На рис. 33 показано размещение залежей углеводородов по разрезу з различных областях и районах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. (Газовые или газоконденсатные залежи в сеномане на Пеляткинской и Соленинской площадях предполагаются по промыслово-геофизическим данным).
Многопластовые месторождения нефти сосредоточены в Среднеобской области, где открыто значительное число крупных скоплений в неокомском комплексе. Гигантские залежи газа в сеноманском резервуаре сконцентрированы в районах Надым-Тазовского междуречья, где они непосредственно контролируются крупными валоподобными и куполовидными поднятиями. Для территории, охватывающей Среднее Приобье, и для площади Надым-Тазовского междуречья были построены графики изменения средней скорости прогибания во времени. Средние скорости вычислены Е. М. Максимовым объемным методом по палеотектоническим картам (табл. 3, рис. 34, 35).
![](https://www.geologam.ru/img/articles/2850.jpg)
Из рис. 34 видно, что скорость погружения Среднеобской области и смежных с нею участков колеблется во времени от 4 до 97 м/1 млн. лет. В неогеновом периоде здесь имело место очень слабое поднятие со скоростью 2 м/1 млн. лет.
В изменении скорости опускания видна определенная ритмичность: этапы замедленного погружения чередуются с фазами энергичного прогибания. На фоне такой ритмичности проступает общая закономерность в изменении скорости опускания на протяжении всего платформенного цикла развития. В целом скорость прогибания Среднеобского сегмента земной коры нарастает от раннеюрской эпохи до середины мелового периода, затем снижается в конце мела и в палеогене, В неогене происходит слабое поднятие.
Каждый этап развития, которому в разрезе соответствует структурный подэтаж, имеет свои минимум и максимум опускания.
Юрский этап характеризуется низкой скоростью погружения в лейасе (8 м/1 млн. лет), значительным увеличением темпа опускания в доггере (до 35 м/1 млн. лет) и новым спадом тектонической активности в мальме {4 м/1 млн. лет).
Берриас-сеноманский этап отличается от юрского значительно более высокой напряженностью движений с колебаниями скоростей погружения от 30 до 97 м/1 млн. лет. Минимум падает на берриас-ранневаданжинское время, максимум — на вторую половину аптского века.
Турон-датскому этапу свойственны низкие скорости опускания (6—17 м/3 млн. лет). Максимум приходится на кампанский век.
На палеогеновом этапе низкая скорость сохраняется в палеоценовую и эоценовую эпохи {12—14 м/1 млн, лет), В олигоцене резко усиливается прогибание (до 45 м/1 млн. лет), что отражает начало неотектонической активизации. Прогибание «скачком» прекращается на рубеже палеогенового и неогенового периодов и сменяется активным поднятием.
Залежи нефти в Сургутском и Нижневартовском районах присутствуют в среднеюрских отложениях и в основании разреза верхнеюрских глин (васюганская глина). Кимерндж-волжская толща битуминозных аргиллитов, образовавшаяся в условиях очень медленного недифференцированного и некомпенсированного опускания, играет роль регионального флюидоупора между юрским к неокомским проницаемыми комплексами.
В нижнемеловых отложениях небольшие скопления нефти известны в берриас-нижневаланжинских существенно глинистых породах (ачи-мовская песчано-алевритовая толща), тогда как крупные и уникальные по запасам залежи присутствуют в верхневаланжинских резервуарах (горизонты БС10, БВ8) в готериве (пласты БС1-2, меньше ВС3-5 и БС6) и в барреме (пласты АВ1-5, меньше AC7-10)
Апт-сеноманский проницаемый комплекс (выше алымской и кошайской свит нижнего апта) в Среднем Приобье представлен мощной (до 800—1000 м) алевриго-песчаной толщей, не имеющей внутренних глинистых пачек, выдержанных по простиранию. Эта толща содержит растворенный в воде метановый газ и только на одной площади (Ай-Яунское поднятие на Верхнедемьянском своде) в ней была обнаружена непромышленная залежь тяжелой смолистой нефти в сеноманском горизонте, под туронской региональной покрышкой.
Юрский комплекс Западно-Сибирской провинции характеризуется очень высоким содержанием органического углерода (2,75% на глинистую породу в тюменской свите и 5,76% в глинистых отложениях волжского яруса) и хлороформенного битумоида (0,25 и 0,47% соответственно в тех же отложениях).
В глинах верхнего валанжина и готерива — баррема содержание органического углерода колеблется в пределах 0,50—0.77%, а хлороформенного битумоида — 0,007—0.023% [35], Следовательно, общее количество рассеянного органического вещества и нефтяного битумоида, приходящееся на весовую единицу породы, в юрских отложениях в 10 раз выше, чем в неокомских.
В юрском комплексе установлены многочисленные нефтепроявления {почти любая скважина в Среднем и Нижнем Приобье при опробовании дает малодебитные притоки нефти). Но крупных залежей в этих отложениях не открыто. Наоборот, в неокоме значительно меньше «рассеянной» нефти, но исключительно высока ее промышленная концентрация.
Если значительная масса рассеянных в мезозойской толще битумоидов заключена в юрском комплексе, то подавляющая часть промышленных запасов нефти сосредоточена в относительно мало битуминозных меловых отложениях.
График изменения во времени средней скорости погружения для Надым-Тазовского междуречья (рис. 35) в целом сходен с графиком для Среднего Приобья, но есть и отличия:
1) скорость погружения северных районов на всех отрезках юрского и раннемелового времени (включая сеноманский век) выше на 30-50%;
2) скорость прогибания Надым-Газовского междуречья на турон-датском этапе была не только намного выше, чем в Среднем Приобье, но и отличалась резкими колебаниями при переходе от одного века к другому, т. е. погружение здесь было высоко дифференцированным, прерывавшимся в отдельных зонах активным воздыманием. Последнее сопровождалось энергичным ростом положительных структур.
3) северные районы плиты пережили относительно резкое воздымание в неогеновом периоде — со скоростью около 10 м/1 млн. лет, тогда как Среднее Приобье поднималось весьма незначительно — со средней скоростью 2 м/1 млн. лет.
В обеих частях плиты отмечаются синхронные максимумы и минимумы опускания на каждом этапе развития. Принципиальные различия двух сравниваемых территорий проступают на турон-датском и неогеновом этапах: в позднемеловую эпоху северные районы испытывали значительно более интенсивное и резко дифференцированное погружение, а в неогене — очень активное воздымание.
Скопления углеводородов в Надым-Тазовском междуречье установлены в тех же комплексах, что и в Среднем Приобье. Но в неокоме здесь преобладают не нефтяные, а газоконденсатные залежи, которые встречаются только в ловушках, испытывавших активный рост в раннемеловую эпоху. В апт-сеноманском комплексе открыты гигантские залежи природного газа, главным образом «сухого», метанового. В ряде залежей присутствуют нефтяные оторочки, а на Русской площади — залежь нефтегазовая. Нефть, как и на Ай-Яунской площади, тяжелая, смолистая с преобладанием нафтенов в низкокипящих фракциях.
Юрский комплекс не разведан. Газоконденсатная залежь в его кровле выявлена на Тазовской площади, но в юрских отложениях в равной степени можно ожидать скопления легкой нефти.
Из рассмотрения рис. 33, 34, 35 со всей определенностью вытекают следующие выводы.
1. Нефтеобразование протекало лишь в тех толщах, которые накапливались в эпохи ускоренного прогибания.
2. Крупные залежи нефти присутствуют в толщах, которые не только образовались в условиях энергичного погружения, но и продолжали опускаться с относительно высокой скоростью еще 3—4 века. Действительно, в Среднем Приобье самые молодые промышленные скопления нефти разведаны в кровле баррема — подошве апта (пласты АВ1-5). Они перекрыты отложениями аптского, альбского и сеноманского ярусов общей мощностью до 1000—1100 м, которые накапливались с той же высокой скоростью, что и горизонты неокома
В кровле сеномана отмечены лишь непромышленные нефтепроявления, так как вышележащие слои турон-датского подэтажа образовались в обстановке очень медленного недифференцированного опускания.
3. Присутствие в неокомском комплексе Надым-Тазовского междуречья газоконденсатных скоплений и гигантских газовых залежей в сеноманском резервуаре можно связывать со значительным и дифференцированным погружением этой территории в позднемеловую эпоху и в палеогеновом периоде, сменившимся активным воздыманием в позднеолигоценовое время и в неогеновом периоде. Роль неотектонического этапа в газонакоплении рассмотрена ниже (см. главу III § 3).
Приуроченность скоплений углеводородов и особенно нефти к осадочным комплексам, образовавшимся в условиях устойчивого погружения, хорошо согласуется с основными положениями «Учения о нефти» академика И. М. Губкина [41]:
- а) быстрое опускание дна бассейна способствует накоплению мощных осадочных серий и захоронению органического вещества;
- б) погружение с большой скоростью обычно является дифференцированным и сопряжено со столь же энергичным воздыманием в областях сноса. Это приводит к формированию мощных проницаемых комплексов, в которых перемежаются песчаные и глинистые осадки;
- в) дифференцированное погружение является главной причиной конседиментационной складчатости. Оно создает крупные платформенные структуры, оказывает влияние на фациальные изменения по простиранию, вызывает перепады давлений, необходимые для миграции флюидов;
- г) последующее (в продолжение нескольких веков) столь же энергичное и дифференцированное опускание обеспечивает «созревание» микронефти в резервуарах, дальнейший рост структур, увеличение градиентов перепада давлений, вторичную миграцию и формирование промышленных залежей.
Неравномерная концентрация углеводородов внутри перспективных областей и районов в значительной степени обусловлена процессами развития положительных и отрицательных структур различных порядков. При этом ловушками углеводородов служат главным образом конседиментационные поднятия, образующиеся на бортах впадин или на крупных выступах внутри них в зонах относительно резких перепадов мощностей.
Проведенный палеотектонический анализ с учетом фактического материала по открытым месторождениям дает основание внести существенные коррективы в районирование Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
В предлагаемой схеме такого районирования (рис. 36) более строго и последовательно выдержаны тектонический и формационный критерии контроля нефтегазоносности недр.
На схеме (рис. 36) выделены нефтегазоносные области прибортовых гомоклиналей, внутриплитных впадин, внутренних сводовых поднятий, внутренних прогибов, сопряженных с контрастными линейными поднятиями.
Каждая из четырех групп нефтегазоносных областей отличается своими, присущими только данной группе, особенностями геологического строения, истории развития, господствующими типами залежей и т. п.
Типичным представителем областей прибортовых гомокликалей является Приуральская. В ее пределах нефтегазоносны юрские отложения в зоне их регионального выклинивания со структурно-литологическими залежами в базальных песчаниках верхней юры на склонах выступов фундамента.
Области внутренних впадин характеризуются устойчивым, сравнительно слабо дифференцированным погружением в продолжение мезозойской и кайнозойской эр.
В их пределах наиболее активно протекают процессы нефтегазообразования и миграции флюидов в сторону бортов депрессий и смежных сводов. Поэтому во впадинах доминируют литологические залежи в мощной толще ритмично чередующихся, невыдержанных по простиранию песчаников, алевролитов и аргиллитов нижней — средней юры. В разрезе неокома здесь либо преобладают глины (Мансийская область) , либо присутствуют песчано-глинисто-алевритовые комплексы, внутри которых горизонты проницаемых пород и флюидоупоров не имеют четких кровли и подошвы и не выдержаны по простиранию, что благоприятствует миграции углеводородов в сторону сводов. Поэтому в неокомском комплексе впадин также преобладают литологические и структурно-литологические залежи.
Нефтегазоносные области внутренних поднятий связаны с крупными положительными структурами, развивавшимися в процессе общего погружения и осадконакопления. Своды, однако, в отличие от впадин, в отдельные отрезки времени становились отмелями в морском бассейне, а отдельные вершины даже периодически выходили из-под уровня водной поверхности. Поэтому разрез мезозойских отложений (особенно неокомского надълруса) некоторых сводовых поднятий отличается крупной ритмичностью, чередованием мощных песчаных и песчано-глинистых тел с пачками тонкоотмученных глин. Здесь присутствует значительное количество выдержанных по простиранию пластовых резервуаров и покрышек, что благоприятствует латеральной миграции и формированию крупных сводовых залежей.
Особое положение занимают области внутренних прогибов и сопряженных с ними линейных поднятий — Пякупурская, Надым-Пурская, Гыданская, Пур-Тазовская и Усть-Енисейская. Они выделяются на обширном пространстве Надым-Енисейского междуречья. По поверхности складчатого фундамента это огромная синеклиза, в днище которой максимальная мощность недислоцированных осадочных пород мезозоя и, возможно, верхнего палеозоя оценивается в 10—15 км (36, 60, 100].
В ранне-среднеюрское время синеклиза испытывала сравнительно слабо дифференцированное погружение. Ее бортами служили погребенный Урал, западный край Сибирской платформы и субширотный уступ Сибирских увалов. Расчленение этой депрессии системой преимущественно субмеридиональных прогибов и валов началось на рубеже юрского и мелового периодов, формирование же высокоамплитудных линейных поднятий завершилось в конце олигоцена и в миоцене.
Огромная мощность осадочного выполнения, длительное и в целом устойчивое прогибание предопределили очень широкий стратиграфичсскии диапазон нефтегазоносности, охватывающий юрскую и почти всю меловую системы.
С другой стороны, сложный, многофазный характер платформенной складчатости, миграция главных центров погружения во времени, наличие крупных зон поднятий, отличающихся друг от друга по времени наиболее энергичного роста, а также активное проявление позднеолигоцен-неогенового воздымания обусловили неравномерное распределение залежей углеводородов по разрезу и преобладание газовых и газоконденсатных скоплений над нефтяными.
Общей особенностью всех областей рассматриваемой группы является присутствие крупных и уникальных по запасам массивных залежей газа в сеноманском резервуаре. Их образование в очень большой степени связано с неотектонической активизацией территории Надым-Енисейского междуречья.