Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Условия формирования месторождений нефти центральной части Западной Сибири в районе Сибирских увалов

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

Автореферат диссертации по теме "Условия формирования месторождений нефти центральной части Западной Сибири в районе Сибирских увалов"

' ОПТ «з^в

московский

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ М.ИЛОМОНОСОВА ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ КАФЕДРА ГЕОЛОГИИ И ГЕОХИМИИ ГОРЮЧИХ ИСКОПАЕМЫХ

на правах рукописи УДК

Чернавских Анатолий Васильевич

УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ В РАЙОНЕ СИБИРСКИХ УВАЛОВ

Специальность 04.00.17 - геология,поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогпческих наук

Москва - 1996 г.

Работа выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета Московского государственного университета и АООТ'Ноябрьскнефтегаз"

Научный руководитель .: академик РАЕН, доктор геолого-мив ралогаческих наук , профессор Б. А .Соколов

Официальные оппоненты:

Доктор геолого-минералогаческих наук Золотов А.Н.

Доктор геолого-минералогаческих наук Леоненко Г.Н.

Ведущая организация:

Акционерное общество открытого типа "Пурнефтегаз".

(Нефтяная компания,"Роснефть")

совета Д.053.05.64 по защите диссертаций на соискание ученой степени кандидата геолого-минералошческих наук по специальности 04.00.17 -геология , поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений при Московском государственном университете им. М.ВЛомоносова по адресу:

119899, ГСП-3, г.Москва, В-234, Воробьевы горы, МГУ, геологический факультет, аудитория № 829

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета МГУ, 6 этаж главного здания.

Автореферат разослан " ^ " ¿СММ. 1996 года

Защита состоится

на заседании

Ученый секретарь Диссертационного совета,

кандидат геолого-минералогаческих наук Н.В.Пронина

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

АКТУАЛЬНОСТЬ ТЕМЫ: Регион, расположенный между газоносными районами севера Западной Сибири и богатыми нефтеносными территориями Широтного Приобья является новым перспективным па нефть п газ районом , где ухе открыты крупные месторождения нефти Суторминское, Муравленковское, Вынгапуровское, Сугаутское . В 1989 году здесь добывалось более 40 млн.т нефти . К 1995 году добыча нефти снизилась до 20 млн.т. и продолжает падать в настоящее время. В 1996 году ожидается добыть около 18 млн.т. нефти. Основными причинами снижения добычи нефти явились интенсивная разработка эксплуатируемых месторождений и отсутствие ввода в разработку новых высокопродуктивных месторождений и залежей. Снижение эффективности геологоразведочных работ иа нефть и газ, ухудшение структуры запасов нефти и газа в Западной Сибири и в рассматриваемом районе Сибирских Увалов в частности определяется не только негативными экономическими факторами, но и нерешенностью многих геологических проблем. К таким относятся вопросы межплсщадной корреляции песчаных пластов, определение источников генерации и путей миграции углеводородов, объяснение природы ярких наклонных сейсмических границ в глинистых отложениях неокома.

Обобщение материалов поисково-разведочного и эксплуатационного бурения, сейсморазведочных работ, лабораторных исследований керна и флюидов по району Сибирских Увалов , выявление на этой оснозе закономерностей распределения залежей УВ по площади и разрезу , особенностей развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления представляет собой актуальную для науки и производства проблему, разработка которой способствует повышению качества геологического прогноза.

В диссертации рассмотрены основные направления повышения добычи нефти для изучаемого региона, первоочередными из которых являются :

1. Детальное изучение, пересмотр геологического строения разрабатываемых месторождений. Построение уточненных геолого-геофизическпх моделей залежей нефти и газа на основе современных представлений об условиях формирования резервуаров и детальных схемах корреляции продуктивных отложений.

2. Поиск , разведка и ускоренный ввод в эксплуатацию новых месторождений. Применение новых подходов к выработке основных направлений геологоразведки, основанных на современных представлениях о формировании нефтяных газовых залежей с учетом многочисленного накопленного фактического материала. Выбор первоочередных районов для постановки поискового бурения, повышение надежности прогнозирования залежей углеводородов. Особое внимание при поисках нефти должно уделяться выявлению лнтологачески и тектонически экранированных ловушек.

Цель работы: Повышение надежности построения геологических моделей залежей УВ. Выявление закономерностей размещения и условий формирования месторождений нефти и газа в различных структурно-литологаческих зонах центральной части Западной Сибири . Прогноз нефтегазоносиости различных районов рассматриваемой территории.

ОСНОВНЫЕ ЗЗДЯЧИ ИССЛеДОЕЗННЙ

1. Анализ распределения открытых залежей нефти и газа по площади , по разрезу, по величине, по фазовому состоянию. Выявление основных закономерностей размещения месторождений углеводородов.

2. Изучение условий формирования верхнеюрско-нижнемеловых отложений и установление характера распределения и изменения свойств песчаных тел и глинистых толщ по площади и разрезу.

3. Определение влияния геодинамических факторов на процессы осадконакопления верхнеюрско - нижнемеловых отложений в формирование залежей нефти и газа. Определение перспектив нефтегазоносиости тектонических зон территории.

4. Разработка моделей формирования залежей нефти в верхнеюрскс - нижнемеловых отложениях. Оценка времени образования, условш миграции и аккумуляции нефти и газа. Локализация очагот нефтегазообразования.

5. Детальное изучение геологического строения и истории разработка месторождений , введенных в промышленную эксплуатацию, выработкг рекомендаций для повышения нефтеотдачи пластов.

Научная новизна:

1.Обоснован и подтвержден фактическим материалом механнзь образования песчаных резервуаров, имеющих клиноформное строение в< временном интервале и пластовое строение по литологическому составу .

2.Разработаны модели формирования залежей нефти в верхнеюрско нижнемеловых отложениях центральной части Западной Сибири Выявлены особенности онтогенеза нефти в различных структурно литологаческих зонах.

3.Намечены основные ншршихсНия новышеягя добычи нефти укреплепия минерально - сырьевой базы региона Сибирских Увалов.

Практическая значимость работы:

1.Впервые для рассматриваемой территории выявлены услови формирования и закономерности размещения залежей УВ в разрезе и п площади, что позволяет обосновать нефтегазоносный потенциал и боле целенаправленно вести поисково-разведочные работы .

2.На основе предложенной модели строения неокомского разреза предложен новый (для Ноябрьского региона) подход к корреляции продуктивных пластов склонового генезиса, который позволит сократить число непродуктивных скважин, оптимизировать процесс разработки этих залежей и повысить коэффициент извлечения нефти и газа.

Реализация результатов работы:

С 1992 по 1995 год автор принимал участие в разработке планов поисково-разведочного бурения АО "Ноябрьскнефтегаз" и в решении оперативных вопросов разработки месторождений.

Автор принимал участие в составлении "Подсчета запасов Карамовского месторождения", "Проекта пробной эксплуатации Средне-Итурского месторождения", "Проекта пробной эксплуатации Спорышевского месторождения", геологических отчетов по Сугмутскому, Умсейскому , Западно-Ноябрьскому, Средне-Итурскому месторождениям. В результате проведенных работ значительно уточнились запасы нефти промышленных категорий, даны рекомендации по оптимальной разработке залежей нефти.

Рекомендации автора учтены при решении вопросов заложения разведочных и эксплуатационных скважин на Умсейском, Средне-Итурском, Вынгапуровском, Западно-Ноябрьском и других месторождениях, определении тематики научно - исследовательских работ, проводимых по месторождениям Ноябрьского региона.

Результаты исследований по теме диссертации докладывались и обсуждались па научно-технических конференциях и геолого-технических совещаниях АО "Ноябрьскнефтегаз". Результаты работ изложены в фондовых и опубликованных материалах.

Объем работы и использованные материалы:

Диссертация состоит из введения , 4 глав и заключения общим объемом 160 страниц машинописного текста, списка литературы из 112 наименований, содержит рисунков, 3 таблиць/.

Работа оформлена на персональном компьютере IBM 486 с применением программ PETROLEUM WORK BENCH, MS-WORD, MS-EXCEL, SURFER.

Основой для проведенных исследований послужили результаты бурения, испытания, геофизических исследований (ГИС) более чем 1000 поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, лабораторных исследований керпа и флюидов, сейсморазведочных работ по территории деятельности АО"Ноябрьскнефтегаз". В ходе работ использовались материалы по месторождениям н 3Р площадям.

В процессе работы автор пользовался консультациями и ценными советами Соколова Б.А. (МГУ), Семеновича В.В. (МГУ), Баженовой O.K. (МГУ), Гусевой А.Н. (МГУ), Кпрда Н.П. (Сиб.отделение АН РФ), Корсунь В.В. (НоябрьскНИПИнефтегаз), Савина В.Г.(НШГРП), и других, которым припосит свою искреннюю и глубокую благодарность.

Автор благодарит свою жену Светлану, за постоянную поддержку и помощь в подготовке и оформлении диссертационной работы.

Содержание работы.

Глава 1 "Геологическое строение центральной части Западной Сибири в районе Сибирских Увалов."

В главе дана характеристика геолого - геофизической изученности региона исследований, расположенного на сочленении Средне-Обской, Фроловской, Надым - Пуровской и Пур-Тазовской нефтегазоносных областей , занимающего площадь около 70 тыс.квадратных километров. Приведена справочная информация по характеристике геологоразведочных работ , определена последовательность рассмотрения вопросов в решении поставленных задач работы.

Стратиграфия и литология.

Вскрываемый глубокими скважинами разрез на территории изучаемого региона подразделяется снизу вверх на следующие крупные комплексы: фундамент, промежуточный комплекс (Р(?)-Т) и платформенный комплекс (1-0).

Палеозой.

На территории изучаемого региона доюрский комплекс вскрыт 8 скважинами. В связи с малым количеством органических остатков в керне весьма трудно с уверенностью говорить о возрасте вскрытых отложений. Поэтому геологическое строение этого комплекса можно прогнозировать преимущественно на основе данных грави- и магниторазведки, региональных и площадных сейсморазведочных работ. Из имеющихся публикаций наиболее полно описание палеозойских пород дано в серии монографий и тематических сборников : Дубатолов (1981г), Каныган(1984г), Кульков , Дубатолов (1990г), Тесаков (1990г). Отраженные в них материалы позволяют прогнозировать наличие на изучаемой территории пород от докембрия по триас включительно.

Триасовая система.

Триасовые отложения Западной Сибири подразделяются на две серии: вулканогенно-осадочную (туринская, красноселькупская и челябинская) и платформенную (тампейская).

Изучаемый регион располагается на границе двух фациалышх областей: Ямал-Тазовской и Обь-Иргышской. В их составе известно восемь фациалышх зон (Надым-Пурская, Тампейская и Красноселькупская зоны на севере, Нижневартовская, Сургутская. Перевальная, Тундринская и Шеркалинская зоны на юге и западе). Для Ямал-Тазовской области характерно плащеобразпое залегание триаса, который в нижней части представлен вулканогенно - осадочными континентальными толщами, а в верхней - лагунными, озерными, аллювиальными , дельтовыми и прибрежно-морскими терригенными отложениями. В Обь-Иртышской области триасовая система представлена

нижним и средним отделами и характеризуется континентальными вулканогенно-осадочными породами с мозаичным распределением в грабен-рифтах и изолированных впадинах (Казаков и др., 1992г). До настоящего времени остается не решенным вопрос о фациальном взаимоотношении тампейской, туринской и красноселькупской серий. Предполагается, что в областях, где триасовые отложения до сих нор не изучены, в том числе в регионе Сибирских Увалов, можно ожидать выявление любой из вышеперечисленных серий.

Достаточно полные сведения о стратиграфии триасовых отложений получены по Тюменской СГ-6, Уренгойской скв.№ 414, Черничной скв.№ 46 и другим скважинам пробуренным на сопредельных территориях.

Отложения платформенного чехла.

Разрез платформенного осадочного чехла представлен в основном терригенными образованиями, возраст которых определен в диапазоне от нижнеюрского до четвертичного . По узучаемому региону имеется очень незначительное количество палеонтологических паходок обосновывающих возраст отложений. Это связано с тем, что регион начал осваиваться только в 80-е годы; имел ресурсы меньшие, чем в Сургутском пли Вартовском районах и находился в тени открытий гигантских месторождений нефти Среднего Приобья. Согласно региональной стратиграфической схеме 1991 г осадочный чехол расчленен на ряд свит -мощных песчано - глинистых толщ морского и коншненгального генезиса, ограниченных пространственно - временными рамками. В пределах свит выделены многочисленные песчаные пласты, разделенные по положению в разрезе на три группы "Ю", "Б" в "А" . Название пласта образуется путем прибавления к букве , определяющей положение пласта внутри этих групп , второй буквы , определяющей ее приуроченность к структурному элементу 1 го порядка ( например "В" - Вартовский свод, "С" -Сургутский свод) и порядкового номера пласта в пределах свиты. Возрастание номеров идет сверху вниз от кровли баженовской свиты для юрских отложений и от соответствующих границ пластов Б0 и АО ( не связанных с границами свит или стратиграфических подразделений ) для меловых отложений . Пласты группы Ю-2 относятся к отложениям тюменской свиты, Ю-1 - васюганской свита, Ю-0 - баженовской свиты, Б-13 - Б-24 - ачимовской толще (мегнонская свита) Б12 - Б0 и пласты группы А - к мегионской , вартовской свитам или их возрастным аналогам (в зависимости от фациального района). Особое внимание в работе уделено отложениям мегионской и вартовской свит нижнего мела, в песчаных пластах которых содержатся основные запасы нефти и газа региона. Большинство залежей нефти на изучаемой территории находятся на современных абсолютных глубинах 2400 - 3000 м .

В последнее врем появляются многочисленные данные по корреляции и прослеживанию песчаных пластов и глинистых пачек. Материал по литостратиграфии, накопленный к настоящему времени настолько обширен, что возникла некоторая путаница при составлении и последующей детализации стратиграфических схем из за недостатка

палеонтологического материала и несовершенства применяемой ранее стратиграфической номенклатуры. Положение усугубляется еще и тем, что сторонники шхоскопараллельной модели строения верхней юры и неокома предпочитают избегать изображений на стратиграфических схемах скользящих границ литостратонов, тогда как сторонники клиноформных моделей, рисуя многочисленные профили со скользящими границами литостратонов, как правило, не предлагают соответствующим своим моделям стратиграфических схем, отвечающих требованиям Стратиграфического кодекса. Решение основных проблем стратиграфии верхней юры и неокома Западной Сибири требует длительного времени для тщательной ревизии всего накопленного материала и под силу только крупным межведомственным коллективам. На нынешнем этане исследования можно отметить наличие значительных противоречий в существующих и применяющихся на практике схемах корреляции юрско-меловых отложений, что, в конечном итоге, приводит к ошибкам в поисково-развдочных работах, особенно при поисках литологически-ограниченных залежей нефти .

Юрская система.

В составе юрских отложений в пределах региона Сибирских Увалов выделяются горелая, котухтинская, тюменская , абалакская, васюганская, георгиевская и баженовская свиты.

Нижне- среднеюрские отложения сформировались в единый для Сибири тектоноседиментационный этап, характеризующийся относительно низкой тектонической активностью земной коры, талассократическим режимом, терригенной седиментацией. На территории Западной Сибири они залегают на различных по возрасту и составу образованиях от триаса до докембрия. В северных районах Западной Сибири в области развитая морских отложений разрез представлен четким чередованием глинистых (левинский, тогурский, лайдинский и леонтьевский) и песчаных (зимний, шараповский, надояхский, вымский и мальппевский горизонты) уровней осадконакопления, связанных в значительной мере с тектонической жизнью бассейна (Казаринов 1963, Конторович и др. 1971,1975,1995) эвстатическими колебаниями уровня Мирового океана (Прозорович , 1962, Конторович и др.,1975,1995). В центральных районах Западной Сибири по сравнению с северными глинистые горизонты онесчаниваются, содержат пласты углсд, смешанные комплексы остатков морсксн, лагунной, пресяоводной биоты, фрагменты растительности. В южных районах нижне- среднеюрские толщи преимущественно континентального генезиса представлены чередованием глин, алевролитов, песков. В них содержатся остатки пресноводных организмов, часто большое количество флоры, корни растений в автохтонном залегании, пласты и пропластки каменных углей. Единая схема районирования и стратиграфического расчленения юрских отложений Западно-Сибирской равнины утверждена МСК (Тюмень, 1991г).

Горелая свита распространена узкой полосой между фасноленинским и Сургутским сводами и простирается в северном управлении. На исследуемой территории отложения указанной свиты аспространены в западной ее части в пределах Западно - Перевальной, -угмутской, Пайсятинской и других площадей. В работе приведены писания разрезов свиты по скв. 11А Западно - Перевальной площади и кв.423 Сугмутского месторождения.

В восточной части региона (к востоку от Сугмутского (ссторождения) в основании юры выделяется котухтинская свита , вляющаяся возрастным аналогом горелой свиты.

На отложениях котухтинской и горелой свит повсеместно залегают юроды тюменской свиты. Вопрос о стратиграфическом объеме и тратиграфическом положении тюменской свиты давно вызывает живленную дискуссию среди стратиграфов (Гурари, 1959, Ровннна и др., 985 и многае другие). По стратиграфической схеме, принятой в Тюмени 1 1990 г, основная часть угленосной толщи средней юры (начиная с 'ровня вымского горизонта) выделялась как тюменская свпта рехчленпого строения. В целом для свиты характерно присутствие в юродах большего количества растительного детрита и невыдержанных тольных прослоев. Отдельные пласты песчаников и пачки гшш [евыдержаны по простиранию , что затрудняет их корреляцию. Средние юпщости пластов песчаников составляют 3 -8 метров( в отдельных лучаях толщина может достигать 40 -50 м). Суммарная толщина пластов [ линз песчаников составляет 30 -40 % от общего объема свиты. Толщина свиты в изучаемом регионе колеблется от 380 до 500 метров. 1одразделить отложения тюменской свиты на отдельные пачки в -Гоябрьском регаоне еще не удалось, хотя такое разделение сделано для (ругих районов Западной Сибири. В кровле тюменской свиты пласты юсчаника получили название Ю-2.

Васюгансхая свита ( 13 к1 - о£ ) распространена в восточной часта [зучаемой территории ( к - востоку от Сугмутского месторождения) . Морские отложения рассматриваемой свиты- несогласно перекрывают юроды континентального генезиса тюменской свиты. По литологическому оставу слагающие ее отложения четко разделяются на две подсветы: пганюю и верхнюю. Нижняя подсвита сложена преимущественно темно -¡ерыми глинами , как правило,5 тонкоотмученными, полосчатыми за счет левритистой примеси, с редкими прослоями алевролитов и песчаников. С апада на восток наблюдается постепенное увеличение количества [есчаных прослоев в глинистой толще. Толщина глинистых отложений :сотеблется от 20 до 50 метров. Верхняя подсвита на всей территории >аспрос траления васюганской свиты представлена преимущественно [есчапиками серыми мелко- и среднезернистыми с прослоями более [арбонатных разностей.- Песчаники серые с буроватым оттенком , часто шохоотсортированнке. . Песчаные коллектора в этой части разреза юлучили единое Название "пласт Ю-1". Общая толщина песчаников «меняется от 0 до 60 метров. Повышенная мощность этих отложений

наблюдается на востоке изучаемого региона . Здесь пласт разбивается ряд самостоятельных резервуаров: Ю1-1, Ю1-2 и так далее. В централы части региона, к западу от меридиана Вьшгапуровского месторожде] пласт уменьшается в мощности и приобретает линзовидное строение. Е западнее , в районе Суторминского месторождения он уже плохо вырал на каротажных диаграммах и его толщина составляет первые метры. 3< полной глинизации пласта и перехода васюганской свиты в абалакск проходит по линия Восточно - Перевальное, Пякутинское, Пайсятина месторождения. Отложения георгиевской (13 о£ - кт) свиты выделяю на той же территории , где распространены породы васюганской сви Глинистые отложения георгиевской свиты согласно перекрыв; нижележащие горизонты васюганской свиты. Георгиевские отложи представлены глинами от темно - серых до черных, тонкоотмученны часто с примесью глауконита. Суммарная толщина свиты колеблется о до 20 метров. На большей части территории ее мощность составляет 2 метров. Отложения абалакской свиты являются возрастным анали васюганской и георгиевской свит и распространены в западных райо] изучаемого региона. Разрез свиты представлен аргиллитами от тем» серых до черных, слюдистыми, местами сидеритизированными. Кро отбивается по подошве битуминозных отложений баженовской сви подошва также хорошо выражена благодаря границе с континентальнь отложениями тюменской свиты. Толщина свиты составляет 20 - 60 метр Возраст установлен по находкам аммонитов и комплексам спор и пьшы

Битуминозные отложения, согласно перекрывающие абалакскук георгиевскую свиты, выделяются в баженовскую свиту. Этот горизов характернейшая черта всего юрско-мелового разреза Западной Сиби Отличительными особенностями пород баженовской свиты являю региональное распространение, яркая выраженность на материалах ГИ( сейсморазведки, значительные содержания органического углерода местами превышающие 10%. Отложения свиты представлены аргаллитг темно - серыми до черных, с коричневым оттенком, кремнисты слабоалевритистыми, плитчатыми . В аргиллитах по плоское: напластования участками наблюдается обилие раковин пелеципод аммонитов, часто отмечается чешуя рыб. В подошве встречаются мант; -кальцитовые с фосфоритом конкреции. Аргилиты на каротажг ДДЭТр&ММ&Х Характеризуются ПГ)Р. * тттт^ у^ттт.ту.гг? значениями КС п ] Толщина свиты колеблется от 10 до 100 метров.

Отличительной особенностью баженовских отложений являе повышенное содержание Сорг. А.Э.Конторович (1976) предложил таких пород название "сапропелевый аргиллит" при Сорг больше 591 "сапропелитовый аргиллит " при Сорг больше 10%.

Согласно классификации типов разрезов баженовской св! опубликованной в монографии "Баженовский горизонт Западной Сиби; Ю.В.Брадучан и др.(1986) на территории Ноябрьского региона выделяе

два типа разреза баженовских отложений : Салымский на западе и Таркосалинский на востоке. Таркосалинский тип разреза отличается от салымского повышенными толщинами (до 80м и более), увеличением терркгепной компоненты и пониженной битумипозпостыо).

Кроме описанных выше обычных разрезов баженовской свиты на отдельных площадях встречаются аномальные разрезы баженовской свиты, где среди битуминозных пород выделяются многочисленные песчаные тела. В Ноябрьском регионе такие разрезы встречены в юго-западной части на Имилорском, Восточно-Перевальном, Сопмлорском, Сугмутском, Романовском и других месторождениях.

Меловая система.

Породы мегионской свиты залегают в основании неокомского разреза. В основном эти отложения согласно лежат на битуминозных кремнисто - глинистых породах баженовской свиты, но в отдельных случаях имеют место более сложные контакты , связанные с подводпо -оползневыми явлениями. Верхняя граница свиты в центральной части региона проводится по чеускинской пачке глин над пластом БС10 , а на востоке по пачке пгин над пластом БВ8. Такие границы можно отследить ца отдельных площадях, по их трудно использовать в региональном плане, т.к. в неокомском разрезе нет таких региональных реперов как баженовская свита, и глинистые пачки имеют прерывистое или локальное распространение. В большинстве случаев верхняя граница свпты проводится по нижней границе зоны значительного опесчанивания разреза, развития нрибрежно - морских фаций.

Относительно возраста отложений мегионской свиты (а также граничащих с ней баженовской и вартовской свит) существуют две основные точки зрения:

1. А.Э.Конторович , И.И.Нестеров и др. в книге "Геология нефти и газа Западной Сибири"(1975) определяют возраст мегионской свиты как берриас - валанжинский. Аналогичное трактование возраста дается и в Стратиграфической схеме нижнего мела Западной Сибири (Решения..., 1991).

2. Другая точка зрения, которой придерживается п автор настоящей работы, опубликована в многочисленных трудах сторонников юшноформного строения верхнеюрского и нижнемелового разреза (АЛ.Наумов, Ю.Н.Карагодшт, А.А.Нежданов и др.) . Согласно этой точки зрения, возраст однофатщалыгых отложений пеокома в различных частях Западной Сибири различный. Идет закономерное омоложение отложений с востока к центру бассейна . Возраст отложений юшноформного комплекса (куломзинская, тарская , мегионская, сортымская и др. свиты) изменяется от раннего берриаса на востоке (Александровский район) до баремского (Тобсшьско-Уватский и Сургутский районы) . Такие датировки подтверждаются данными находкам аммонитов и бухшг. Мегионская свита в литологнческом плане имеет характерное строение и легко узнаваема па всех разрезах скважин от Хулымского до Стахановского

месторождений. В основании свиты залегает обособленная, песчано-глинистая толща, получившая название ачимовской . Ее толщина составляет в среднем 150 - 400м. Ачимовские отложения имеют сложное строение. Снизу вверх это глинистые отложения переходной зоны от баженовской свиты, далее следуют песчано - ппшистые неравномерно ритмичные турбидитоподобные отложения с преобладающей ролью песчаников. Их толщина составляет 80 - 120 метров. Характерной чертой строения рассматриваемой толщи является ее трансгрессивный характер, т.е. уменьшение песчанистости вверх по разрезу. Наиболее хорошие коллектора находятся как правило в основании пачки. Песчаники светло -серые , плохо и среднесортированные массивные и слоистые, невыдержанные по мощности . Толщина песчаных прослоев колеблется от 0,5 до 10 метров. Выше описанной толщи лежат преимущественно глинистые образования, тонкоотмученные, слабополосчатые за счет карбонатных и алевритистых разностей. Толщина глинистой пачки колеблется от 20 до 120 метров. Перекрываются тонкоотмученные глины также глинистой толщей , представляющей собой очень частое переслаивание (0,1 - 1 м) темно - серых алевритистых глин , серых алевролитов и плохосортарованных песчаников ( последние часто отсутствуют) . Эта толща представляет собой флиш с типичными мелкими циклитами. На электрокаротажных диаграммах эти отложения отображаются областью записи с повышенными удельными сопротивлениями с очень плотной записью и имеют пилообразную форму. Практически на всех каротажных диаграммах изучаемого региона эти отложения имеют однообразную форму и могут служить литологаческим репером. Толщина этой высокоомной пачки изменяется от 100 до 300 м. На описанные выше отложения налегает регрессивная песчано - глинистая толща, состоящая как правило из нескольких регрессивных циклов , хорошо видных на электрокаротажных диаграммах ( особенно по КС) . Циклы начинаются тонкими глинистыми отложениями, которые через алевритистые разности сменяются песчаными прослоями в кровле. Из комплекса циклов самый мощный обычно верхний ритмит ( в нем также отмечается максимальное количество песчаного материала ). К кровле этой регрессивной толщи часто приурочен продуктивный пласт. Это БВ8 на Вынгапуровском месторождении, БС11 не Умсеёском месторождении БС 9-2 на Сугмутском месторождении и другие аналогичные пласты. Разрез еартовской свиты, начинается на востоке с пачки глин перекрывающих последний песчаный пласт склонового генезиса. В центральных и западных частях территории нижняя граница свиты проводится по началу развития преимущественно песчаного разреза. Эту границу можно провести лишь с достаточной степенью условности. Отложения вартовской свиты представлены песчаниками , часто с обильными остатками углистого детрита, алевролитами , аргиллитами. Песчаники от мелко до крупнозернистых, серые, зеленовато - серые , с

углистым детритом и маломощными угольными прослоями. Преобладание песчаников в разрезе свиты отмечается в центральных и восточных зонах изучаемого региона. На западе в пределах свиты выделяют пласты группы "А", на востоке только пласты группы "Б". Возраст этих отложений датируется валанжинским - баремским ярусами мелового периода. Толщина свиты колеблется от 50 до 350 метров закономерно уменьшаясь с востока на запад. На отложениях вартовской свиты на большей части территории ( за исключении восточных районов) залегают песчано -глинистые отложения алымской свиты. Глины темно - серые, плотные, аргшшитоподобные, алеврптистые. Песчаники серые мелкозернистые, неравномерно глинистые. Песчано - глинистые цнклиты как правило трансгрессивного тана, т.е. с уменьшением зернистости вверх по разрезу в пределах цикла. Толщина свиты колеблется от 150 до 300 м. Возраст этих отложений определен по споро - пыльцевым комплексам и датируется нижним аптом. Мощная преимущественно песчанистая толща континентальных отложений , выделяемая в центральных районах изучаемого региона над алымской свитой получила название покурской свиты. Она представлена мелкозернистыми песчаниками и песками, неравномерно переслаивающихся с глинами и алевролитами. В нижней части свиты часто встречаются линзы н прослои угля. Толщина свиты 700 - 900 метров. Возраст охарактеризован споро - пыльцевыми комплексами. В восточных районах из - за отсутствия прослеживаемой границы с вартовской свитой вся толща песчано - глинистых пород прибрежно -морского и континентального генезиса выделяется в усть - тазовскую серию. В западных районах в этом возрастном диапазоне выделяются викуловская , ханты • мансийская и уватская свиты. Кузнецовская свита (К2 t) с размывом залегает на уватской и покурской свитах. Отложения свиты представлены темно - серыми глинами с примесью алевритистого материала, зернами глауконита. В верхней части свиты отмечаются опоковидные глины. Толщина отложений 10-40 метров. Березовская свита (К2 t - kmp) подразделяется на две подсвиты. Нижнеберезовская подсвита представлена глинами серыми и темно серыми, опоками и кремнистыми аргилитами. Опоки и опоковидные глины преобладают в верхней части подсвиты. Породы верхнеберезовской подсвиты представлены глинами серыми и зелено - серыми с редкими прослоями опоковидных глин. Общая толщина свиты составляет 130 - 225 м . Выше лежат породы ганьковской свиты, представленные серыми и зелено - серыми известтсовистыми глинами. Среди глин встречены прослои мергелей и кварц - глауконитовых алевролитов. Толщина свиты составляет 140 -190 м.

Выше по разрезу залегают песчано-глинистые отложения палеоген-четвертичного возраста талицкой, люлинворской, тавдинской свитами и некрасовской серии.

В диссертационной работе на примере региональных разрезов показала неоднозначность выделения границы между мегионской и вартовской свитами. В практике работ одним и тем же пластом

называются отложения различных фаций и различного возраста. Например, пласт БС1 выделяется на западе региона на Ялтинской площади и в центральной части на Суторминском месторождении. Расстояние между этими районами составляет 150 км. Ёсли в первом случае это пласт в кровле ачимовской глинистой толщи (мегионская свита) с типично регрессивной структурой (с постепенным возрастанием глинистости от кровли к подошве пласта), образованный на внешнем перегибе шельфа, то во втором случае это мощный монолитный пласт песчаника, расположенный в центре песчано-глинистой толщи на 200 м выше кровли ачимовских глин (вартовская свита), образованный в прибрежно-морской зоне. Обосновывается предложение коррелировать не песчаные пласты, а пачки пород, выделяя в них глинистые толщи и зоны с аномальными характеристиками при геофизических исследованиях в скважинах. Эти участки отличаются пиковыми значениями по индукционному каротажу, кавернометрии и другим показателям. Как показывают результаты эксплуатационного разбуривания Сутмутского, Вынгапуровского, Средне-Итурского и других месторождений , песчаные тела имеют ограниченные размеры и значительную изменчивость свойств даже на расстояниях в сотни метров. Приведены схемы корреляции по скважинам пробуренным через 500 метров и показаны продуктивные пласты , которые сложены отдельными песчаными телами, часто изолированными друг от друга. Корреляция подобных тел по данным разведочного бурения невозможна. Поэтому при эксплуатационном разбуривании таких залежей необходимо учитывать низкую достоверность геологических построений. Недоучет подобного строения пласта БС-12 на Средне-Итурском месторождении привел к падению пластового давления в первый год эксплуатации па 55 атм. При добыче каждых 200, т нефти пластовое давление по среднестатистической скважине падало на 1 атмосферу. При детальном рассмотрении строения пласта выяснено, что гиаст состоит из отдельных песчаных тел, налегающих друг на друга, кровля которых лежит на выдержанном расстоянии от вышележащих реперов.

Тектоническое районирование.

Геодинамические процессы , происходившие на территории региона, имеют важнейшее значение для понимания условий формирования залежей углеводородов т.к. они определили:

- распространение и смену фациальных обстановок в исторической последовательности;

- дифференциацию теплового прогрева по площади;

- формирование ловушек для нефти и газа;

- в отдельных случаях пути миграции углеводородов.

Доюрские комплексы

К настоящему времени существует не менее 40 различных карт и гхем тектоники Западно-Сибирской шштъг (ЗСП). В развитии представлений о тектонике фундамента ЗСП можно выделить три основные альтернативы:

1 докембрийский возраст основания (В.Д.Наливкин, М.В.Муратов и

2 приемущественно герцинский возраст складчатости (А.Д.Архангельский, М.А.Усов и др.),

3 гетерохронный возраст фундамента основания(А.Н.Мазарович, М.К.Коровин и др.).

Геолого-геофизические данные в целом согласуются с тектоническими моделями третьей группы, показывающими в фундаменте блоки карельской, байкальской, салаирской, каледонской и герцинской складчатости. Однако обоснование возраста , границ, внутреннего строения блоков и зон осуществляется различными авторами неоднозначно. Из-за малого количества скважин, вскрывших доюрские комплексы, основной исходной базой для формирования представлений о типах и разновидностях земной коры ЗСП , физических параметрах ее горизонтов и интерпретации тектонических элементов служили геофизические материалы. Основную часть территории Ноябрьского региона занимает область герцинской складчатости. Породы фундамента(?) и переходного комплекса вскрыты лишь отдельными скважинами. Керн этих скважин представлен метаморфнзованными осадочными и вуканогенно - осадочными комплексами. Поле распространения герцшшд осложпено двумя крупными грабенами : Уренгой - Колтогорским, проходящим к востоку от Вынгапур -Вынгаяхинского вала и Ярсомовским, проходящим к востоку от Коллективного и Янгтипского поднятий , а также рядом более мелких грабенов и горстов, простирающихся с юго - запада на северо - восток.

Территория региона Сибирских Увалов расположена в центральной части юго-восточпого борта Западно-Сибирской сипеклизы. Это обусловило закономерное погружение кровли доюрского комплекса с юга на север и с востока па запад. Глубина залегания подошвы нижнеюрских отложений 4-5 км. В осадочном чехле выделено около 200 поднятий площадью от первых квадратных километров до сотен квадратных километров. Углы наклона крыльев структур по породам юрского возраста составляют от первых минут до 2-3 градусов и постепенно вьшолаживаются вверх по разрезу. Изучение структурных форм геологических тел является важнейшим инструментом при поисках и разведке нефти и газа. В Западной Сибири с крупными положительными структурами связано подавляющее большинство открытых залежей углеводородного сырья. При наложении любой карты с выделенными положительными структурами на карту расположения залежей нефти выделяется совершенно четкая приуроченность месторождений к зонам мегавалов и крупных поднятий . Из 9 крупных месторождений нефти

изучаемого решона (с извлекаемыми запасами более 50 млн.т.) только одно Сугмутское не приурочено к своду поднятия , а находится на его склоне.

Основываясь на тектонических картах Западной Сибири под редакцией М.Я.Рудкевнча (1970), В.С.Суркова(1974),

И.И.Нестерова(1990), и структурной карте по отражающему горизонту "Б" В.А. Галунского (1994) проведено крупнозональное районирование территории. Выделено пять основных структурно-формационных районов , характеризующихся сходными условиями формирования осадочного чехла и его деформиров анноста:

1. Территории , расположенные восточнее Етыпур-Ярайнерской группы поднятий. Отличительными чертами этого района являются : слабая деформированносгь юрско-меловых отложений, изометричная форма и малая амплитуда структур, высокое положение кровли баженовской свиты (выше 3000 м), значительная песчанистость неокомских шельфовых отложений.

2.Центральные районы (между Етыпур-Ярайнерской зоной на востоке и южным окончанием Северного мегавала на западе) характеризуются ярко выраженной субмеридианальной структурой валов и сопряженных с ними поднятий, значительной рельефностью структур ( перепад отметок по кровле баженовской свиты между Ярайнерским куполом и соседним с ним прогибом составляет 700 м при градиенте 35 м/км), наличием существенных (первые десятки метров) тинистых пачек в неокомских шельфовых отложениях. В районах наиболее рельефных границ прогибов и валов отмечаются многочисленные разрывные нарушения.

3. Айхеттинско - Хеттинский район расположен между южным окончанием Северного мегавала на востоке и Хулымской мегаседловиной на западе. Особенностями района являются значительная обедненность коллекторами всего юрско-мелового разреза, значительные глубины погружения кровли баженовской свиты ( 3300 - 3600 м), слабая дислоцированноеть осадочной тсшщи, изометричность и малая амплитуда структур, наличие в фундаменте блока ранней консолидации .

4. Район Хулымской мегаседловины связан с инверсионным палеопрогибом, благодаря которому структуры осадочного чехла имеют отчетливую субмеридианальную направленность и значительную

рдттх лфт><у»т» Р ттдпул»жлг'/м г ро ^тчлчл ттгцчлпач»тт>лт/угла ^ууплтл »гг »а ггаппАттт га

пачки на фоне доминирующих глин. >

5. В пределах южных окончаний Центральной и Айхеттинско-Хеттинской зон выделяются районы являющиеся северными окончаниями Сургутского свода. Для них характерно плавное поднятие маркирующих горизонтов юры и мела на юг, изометричная форма структур.

Разломная тектоника.

Наряду с шшкатавными дислокациями осадочной толщи, в изучаемом регионе отмечаются зоны развития разломов. В нижне -

среднеюрских отложениях они выделяются практически повсеместно по временным разрезам и связаны , как правило, с подвижками блоков фундамента. Наличие разрывных нарушений в верхнеюрско пижнемеловых отложениях долгое время отрицалось.

Наибольшие перепады гипсометрических уровней горизонтов осадочных пород характерны для склонов крупных валов и границ Ай-Хеттинско - .Хеттипской зоны. В этих районах активно проявилась разломная тектоника. Отчетливо прослеживаются разрывные нарушения на временных разрезах Умсейского, Южно-Пурпейского, Вынгаяхинского, Етыпуровского и других месторождений . Разломы могут трать роль каналов миграции нефти в вышележащие горизонты. На Умсейском (скважины 74, 5), Спорышевском (скважины 654, 656), Ярайнерском (скважина ) месторождениях фиксируется до 14 залежей нефти размерами 5- 25 кв. км, расположенных одна над другой, приуроченных только к одной скважине. В соседних скважинах, пробуренных в 2-4 километрах от нее встречается как правило 1-2 залежи нефти. В других случаях малоамплитудные разрывные нарушения могут играть роль гидродинамических экранов. Подобные примеры описаны на Западно-Ноябрьском и Средне-Итурском месторождениях.

Глава 2. Геологическое строение и условия формирования отложений центральной части Западной Сибири на примере Ноябрьского региона.

Теоретические основы изучения последовательности осадконакопления .

Изучение истории развития региона в юрско - меловое время чрезвычайно важно для выяснения закономерностей размещения коллекторов, покрышек и потенциально нефтематеринских свит . Об условиях формирования верхнеюрско - меловых отложений, содержащих основные запасы углеводородов существуют две основные точки зрения. Согласно первой, верхнеюрско - неокомский разрез имеет клиноформное или косослоистое строение . Эти взгляды получили свое развитие в грудах А.Л.Наумова; В.А.Корнева; М.М.Бинштока; Ю.Н.Карагодина, А.А.Нежданова, О.М.Мкртчана, ЛЛ.Трушковой, Н.М.Гогоненкова и других авторов. Согласно другой, эти отложения имеют либо слоистое строение , либо более сложную структуру . Такой точки зрения придерживались И.И.Нестеров, Ф.К.Салманов, А.П.Соколовский и другие исследователи. Но ни одна, ни другая модели не могут объяснить всего разнообразия имеющегося фактического материала . В работе предлагается новый взгляд на известные цифры и факты и показывается, что правы и те, кто говорит о субгоризонтальном строении неокомского разреза и те, кто говорит о его клиноформенном строении. Разделение разреза на фации, применение закона взаимосвязи фаций Головкинского-Вальтера и известного принципа актуализма позволяет взглянуть на

модель формирования верхнеюрско-неокомских отложений с новых

позиций .

Вопрос о связи фациальных зон был впервые рассмотрен в России Н.А.Головкинским в 1869 г.. .За рубежом подобные фациальные связи были описаны в 1893 г. И.Вальтером. В итоге было сформулировано следующее правило: " Только те фации и фациальные зоны могут перекрываться друг другом без перерыва,которые находились рядом во время их формирования."

К проблеме миграции береговой линии,возрастного скольжения пластов и взаимосвязи фаций обращались А.А.Ипостранцев (1872г) , М.МЛетяев (1934г) , В.А.Попов(1940г) и многие другие известные геологи. Н.Б.Вассоевич проанализировал весь имевшийся материал и уточнил многозначную терминологию ,т.к. понятия слой, пласт, горизонт многие авторы трактовали по-своему , предложив, следуя за Н.А.Головкинским , назвать петрографически однородные части разновозрастных слоев петрографическими горизонтами. Пласт предлагалось оставить термином свободного пользования, а слоем именовать одновозрастные пластообразпые осадочные образования. Он определил, что для петрографического горизонта не обязательны резкие границы и пластообразная форма. Слоистость и смена фаций , по его мнению, могла иметь два типа: миграционный и мутационный (после резкой смены условий осадконакопления). Иными словами, имеет место два типа развития : . эволюционный '(медленных изменений) и революционный ,, (быстрых изменений). Введение терминологии предложенной Н.Б.Вассоевичем , для неокома Западной Сибири является крайне полезным л поможет/разобраться в сложных вопросах корреляции пластов, образованных при движении береговой линии.

Исходя из всех вьшюперечисленных положений составлена принципиальная схема взаимоотношений палеофациальных обстановок юрско-меловых отложений Центральной части Западной Сибири 'на примере территории Ноябрьского региона.

Формирование юрских и меловых отложений

Особое внимание к условиям формирования юрских и меловых отложений связано с тем, что в них содержатся 100% открытых промышленных залежей нефти изучаемого региона. ; -

В ралнеюрское время на части территории устанавливаются морские ; условия осадконакопления,. Западная Сибирь перешла к платформенному этапу развитая. Накапливаются отложения горелой и котухтинской свит. Максимальные мощности их приурочены к впадинам. В средне -позднеюрское время из - за активизации тектонических процессов территория испытывает некоторый подъем и устанавливаются условия континентального осадконакопления. Отложения тюменской свиты , накапливающиеся в это время , связаны, в основном , с озерными ,

|ельтовыми , болотными, речными отложениями. На большей части территории располагались обширные лагуны и марши, прорезаемые многочисленными дельтовыми протоками. Временами сюда вторгалось море или наступали периоды выравнивания рельефа и заболачивания местности и накопления прослоев торфа . Триасовые рифты и другие структурно - формадионные зоны фундамента в силу конседиментацпонных унаследованных движений оказывали существенное влияние на распределение фаций и изменение мощности юрских отложений.

В рапне-среднеюрское время движение блоков фундамента и развитие рифтов на фоне общего плавного погружения территории определяли расположение палеогеографических и палеофациальных обстаповок. В келловейское время на всей территории региона господствовало мелководное море в котором откладывались глинистые отложения абалакскон и нижневасюганской свит. В оксфордское время отмечается регрессия моря с юго-востока , которая распространилась до районов Умсейского и Сугмутского месторождений . В этих районах развиты песчаные пласты верхней части васюганской свиты. К началу волжского времени вся территория региона претерпела значительное опускание и образовался обширный глубоководный бассейн с максимальными глубинами до 800 метров. В неокомское время начинается новый этап развития региона , связанный с быстрым заполнением образованного глубоководного прогиба . На изучаемой территории снос осадков шел с востока и юго-востока, что устанавливается по региональным и локальным временным сейсмическим разрезам. Формирование неокомского разреза связано с движением фациальных зон . Практически на всех разрезах скважин Ноябрьского региона выделяются литолого-фациальные зоны баженовской свиты, ачпмовских песчаников, ачимовских глин, комплекса первых склоновых пластов ("первых шельфовых пластов", по А.Л.Наумову) и шельфовые песчано-Глинистые пачки. Такая последовательность смены в вертикальном разрезе глубоководноморских , склоновых и шельфовых отложений говорит о последовательном движении в горизонтальном направлении этих обстановок осадконакопления по мере заполнения бассейна. Важным следствием этого является объяснение перекрытия комплекса первых склоновых пластов песчаника (БВ8, БС-12, БС11, БС-10, БС9 и др.), тонкослоистыми глинами не как результата циклических трансгрессий,,,и., регрессий, а как результата перекрытия комплекса склоновых отложений комплексом глинистых пород средней часта шельфа. Восточный борт неокомского бассейна имел следующие крупные фациальные зоны по направлению от береговой линии к глубоководной части:

1. Внутренний шельф , где аккумулировались прибрежно-морские песчано-глинпстые отложения (зоны пляжей, баров, лагун , подводных конусов выноса рек и т.д.). Ширина зоны оценивается от 5 до10 км.

2. Средний шельф, куда выносился в основном тонкозернистый материал. Это область развитая преимущественно глинистых пород. Однако в отдельных районах эти отложения разрезаются русловыми или дельтовыми системами переносившими грубозернистый материал в отдаленные от берега зоны. Ширина среднего шельфа может достигать 3050 километров .

3.Внешняя зона шельфа , ширина которой превышает 100 километров . Осадконакопление происходило здесь лишь в отдельных децрессионных впадинах и в районах активного привноса осадочного материала (конуса выноса). На большей части территории этой зоны поступившие осадки перераспределялись течениями и доставлялись на бровку шельфа и в локальные депрессионные зоны. Аналогичная картина наблюдается на современных атлантических окраинах, где до 70% площади шельфа занимают реликтовые отложения (Дж.П.Кеннет, 1987).

Таким образом , после отложения песчаного тела в верхней части склона (за бровкой шельфа) существовал некоторый перерыв в накоплении осадков. Позднее, когда при регрессии моря к этому району приблизились зоны среднего шельфа, на песчаник отложились тонкозернистые отложения средней части шельфа.

Отдельные случаи , связанные с изменением толщины или фациалыюго состава склоновых отложений , обусловлены с локальными тектоническими движениями или особенностями палеорельефа в момент осадконакопления , следствием которых стало перераспределение осадочного материала. На примере Вынгапуровского, Карамовского, Умсейского месторождений объяснено увеличение толщины песчаников в шельфовых и склоновых отложениях на восточных крыльях существовавших в неокоме поднятий. Наибольший интерес в нефтепоисковом отношении вызывают комплексы первых склоновых пластов, образованных на внешнем перегибе шельфа, и комплексы шельфовых пластов , где сосредоточена большая часть выявленных запасов УВ. Комплекс "первых склоновых пластов" является первым резервуаром над 300 - 500 метровой пачкой ачимовских склоновых глин . К востоку от Муравленковского , Суторминского , Холмогорского месторождений этот комплекс хорошо выражен в песчаных фациях и распространен практически повсеместно в виде сливающихся в единое

паттлр К12И0ф0р1 гаЫХ тлд Шсльфовы* ОТЛОЖСНДЯ ВмрТСЕСКСЙ СВИТЫ И £5

аналогов также являются результатом движения в пространстве и времени различных фациальных обстановок.

В аптское время, когда происходила компенсация остаточной морской впадины в Фроловском районе (50-70 км западнее Хулымского вала), начинается новый трансгрессивный цикл. Все шельфовые обстановки осадконакопления перекрываются трансгрессивной преимущественно глинистой толщей алымской свиты. Однако трансгрессия не распространилась на районы восточнее Вынгапур -

Вынгаяхинского вала. Здесь продолжали существовать континентальные условия осадконакопления. В ноздпеаптское время происходит регаональная регрессия моря и на всей территории региона устанавливается режим континентального осадконакопления. В центральных и восточных районах такой режим сохранялся вплоть до сеномана и привел к образованию мощной песчано-пганистой угленосной толщи . В западных районах ( западнее меридиана Насельской площади) в альбское время происходила локальная трансгрессия с запада, где сохранялся Остаточный морской бассейн. Отложения морского генезиса ханты-мансийской свиты выделяются на Хулымских, Ямпинскон, Мелисской и некоторых других площадях. Но в сеномане море отступает и породы хантьмансийской свиты перекрываются континентальными отложениями викуловской свиты.

В туронское время начался новый этап развития региона связанный с установлением морского режима накопления осадков на всей изучаемой территории. Трансгрессия была такая же быстрая и масштабная как и позднеюрская. Из - за катастрофичности этого события мы не видим в разрезе переходной зоны петрографических горизонтов прибрежно морской и шельфовых фаций. На всей территории континентальные отложения викуловской и покурской свиты перекрываются глинами кузнецовской свиты, образуя хорошо выражанную региональную покрышку, способную служить хорошим репером. Морские условия осадконакопления существовали на всей территории на протяжении длительного времени. Только в среднеэоценовое время па этой территории вновь устанавливается режим континентального осадконакопления, который продолжает существовать до настоящего времени.

Глава 3 "Нефгегазоносность"

Рассмотрение вопросов, связанных с нефтегазоносностью изучаемой территории, базируется на теории органического происхождения нефти и газа. Применение осадочно-миграционной теории образования нефти и газа позволяет вывести закономерности размещения месторождений , определить перспективность работ на той или иной территории .

Район исследований располагается в переходной зоне между нефтеносными областями Широтного Приобья и газоносными областями севера Западной Сибири. В Ноябрьском регионе , расположенном на соединении Средне-Обской, Фроловской, Надым-Пуровской и Пур-Тазовской нефтегазоносных областей встречаются месторождения с характерными чертами каждой из них.

На востоке района исследований открыты месторождения, где большая часть запасов приурочена к юрским отложениям (Ярайнерское, Стахановское, Ручьёвское, Етыпуровское) , в центральной части территории на месторождениях продуктивны юрские и меловые отложения (Вынгапуровское, Имилорское, Умсейское и др.), а на западе открыты месторождения , где весь объем запасов промышленных категорий

сосредоточен в меловых отложениях (Холмогорское, Сугмутское, Карамовское).

На территории Ноябрьского региона присутствуют нефтяные месторождения (Холмогорское, Карамовское, Спорышевское и др.), газонефтяные (Муравленковское, Вынгапуровское, Вынгаяхинское ) и газоконденсатные месторождения (Пайсятипское).

Открыты многопластовые месторождения (Вьшгапуровское, Спорышевское, Суторминское и др.), насчитывающие до 14 продуктивных пластов один над другим, и месторождения, где запасы сосредоточены лишь в одном песчаном Пласте (Сугмутское, Северо-Карамовское, Восточно-Вынгаяхинское и др.). Отмечается, что количество продуктивных пластов не влияет на величину запасов месторождения.

В пределах изучаемого района открыты структурные залежи (Пограничное месторождение , пласт БС12, Муравленковское месторождение, пласт БС-11 и др.) и структурно-литологические (Карамовское, пласты БС10 и БС11, Сугмутское , пласт БС9-2 и др.),. Последние можно разделить на два подтипа: расположенные на куполе поднятая или вблизи него (Карамовское, Холмогорское, Вынгаяхинское) и расположенные на склонах структур (Романовское, Сугмутское, Имилорское).

Нефтепроявления в разрезе Ноябрьского региона встречаются практически по всей территории в широком стратиграфическом и глубинном диапазоне . Самым глубоким (и древним) горизонтом, из которого был получен приток нефти, является пласт Ю-12 (Котухтинская свита, 12-1) Западно - Новогодней площади , где в скв.210 из интервала 3956 - 3960 м получен приток нефти . Верхняя граница нефтеносности установлена на западе по пласту АС-9 (а.о.2160 - 2170 м) на Верхпе-Надымском и Восточно-Перевальном месторождениях , по пласту ПК 16 (а.о.1870 - 1900 м) на Ноябрьском поднятии и по пласту АП-3 ( а.о.2019 -2025 м) Холмистого месторождения на востоке.

Газовые залежи приурочены к кровле покурской и уватской свит (К2 сеноман) и открыть? на Восточно - Перевальном, Муравленковском, Вынгапуровском, Еты-Пуровском и Новогоднем месторождениях.

Газоконденсатные залежи установлены в пласте Ю-1 Новогоднего месторождения , а также в неокомских пластах Умсейского и Пайсягинского месторождений.

На 1.01.95 года на территории региона открыто 50 месторождений. Из них 15 находятся в промышленной разработке . По богатству разведанных ресурсов безусловным лидером являются неокомские отложения. В них содержится более 1 млрд.т' разведанных запасов промышленных категорий, что составляет 85% от всех запасов региона. На васюганскую свиту приходится 9,5% , на ачимовские отложения 5%, на отложения тюменской свиты - 0.4% и на баженовскую свиту 0,1% разведанных запасов региона. В нижнеюрских отложениях промышленных

запасов нефти пока не обнаружено. В настоящее время в разработке находятся только неокомские залежи нефти и сеноманские залежи газа. Анализируя их распределение по Ееличине запасов , следует отметить, что 78% запасов сосредоточено в 7 самых крупных месторождениях ( 14% от общего числа месторождении).

Месторождения нефти и газа.

Спорышееское месторождение

Спорьппевское нефтяное месторождение открыто в 1994 году и находится в Пуровском районе Ямало-Непецкого автопомного округа в 10 км к северо-западу от г.Ноябрьска. Во вскрытой части разреза Спорышевского месторождения промышленные залежи нефти установлены в пластах БС11, БС10-1, БС.10, БС8, БС6, АС12, АС7, АС6, АС4, ПК20, ПК19, 1Ж16. Залежи пластовые, сводовые и литологически (возможно тектонически) экранированные, приуроченные к песчаным отложениям мешонской и покурской свит. Большинство залежей пмеют сложное геологическое строение и при детальном рассмотрении распадаются на несколько гидродинамически несвязанных между собой объектов с разными ВНК. Однако из-за отсутствия качественных сейсмических работ и современных гидродинамических исследований па сегодняшний день пет непротиворечивых геологических моделей и 'существует несколько вариантов объяснения строения залежей:

- многокупольная поверхность пластов с размерами куполов до 1 км в диаметре, которые пе определены по данным бурепия,

- литслогическое экранирование,

- экранирование разрывным нарушением .

Отличительными чертами месторождения являются: широкий стратиграфический диапозон нефтеносности, приуроченность к своду одной из самых высокоамплитудных структур региона, промышленная пефтегазоносность пластов покурской евпты, отсутствие залежей в первом склоновом пласте при наличии 12 вышележащих нефтяных пластов, высокие дебиты скважип (до 50 -100 куб.м/сут) по большей части пластов.

Средне-Итурское месторождение.

Расположено в центральной части Ноябрьского региона в пределах южных окраин Сургутского свода. Отличительными чертами месторождения являются :

- нефтеносность 8 пластов с БС-12 по БС-б,

- сложное строение основного нефтеносного пласта БС-12 , связанного с клиноформным строением коллектора, наличием разрывных нарушений, мелкокупольной структуре кровли пласта.

- линзовидное строение пласта БС-9 шельфового генезиса.

Холмогорское месторождение

Расположено на юге центральной части региона и является одним нз круппейших месторождений изучаемой территории. Промышленное значание имеют два пласта БС-11 и БС-10, первый из которых имеет клиноформное строение. Залежи пластовые, структурно-литологические, приурочены к крупному куполу . По особенностям геологического

строения месторождение похоже на месторождения Сургутского свода такие как Федоровское, Западно-Сургутское и др.

Сугмутское месторождение

Из месторождений , расположенных в западной части территории выделяется Сугмутское месторождение, открытое в конце 80-х годов. Этс уникальное скопление нефти в литолошчески ограниченном песчанок теле - пласте БС-9-2. Залежь имеет ВНК только в северо-западное секторе, с остальных сторон коллектор запечатан глинистыми породами Это единственное месторождение района исследований, где клшюформпос строение основного продуктивного пласта признается большинство!« исследователей. При протяженности с юга на север около 70 км ширинг залежи составляет 3-5 км.

Вынгапуровское месторождение.

На востоке изучаемой территории самым большим по запасам I сложности геологического строения является Вынгапуровское месторождение, открытое в 1968 году. Месторождение приурочено * восточному склону вытянутого в субмеридианальном направлсшп поднятия размерами 35 на 18км с амплитудой 87 м .Продуктивнь отложения верхней юры и мела. На месторождении открыты : газовш залежь в сеномане, четыре нефтяных залежи в меловых отложениях, одш из которых с газоконденсатной шапкой и три залежи в юрски? отложениях (тюменская, васюганская и баженовская свиты). Болыпаз часть запасов приурочена к первому склоновому пласту БВ-8, имеющем} клипоформное строение.

Нефтегазоносные комплексы

В разрезе изучаемого региона снизу вверх выделяется сем региональных нефтегазоносных комплексов характеризующих« единством условий генератщи, миграции и аккумуляции углеводородов Снизу вверх это комплексы:

Нижне-среднеюрский котухтинской свиты и ее аналогов;

Среднеюрский тюменской свиты;

Верхнеюрский васюганской свиты;

Верхнеюрский баженовской свиты;

Неокомский ячнмовской турбидитной толщи;

Неокомский склоновых и шельфовых пластов;

Сеноманский (газоносный);

Для каждого НТК существуют свои нефтематеринские свиты, свет особенности генерации и аккумуляции.

Приводится характеристика всех нефтегазоносных комплексов описываются потенциальные коллектора, покрышки, известные залежт нефти и нефтепроявления. Представлены данные по площадном] распространению нефтегазоносности комплексов , испытаниям скважин

свойствам флюидов, описываются коллектора и покрышки. Сравнивая физико-химические характеристики нефтей основных нефтеносных комплексов отмечается, что только снизу вверх по разрезу от комплекса к комплексу (начиная с тюменских отложений) увеличивается содержание асфальтенов от 0.2% до 1.85%, сернистость от 0.1% до 0.58%. Кроме того, нефти каждого комплекса имеют наборы своих , свойственных только им геохимических показателей на молекулярном уровне ( Петров Ал.А. , ГНГ №.6, 1994 г). Все это говорит об автономности процессов онтогенеза нефти в каждом отдельно взятом комплексе.

Глава 4 "Условия формирования месторождений нефти"

Образование , миграцию и аккумуляцию УВ автор рассматривает с позиций ос ад очно-миграционной теории образования нефти и газа (Н.Б.Вассоевпч) и учения о нефтегазоносных бассейнах (И.О.Брод).

При активном прогибании Западно-Сибирского бассейна в юрско-меловое время на его территории накопились мощные толщи осадочных пород и захороненного вместе с ними органического вещества. По мере погружения органоминеральной массы осадочного бассейна происходили процессы прогрева , преобразования минерального и органического вещества, а также дефшоидизации . В отдельных районах, где имеются потенциально нефтематеринские отложения и расположенные рядом горизонты коллекторов, на определенной стадии термобарических преобразований образуются очаги нефтегазогенерации , где происходит образование жидких и газообразных УВ. Образованные углеводородные смеси вместе с водой и газом отжимаются из материнских пород в резервуары с более мягкими гидродинамическими условиями. Образование нефти и газа есть закономерное звено в процессе дефшоидизации погружающихся осадочных толщ. Этот процесс состоит из двух основных этапов. Первый этап связан с начальным периодом погружения , когда при невысоких давлениях и температурах отжимаются содержащиеся в отложениях газы и жидкости. На втором этапе при повышении температуры и давления наряду с захороненными флюидами и газами начинают отжиматься и новообразованные в результате различных химических реакций в породах (включая преобразование ОВ) газы и жидкости, в том числе нефть и УВ газ.

Образование очагов нефтегенерации определяется тремя основными факторами:

- наличием нефтематеринской свиты(НМС) ,

- наличием резервуаров в непосредственной близости от НМС для отжима образованных УВ,

- формированием достаточных термобарических условий для нефтегазогенерации.

Подавляющее большинство запасов нефти изучаемого региона связано с неокомским комплексом. Поэтому условия формирования месторождений нефти рассмотрены на примере Сугмутского

месторождения, основная залежь которого приурочена к пласту БС-9-2. В результате исследований установлено:

- Залежь нефти с геологическими запасами более 200 млн.т. приурочена к крупному субмеридианально вытянотому песчаному телу, имеющему длину до 70 км при ширине 3-5 км. Этот резервуар клипоформного строения при детальном изучении материалов трехмерной сейсморазведки и эксплуатационного бурения распадается на ряд перекрывающих друг друга песчаных тел низшего ранга. Продуктивный пласт образовывался на внешнем перегибе шельфа при регрессии моря и является первым песчаным резервуаром после 300 метрового глинистого клиноформного комплекса. Пласт выклинивается на востоке и замещается глинами на западе. Цитологическая ловушка расположена на склоне древнего Романовского поднятия и существует начиная с мелового времени.

- Нефтематеринскими породами для скопления нефти в пласте БС9-2 послужили глинистые породы клиноформного комплекса , непосредственно подстилающие пласт , находящиеся на стадии катагенеза МК1 и имеющими содержание Согр 1-2%.

- Нефтегенерация в ачцмовских отложениях началась в конце раннеолигоценового времени, когда,, отложения имели максимальную температуру. В настоящее время, когда тепловой поток уменьшился и пластовые температуры составляют 85-95 . градусов, процесс генерации продолжается. Масштабы этого процесса значительно меньшие , чем в олигоцене, т.к. большая часть углеводородов, способных образоваться в этих термобарических условиях, уже было сгенерировано.

Установлена зональность в распределении геохимических характеристик нефтей в различных частей залежи, связанная с этанностью заполнения ловушки. В наиболее приподнятых частях залежи находятся наиболее тяжелые(средняя плотность 0.88 ) , высокосернистые(около1%) нефти с высоким содержанием асфальтенов (около 4%) Ki=iC19+iC20/nC17+nC18 для этой зоны составляет порядка 1,00. В краевых частях залежи средняя плотность нефти снижается до 0.86, сернистость до 0.7%, содержание асфальтенов до 1%, Ki до 0.6-0.7. Это позволяет говорить о том что в наиболее приподнятой части ловушки собралась нефть , образованная на ранних стадиях генерации. Собираясь в коллектор зти углеводороды кыппегота с собой серу, отдельные составляющие ОВ пород, через которые шел миграционный поток. По мере вхождения НМП в главную зону нефтеобразования новые порции нефти имели уже отличный характер. Отчетливо выраженная зональность нефтей в залежи говорит о том, что залежь довольно молодая и нефти еще не успели смешаться между собой. Обширные водонефтяные зоны с низкой нефтенасыщенностью ( 40-65%) и незаполненность ловушки до замка также говорят о продолжающемся в настоящее время процессе заполнения ловушек. Чистякова Н.Ф, Рудкевич.МЛ. (1993)

изучавшие химические характеристики законтурных вод месторождений Западно-Сибирского бассейна также пришли к выводу о сравнительно недавнем и возможно современном формировании залежей нефт в неокомских отложениях Западной Сибири.

Долгое время считалось, что неокомский комплекс является лишь аккумулирующим нефть , а питающими или генерирующими служат юрские битуминозные отложения баженовской свиты или нижележащие отложения. Против этих предположений существуют следующие аргументы:

- значительные различия в физико - химических характеристиках нефтей различных комплексов, включая генетические особенности на молекулярном уровне, которые не могут быть объяснены миграционными изменениями;

- разделение юрских и неокомского песчаных комплексов 200 - 500 метровой толщей ачимовских глин, препятствующих перетокам и миграции;

- отсутствие следов миграции через ачимовскую тсшщу. При миграции миллиардов тонн нефти не мошо не остаться следов такого гигантского перемещения вещества через плохопроницаемую толщу.

Таким образом, единственной толщей, которую можно рассматривать в качестве нефтематеринской для нефтей неокомского комплекса шельфовых и склоновых пластов, являются ачимовские глинистые отложения (клиноформный комплекс).

М-Я.Рудкевич, Л.С.Озерансыгая , Н.Ф.Чистякова и др.(1988г) также пришли к выводу о том, что глинистые и алеврито-глинистые образования неокомско клиноформного комплекса играли роль нефтематеринской свиты, поставлявшей УВ в проницаемые горизонты главной нефтегазоносной песчано-пшнистой формации. В выпущенной ими книге "Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна" делается вывод о высоком генерационном потенциале ачимовской глинистой формации, судить о котором можно по содержаниям Сорг и хлороформепного битумоида, достигающим 1-2% и 0,03 - 0.05% соответственно. Степень метаморфизма ОВ пород неокома Мансийской и Средне-Обской НТО отвечает длшшоиламенлой стации, в северных районах она соответствует переходной от длштопламеннон к газовой стадии.

Перспективы нефтегазоносности Ноябрьского региона.

В региональном плане всю изучаемую территорию можно разделить на три зоны.

Первая зона , включает в себя крайние восточные районы (восточнее Етьшур-Ярайнерской зоны). Основная нефтематеринская тсшща - ачимовские глины - имеет здесь сокращенную мощность 100 -150 метров, содержит значительно больше песчаного материала по сравнению с двумя другими частями и ее кровельная часть располагается на глубинах 2400 -2600 и имеет современные пластовые температуры 60-75 градусов.

Непосредственно над згой толщей располагаются многочисленные песчаные пласты с хорошими емкостно-фнльтрацйонными свойствами. Эта зона имеет невысокую продуктивность в связи с низкой степенью прогретоста и преобразованности ОВ. Отсутствие крупных рифтовых систем в фундаменте и значительных погружений НМС привело к пониженным палео - и современным температурам. . Исходя из всего вышеперечисленного можно сделать вывод о том , что потенциально нефтематеринские отложения в разрезе неокома присутствуют, есть резервуары для УВ, но из-за низкой прогретоста очаги нефгегенерации здесь к настоящему времени еще не сформировались. Основными нефтегенерирующими свитами в этой зоне могут являться отложения баженовскон , васюганской и тюменской свит, в которых ОВ находится на стадиях катагенеза МК1 и выше , а также имеются резервуары для нефти и газа. Подтверждает этот вывод и фактическое распределение открытых залежей УВ. Подавляющее большинство открытых запасов приурочено здесь к коллекторам васюганской и тюменской свит.

Вторая зона простирается от Етыпур - Ярайнерской зоны на востоке до Пайсятских и Пякутинских структур на западе. Для нее характерно наличие очагов нсфтегснеращш в тюменской, васюганской, баженовской ... свитах и неокомекой части разреза. Основной нефтегецерирующей толщей для неокомских резервуаров в этой зоне является ачимовская глинистая тсшща, мощность которой составляет 150300 метров. Степень катагенетического преобразования - ОВ в кровельной части этой тсшщи достигает МК1 нрй современных температурах 70 - 85 1радусов. Максимальные папеотемпературы этих отложений в неогеновое время практически повсеместно достигали 100 градусов (А.Р.Курчиков, Б.П.Ставицкий , 1989г.) . В фундаменте рассматриваемой зоны проходит серия субмеридиан альных грабенов, таких как Уренгой-Колтогорский, Ярсомовский и оперяющие их системы. Это способствовало повышению теплового потока и образованию серии параллельных прогибов и валов. Таким образом, генерация углеводородов началась с неогенового времени. Благоприятным фактором для ускорения нефтегенерации является быстра оргок образованных флюидов и газов в вышележащий коллектор благодаря .своеобразному клиноформному строению этих отложений. Песчаный коллектор в этом случае имеет форму кометы в "голове" которой находятся песчаники с хорошими кпллекторскими свойствами, а отдельные "хвосты" „несзано-алевротатистого материала проникают под наклоном в глинистую толщу на глубину до 100 метров от кровли резервуара. Т.к. первичная миграция возможна на очень небольших расстояниях, составляющих до 10 метров от коллектора (А.Перрадон, 1985), разветвлепные песчаные хвосты неокомских клиноформ позволяют собирать образованные флюиды с большой территории и вовлекать в процесс генерации гигантские объемы нефтематеринских пород. Поэтому даже при невысоком уровне катагенеза й сравнительно

непродолжительном времени генерации УВ мы имеем в этом районе значительные запасы углеводородов.

Кроме неокомского комплекса очаги нефтегазогенерацпи имеются также в баженовских, васюганских и тюменских отложениях, ОВ которых находится на стадиях катагенеза МК1 - МКЗ. Из-за отсутствия достаточного количества коллекторов в породах баженовской свиты, даже при отличных характеристиках нефтематеринского потенциала и степени преобразованноети ОВ, на всей территории региона в породах этого комплекса открыта лишь одна небольшая промышленная залежь нефти на Вынгаяхинском месторождении. Мелководно - морские отложения васюганской свиты и континентальные отложения тюменской свиты также производили и производят углеводороды . В настоящее время открыто более десятка промышленных залежей нефти в этих отложениях рассматриваемой зоны. Залежи нефти в отложениях васюганской свиты развиты только в центральной и восточной частях региона, потому что только в этих районах в верхнеюрском комплексе присутствуют горизонты коллекторов. Тюменские отложения продуктивны по всей территории и перспективны на открытие газовых залежей. В центральной, хорошо изученной бурением части территории открыты лишь небольшие залежи нефти и газа. Отсутствие крупных месторождений газа объясняется высокой степенью дислоцированности этих пород и разрушением большинства ранее сформированных скоплений углеводородов. В районах активного проявления разяомной тектоники на Умсейском, Етыпуровском, Ярайнерском месторождениях газовый фактор в неокомских отложениях достигает 600 куб.м в куб.метре нефти. Это связывается с миграцией газа из песчаников тюменской свиты. В западных слабодислоцированных районах , где среднеюрские резервуары перекрыты почти тысячеметровон толщей глинистых пород следует ожидать открытия крупных залежей газа. Таким образом , в пределах рассматриваемой зоны перспективными на нефть являются отложения тюменской, васюганской, баженовской свит и неокомские отложения.

Третья, Айхеттинско - Хулымская зона располагается в западной и северо-западной частях Ноябрьского региона и связана в основном с опущенным блоком фундамента ранней консолидации. Отличительной особенностью этой зоны , примыкающей на севере к Надымской впадине и Фроловскому району на западе, является значительная обедненность коллекторами верхнеюрских и неокомских отложений. Породы васюганской свиты замещаются в этом районе на глинистую толщу абалакской свиты . Выше по разрезу лежат уплотненные кремнисто-глинистые отложения баженовской свиты, которые перекрываются почти 500 метровой толщей глин ачимовских глин. Большую часть Айхетпшско-Хулымская зоны можно отнести к малоперспективной на нефть по следующим причинам:

1.Отсутствие коллекторов в абалакской , баженовской и мепюпекой свитах. Гидродинамическая изолированность потенциально

нефтематеринских толщ явилась важным фактором, препятствующим образованию очагов нефтегазогенерации.

2.Фундамент этой зоны по геофизическим данным представлен блоком ранней консолидации и имеет меньшую степень прогретоети по сравнению с восточными районами. Кроме того , почти тысяча метровая толща юрско-меловых глин являлась значительным термическим экраном, препятствующим прогреву неокомских потенциально нефтематеринских толщ. Современные температуры низов неокома достаточно высоки и достигают 90 градусов. Однако , районы центральной зоны, благодаря тектонической активности блоков фундамента, прогревались значительно раньше и имели более высокие максимальные температуры.

Исключением является только зона Хулымского грабена, где наблюдаются повышенные современные температуры. Кроме того, образование инверсионной структуры в этом районе в неокомское время привело к аккумуляции здесь песчаного материала. В настоящее время Средне- и Южно-Хулымские месторождения являются единственными скоплениями углеводородов в Айхегпшско-Хулымской зоне. Далее на запад на этой шйроте больше не встречается ни одного нефтяного месторождения вплоть до ' Уральских гор. Перспективы верхнеюрско-нижнемеловых отложений этой зоны значительно меньше , чем в восточной и центральной зонах , и могут быть связаны лишь с отдельными участками неокомского разреза. В то же время западная зона может содержать большие запасы газа в континентальных отложениях тюменской свиты. Для этого есть все необходимые предпосылки:

- развитие мощной континентальной угленосной толщи на стадии катагенеза МКЗ, при современных температурах превышающих 100 градусов;

- наличие песчаных резервуаров;

- наличие мощной перекрывающей глинистой толщи верхнеюрско -неокомских отложений и отсутствие на большей части территории проявлений разломной тектоники.

Сравнивая перспективы неокомского комплекса трех рассмотренных зон можно констатировать , что наиболее перспективными являются отложения центральной зоны . Именно в этой зоне сосредоточено свыше 90 % всех открытых месторождений . И вместе с тем именно в этой зоне , к северу от г.Ноябрьска, имеются сотни квадратных километров неопоискованных бурением земель. Это территбрия Апакануровской котловины и примыкающих к ней участков. При изучении отдельных пробуренных в этом районе скважин' установлено, что толщина ачимовских глин здесь составляет порядка 300 метров, и выше лежат обычные для этой зоны песчано глинистые отложения. Сравнивая мощности свит по широтным профилям через впадину можно установить , что она начала образовываться в послесеноманское время. Следовательно, во впадине есть достаточно прогретые нефтематеринские толщи ,

гамыкающие к ним коллектора и мы вправе надеяться на открытие в х)м районе литологачески и тектонически экранированных залежей, озможны и структурные ловушки на склонах впадины. А если учесть , го в этом районе проходит железная дорога Тюмень - Новый Уренгой, то гот район должен рассматриваться как первоочередной в плане эстановки сейсмических и поисковых буровых работ.

Заключение

1. В результате проведенных исследований разработана модель ормнрования залежей нефти в неокомском НТК склоновых и шельфовых настов центральной часта Западной Сибири. Эта модель позволяет Зъяснить значительную неравномерность в распределении плотности шасов по территории и по разрезу. Около 90% выявленных запасов ефга и газа Ноябрьского региона связано с неокомскими ефггазоносными комплексами, причем 80% из них находится в первых 00 метрах разреза над ачимовской глинистой толщей. Согласно этой одели основной нефтематеринской толщей на территории региона вляется ачимовская глинистая толща, отличительными чертами которой вляются:

- региональное распространение и значительная мощность (150-00м),

- лавинная скорость седиментации, достигающая 80м\млнлет, пособствующая активному захоронению неокисленного ОВ,

- значительное содержание РОВ ( в среднем около 1 -2%)

-палеотемпературы, достигающие 120 -150 градусов и современные

ластовые температуры кровли глинистой тсшщи от 60 до 100 градусов , тепень катагенетического преобразования ОВ - МК1,

- клиноформное строение с песчаными пластами в кровле глинистой олщи. Песчаные пласты имеют форму "кометы" , хвосты которой на есятки метров проникают в глинистую толщу, создавая пути для миграции образованных углеводородов.

-Масса органического углерода в этой толще определяется по юрмуле M=S(m2)*H(m)*P(kg!m3)*Copr (где S - площадь распространения IMT, Н - толщина НМП , учавствующнх в генерации нефти, Р -лотность пород, Сорг - содержание С орг ) и составляет около 242 гард, тонн (70.000.000.000 кв.м.*100м *2300 кг/куб.м.*0,015). Высокое начение толщины учавствующнх в нефтегенерации пород объясняется ометообразным строением первого склонового пласта, являющимся [акопителем эмигрирующей нефти. Многочисленные "хвостовые" части ласта глубоко проникают в глинистую толщу и являются "собирающими каналами" для отжимаемых флюидов. Расстояние до ближайшего :оллектора, при котором возможна миграция УВ, составляет по расчетам »азличных исследователей от первых метров до первых десятков метров. Злагодаря специфичному строению склоновых пластов, отсутствию у них щнородной нижней границы, общая толщина глинистых пород ,

способных отдавать нефть возрастает до 70 - 120 м. Учитывая, что услов для формирования нефти существовали только на 2/3 всей территории и преобразовалось в нефть лишь около 3% от массы Сорг (в кн. "Геолог нефти и газа Западной Сибири", 1975 , приводятся данные о том , что тонна сапропелевого ОВ в ГЗН генерирует около 37 кг нефти) , суммарное количество нефти , образованной в пределах клиноформно комплекса, может составить около 4,5 млрд.тонн . Учитывая, ч суммарные геологические запасы открытых месторождений регао составляют около 4 млрд.т. (по всем НТК), можно сделать вывод значительном потенциале еще неоткрытых залежей в неокомск отложениях, геологические запасы нефга в которых могут составить до млрд.т.

Нефгеобразование началось в конце' раннеолигоценового времет когда ачимовские породы имели максимальную температуру, повсемест превышающую 100 град.С , и ' продолжается до настоящего времи Образованная нефть вместе с попутными газами и элизионными вода отжималась в верх по восстанию клиноформы по тонким песчаш прослоям и собиралась в кровельной части пласта. На втором эта миграции идет концентрация нефти в наиболее приподнятых участи пласта в пределах ловушек. В отдельных районах, где покрышки i первым склоновым пластом не удерживают залежь или в случа развития разломной тектоники возможен переток нефти в вышележащ гаельфовые пласты.

2. В тектоническом плане, по преобладающей форме струю осадочного чехла, толщине осадочных образований, и характеру строег доюрских комплексов весь изучаемый регион разделен на пять частей, нефтегеологаческом плане регион можно разделать на три больших час:

A. Восточные районы (к востоку от Етыпур-Ярайнерской зоны).

Б. Центральная зона (включает северные окончания Сургутск« свода и блок крупных валов и прогибов)

B. Западная или Айхеттинско-Хулымская зона ( включает в с< южное окончание Надымской впадины, прилегающие к ней райо Верхне-Надымской и Северо-Сургутской моноклиналей, а так Хулымскую мегаседловину).

Установлено, что по площадному распространению свыше 9 запасов сосредоточено на 1/3 части территории региона. Это в основе районы центральной зоны.

Продуктивность ачимовской глинистой толщи определили ; важнейших фактора: геодинамический режим отдельных блоков и нашг коллекторов вблизи нефтематеринских толщ. Низкая продуктивно неокомских НМ пород на востоке обусловлена низкой прогретое тыс преобразованностью ОВ. Низкая продуктивность на западе обусловл( как отсутствием коллекторов вблизи НМ толщ, так и низки современными и палеотемпературами отложений .

3. Наиболее перспективными направлениями работ по укреплению минерально-сырьевой базы Ноябрьского региона можно считать:

A. Построение детальных моделей эксплуатируемых месторождений и определение зон невыработанных запасов углеводородов.

Б. Поиски крупных, средних и малых залежей нефти в неокомском комплексе в пределах Апакапуровской котловины и прилегающих к ней районам. Кроме того, наиболее перспективным на нефть в первом склоновом пласте мегионской свиты является район к востоку от Ноябрьского поднятия. Следует считать весьма перспективным на обнаружение залежей нефти в ачимовских отложениях район к западу от купола Вынгапуровекого поднятия.

B. Поиски малоразмерных структурных и литолошческих залежей спутников больших месторождений.

Г. Поиски газовых залежей в коллекторах тюменской свиты в Айхеттинско - Хулымской зоне.

Д. Поиски литологически и тектонически экранированных залежей нефти в отложениях васюганской свиты в центральных и особенно в восточных частях территории ( к востоку от Вынгапур -Вынгаяхинского вала).

4. На основе изучения разрезов неокомских отложений установлено, что отложения баженовской, мешонской и вартовской свит формировался в результате заполнения волжско-пеокомского и движения фациальных обстановок с востока на запад. Эта идея была высказана впервые в 70-х годах АЛ.Наумовым и развита в работах Ю.И.Карагоднна , Л .Я. Трушковой, А.А.Нежданова и др. . Предлагается следующее понимание строения клиноформного разреза основанное на следующих положениях:

A.Волжско-неокомский разрез имеет клиноформное строение во временном аспекте, а петрофизические горизонты в его составе, образованные при движении фациальных зон , имеют пластовую форму.

Б.Глины перекрывают песчаники первого склонового пласта (а также шельфовых пластов) не по причинам циклических трансгрессий, а по причине поступательной регрессии и налегании одних фациальных обстановок на другие. Резкие границы между песчаником и глиной в кровле первого склонового пласта объясняются наложением на компенсированный осадками склон сначала дальних зон шельфа, где осадконакопление практически отсутствует ( поступивший сюда ос „дочный материал перераспределяется течениями и выносится на склон) , а затем глинистых обстановок осадконакопления внешнего шельфа.

B. Шельфовые песчаные пласты , как и ачимовские глины являются петрографическими горизонтами, практически не имеющими первичного седиментационного наклона.

5.На примере ряда месторождений установлено, что повышенные толщины песчаников первого склонового пласта наблюдаются к востоку от купола, существовавшего в неокоме поднятия. Это объясняется эффектом задерживания песчаного материала ( по типу речной плотины),

-з/-

поступающего с востока. В современном структурном плане районы увеличенной толщины песчаника соответствуют малоразмерным поднятиям. Это седиментационные . поднятия, связанные с меньшей уплотняемостью песчаников по отношению к глинам. Выявление палеоподнятай и сопоставление их с современными структурными планами дает надежный поисковые критерии выделения перспективных объектов.

На защиту выносятся:

1. Отложения верхнеюрского и нижнемелового возраста имени клнноформное строение во временном аспекте и пластовое строение i литологическом плане. Смена песчаников и глнн объясняется i большинстве случаев не трансгрессиями, постоянной поступательное регрессией и наложением одних обстановок осадконакопления не другие.

2. Основной нефгематеринской свитой для залежей нефти i неокомских отложений является ачимовская глинистая тсшща. Этт отложения имеют региональное распространение и толщины от 15( метров на востоке до 500 метров на западе- О высоком генерационное потенциале ачимовской глинистой формации, судить о котором можн< по содержаниям Сорг и хлороформенного битумонда, достигающим 1 2% и 0,03 - 0.05% соответственно. Степень метаморфизма ОВ поро; неокома ^Мансийской и Средне-Обской НТО отвечает длиннопламенно! стадии, в северных районах она соответствует переходной а длиннопламенной к газовой стадии. Современные температурь ачимовских отложений составляют 80 - 95 градусов. Залежи начал] формироваться с олнгоценового времени , когда температура эти отложений повсеместно превышала 100 градусов.. .

Произведена оценка генерационного потенциала неокомског клиноформного комплекса. Количество образованной нефти из эти: отложений на территории района исследований составляет около 4,: , млрд.т. Принципиально важным моментом при оценке генерационног потенциала отложений является определение толщины НМЛ принявших участие в генерации . Обычно толщины порол участвующих в генерации нефти, принимались от первых метров д первых десятков метров. В данной работе впервые обоснован значительно большая толщина нефгеотдающих пород , достигающая 7 - 100 метров. Такое увеличение толщины кефтегенерирующих поро объясняется характерным строением склоновых резервуаров. Песчаны пласты имеют форму "кометы" , хвосты которой на десятки метро проникают в глинистую толщу, создавая пути для эмиграци ^ образованных углеводородов. Такое строение пласта обеспечивае значительную область сбора углеводородов, благодаря большо

товерхност соприкосновения с НМЛ и вследствие этого увеличению >бъемов пород, участвующих генерации нефти.

3. Оценка перспектив нефггегазоносности

Комплекс тюменской свиты перспективен на газ п нефть по всей территории региона. В восточных и центральных районах возможно зткрытие большего числа мелких л отологически и тектонически экранированных залежей. В западных районах следует ожидать эткрытия как небольших , так и крупных газовых месторождений.

Отложения васюганской свиты перспективны на нефть в центральных и особенно в восточных районах территории, что связано : распространением потенциальных резервуаров для нефти и газа.

Неокомские отложения перспективны на большей части герритории региона за исключением крайних восточных районов (бортовая часть Западно-Сибирского бассейна, низкая степень катагенетического преобразования), и западных районов (отсутствие коллекторов вблизи глинистых толщ). Высокие перспективы на открытие крупных месторождений имеет район Апакапуровской котловины, расположенный между Суторминскии и Вынгапуровским месторождениями. В других частях территории прогнозируется открытие большого числа мелких и средних залежей нефти.

Верхнемеловые отложения перспективны на нефть и газ в центральной, восточной и северной частях региона, особенно в районах крупных положительных структур и зонах проявления разломной тектоники. Одним из направлений поисков залежей может стать переинтерпретация ранее проведенных геофизических исследований скважин.

Список опубликованных работ:

Чериавских A.B. "Условия формирования верхнеюрско нижнемеловых отложений центральной части Западной Сибири в районе Сибирских увалов" // Геология нефти и газа , №10, 1994 год, стр.13 - 16.