Западно сибирский нефтяной бассейн природные условия

ПРИРОДНЫЕ УСЛОВИЯ И РЕСУРСЫ

Развитие производительных сил Западной Сибири определяется в первую очередь использованием природных богатств. Особое место среди них занимают топливно-энергетические ресурсы.

Западная Си­бирь располагает большими геологическими запасами минерального топлива, которые позволяют обеспечить не только местные потребно­сти, но и потребности других районов страны. Из общегеологических запасов минерального топлива большая часть в районе приходится на уголь.

Западно-Сибирский экономический район сосредоточивает 42,7% общероссийских запасов кондиционных углей (категории А+В+С₁). Ведущее место принадлежит Кузнецкому бассейну.

Он занимает пло­щадь в 26 тыс кв. км. Глубина залегания углей в большинстве место­рождений небольшая (150—300 м, в среднем — 185 м), и лишь в неко­торых месторождениях она достигает 450—600 м.

Перспективные промышленные площади расположены в мало­освоенных районах с довольно спокойным и простым геологичес­ким строением и благоприятными горно-геологическими условия­ми. Угли — с невысокой зольностью, малым содержанием серы, легкообогатимые. В бассейне сосредоточено 206 млрд т кондиционных кок­сующихся углей (55% общероссийских запасов).

По величине общих запасов углей (725 млрд т) Кузнецкий бассейн занимает третье место в России (уступая Тунгусскому и Ленскому бас­сейнам) и первое место по кондиционным запасам (643 млрд т). По доступности для промышленного освоения, высокому качеству углей бассейн не имеет себе равных в России.

Роль района как топливно-энергетической базы Российской Фе­дерации существенно возросла в связи с открытием крупнейшего нефтегазоносного бассейна на территории Томской и Тюменской облас­тей. Здесь выявлено свыше 300 нефтяных, газовых, газоконденсатных и нефтегазовых месторождений, содержащих свыше 60% геологичес­ких запасов нефти и до 90% природного газа страны.

Совершенно уни­кальна северная газоносная провинция Западной Сибири. Она зани­мает территорию в 620 тыс кв. км. Здесь выделяются три группы газо­носных районов: Северная, Центральная, Юго-Западная.

Самая насы­щенная среди них по запасам газа Центральная группа, в которую вхо­дят Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и Тазовское месторождения. Общие потенциальные запасы газа в Западной Сибири достигают 86 трлн куб. м (90% общероссийских запасов), промышленные запа­сы — 30 трлн куб. м (80% общероссийских запасов).

Наиболее мощное Уренгойское месторождение. Его запасы только на одной залежи газа в верхнемеловых отложениях оцениваются в 5,5 трлн куб.м. В нижних его горизонтах, еще недостаточно изученных, открыта крупная высо­кодебетная залежь газа, газоконденсата и нефти. Второе место по запа­сам природного газа занимает Ямбургское месторождение (свыше 5 трлн куб. м). По запасам эти два месторождения природного газа не имеют себе равных в мире.

Характерная особенность всех газовых месторождений северных рай­онов Западной Сибири — громадные размеры и большие мощности за­лежей, достигающие в сводовой части 120—180 м, а на уникальных месторождениях (Уренгойское, Ямбургское, Тазовское и Заполярное) — 200—250 м. Два месторождения (Уренгойское и Ямбургское) обеспе­чивают ежегодную добычу природного газа соответственно в размере 280 и 220 млрд куб. м. Объем добычи природного газа в Западной Си­бири в 1995 г. превысил 500 млрд куб. м.

Приведенные затраты на добычу 1 т у.т. западно-сибирского газа самые низкие по сравнению со всеми другими видами топлива. Они составляют 46% затрат на добычу донецкого угля, 53% — кузнецкого угля подземной добычи, 33% — подмосковного угля и в 1,8 раз ниже, чем в нефтедобывающей промышленности страны.

Производительность труда одного работающего в газодобывающей промышленности в 60 раз выше, чем в угольной. Капитальные вложе­ния в газовую промышленность окупаются в 2—4 раза быстрее, чем в угольную.

Западная Сибирь богата нефтью. По экономическим условиям и оче­редности освоения в регионе могут быть выделены четыре нефтяных рай­она: Центральный (Приобский), Северный, Восточный и Южный.

Центральный район занимает территорию в среднем течении реки Оби, площадь — 250 тыс кв. км. Здесь сосредоточено 90% промышлен­ных запасов нефти Западной Сибири. К числу крупнейших нефтяных месторождений относятся: Самотлорское, Фёдоровское, Салымское, Западно-Сургутское, Мамонтовское, Советское и др. Нефть Среднего Приобья имеет высокое качество. Она отличается легкостью, малосернистостью, дает большой выход легких фракций и содержит сравни­тельно большое количество попутного газа, который является ценным химическим сырьем.

Залежи нефти на глубинах до 3 тыс м в мягких, но устойчивых, лег­ко буримых породах отличаются значительной, а по ряду месторожде­ний — исключительно большой концентрацией. Этим объясняется не­сравнимая с другими нефтяными районами страны эффективность ге­ологоразведочных работ по нефти и добычи нефти. Себестоимость до­бычи нефти в Западной Сибири — самая низкая в России, в переводе на условное топливо (7000 ккал) в целом она в 4 раза ниже себестоимости добычи угля, производительность труда рабочего в нефтедобыче (в ус­ловном топливе) почти в 10 раз выше, чем в угледобыче.

Около 0,9 млн кв. км, или почти 38% всей территории Западной Сибири, занято болотами. Это примерно 40% всех болот мира. Поло­вина заболоченной территории представляет собой торфяник. Здесь 4700 торфяных месторождений. Мощность торфяного слоя в среднем составляет 3—5 м. В Западной Сибири сконцентрировано 100 млрд т торфа, или более половины общероссийских запасов. Торф в перспек­тиве будет использоваться в основном как органическое удобрение.

Большое значение имеют водные ресурсы, их количество, качест­во и территориальное распределение. Речной сток — основной источ­ник водных ресурсов. В Западной Сибири он составляет 506,3 куб. км, или 24% стока рек России.

На долю Западной Сибири приходится 10,5% общероссийского гидроэнергетического потенциала (250 млрд кВт/ч). По эффективнос­ти использования гидроэнергоресурсов район уступает Восточной Сибири и Дальнему Востоку. Гидроэнергетические ресурсы Западной Сибири относятся ко второй и третьей группе. Вторую группу состав­ляют средние и небольшие реки — Бия, Катунь Томь, Чулым. Строи­тельство на этих реках гидроэлектростанций целесообразно в том слу­чае, если наряду с получением электроэнергии будут решаться водохозяйственные проблемы (орошение, улучшение водоснабжения и судо­ходства). Третью группу составляют Обь и Иртыш, на которых соору­жение гидроэлектростанций неэффективно. Они текут по равнине, строительство гидроузлов требует затопления больших площадей пой­менных земель.

Западная Сибирь располагает крупными минерально-сырьевыми ресурсами. Общие запасы железных руд по категориям А+В+С₁+С₂ оцениваются в 4,5 млрд т. В настоящее время важнейшие эксплуатируемые железорудные месторождения расположены в Горной Шории и Кузнецком Алатау, они снабжают Кузнецкий металлургический ком­бинат (КМК). Доля местных железных руд, используемых на Западно-Сибирском металлургическом заводе, составляет 6%. Сырье для него поставляется из Восточной Сибири (Коршуковское месторождение, Хакасская группа месторождений), Казахстана (Лисаковское месторож­дение) и частично с Курской магнитной аномалии. Транспортные затраты более чем в 2 раза удорожают железную руду.

На территории Западной Сибири открыт крупнейший в мире же­лезорудный бассейн — Западно-Сибирский. Он слабо разведан. Руд­ный горизонт месторождения составляет в среднем 26 м при содержа­нии железа 37%. По своему составу руды близки к керченским и лисаковским рудам. Если сравнить Западно-Сибирский железорудный бас­сейн с наиболее крупными эксплуатируемыми или намеченными к экс­плуатации месторождениями Сибири, то он заменит почти 400 таких месторождений.

В Западной Сибири расположено одно из крупнейших в стране Усинское месторождение марганца. Оно находится на территории Кузбасса. Его запасы оцениваются в 100 млн т, а перспективные — вдвое больше.

Алюминиевое сырье имеется во многих районах Западной Сиби­ри, но запасы его небольшие. В Салаирском кряже расположены Вагинское, Тюхтинское и Смазневское месторождения бокситов. Большое значение имеет Кия-Шалтырское месторождение нефелинов, рас­положенное на востоке Кемеровской области. Оно поставляет сырье на Ачинский глиноземный завод. Добыча ведется открытым способом. По химическому составу кия-шалтырские нефелины лучше Кольских, так как содержат больше кальция и меньше кремнезема, что упрощает технологию переработки руд. По затратам кия-шалтырские нефелины обходятся дешевле, чем Кольские.

Западная Сибирь располагает рудами цветных и благородных ме­таллов. Разрабатываются Салаирское и Алтайские месторождения зо­лота, которые расположены в Горной Шории и Рудном Алтае.

В Алтайских горах осваивается единственное в Сибири Чаган-Узунское месторождение ртути (Акшатский рудник).

Большое значение имеет Туганское ильменито-циркониевое мес­торождение. Мощность рудных пластов в нем составляет 5—9 м. Глу­бина залегания колеблется от 1 до 90 м. Это позволяет вести разработку открытым способом. Эксплуатация этого месторождения экономиче­ски эффективна. Уровень рентабельности достигает 160%. Западно-Сибирский экономический район богат сырьем для химической про­мышленности. Здесь выявлен Горно-Шорский бассейн фосфоритов. Наиболее крупное месторождение — Белкинское. Разведанные запасы карстовых фосфоритов составляют 25 млн т, пластовых — 146 млн т. Уро­вень извлечения полезного вещества достигает 38—40%.

На территории района имеются значительные ресурсы минеральных солей. Здесь находится более 60 месторождений сульфата натрия. Боль­шое хозяйственное значение имеют озера Кулундинской степи. Промы­шленные запасы сульфатного сырья сосредоточены в четырех озерах: Кулундинском, Кучукском, Большом Ломовом, Большом Мормышанском. Общие (промышленные) запасы сырья исчисляются в 71 млн т. На дне имеются крупные залежи мирабилита (свыше 10 млн т).

Западная Сибирь богата нерудными ископаемыми. Здесь сосредо­точено 1,1 млрд т известняков, 0,4 млрд т глин, пригодных для произ­водства цемента и 0,25 млрд т карбонатного сырья.

В Горной Шории обнаружено единственное в Западной Сибири месторождение талька — Светлый ключ. Балансовые запасы его состав­ляют более 35% общероссийских. Организация добычи и переработки этого сырья позволит заменить привозной тальк, доставка которого в Сибирь с Урала и из Карелии увеличивает его стоимость в 1,8 раза.

На долю Западной Сибири приходится 146,7 млн га (8,7 млрд куб. м) лесного фонда, или 12% общероссийских запасов. Годичный прирост ле­сов Западной Сибири равен 123 млн куб.м. Это позволяет ежегодно за­готавливать в районе свыше 100 млн куб. м древесины. В 1995 г. было заготовлено 30 млн куб. м.

Об эффективности лесосырьевых ресурсов Западной Сибири го­ворят такие данные: средний объем хлыста в Томской области состав­ляет 0,44 м, а в Тюменской области — 0,41 м по сравнению с 0,26 м в Архангельской области и 0,19 м — в Коми.

Структура лесов Западной Сибири благоприятна для развития лесоперерабатывающей промышленности. Хвойные породы здесь составля­ют 73%, лиственные — 27%. Приведенные затраты на заготовку 1 куб. м древесины на 12% ниже, чем в среднем по стране.

Западная Сибирь располагает большим фондом земельных ресурсов. На ее долю приходится 35,8 млн га сельскохозяйственных угодий (16,9% общероссийского фонда). Наибольший удельный вес принадлежит сель­скохозяйственным (47,3%) и лесопромышленным (43,4%) предприятиям. Земли, занятые объектами промышленности, транспорта и населенными пунктами, составляют 1,3%, государственный земельный запас — 8%. Из сельскохозяйственных угодий 19,7 млн га (55%) составляет пашня, 7 млн га (20%) — сенокосы, 8,8 млн га (25%) — пастбища.

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