Нефтегазоносный бассейн западной сибири
Площадь около 3,5 млн. км2.
Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн — крупнейший нефтегазоносный бассейн мира, расположенный в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев РСФСР.
В тектоническом отношении З.-С. н. б. расположен в пределах Западно-Сибирской плиты и ограничен на З. герцинскими сооружениями Урала, на В. — выступами древнего (байкальского) фундамента Сибирской платформы, на Ю. — каледонскими и герцинскими структурами Казахского, Алтайского, Томь-Колыванского, Алатауского и Западно-Саянского складчатых сооружений; все эти сооружения имеют погребённое продолжение под осадочным чехлом плиты.
Возможность нефтегазоносности Западно-Сибирской плиты впервые была высказана И. М. Губкиным в 1932—34. Систематические геологические поисковые работы с применением геофизических исследований и глубокого опорного бурения были начаты в 1947. В 1953 опорной скважиной, заложенной в Березовском районе, в низовьях р. Оби (Северо-Сосьвинский свод), было вскрыто первое газовое месторождение, а через 6 лет в районе Шаима, на р. Конда (Шаимский мегавал), открыто первое нефтяное месторождение. В течение 1959—65, помимо подтверждения промышленной газоносности Северо-Сосьвинского свода и промышленной нефтеносности Шаимского мегавала и Красноленинского свода, была установлена промышленная нефтеносность центральной группы сводов в пределах Тюменской и Томской области, а также промышленная газоносность северной части З.-С. н. б. К марту 1971 открыто 168 нефтяных, газовых и газонефтяных месторождений.
Территория бассейна сложена терригенными отложениями юрского, мелового, палеогенового, в меньшей степени неогенового возраста; более древние отложения (триас, палеозой) развиты лишь во впадинах, осложняющих фундамент. Нижне- и среднеюрские отложения представлены континентальными песчано-глинистыми породами с максимальной мощностью на С. бассейна 1000 м (на большой площади бассейна мощность их составляет 200—600 м). Верхнеюрские и нижнемеловые (валанжинские) породы сложены аргиллитами и песчаниками; мощность верхнеюрских отложений редко превышает 300 м, валанжинских — 500 м; остальная часть разреза раннемелового возраста сложена лагунными и морскими глинисто-песчаными породами мощностью от 600 м в центральной части бассейна и до 1000 м на севере. Отложения верхнего мела, палеоцена и эоцена представлены морскими, в меньшей степени континентальными глинистыми и песчаниковыми породами, мощностью от 800 до 1600 м. Олигоцен, имеющий мощность не свыше 700 м, выражен континентальными песками и глинами. Максимальная мощность (свыше 5 км) осадочных отложений известна в северной части бассейна.
В осадочной толще отмечается ряд крупных поднятий (сводов и мегавалов), впадин и прогибов. В центральной части бассейна выделяются своды — Сургутский, Нижневартовский, Александровский, Каймысовский, Средневасюганский, Сенькино-Сильгинский и Пудинский; на западе — Северо-Сосьвинский, Красноленинский и Ляминский; на севере — мегавалы: Медвежье-Ямальский, Уренгойский, Мессояхско-Рассохинский, Тазовский, Юбилейно-Варьеганский и др. Глубина залегания фундамента на месте сводов меняется от 1500 до 4000 м. Своды разделены впадинами и прогибами, из которых наиболее крупными являются Надымская и Ханты-Мансийская впадины, отделяющие западную группу сводов от центральной, и Усть-Енисейская, расположенная на С.-В. бассейна.
На крупных поднятиях и впадинах развиты локальные поднятия, среди которых имеются крупные (40 Х 20 км), средние (15 Х 10 км) и мелкие (3 Х 5 км). Свыше 100 локальных поднятий оказались нефтеносными или газоносными.
Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста, в разрезе которых выделяются свыше 40 продуктивных пластов песчаников. В Березовском газоносном районе получены притоки газа также из трещиноватых гранито-гнейсов и метаморфических сланцев, подстилающих осадочные породы. В юрских отложениях выделяются две продуктивные толщи: средненижнеюрская и верхнеюрская. В первой имеется 4—6 продуктивных пластов мощностью до 20 м каждый; толща продуктивна в пределах всего бассейна. Верхнеюрская толща продуктивна на западе и в центре бассейна. Мощность продуктивных пластов 10—15 м. В отложениях меловоговозраста нефтегазоносными являются как нижнемеловые неокомские (аптские), так и верхнемеловые породы. В неокоме насчитывается до 20 продуктивных пластов мощностью 15—20 м каждый. Они наиболее развиты в месторождениях центральной группы сводовых поднятий. В аптских отложениях нефтеносность установлена на З. и С. бассейна. С верхнемеловыми песчаниками связана газоносность северной группы месторождений. Мощность газоносных пластов здесь доходит до 120 м.
Большая часть (свыше 80%) нефтяных и газонефтяных залежей находится на глубине 2000-3000 м; газовые и газоконденсатные залежи развиты преимущественно (около 80%) на глубинах до 2000 м.
Как нефтяные, так и газовые месторождения бассейна отличаются высокими дебитами: нефти до 200 т/сут, газа до 5 млн. м3/сут. Нефть З.-С. н. б. — ценное сырьё для химической промышленности. Плотность её не более 880 кг/м3, содержание серы низкое (до 1,1%), парафина — менее 0,5%, содержание бензиновых фракций высокое (40-60%). В юрских отложениях нефть более лёгкая, чем в меловых. Газ содержит 90-98% метана, тяжёлых углеводородов 1-4%, азота 3-6%, двуокиси углерода 0,1-2%. В некоторых газовых залежах (Мыльджинское, Усть-Сильгинское, Тазовское и др. месторождения) находится в растворённом состоянии лёгкая нефть (газоконденсатные залежи).
Добыча газа и нефти в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне
По Директивам 24-го съезда КПСС в Западной Сибири должна быть создана крупнейшая в стране база нефтяной промышленности с добычей нефти в 1975 не менее 120-125 млн. т. К 1980 в соответствии с постановлением ЦК КПСС и Совета Министров СССР (январь 1970) о мерах по ускоренному развитию нефтедобывающей промышленности в Западной Сибири добыча нефти будет доведена до 230-260 млн. т.
Нефть З.-С. н. б. направляется на Омский и Ангарский нефтеперерабатывающие заводы. Газ передаётся на Урал.
Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция расположена в пределах Tюменской, Tомской, Hовосибирской и Oмской обл. РСФСР. Пл. 2,2 млн. км2. Bключает Приуральскую, Фроловскую, Каймысовскую, Пайдугинскую, Bасюганскую, Cреднеобскую, Hадым-Пурскую, Пyp-Tазовскую, Гыданскую и Ямальскую нефтегазоносные области. Hаиболее значительные м-ния: Cамотлорское, Mамонтовское, Фёдоровское, Bарьеганское, Усть-Балыкское, Mуравленковское (нефтяные); Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское, Заполярное, Mедвежье, Xарасавейское (газовые и газоконденсатные). Планомерные поиски нефти и газа начались в 1948. Первое м-ние газа (Берёзовское) открыто в 1953, нефти (Шаимское) — в 1960. K 1984 выявлено св. 300 м-ний.
Провинция расположена на терр. Зап.-Cибирской низменности. Hефтегазоносные области юж. и центр. частей расположены в зоне тайги и б.ч. заболочены. Половина перспективной на нефть и газ терр. находится за Полярным кругом. Практически по всей терр. З.-C. н. п. развиты многолетние мёрзлые г. п. Oсн. пути сообщения — реки и Cев. мор. путь. Mагистральные автомоб. дороги отсутствуют. Жел. дороги представлены ветками Tюмень — Tобольск — Cургут — Heжневартовск, Ивдель — Oбь, Tавда — Cотник, Cургут — Уренгой. Значит. часть грузоперевозок осуществляется круглогодично воздушным транспортом, в зимний период по зимникам — автомобилями, тракторами и вездеходами. Tранспортировка нефти и газа осуществляется по системе магистральных трубопроводов большого диаметра. Mеждунар. газопровод Уренгой — Ужгород — Зап. Eвропа. Центры добычи и разведки нефти и газа — Heжневартовск, Cургут, Урай, Hадым, Уренгой, Tюмень и др.
Tектонически провинция связана c Западно-Сибирской плитой. B осадочном чехле установлен ряд крупных сводов (Heжневартовский, Cургутский, Cеверный, Kрасноленинский, Каймысовский, Mежовский, Cреднеямальский и др.), мегавалов, прогибов и впадин, осложнённых выявленными более чем 1200 локальными поднятиями размерами от 2×3 до 30×50 км, c амплитудами от десятков до сотен м.
Продуктивные горизонты приурочены к отложениям юры, неокома и сеномана (мел). B cp. течении p. Oбь выявлены залежи сухого газа (сеноман), газоконденсатные, газонефт. и нефт. залежи (неоком и юра). B Tомской и Hовосибирской обл. установлены залежи нефти в палеозойских отложениях. Продуктивные горизонты на глуб. от 0,7 до 4 км. Залежи пластовые, сводовые, литологически ограниченные и массивные. Pабочие дебиты нефт. и газовых скважин высокие. Hефти в осн. cp. плотности, малосернистые, малосмолистые c невысоким содержанием парафинов. Cвободные газы верхнемеловых отложений (сеномана) метановые сухие c низким содержанием азота и углекислого газа. Cодержание конденсата до 1 см3/м3. Kонденсат тяжёлый, нефтенового типа. Cодержание конденсата в залежах газа неокома в cp. 150 см3/м3, достигает 800 см3/м3. Kонденсат лёгкий, парафинового типа.
Источник
Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн
Западно-Сибирский бассейн обрамляется на западе герцинским складчатым сооружением Урала, на юге — Казахской горной страной, на востоке — склонами Восточно-Сибирской платформы. На севере бассейн открывается в Карское море.
Географически эта территория отвечает Западно-Сибирской низменности, а геологически — Западно-Сибирской платформе, имеющей отчетливо выраженное трехъярусное строение. В основании залегает сложно дислоцированный фундамент, консолидация которого в различных частях платформы закончилась в разное время. Единой точки зрения на структуру складчатого основания Западно-Сибирской платформы не имеется. Наиболее западная часть, примерно между восточным склоном Урала и меридианом г. Камышлов, слагается герцинидами. Восточнее фундамент гетерогенный, в составе которого принимают участие как нижнепалеозойские, так и до-кембрийские образования. В крайней восточной части платформы — вдоль левобережья р. Енисея мезозойский платформенный чехол бассейна лежит на нижнепалеозойских образованиях Восточно-Сибирской платформы, западный край которой, видимо, прослеживается к западу от Енисея, примерно на 300 км. Кристаллическим фундаментом для этой части платформы, видимо, служат протерозойские образования.
Породы фундамента представлены в Березовском районе преимущественно гранитами и гранитогнейсами, в Шаимском районе — метаморфизованными осадочными образованиями: глинистыми, серицито-глинистыми и алевролито-песчано-глинистыми сланцами. В центральной части бассейна на Усть-Балыкской площади фундамент сложен серпентинитами, а на Сургутской и Локосовской площадях — базальтовыми порфиритами. В Кузнецовской опорной скважине вскрыты диабазы и диабазовые порфириты, а также граниты и гнейсы.
На породах фундамента развита кора выветривания, которая в Березовском районе представлена гидрослюдисто-каодиновыми и каолинитокварцевыми образованиями мощностью 0—59 м. В центральных районах кора выветривания сложена каолинизированными породами фундамента мощностью 10—100 м. Возраст коры выветривания условно датируется триасом.
Ко второму структурному этажу относится комплекс отложений, выполняющих погребенные впадины разного возраста и различной глубины заложения. Таким образом, этот этаж является прерывистым. В области развития каледонского фундамента весьма возможно развитие впадин, выполненных отложениями среднего и верхнего палеозоя (девонскими и более молодыми). Вполне возможно, что Касская опорная скважина вскрыла отложения такого типа погребенной впадины, представленные красноцветными терригенными породами. В западной части рассматриваемой территории развиты впадины более молодого — пермо-триасового возраста. К пермо-триасу в разрезе Западно-Сибирской платформы отнесена эффузивно-осадочная толща, вскрытая рядом скважин в районах г. Тюмени, Кушмурунской впадины (северная часть Тургайского прогиба) и др. В Тургайском прогибе эта толща представлена чередованием пластообразных залежей базальтов, порфиритов и их туфов мощностью до 420 м с песчано-глинистыми пачками мощностью до 50 м. К пермо-триасу эту толщу здесь относят условно. Залегающая выше пестроцветная толща мощностью до 200 м, содержащая глыбы и гальки эффузивных пород, отнесена к верхнему триасу.
В Тюменском районе мощность пермо-триасовой эффузивно-осадочной толщи достигает 850 м, ее возраст определен по отпечаткам пластинчатожаберных и филлопод, содержащихся в аргиллитовой свите мощностью 23 м, лежащей в основании эффузивно-осадочной толщи.
В разрезе Леушинской опорной скважины на основании споро-пыльцевого анализа к пермо-триасу отнесена толща глинистых сланцев с прослоями песчаника и алевролита в интервале 1954—2500 м. Рэт-лейасовыми образованиями выполнен Челябинский грабен.
В составе платформенного чехла принимают участие юрские, меловые и третичные отложения, подразделяющиеся на ряд свит и отдельных пачек. Юра представлена всеми тремя отделами: нижним, верхним и средним.
Отложения нижнего отдела (низы тюменской свиты) представлены в центральной части аргиллитами, алевролитами и песчаниками и в скважинах Мариинской, Уватской и Барабинской галечниками, осадочно-туфогенными образованиями и алевролитами.
Среднеюрские отложения (тюменская свита) представлены сероцветными песчаниками, аргиллитами и алевролитами. На севере отложения средней юры морские, а на юге — континентальные, их мощность варьирует в пределах 100—500 м, редко увеличиваясь до 1000 м.
Верхнеюрские отложения (локосовская и марьяновская свиты) имеют в бассейне широкое распространение и представлены почти исключительно морскими фациями. Они литологически подразделяются снизу вверх на шесть пачек: в локосовской свите выделяются аргиллитовая и несчано-аргиллитовая, в марьяновской — песчаная (барабинская пачка), слабо битуминозная аргиллитовая (нижнемарьяновская), битуминозная аргиллитовая (баженовская), алевролито-аргиллитовая (верхнемарьяновская). Общая мощность верхнеюрских отложений 100—100 л. Вдоль восточного склона северного и полярного Урала мощность верхнеюрских осадков превышает 200 м.
Меловые осадки на территории Западно-Сибирской низменности имеют более широкое распространение, чем юрские. Наибольшей мощности (до 1900 м) они достигают в районах Ханты-Мансийска, Увата и Тары.
В меловых отложениях фаунистические находки позволили, однако иногда условно, выделить все ярусы. В составе нижнего мела выделяются валанжин, готерив, баррем, апт и альб. Отложения валанжина подразделяются на две толщи: нижнюю — аргиллито-глинистую и верхнюю — алевролито-песчанистую. Аргиллиты и глины валанжина обычно серые, зеленовато-серые и черные, нередко сидеритизированы. Песчаники серые и светлосерые, обычно неслоистые, средне- и мелкозернистые. Мощность отложений валанжина изменяется от 20 м в Березовском районе до 500 м в центральных частях бассейна.
Отложения готерива (нижняя часть) представлены прибрежно-морскими и лагунными осадками, сложенными серыми, зеленовато-серыми и зелеными плотными глинами и серыми тонкозернистыми полимиктовыми песчаниками. Мощность от 200 до 300 м. Отложения, по возрасту относящиеся ко второй половине готерива и к баррему, представлены пестроцветными породами, известковистыми глинами, аргиллитами, алевролитами, песчаниками, редко мергелями с включениями желваков кальцита. Породы имеют преимущественно красноватый и голубовато-зеленый цвета. Мощность отложений этого комплекса 100—700 м.
К апт-альб-сеноману на востоке рассматриваемого региона относятся сероцветные песчано-глинистые континентальные отложения, в нижней части которой встречаются прослои углей. Мощность их достигает 800— 1000 м. В западной части в составе отложений этого комплекса выделяются нижняя (апт-альб) и верхняя (сеноман) части, сложенные песчано-глинистыми осадками, разделенными толщей морских темно-серых глин (альб-сеноман).
Турон слагается сероцветными глинистыми образованиями мощностью около 40 м. Коньяк-нижнесантонские отложения представлены прибрежноморскими песчаными образованиями мощностью до 100 м, которые местами переходят в кварцево-глауконитовые песчаники и опоки. Отложения верхнего сантона и кампана характерны глинами и опоковидными глинами мощностью от 20 до 100 м. Маастрихтские и датские образования сложены известковистыми глинами и мергелями суммарной мощностью до 200 м.
Палеогеновые и неогеновые отложения представлены диатомитами, аргиллитами, глинами и кварцевыми песками. Отложения этого возраста встречаются главным образом в континентальных фациях и в меньшей мере в морских. Общая суммарная мощность их достигает 600—700 м.
Западно-Сибирская платформа в тектоническом отношении представляет впадину с глубиной залегания фундамента в наиболее погруженных частях до 5—7 тыс. м. На территории платформы, по данным региональных сейсморазведочных работ, гравиметрической съемки, площадной сейсморазведки и глубокого колонкового бурения, выделяют ряд приподнятых и погруженных участков: Северо-Сосьвинский, Северный, Обский, Нижне-Вартовский, Александровский и Тазовский своды; Надымскую, Ханты-Мансийскую и Пуровскую впадины. Глубоким бурением наиболее изучены Северо-Сосьвинский, Обский, Нижне-Вартовский и Александровский своды (рис. 59, 60, 61).
Северо-Сосьвинский свод имеет северо-восточное простирание, на юге он сужается и примыкает к Туринскому выступу. Ширина свода 50—250 км, длина 500—600 км. Данные бурения, сейсморазведочные работы и расчеты глубин залегания до магнитных возмущающих масс показывают, что палеозойский фундамент в пределах свода находится на глубинах 500—2200 м. Минимальные глубины отмечаются в северной и южной частях свода, а максимальные — в центральной части.
В пределах Северо-Сосьвинского свода выделяются Березовская, Шoганская, Сартыньинская, Игрим-Шухтунгортская, Топсуйская и другие зоны поднятий.
Березовская зона поднятий располагается в восточной части свода. Протяженность ее 150—200 км, ширина 40—50 км, амплитуда 200—300 м. Поверхность фундамента в целом испытывает погружение с северо-запада на юго-восток от 900—1000 до 1400—2000 м.
Игрим-Шухтунгортская зона поднятий расположена южнее Березовской. Общее простирание зоны северо-северо-восточное. Длина ее 125 км. Фундамент залегает на глубинах 1400—1800 м. Шухтунгортский участок этой зоны выявлен сейсморазведочными работами 1960—1961 гг. Простирание этого участка восточное.
Сартыньинская зона поднятий расположена западнее Игрим-Шухтунгортской. Простирание зоны северо-восточное. Длина ее около 100 км, ширина 40—50 км. Фундамент залегает на глубине 1200—1500 м.
В пределах Северо-Сосьвинского свода в настоящее время выявлено 20 газовых месторождений. Среди них такие крупные, как Пунгинское, Пахромское, Игримское и др. Месторождения расположены в основном в широкой полосе прибрежно-морских отложений, развитых по восточному склону Северо-Сосьвинского тектонического свода. Эта полоса отложений, выклинивающихся на склоне свода, получила название региональной зоны выклинивания и нефтегазонакопления.
Газовые залежи приурочены как к сводам погребенных поднятий, так и к их погружениям. В последнем случае они приурочиваются к зонам выклинивания пластов мезозоя и являются типичными, литологически экранированными залежами, которые нередко называются кольцевыми.
Коллекторами для этих месторождений являются базальные песчаники, образовавшиеся за счет разноса терригенного материала с выступов фундамента в процессе верхнеюрской морской трансгрессии. Эти песчаники обладают большой изменчивостью в коллекторских свойствах как в вертикальном, так и горизонтальном разрезах. Возраст коллекторов датируется как верхнеюрский.
Пунгинское газовое месторождение, по данным сейсморазведки и глубокого бурения, имеет куполовидную брахиантиклинальную форму с крутым восточным крылом и более пологим западным и южным крыльями. Амплитуда поднятия 113 м. Газоносной являются песчано-ракушняковая пачка и частично песчаные породы в кровле тюменской свиты, залегающие в интервале 1709—1865 м (рис. 62).
Обский (сургутский) свод расположен в центральной части бассейна и представляет собой крупное, вытянутое с севера на юг, региональное поднятие. По подошве мезо-кайнозойских отложений свод имеет длину 350 км и ширину до 140 км. Амплитуда 1200 м. Обский свод осложнен структурами второго порядка, такими, как Пимский вал, Чернореченский вал и Тром-Еганская группа поднятий, разделенными небольшими прогибами. Структуры второго порядка в свою очередь осложнены структурами третьего порядка, одной из которых является Усть-Балыкская антиклиналь. Эта антиклиналь приурочена к Пимскому валу, расположенному в юго-западной части Обского свода.
В пределах Обского свода открыто три нефтяных месторождения: Усть-Балыкское, Западно-Сургутское и Северо-Сургутское. Наиболее крупным из них является Усть-Балыкское, которое представляет собой крупную структуру размером 40х8 км, осложненную двумя поднятиями. Нефтеносными являются песчаные отложения валанжина и готерив-баррема. Нефтяные залежи приурочены к пластам Б1, Б2, Б3, Б4 и Б10. Наибольшую площадь нефтеносности имеет залежь песчаного пласта Б1 (рис. 63, 64). Коллекторами являются песчаники, пористость которых изменяется от 15 до 26 %, проницаемость от 380 до 1200 мд. В продуктивной части разреза породы-коллекторы чередуются с плотными темно-серыми аргиллитами.
На Западно-Сургутском и Северо-Сургутском месторождениях нефтеносны также отложения валанжина и готерив-баррема (пласты Б1, Б2+3, Б10).
Нижне-Вартовский свод расположен восточнее Обского, в бассейне среднего течения р. Обь, и представляет собой резко сужающуюся в юго-восточном направлении структуру размером 200х150 км. Амплитуда свода по поверхности фундамента 400—450 м. На территории свода детальными сейсмическими работами и глубоким бурением выявлены локальные поднятия, к которым приурочены нефтяные месторождения Мегионское, Локосовское, Соснинское и Медведевское. На Мегионском месторождении нефтеносны отложения валанжина (нижняя часть тарской свиты) — пласт БVIII. Коллекторами являются высокопористые и хорошо проницаемые кварцево-полевошпатовые песчаники небольшой мощности. С этими же песчаниками связана нефтяная залежь на Локосовском и Соснинском месторождениях. На Медведевском нефтяном месторождении, расположенном в 15 км юго-восточнее Cocнинского, приток нефти получен из контактовой зоны юрских и палеозойских пород.
В пределах Нижне-Вартовского свода геофизическими работами выявлен еще ряд высокоперспективных структур, смежных с открытыми месторождениями, что создает предпосылки для открытия новых нефтяных месторождений в этом районе.
Александровский свод представляет собой структуру северо-северо-восточного, близко к меридиональному, простирания. Размеры свода по длинной оси составляют 150—180 км, а по короткой — около 100 км. Александровский свод несколько асимметричен. Амплитуда его западного склона по подошве верхнеюрских отложений составляет 800—900 м, а восточного — 500—600 м. Пo поверхности фундамента амплитуда свода, по всей вероятности, составляет более 1000 м.
В пределах Александровского свода сейсморазведочными работами разных лет были выявлены и в различной степени детализированы локальные поднятия. Так, в пределах центральной части свода расположены Haзинское, Южно-Назинское и Лукашкин-Ярское локальные поднятия. Склоны вала также осложнены локальными поднятиями. На западном склоне находится Александровское локальное поднятие. Довольно крупная структура третьего порядка намечается в юго-западной периклинальной части свода, а юго-восточная периклиналь осложнена Амбарским локальным поднятием. В северо-западной части Александровского свода располагается значительное по размерам Охтеурьевское локальное поднятие, свод которого осложнен двумя небольшими куполами, а северо-восточную часть занимает небольшое Люк-Пайское поднятие. С Охтеурьевским поднятием связано одноименное газовое месторождение. На этом же месторождении получен приток газа из отложений коньяк — нижний сантон на глубине 413 м.
Севернее Александровского свода расположен Тазовский свод, имеющий северо-северо-западное простирание, размером 100х400 км. Свод осложнен рядом локальных структур, с одной из которых связано крупное Тазовское газовое месторождение. Газоносными являются песчаники мелового возраста.
Открытие газовых залежей в мелу на Охтеурьевском и Тазовском месторождениях дает возможность выделить Тазовско-Охтеурьевскую газоносную зону, в пределах которой намечается открытие новых крупных многопластовых газовых, а также нефтяных месторождений.
Особое место в структуре рассматриваемого бассейна занимает Усть-Енисейская впадина, глубоко вдающаяся в форме клина между Таймырским горным сооружением и Восточно-Сибирской платформой. Вполне возможно, что район этой впадины в дальнейшем придется выделять в самостоятельный нефтегазоносный бассейн.
Структура Усть-Енисейской впадины в достаточной мере не выявлена. Эту впадину некоторые исследователи трактуют как типично платформенную. В пользу этой точки зрения говорит ее прямое продолжение в сторону Западно-Сибирской платформы. По другим представлениям Усть-Енисейская впадина рассматривается как Предтаймырский предгорный прогиб, развившийся после замыкания герцинской складчатости в верхнепермское время. Внешнее крыло этого прогиба лежит на северном склоне Восточно-Сибирской платформы, а внутреннее (северное), видимо, лежит на герцинидах. Можно полагать, что как герциниды, так и нормально осадочные образования Восточно-Сибирской платформы, лежащие в основании этой впадины, перекрыты туфогенным комплексом триасового возраста.
В составе осадочного чехла Усть-Енисейской впадины принимают участие отложения юрской и меловой систем общей мощностью свыше 3000 м. В составе Усть-Енисейской впадины выделяется Усть-Енисейская и Пуро-Пясинская мульды, разделенные Агапско-Дорофеевским валом. Южный борт Усть-Енисейской впадины ограничивается Малохетской антиклинальной зоной, состоящей из четырех поднятий: Мадохетского, Фантусовского, Точинского и Суходуднисского. Общая протяженность этой зоны составляет около 150 км при ширине порядка 20 км. Своды этих структур обычно пологие, а крылья падают под углом от 5—10° до 20—30°. Пуро-Пясинская и Усть-Енисейская мульды отделяются от Боганидо-Хетской мульды Хатангской впадины Янгодо-Горбитским поднятием. При бурении скважин на Малохетской антиклинали были получены притоки газа из юрских и меловых пород с дебитом до 12 тыс. м3/сутки. Основными нефтегазоносными свитами в пределах Усть-Енисейского бассейна считаются отложения юрской и меловой систем и, возможно, палеозоя.
Основные перспективы нефтегазоносности в Западно-Сибирском бассейне связываются с отложениями верхнего структурного этажа — с платформенным чехлом. В разрезе отложений платформенного чехла выделяются следующие перспективные в нефтегазоносном отношении горизонты:
1) базальный горизонт, отложения которого имеют верхнеюрский возраст;
2) песчано-глинистая толща — валанжин-готерив, апт-альб и сеноман, разделенных пачками глин.
В восточной половине бассейна последние два горизонта сливаются в один горизонт в связи с переходом глин, разделяющих песчано-глинистые толщи, в песчаные пласты. В настоящее время считается, что перспективы нефтегазоносности возрастают с юга на север. В этом же направлении предполагается увеличение и этажа нефтегазоносности.
В настоящее время в пределах бассейна выявлено 26 газовых и 21 нефтяное месторождение, в районах, отстоящих друг от друга на сотни километров. Это, а также общегеологические данные, позволяют оценивать этот бассейн в качестве одного из ведущих в нашей стране.
Источник