии изученности региона, когда на его территории выявлено свыше 450 месторождений нефти и газа, на основе установленных формационкых критериев нефтегазоносно ста предлагаются для внедрения следующие рекомендации.

1. Рекомендуется детально откартировать сейсмическими методами главную нефтеносную формацию - песчано-глинистую ритмиторую формацию неокомского возраста, в особенности, слабо изученные ее периферические части и промежутки между известя1-ми месторождениями, склоны крупных пднятий, седловины, впадины и прогибы, находящиеся в границах ее распространения. Все выявленные при этом ловушки рекомендуются к вводу в поисковое бурение. Особое внимание следует уделить зоне замещения этой формации глинистой формацией, которая широкой полосой проходит вдоль границы Хантейской антеклизы и Мансийской синеклизы.

2. В тех областях и районах, где ритмитовал формация неокома отсутствует ввиду ее глинизации, главным объектом поисковых работ является нижне-среднеюрскал песчано-глинистая суб-угленос..ая формация. Б ней уже выявлено 90 залежей нефти и

газа, но разведаны только единицы. В этих условиях нами рекомендуется произвести паспортизация выявх ;нных залежей и отбор наиболее крупных из них для ввода в разведочное бурение. Поисковые работы рекомендуется здесь производить преяде всего в промежутках между известными месторождениями.

3. В Надым-Пурской, Цур-Тазовской, Ямало-Гыданской, Усть-Енисейской нефтегазоносных областях, насыщенных преимущественно газовыми и газоконденсаанкми залежами, на данном этапе поисковые работы рекомендуется проводить в ограниченных объемах в промежутках между известными месторождениями, а основной объем работ сосредоточить на разведочное бурение.

4. фориациснные критерии нефтегазоносности, установленные для платформенного чехла Западно-Сибирской плиты, рекомендуется к использованию при прогнозировании нефтегазоносных объектов на акватории Карского моря.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Диссертационная работа посвящена решение актуальной научной проблемы - установлению пространственно-генетических связей между формациями и нефтегазоносностыо платформенного чехла Западно-Сибирсхой плиты. Для ее решения были составлены 18 формационных карт для различных горизонтов платформенного чехла от юры ло неогена. Подсчитаны объемы формаций, составлены гистограммы формаций, даны сопоставления их с гистограммой распределения запасов нефти и газа по разрезу. Установлены главные нефтеносные и газоносные формации, определены границы их распространения. Даны примеры использования материалов ГИС и сейсморазведки для целей картирования формаций. Определены территории, наиболее перспективные для продолжения поисковых работ на нефть и газ.

¿ормационные критерии прогноза и поисков месторождений нефти и газа, установленные на примере изученной бурением части платформенного чехла рекомендованы для использования при прогнозной оценке нефтегазоноскости слабо изученных северных, субарктических областей Западной Сибири и акватория Карского моря.

Основные положения диссертации опубликованы з следующих работах:

1. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирской плита, М„: Недра, 1968. - 304 с. /^.Я.Рудкевич, Л.С.Озеранская, Н.Ф.Чистякова, В.А.Корнев, Е.М.Максимов.

2. Максимов E.U. К методика формационного анализа платформенных толщ (на примере Западно-Сибирской плиты). - Геотектоника, 1982, $ 3. - с.64-69.

3. Максимов Е.И. Ритмитовые формации Сападно-Сибцрской плиты. - Советская геология, 1990, № 3. - с.60-67.

4. Максимов Е.Ы. Формационноа строение, и нефте-газонос-ность юрско-нижнемеловой части платформенного чехла Западно--СибирскоЯ плиты.//Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири.'- Темень, 1981. - с.92-106,

5. Максимов Е.Ы. Роль ритмитовой формации в образовании залежей нефти и газа// Нефть и газ Западной Сибири. Тезисы докладов. - Тюмень, 1987.

6. Максимов Е.Ы. Диагностика осадочных формаций по геофизическим данным.// Нефть и газ Западной Сибири. Тезисы докладов. - Тюмень, 1989.

7. Максимов Е.М., Тренин D.A., Романова Т.И.// Строение и условия формирования ачимовской толщи Западно-Варьеганского месторождения// Гео. згия нефти и газа. № 2, 1991.

8. Максимов Е.Ы. О некоторых вопросах теоретической геологии/ Геология и разведка, № 4, 1992.

9. Maxsimov Ye. М., ftudxtvick М. Ya.. $tdi/r>e/itar¿ joZ-maiions and oil-cfss c^mpfexe,s* of if,г pt?atj>ozm covet// <Petzo£eupi jeoPoqy, vol. 24. unl/i ,1$50. -s, 3Q-f12,

Подписано в печать 3 1.0393-

Формат 6U х 84/16 Объем 2,5 п.л.

Тира« I0U Заказ -184

Ротапринт Темии, ь^'Ъь, Тшм <ьь, Володатакого, зв

43