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).
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.