УДК 550.242.122 + 551.762(571) Казахский национальный технический университет имени К.И.Сатпаева, Казахстан, г.Алматы

УДК 550.242.122 + 551.762(571)
Кудинов С.Н. Нурсултанова С.Г.
Казахский национальный технический университет имени К.И.Сатпаева,
Казахстан, г.Алматы
Институт геологии и нефтегазового дела имени К.Турысова, Казахстан, г.Алматы
stanislav.kudinov@mail.ru
Формирование нефтегазоносных комплексов
В зависимости от геодинамического режима Западно – Сибирской НГП.
Аннотация. В статье рассматриваются особенности геологического строения ЗападноСибирской провинции, выделены региональные нефтегазоносные комплексы, связанные с
основными этапами развития провинции.
Ключевые слова: осадочный бассейн, прогиб, нефтегазоносные комплексы,
коллекторы, структура, рифтогенез.
Западно-Сибирская нефтегазоносная мегапровинция (ЗСМП) является одной из
крупнейших в мире по ресурсам УВ сырья. По своему потенциалу она сопоставима лишь с
Месопотамской провинцией (район Персидского залива). Уже многие годы Западная Сибирь
обеспечивает более 90 % добычи газа и до 70 % добычи нефти России. Это лидерство
сохранится и на ближайшие десятилетия. Общий начальный углеводородный потенциал
ЗСМП оценивается в 250 млрд.т.у.т., при соотношении геологических ресурсов жидких и
газообразных УВ примерно 52:48%. [1,2]
Одной из «загадок» Западно-Сибирской мегапровинции является четко выраженная
зональность в распределении газовых и нефтяных скоплений, а именно: доминирование
нефтяных скоплений в Среднем (или Широтном) Приобье и газовых – в северных районах
(п-ва Ямал и Гыдан, Обская и Тазовская губы, шельф Карского моря). Более того,
геохимические исследования нефтей этих регионов показали, что они характеризуются
различными физико-химическими свойствами, иным содержанием гетероатомных
компонентов (М.Я.Рудкевич и др., 1988; Л.С. Борисов и др., 2011). Большинство
исследователей объясняют это отсутствием надежных покрышек в районах Среднего
Приобья и, как результат, естественным истечением углеводородных газов в атмосферу;
различным генезисом и составом исходного нефтегазоматеринского органического
вещества; различной степенью прогретости недр и, как следствие этого, различной
зрелостью органики; особенностью миграции углеводородного флюида; биодеградацией
нефтей и т.д. Не отрицая влияния указанных факторов на состав нефтей и газов Западной
Сибири, возможно, истинной и главной причиной столь «странной» геохимической
зональности западно-сибирских углеводородов является геодинамический режим недр,
обусловивший становление Западно-Сибирской эпипалеозойской платформы и
предопределивший столь важные особенности распределения в её недрах углеводородных
скоплений различного характера. Выделяется рифтогенная модель нефтегазообразования.[3]
Рифтогенная модель нефтегазообразования подразумевает накопление мощных толщ
осадочных пород с ОВ в начале в континентальных рифтах, затем в рифтогенных
межконтинентальных морях типа Красного моря и, наконец, на пассивных рифтогенных
окраинах континентов.
1
Рис. 1 Рифтогенная модель нефтегазообразования (В. П. Гаврилов, 1988)
(А- внутриконтинентальная: Б-окраинноконтенинтальная).
1 – осадочный слой, 2 - Консолидированная кора, 3 – перидотитовый слой (подкоровая
литосфера), 4 – месторождения углеводородов, 5 – глубинный метановый поток, 6 –
направления конвекционных потоков в мантии, 7 – сбросы.
Высокий тепловой поток, который идет от астеносферного выступа, активизирует
процесс трансформации рассеянной органики в УВ.
Масштабы генерации УВ в рифтах усиливаются в результате абиогенного синтеза,
прежде всего, метана. В недрах земной коры происходит гидратация железистых
ультраосновных пород за счет окисления двухвалентного железа до трехвалентного и
восстановление углекислого газа до метана (О.Г. Сорохтин, А.С. Ушаков, 2002). Реакция
экзотермическая и происходит с выделением тепловой энергии. Наиболее активно она
протекала и протекает в рифтовых долинах Мирового океана за счет проникновения
океанических вод по разломам в низы коры.
Когда рифтовые зоны или рифтогенные склоны пассивных окраин континентов
перекрываются осадками, то углеводороды могут накапливаться в проницаемых породах,
образуя залежи (рис.1).[4,5]
Как и другие древние платформы, Сибирская, ограниченная в плане зонами
глубинных разломов (структурными швами), отделяющими ее от обрамляющих складчатых
областей, состоит из двух основных принципиально различных структурных этажей –
фундамента (цоколя) раннедокембрийской консолидации и платформенного чехла,
сложенного образованиями широкого временного диапазона (от позднего докембрия до
неоген-четвертичного этапа осадконакопления).
Осадочный чехол представлен
переслаивающимися песчано-алевролитовыми прибрежно- континентальными отложениями
и морскими глинистыми и песчано-глинистыми толщами мощностью 3—4 км в южной части
и свыше 7—8 км — в северной.
Основными тектоническими элементами осадочного чехла Сибирской платформы
(СП) являются надпорядковые положительные и отрицательные пликативные структуры,
различающиеся между собой по мощности, стратиграфическому объему и формационному
составу. Выделяются четыре положительные надпорядковые структуры:
Непско-Ботуобинская антеклиза; Байкитская антеклиза; Анабарская антеклиза; Алданская
антеклиза; четыре отрицательные: Курейская синеклиза; Присаяно-Енисейская синеклиза;
2
Предпатомский региональный прогиб; наложенная Тунгусская синеклиза и одна
промежуточная Ангаро-Ленская ступень.[6]
Раннетриасовый рифтогенез положил начало общему прогибанию северных и
центральных районов Западной Сибири и формированию Западно-Сибирского
седиментационного бассейна. Система рифтов Западной Сибири, представлена глубокими
грабенами, амплитуда сбросов которых увеличивается в северном направлении до 5 км. Во
всех грабенах глубокими скважинами вскрываются породы, присущие рифтогенным,
вулканогенным и вулканогенно-осадочным формациям. Сложное сочетание рифтогенных
грабенов и разделяющих их горстовых поднятий создало глыбово-блоковый рельеф,
осложненный многочисленными вулканами центрального и трещинного типов, а также
вулканическими плато. Рифтовые депрессии обычно представляли собой сеть речных долин
либо цепочки крупных глубоких и мелких озер, связанных речными протоками. Об этом
свидетельствует наличие среди вулканитов тонкодисперсных глинистых пород
глубоководного типа с ненарушенной тонкой горизонтальной слоистостью. В целом в
течение примерно 10 млн лет в раннем и начале среднего триасе Западная Сибирь
представляла собой горно-складчатую страну, на территории которой происходил
интенсивный вулканизм. В раннем – начале среднего триаса в Западной Сибири
сформировалось не менее 900 тыс. км3 вулканогенно-осадочных образований.
Начиная со второй половины среднего триаса вулканическая активность в Западной
Сибири резко снизилась. Северная часть территории в это время была низменной
аккумулятивной равниной, в пределах которой существовал ряд фациальных обстановок (с
севера на юг): мелководно-морских, дельтовых, лагунных, озерных, болотных,
аллювиальных, менявших свое положение в зависимости от эвстатических колебаний и
режима тектонических движений. Равнина тяготела к области тектонических колебаний
земной коры, располагавшейся в зоне наиболее интенсивного предшествующего
рифтогенеза. Именно здесь зародилась структура мезозойско-кайнозойского ЗападноСибирского осадочного бассейна.[6,7]
Формирование Западно-Сибирского бассейна на плитной стадии происходило в два
этапа: раннеплитный и собственно плитный, заметно различающиеся свойственными им
тектоническими режимами.
Раннеплитный этап охватил отрезок времени от ладинского века среднего триаса до
средней юры включительно. Он характеризовался относительно повышенной тектонической
активностью и экспансивным заполнением территории осадками главным образом за счет
местных источников сноса. В условиях теплого гумидного климата происходили активные
процессы эрозии и денудации раннетриасового складчато-вулканического горного рельефа.
На раннеплитном этапе в результате эвстатических колебаний уровня мирового
океана и общего погружения территории отмечаются четыре трансгрессивных и пять
регрессивных циклов, которые отразились на условиях седиментации. В эпохи трансгрессий
формировались глинистые отложения, насыщенные органикой, в эпохи регрессий – песчаноалевролитовые отложения. Раннеплитный этап завершился келловейской трансгрессией.
С этого момента Западная Сибирь вступила в следующий, собственно плитный этап
развития.
Собственно плитный этап охватил позднеюрскую, меловые и раннепалеогеновую
эпохи. Он характеризовался в основном морским режимом осадконакопления. На данном
этапе выделяются пять характерных эпизодов (позднеюрский, неокомский, готеривбарремский, апт-сеноманский, турон-датский). Завершилась плитная стадия туронсреднепалеогеновой трансгрессией, когда в течение почти 56 млн лет на всей территории
Западной Сибири господствовал морской режим.
После обширной и устойчивой трансгрессии Западная Сибирь вошла в новый этап
развития – регрессивный, обусловленный раскрытием Северного Ледовитого океана.
3
Северная часть Западно-Сибирского бассейна с эоцена начала испытывать общее
воздымание, а южная его часть – погружение. Это привело к быстрой позднеэоценовой
регрессии моря, в результате чего в олигоцене северная и центральная части Западной
Сибири превратились в озерно-аллювиальную равнину.
Начиная с позднего эоцена морской режим переместился в южную половину ЗападноСибирского бассейна. Смена знака вертикальных движений в связи с раскрытием
Арктического бассейна (подъем земной коры на севере Западно-Сибирской плиты и ее
опускание на юге) отразилась не только на перестройке структуры земной коры, но и оказала
серьезное влияние на фазовое распределение залежей нефти и газа, формирование нефтяных
месторождений на юге, а газовых на севере.[6,7]
Под воздействием указанных и других благоприятных факторов на территории
Западно-Сибирского бассейна были сформированы юрский и меловой нефтегазоносные
комплексы. В разрезе мегапровинции выделены границы распространения 10 региональных
нефтегазоносных комплексов:
Палеозойский НГК вскрыт в различных районах мегапровинции. Однако
промышленные залежи и притоки нефти и газа в скважинах установлены лишь на юге
мегапровинции (Нюрольская впадина), в Среднем Приобье и на севере. Они приурочены к
при- кровельной части разреза, представленной карбонатами, непосредственно перекрытыми
базальными горизонтами юры. Отдельные притоки получены также из-под эффузивноосадочных пород триаса (Красноленинский, Нижневартовский своды). Высокодебитные
притоки газа получены из верхней трещиновато-кавернозной части среднепалеозойского
комплекса Новопортовского месторождения. Во всех этих районах преобладает трещиннокавернозный тип коллектора. Палеозойский комплекс в стратиграфическом интервале от
ордовика до карбона в настоящее время характеризуется очень слабой изученностью.
Триасовый НГК, наиболее сложный из-за многообразия фациального состава,
выделен на севере и востоке мегапровинции, представлен глинами с прослоями песчаников,
алевролитов, гравелитов и туфогенных пород.
Нижне-среднеюрский НГК распространен в мегапровинции повсеместно, увеличиваясь в восточных районах за счет верхне- юрских отложений, где региональная
тоарская глинистая покрышка опесчанивается. Кровля комплекса залегает на глубине 500 м в
периферийных зонах провинции, до 5000 м на севере, толщина от нескольких метров до 600
м. Комплекс характеризуется сложным литолого-фациальным составом. Наиболее крупные
скопления нефти и газа приурочены к переходной области. Здесь открыты месторождения
Тайлаковской свиты: Талинское, Федоровское, Тевлинско-Русскинское и др. В комплексе
открыто около 150 залежей и сосредоточено 15% ресурсов углеводородов мегапровинции с
232 преобладанием ресурсов нефти в центральных и южных районах и газа - в северных.
Васюганский (келловей-киммериджский) НГК распространен на большей части
мегапровинции. Глубина залегания кровли комплекса составляет от 2500 м на юге, до 3500 м
на севере, толщина 50— 60 м. Породы комплекса характеризуются большой латеральной
изменчивостью и создают разнообразные и многочисленные структурно-литологические и
литологические ловушки. Коллекторские свойства песчаников и алевролитов в целом
невысокие. Здесь открыты месторождения Урньенское, Поточное, Северо-Покачевское и др.
С комплексом связано 6% ресурсного потенциала мегапровинции, в основном со
Среднеобской НГО.
Баженовский (верхнеюрско-нижне-берриасский) НГК характеризуется наличием
коллекторов, представленных листоватыми глинами, залегающими в виде линз высотой от
0,2 м до 30 м в толще слабопроницаемых и непроницаемых глинистых пород. Эти отложения
называются баженитами. Они широко распространены по территории мегапровинции,
залегают на глубинах 1000 — 3500 м, погружаясь в северном направлении. Их продуктивные
участки локализованы более узко в центральных районах мегапровинции и в Тамбейском
4
районе Ямала. Ресурсы нефти в баженовском комплексе условно оцениваются в объеме
около 9% общего нефтяного потенциала Западной Сибири.
Ачимовский (берриас-нижневаланжинский) НГК широко рас- пространен в
центральных и северных районах мегапровинции. Комплекс имеет первичное косослоистое
строение, образуя протяженные геологические тела субмеридионального простирания,
последовательно выклинивающиеся к западу. Глубина залегания комплекса в центральных
районах мегапровинции 2600 — 3200 м, к северу она возрастает до 3800 м, что
сопровождается развитием в северных районах АВПД. С ачимовским комплексом связаны
крупные залежи нефти Аганского, Быстринского, Тагринского, Малобалыкского
месторождений, газа и конденсата — Уренгойского и др. месторождений. Доля комплекса в
ресурсах нефти Западной Сибири составляет 9%, газа - 5%. [3]
Неокомский НГК распространен на большей части мегапровинции и представлен
толщей переслаивания песчаников, алевролитов и глин, перекрытой региональной
нижнеаптской глинистой по- крышкой. Общая толщина комплекса составляет 250 — 900 м,
глубина залегания в центральных районах 1500 — 2200 м, на севере 233 1700 — 3000 м. С
комплексом связаны крупнейшие залежи Самотлорского, Федоровского, Мамонтовского,
Западно-Сургутского, Варьеганского и др. месторождений. В северных районах провинции
возрастает роль комплекса в ресурсах газа (Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское и др.
месторождения). Большинство от- крытых месторождений приурочено к ловушкам
структурного типа, также усиливаются работы по исследованию литологических и
структурно-литологических ловушек. С неокомским комплексом связаны крупнейшие
перспективы подготовки запасов нефти, в меньшей степени газа.
Аптский (апт-нижнеальбский) НГК имеет наименьшую площадь распространения на
материковой части провинции, преимущественно в северных и северо-западных районах.
Комплекс представлен мелкозернистыми песчаниками с прослоями алевролитов, глин, угля,
перекрыт толщей альбских глин. Глубина залегания комплекса 1000 — 2000 м, толщина
разреза до 450 м. Комплекс является преимущественно газоносным, основные ресурсы
приходятся на п-ов Ямал. Прослежен в акватории Карского моря. Здесь с ним связаны
газовые месторождения Русановское и Ленинградское. Доля аптского комплекса в ресурсах
газа Западной Сибири составляет около 10%. [3]
Сеноманский НГК широко распространен в мегапровинции, особенно в северных
районах, где он достигает толщины до 1600 м. Представлен переслаиванием песчаноалевролитовых и глинистых пород и углей. Региональной покрышкой служат туронпалеогеновые глины. Комплекс характеризуется преимущественной газоносностью и
содержит 60% разведанных запасов газа Западной Сибири. С комплексом связаны
Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и др. крупнейшие месторождения. Нефть имеет в
комплексе подчиненное значение и встречается в основном в виде нефтяных оторочек.
Исключение составляют несколько залежей тяжелой нефти на Русском, Южно-Русском и др.
месторождениях в Надым-Пурском регионе.
Турон-сенонский НГК представлен песчаниками и песками с прослоями алевролитов
и глин. Глубина залегания около 1000 м. Имеет ограниченное распространение в северных и
северо-вос- точных районах провинции и морфологически является осложнением туронпалеогеновой глинистой покрышки в зонах ее частичного опесчанивания. Доля комплекса в
ресурсах газа Западной Сибири составляет 2%.[3]
Глубина залегания кровли продуктивных горизонтов колеблется от 600 до 4000 м.
Нефтяной потенциал провинции оценивается несколькими десятками миллиардов тонн, а
газовый – многими десятками трлн м3. К настоящему времени на территории провинции
открыто свыше 500 месторождений, по запасам – от супергигантов и гигантов до мелких.
Они сосредоточены в двух крупных областях: внутренней, где залежи нефти и газа
5
приурочены к отложениям юры и мела, и внешней, где основные запасы углеводородов
находятся в юре.
Во внутренней области сосредоточены главные запасы нефти, газа и конденсата.
Промышленные залежи обнаружены в широком стратиграфическом диапазоне от зоны
дезинтеграции пород палеозоя до сеномана включительно. Глубина залегания продуктивных
пластов от 600 до 4000 м. Общая толщина нефтегазоносных отложений более 3000 м.
Практически все месторождения области являются многопластовыми. Здесь открыты
месторождения газа и конденсата (супергиганты и гиганты): Уренгойское, Ямбургское,
Медвежье, Тазовское, Харасавейское, Заполярное, Комсомольское и др. Залежи газа и
газоконденсата сосредоточены в песчаниках сеномана под глинистым турон-палеогеновым
региональным экраном. Ниже, в отложениях неокома, под зональными экранами на ряде
месторождений открыты залежи газа, газоконденсата с нефтяными оторочками.[8]
Нефтегазоносность земель, опоясывающих внутреннюю область, связана с
отложениями юры. Продуктивные толщи находятся в интервале глубин 1200–3000 м.
Основные запасы углеводородов открыты в отложениях верхней юры: Березовское,
Даниловское, Мулымьинское, Мыльджинское, Лугинецкое, Верхтарское, Первомайское,
Ваховское, Усть-Часельское и многие другие месторождения.[8]
Формированию богатых месторождений нефти и газа в Западно-Сибирском бассейне
способствовали следующие факторы:
1. Огромные размеры бассейна и большие мощности осадочных толщ, которые
формировались в условиях устойчивого непрерывного прогибания земной
поверхности на протяжении всего мезозоя и палеогена.
2. Морской и прибрежно-морской характер отложений, наличие региональных экранов
и коллекторов, обусловленных эвстатическими колебаниями уровня Мирового
океана.
3. Наличие благоприятных гидрогеологических и геохимических режимов,
способствовавших накоплению и сохранению органического вещества высокого
качества.
4. Повышенный тектонический и тепловой режимы недр на протяжении всего мезозоя.
Список литературы
1. Бакиров А.А. Нефтегазоносные провинции и области СССР. – М., Недра 1979.
2. Рябухин Г.Е., Бакиров А.А. Нефтегазоносные провинции и области СССР. М.,
Недра 1969.
3. Геология и нефтегазоносность центральной части Западно-Сибирской низменности.
– М., Наука 1968.
4. Гаврилов В.П. Геодинамическая модель нефтегазообразования в литосфере и ее
следствия. «Геология нефти и газа», №6, 1998.
5. Гаврилов В.П. Геодинамические подходы к проблеме происхождения нефти и газа.
«Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», №7, 2010.
6. Журавлев Е.Г. Тектоника фундамента Западно-Сибирской плиты. «Геотектоника»,
№ 5,1986.
7. Аплонов С.В. Геодинамика.- СПб.: Изд-во СПб Университет, 2001.
8. Клещев К.А., Шеин В.С. Перспективы нефтегазоносности фундамента Западной
Сибири. М.:ВНИГНИ, 2004.
References
6
1. AA Bakirov Oil and gas provinces and regions of the USSR. - M., Nedra 1979.
2. Riabukhin GE, AA Bakirov Oil and gas provinces and regions of the USSR. M., Nedra
1969.
3. Geology and petroleum potential of the central part of the West Siberian Plain. - Moscow:
Nauka, 1968.
4. Gavrilov VP Geodynamic model of oil and gas in the lithosphere and its consequences.
"Oil and Gas Geology», №6, 1998.
5. Gavrilov VP Geodynamic approaches to the problem of the origin of oil and gas.
"Geology, geophysics and development of oil and gas fields», №7, 2010.
6. Zhuravlev EG Tectonics of the basement of the West Siberian Plain. "Geotektonika», №
5,1986.
7. Aplonov SV Geodinamika.- SPb .: Publishing House of the University of St. Petersburg,
2001.
8. Kleshchev KA, Shein VS Oil and gas potential of the foundation of Western Siberia.
MM: VNIGNI, 2004.
Кудинов С.Н. магистрант, Нұрсұлтанова С.Г. к.г.-м.н. профессор
Мұнай-газды кешеннiң құралымы тәуелділікте геодинамикалық режимнен Батыс - Cібір НГП.
Түйіндеме: Бұл мақалада Батыс Сібір провинциясының геологиялық құрылысының ерекшелігі
қарастырылады, және осы провинциясының даму кезеңіне байланысты аймақтық мұнай-газды кешені
көрсетіледі.
Түйін сөздер: шөгінді бассейн, мұнай-газды кешен, коллектор, құрылым, рифтогенез
Kudinov S.N. masters, Nursultanova S.G. с. of g-m s, professor.
Formation of oil and gas complexes depending on the geodynamic mode West-Siberian oil and gas province
Abstract . The article discusses the features of the geological structure of the West - Siberian province ,
highlighted the regional oil and gas complexes associated with the main stages of development of the province.
Keywords: sedimentary basin , trough, oil and gas systems , manifolds , structure, rifting .
7
Cведения об авторах
1.Кудинов Станислав Николаевич, магистр, 8-775-143-54-44, stanislav.kudinov@mail.ru,
Институт геологи и нефтегазового дела им. К. Турысова.
2.Нурсултанова Саида Галиаскеровна, кандитат геолого-минералогических наук, профессор,
Алматы Каз НТУ им. Сатпаева, g.saida@inbox.ru.
Авторлар туралы мәліметтер
1.Кудинов Станислав Николаевич, магистр, 8-775-143-54-44, stanislav.kudinov@mail.ru,
институт геологтер және мұнайлы-газды істің им. Тұрысовтың К.
2.Саидтың Галиаскеровна Нұрсұлтановасы, кандитат геолого-минералогических ғылым,
профессор, Каз НТУ Алматысы им. Сатпаева, g.saida@inbox.ru.
Data on authors
1. Kudinov Stanislav Nikolaevich, the master, 8-775-143-54-44, stanislav .kudinov@mail.ru,
Institute geologists and oil and gas business of K. Turysov.
2. Nursultanov Said Galiaskerovna, кандитат geological and mineralogical sciences, professor,
Almaty Kaz of NTU of Satpayev, g.saida@inbox.ru.
8