Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской низменности и основные направления геологоразведочных работ на нефть и газ
Советский народ, воодушевленный историческими решениями XXII съезда КПСС, встречает праздник Великого Октября трудовыми успехами.
Партией и Правительством предусматриваются высокие темпы развития нефтяной и газовой промышленности в стране.
Для решения такой важной задачи необходимо не только увеличивать добычу нефти и газа в уже известных нефтегазоносных районах, но и выявлять новые нефтегазоносные районы. В истории нефтяной промышленности СССР это блестяще подтверждено открытием крупной Волго-Уральской нефтегазоносной области, позволившей за короткий срок увеличить общую добычу нефти с 30-40 млн. т до 148 млн. т в I960 г. Следующий большой скачок в добыче нефти и газа возможен благодаря вводу в эксплуатацию новых нефтегазоносных провинций типа Волго-Уральской, одной из которых мы считаем открытую недавно крупную Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию. Обоснованию этого положения и был посвящен доклад, подготовленный коллективом сотрудников СНИИГГИМСа (Ф.Г. Гурари, В.П. Казаринов, М.В. Касьянов, И.И. Нестеров, Н.Н. Ростовцев, М.Я. Рудкевич, Д.Ф. Уманцев) и прочитанный Н.Н. Ростовцевым на расширенном заседании коллегии
МГ и ОН СССР. Основные положения доклада, а именно карта прогнозов, объемы и стоимость работ и другие разработаны СНИИГГИМСом совместно с Новосибирским (Ю.К. Миронов) и Тюменским геологическими управлениями Главгеологии РСФСР, ВНИГРИ (Н.Г. Чочиа), НИИГА, ИГГ СО АН СССР (А.А. Трофимук) и ВСЕГЕИ.
Поиски нефти и газа в Западно-Сибирской низменности начаты в 30-х годах (НИИГА, НГРИ, Гелиогазразведка) и в более значительных объемах они развернулись с 1947-1950 гг. (Тюменское, Новосибирское, Красноярское геологические управления Главгеологии РСФСР, ВСЕГЕИ, ВНИГРИ, СНИИГГИМС, НИИГА, ВНИИГеофизика, ИГГ СО АН СССР, УФАН, ИГ и РГИ и др.).
За 1953-1961 гг. в Березовско-Игримском районе открыты 10 газовых месторождений с запасами 50 млрд. м3 по категории А+В+C1. В 1960 г. открыто первое в Сибири промышленное Шаимское месторождение нефти на р. Конда, а в 1961 г. в пределах широтного колена р. Оби, в местечке Мегион - второе.
Кроме того, в ряде пунктов низменности отмечены незначительные притоки нефти (от 20 до 700 л/сутки), причем большей частью в скважинах, заложенных не в оптимальных структурных условиях.
Основные геологические предпосылки для постановки работ по организации новой нефтяной базы СССР
Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция по своему геологическому строению резко отличается от всех известных нефтегазодобывающих районов, приуроченных к передовым прогибам, к платформам или к межгорным впадинам. Она является крупнейшей в мире плитой эпигерцинской платформы площадью 3,4 млн. км2, которая напоминает древние платформы, но резко отличается от них тем, что нефтегазоносные осадки ее платформенного чехла не переходят в краевых частях в передовые прогибы или геосинклинали, а, наоборот, полностью выклиниваются. Если на древних платформах нефтяные и газовые залежи тяготеют к их краевым частям, прилегающим к передовым прогибам и впадинам, то краевые части Западно-Сибирской низменности лишены нефтяных и газовых месторождений. Последние появляются в некотором удалении от краевых зон низменности, а недавно открытое Мегионское месторождение нефти находится почти точно в географическом центре Западно-Сибирской низменности. Такое строение низменности отличает ее от известных нефтегазоносных провинций, ибо перспективные центральные части плиты составляют более 40% всей ее территории.
В геологическом разрезе мезо-кайнозойского платформенного чехла мощностью до 3-4 км наблюдается переслаивание в основном песчано- алевритово-глинистых толщ с преимущественно глинистыми толщами. Первые являются нефте- и газо-водосодержащими. Вторые играют роль покрышек и водоупоров. Мощности тех и других нередко исчисляются сотнями метров.
В геологическом разрезе платформенного чехла от нижней юры до морского палеогена включительно почти все глинистые породы содержат органический углерод и битумы в таких же количествах как, например, глины нефтеносных отложений чокрака Северного Кавказа. Более того, в отложениях нижнего валанжина, верхней юры, а местами (в центральных частях низменности) и в нижней и средней юре отмечены битуминозные аргиллиты с содержанием нефтяных битумов от 0,5 до 7%.
В разрезе платформенного чехла выявлены морские, прибрежно-морские фации и зоны перехода морских фаций в континентальные. В целом преобладают толщи пород, формировавшиеся в восстановительной обстановке.
Западно-Сибирская низменность представляет собой крупнейший в мире артезианский бассейн термальных соленых вод, насыщенных горючими газами. Некоторые исследователи называют его подземным океаном, в краевых частях его воды пресные. Оторочка из пресных вод отрицательно влияет на формирование и сохранение нефтяных и газовых залежей. Однако проведенные работы показали, что при удалении от окраин низменности проницаемые породы от нижней юры до сеномана включительно насыщены термальными (40-150°) солеными (15- 50-80 г/л) хлоркальциевыми водами, содержащими в растворенном состоянии горючие газы. Площадь распространения таких вод в низменности огромна. Все это свидетельствует о том, что разрез платформенного чехла Западно-Сибирской низменности благоприятен для образования и сохранения многопластовых месторождений нефти и газа.
Перспективы для поисков нефти и газа также отложения, получившие в литературе название второго структурного этажа, представленные палеозойскими и триасовыми образованиями. Прямые нефтепроявления отмечены в триасовых отложениях Челябинской, Анохинской и других впадин. Жидкая нефть получена из среднепалеозойских карбонатных пород Тургайского прогиба. Ниже располагаются сильно метаморфизованные и интенсивно дислоцированные неперспективные и малоперспективные.
За исключением Тургайского прогиба и впадин типа Челябинской близ Урала, а также Северо-Казахстанского палеозойского массива, второй структурный этаж в Западно-Сибирской низменности залегает на значительных глубинах (обычно 3-4 км), что весьма затрудняет его изучение. Однако дальнейшее усовершенствование геофизических методов исследований и бурение глубоких (до 5-6 км) скважин, несомненно, приведет к открытию нефтяных и газовых залежей и в отложениях второго структурного этажа. Поэтому последние мы считаем крупным резервом для дальнейшего развития нефтяной промышленности в Западно-Сибирской низменности.
Западно-Сибирская низменность в целом отчетливо делится на две части: внутреннюю область прогибания, где фундамент опущен до глубины 3-4 км, и внешнюю, прибортовую область, относительно приподнятую. Граница между ними намечается по зоне регионального выклинивания нижне- и среднеюрских отложений (тюменской свиты). Грубо она проводится примерно по изогипсе 1700-2000 м. Как во внутренней, так и во внешней частях низменности, в ее платформенном чехле, сейчас выявлено свыше 140 вилообразных поднятий, разделенных прогибами и впадинами, 35 % из которых на территории перспективных земель. Исследования Западно-Сибирской низменности не закончены, несомненно, в дальнейшем число положительных структур увеличится.
Размеры выявленных валов различны (от 70 до 150-250 км по длинной оси и от 30 до 70 км по короткой), амплитуда их до 300-500 м, а в отдельных случаях до 1000 м. Валы, как правило, осложнены локальными поднятиями и отделяются друг от друга вытянутыми прогибами. В основании каждого вала располагаются выступы фундамента, склоны которых несколько круче (до 3-5°) крыльев валов, расположенных на этих выступах (2-1° и меньше). Тектоническое строение платформенного чехла тесно связано со строением фундамента. Это доказывается совпадением простирания геофизических полей, вызываемых строением фундамента, с простиранием валов и разделяющих их прогибов. Для большинства структур Западной Сибири характерна унаследованность структурных планов.
На начальном этапе формирования всех более или менее изученных валов выступы фундамента представляли собой острова, с которых сносился Терригенный материал. В некоторых районах низменности эти выступы существовали длительное время и были закрыты осадками в верхнеюрское, валанжинское и более позднее время. Так, например, сейчас известно непосредственное залегание верхнеюрских отложений на фундаменте на разных глубинах от 1200 до 2500 м, с залеганием на склонах таких выступов нижне- и среднеюрских отложений.
Отмечено также, что в валанжинское и, возможно, в готеривское время многие валы испытали неоднократные относительные поднятия, выходили из-под уровня моря, превращались в острова. Осадки, слагающие присводовую часть валов, перемывались, песчаный материал концентрировался, и создавались местные пласты песчаников, некоторые из них обладают хорошими коллекторскими свойствами.
Все изученные валы, как правило, формировались одновременно с осадкообразованием. Следовательно, структурные условия платформенного чехла Западно-Сибирской низменности также весьма благоприятны для образования нефтяных и газовых залежей.
Краткая характеристика нефте- и газоносности платформенного чехла
Изложенные выше общегеологические предпосылки, благоприятные для поисков нефти и газа, за последние 2-3 года подтвердились открытием ряда нефтепроявлений и месторождений нефти. Первое газовое месторождение (Березовское), как известно, открыто еще в 1953 г.
В разрезе платформенного чехла низменности нефте- и газопроявления установлены от нижних горизонтов юрских отложений до осадков готерива, а для районов Усть-Порта и до верхнего мела включительно.
Первые нефте- и газопроявления по разрезу снизу вверх отмечены в нижне-, среднеюрских и частично келловейских отложениях, выделяемых в тюменскую свиту. В этих породах незначительные притоки нефти установлены в Ново-Васюганской, Мало-Атлымской опорных скважинах и Александровской разведочной скв, 1-р и притоки газа в Назинской скв. 6-р (до 20 тыс. м3 в сутки??). Нефть иного качества (высокопарафинистая) выявлена в низах тюменской свиты Колпашевской опорной скважины.
Выше по разрезу нефть получена из барабинской песчаной пачки, относимой к келловею и являющейся базальным слоем морской верхнеюрской и валанжинской толщ. Незначительные притоки нефти из этой пачки отмечены в Мало-Атлымской, Пудинской и Ново-Васюганской опорных скважинах, а также в Большекаменской, Красноленинской, Мегионской (1-р), Охтеурской, Назинской (1-р) и Лукашин-Ярской поисково-структурных скважинах. К той же пачке, называемой в Приуралье вогулинской, возраст которой местами охватывает верхнеюрскую эпоху, приурочены все газовые залежи Березовско-Игримского района. С ней же связано Шаимское месторождение нефти с дебитом скважин до 340 т/сутки.
В своде Средне-Васюганского вала, в кровле тюменской свиты, вскрыты слабые уплотненные песчаники с хорошими коллекторскими свойствами, с запахом нефти. Это позволяет предполагать наличие в отложениях тюменской свиты пластовых сводовых залежей нефти и газа. Барабинская пачка покрыта битуминозными аргиллитами верхнеюрского - нижневаланжинского возраста, выделяемыми как марьянов- ская свита. Выше залегает глинистая куломзинская свита валанжинского возраста (в Березове ей эквивалентна алясовская свита, возможно, готеривского возраста). На некоторых участках между куломзинской и марьяновской свитами появляются ачимовские песчаники, из которых получен небольшой приток нефти в Мегионской (1-р) и Ново-Васюганской опорной скважинах. Выше по разрезу глинистая куломзинская свита перекрыта песчано-глинистой тарской свитой валанжинского или валанжин-готеривского возраста (в Березове эквивалентная ей часть леушинской свиты готерив-барремского возраста). В низах этой свиты в разрезах Средне-Васюганской поисково-структурной, Сургутской (2-Р) и Мегинонской (1-р) скважин отмечались песчаники, слабо пропитанные нефтью. В марте 1961 г. из одного такого песчаника на Мегионской локальной структуре, приуроченной к Нижне-Вартовскому региональному поднятию, ударил фонтан нефти дебитом порядка 250 т/сутки. Удельный вес нефти 0,85. Примерно такой же удельный вес (0,80-0,86) и всех охарактеризованных выше малосернистых (до 0,5%) нефтей. В мегионской нефти серы около 1 %.
Наконец, в готериве в Березовском районе отмечены небольшие залежи газа дебитом до 60 000 м3/сутки.
Открытые западносибирские малосернистые, метано-нафтеново-ароматические нефти, легко поддающиеся переработке, выгодно отличаются от сернистых нефтей ряда нефтедобывающих районов СССР.
Известные нефтяные и газовые залежи в Западно-Сибирской низменности можно отнести к пластовым сводовым и структурно-литологическим. Почти все открытые залежи газа в Березовско-Игримском районе и Шаимское месторождение нефти структурно-литологические. Все они приурочены к верхнеюрской базальной вогулкинской прибрежноморской пачке, как правило, выклинивающейся с приближением к сводам локальных структур, перекрытых залегающими выше глинами. В Мегионе выявлена, несомненно, пластовая сводовая залежь нефти. Некоторые песчаники тарской свиты, особенно приуроченные к ее кровле, являются хорошими реперами и прослеживаются на расстояниях, измеряемых сотнями километров. Однако часть песчаников тарской свиты, по-видимому, образовалась и за счет перемывания отложений куломзинской свиты, так что не исключено открытие на одном и том же месторождении сводовых и структурно-литологических залежей.
Карта прогнозов на нефть и газ для платформенного чехла
Карта прогнозов составлялась на базе всех имеющихся геологических гидрогеологических, геохимических, и других материалов с учетом выявленных месторождений. На ней общая площадь перспективных земель и земель с неясными перспективами составляет 2040 тыс. км2, в том числе перспективных 1455 тыс. км2.
Южнее широт 57-56° получены отрицательные результаты. В разрезе многочисленных скважин не отмечены породы, пропитанные нефтью. При продвижении с юга на север первый непромышленный приток нефти был получен в Пудинской опорной скважине, заложенной на широте примерно 57°30'. Это не означает, что южная граница распространения нефтеносных земель проходит на указанной широте, в отдельных районах низменности она может пройти и южнее.
Вдоль обрамления низменности выделяется полоса неперспективных земель, шириной от 40 до 500 км и площадью около 900 тыс. км2, в которой все проницаемые породы чехла насыщены пресными водами. В составе растворенных газов этих вод горючие компоненты отсутствуют. Особенно широко распространены пресные воды в Чулымо-Енисейской и Предалтайской частях низменности.
С приближением к центральным частям низменности в тех же пластах появляются солоноватые, затем соленые воды. В составе растворенных в них газов появляются горючие компоненты, количество которых к центру низменности возрастает. Содержание тяжелых углеводородов в газе от следов доходит до 2-3% и здесь уже имеются признаки жидкой нефти. Упругость горючих газов также нарастает от 0 ат в Кулундинской степи до 200 ат в Мегионе и от 0 ат на восточном склоне Приполярного Урала до 167 ат в Игриме и Чуэле. По-видимому, в еще более северных районах, в верховьях рек Надыма, Казыма, Пура и других, упругость газа в нижних слоях платформенного чехла превысит 300 ат, и тогда здесь можно будет встретить крупные газовые залежи. Для верхних слоев чехла (до сеномана включительно) упругость горючего газа также нарастает в северном направлении, и уже начиная примерно с широтного колена р. Обь, газовые залежи, а возможно, и нефтяные, могут быть в отложениях вплоть до сеномана. Нефтяные и газовые залежи вероятно, появляются тем дальше от ее окраин, чем более проницаемы толщи пород, их содержащих. Этим определяются границы распространения этажей нефтегазоносности.
В сторону центральных частей низменности нарастает и битуминозность верхнеюрских и валанжинских аргиллитов и глин. Появляются битуминозные аргиллиты и в нижележащих, преимущественно континентальных угленосных и среднеюрских отложениях тюменской свиты. Причем к центру и северу низменности в последних все больше морских слоев. Еще севернее, ближе к полярному кругу, нижне- и среднеюрские отложения почти полностью представлены морскими фациями.
На описываемой карте перспективные земли показаны с учетом вероятных этажей нефтегазоносности. В Западно-Сибирской провинции выделены три крупные нефтегазоносные области: западная (Приуральская); центральная с Фроловским, Пудинским и Сургутским районами и северная.
В западной области этажи нефтегазоносное™ связаны с юрскими и, возможно, с нижнемеловыми отложениями. В последних найдены небольшие газовые залежи в Березовском районе. Известные же газовые залежи и шаимская нефть приурочены к зоне регионального выклинивания юрских отложений. По условиям формирования залежей эту область можно подразделить на два района: Березово-Игримский (95 тыс. км2) и Шаимский (80 тыс. км2). Граница районов условно проведена по Тугровскому валу. Для Березово-Игримского района характерны газовые месторождения, для Шаимского - нефтяные. Однако подобное разделение условно и отражает лишь современное состояние изученности работ. Не исключена возможность обнаружения нефтяных залежей в Березово-Игримском районе (восточнее известных газовых залежей) и газовых в Шаимском. Общая площадь перспективных земель западной (Приуральской) области 175 тыс. км2.
На границе западной и центральной областей выделяется Фроловский район, этаж нефтеносности которого ограничен юрскими отложениями, так как вышезалегающие нижнемеловые породы, исключая аптские, представлены мощной глинистой толщей. Площадь района 80 тыс. км2.
Пудинский нефтегазоносный район центральной области включает Тарское Прииртышье и часть Приобья. Этаж нефтегазоносности охватывает юрские и предположительно валанжинские отложения. Из юрских отложений получены непромышленные притоки нефти. Здесь, также как и в Приуральской зоне, выделяется зона выклинивания юрских отложений. Но если в Приуральской области в этой зоне выявлены нефтяные и газовые залежи, то здесь признаки нефти пока не обнаружены, что, возможно, связано со слабой изученностью ее бурением. Общая площадь Пудинского нефтегазоносного района 280 тыс. км2.
Севернее выделяется Сургутский район с предполагаемыми нефтегазоносными горизонтами в юрских и нижнемеловых отложениях. Непромышленная нефть установлена в юрских и нижневаланжинских горизонтах. Промышленные притоки нефти получены из верхневаланжинских пород. По данным интерпретации БКЗ в Мегионской скв. 1-р имеется еще ряд горизонтов, сходных по электрокаротажным данным с пластом, из которого получена промышленная нефть. Общая площадь Сургутского района 240 тыс.км3.
Для северной области предполагается наиболее высокий этаж нефтегазоносности на основе следующего.
1. Наличие пород, пропитанных нефтью по всему разрезу платформенного чехла в районе Усть-Порта.
2. Удаленность северной области от окраинных частей низменности и в связи с этим ее лучшая закрытость.
3. Возрастание упругостей растворенных газов по разрезу юры и мела, возможно, вплоть до величин гидростатического давления.
4. Увеличение в составе растворенных газов тяжелых углеводородов.
5. Рост суммарной мощности битуминозных пород юры и мела.
В северной области предполагается также увеличение этажа нефтегазоносности за счет наращивания платформенного чехла снизу, то есть обнаружение более древних отложений среднего и нижнего лейаса, отсутствующих в южной половине низменности. Общая площадь перспективных земель этой области 730 тыс. км2.
Перспективные земли на карте прогнозов почти со всех сторон окружены полосой земель с неясными перспективами шириной 40-400 км и площадью 585 тыс. км2. В южной зоне низменности в пределах этой категории земель разведано уже 40 площадей, по которым были получены отрицательные результаты. Однако дать окончательное заключение по этим землям пока еще затруднительно. На карте прогнозов выделены еще площади с установленными нефтепроявлениями в дислоцированных палеозойских и триасовых отложениях, входящих в состав фундамента. Палеозойские отложения Тургайско- Курганской зоны для поисков нефти, по-видимому, более перспективны, чем триасовые.
На карте прогнозов видно, что наиболее перспективной является северная область, затем Сургутский район центральной области и далее последовательно Шаимский, Березово-Игримский районы западной области, Пудинский и Фроловский районы центральной области и, наконец, земли с неясными перспективами.
В настоящее время наибольшие объемы работ сосредоточены в Березово-Игримском и Шаимском районах западной области. Проведенный анализ показывает, что бурение сосредоточено не в районах с наивысшей перспективностью. Несмотря на это, учитывая, что в этих труднодоступных районах уже созданы необходимые материально-технические базы и уже имеются промышленные месторождения нефти и газа, мы считаем рациональным сохранить здесь существующие в настоящее время объемы работ. Вместе с тем планируемое дальнейшее увеличение объемов работ должно быть направлено на освоение самых перспективных районов - северной области и Сургутского района центральной области.
Все сказанное выше позволяет ставить вопрос о создании в Западной Сибири новой нефтяной базы СССР. Для выполнения этой задачи необходимо уже с 1962 г. увеличить объемы геологоразведочных работ и строительства, технически перевооружить разведочные партии, пополнить транспорт, создать ремонтные мастерские, лабораторные базы, благоустроенные жилые поселки.
Рисунок Схематическая карта прогнозов нефтегазоносности Западно-Сибирской низменности (сост. коллективами сотрудников СНИИГИМСа, Тюменского и Новосибирского ТГУ, ВНИГРИ, НИИГа, ВСЕГЕИ).
Редколлегия: В.В. Ансимов, А.М. Волков, Ф. Г. Гурари, И.С. Грамберг, С.В. Егоров, М.В. Касьянов, В.Д. Наливкин, Л.И. Ровнин, М.Я. Рудкевич, Г.П. Сверчков, В.Н. Соколов, Ю.Г. Эрвье. Редактор Н.Н. Ростовцев, зам. редактора В.II. Казаринов.
Платформенный чехол низменности:
Промышленные месторождения: I - нефти; II- газа; III - непромышленные притоки нефти; IV-породы, пропитанные нефтью; V-интенсивные газопроявления; VI - площади, при разведке которых получены отрицательные результаты; VII - скважины, при опробовании которых получены отрицательные результаты; VIII - содержание тяжелых углеводородов в газах, растворенных в подземных водах (для нижней части платформенного чехла); IX - изобары горючих газов, растворенных в подземных водах (для нижней части платформенного чехла).
Площади, перспективные по общегеологическим данным: X, но еще не изученные. Вероятно выявление нефти и газа в юрских, меловых отложениях с возможным увеличением этажа нефтегазоносности за счет появления более древних юрских горизонтов в зоне перехода морских фаций в континентальные; XI - прилегающие к Мегионскому месторождению нефти. Этажи нефтегазоносности: юрские (частично келловейские), келловейские (базальный слой морской толщи) и нижнемеловые отложения; XII - прилегающие к Шаимскому нефтяному и Березовским газовым месторождениям. Этажи нефтегазоносности охватывают юрские (частично келловейские), юрско-валанжинские (базальный слой морской толщи) и предположительно нижнемеловые отложения; XIII - частично разведанные и с установленными нефтепроявлениями. Этажи нефтегазоносности охватывают юрские (частично келловейские), келловейские (базальный слой морской толщи) и валанжинские отложения; XIV - то же. Этажи нефтегазоносности охватывают юрские (частично келловейские) и келловейские (базальный слой морской толщи) отложения. XV - площади с неясными перспективами; XVI - неперспективные площади; XVII - границы Западно-Сибирской низменности; XVIII - контуры положительных структур в платформенном чехле: 1 - Северо-Ямальский вал; 2 - Средне-Ямальский вал; 3 - Шарский вал; 4 - Мордыяхский вал; 5 - Явайский вал; 6 - Верхне-Юрибейский вал; 7 - Водораздельный вал; 8 - Дорофеевский вал; 9 - Малохетский вал; 10 - Южно-Гыданский вал; 11 - Трехбугорный вал; 12 - Яптиксалинский вал; 13 - Таркасалинский вал; 14 - Южно-Ямальский вал; 15 - Средне-Хадуттэйский вал; 16 - Верхне-Хадуттэйская группа поднятий; 17 - Эдей-Харвутский вал; 18 - Нижне-Пурский вал; 19 - Верхне-Пурский вал; 20 - Самбургский вал; 21 - Сидоровский вал; 22 - Красноселькупский вал; 23 - Тазовский вал; 24 - Чатылькинский вал; 25 - Вынгапурский вал; 26 - Пурпейский вал; 27 - Ныдовская группа поднятий; 28 - Ярудейский вал; 29 - Тянловский вал; 30 - Южно-Танловский вал; 31 - Салемальский вал; 32 - Мужинский вал; 33 - Войкарский структурный нос; 34 - Хальмерюйский структурный нос; 35 - Черногорская группа поднятий; 36 - Алясовский вал; 37 - Куноватский вал; 38 - Полуйский вал; 39 - Казымский вал; 40 - Амнинский, 41 - Шеркалинский и 42 - Игримский валы; 43 - Сартыньинский вал; 44 - Мансийский вал; 45 - Сосьвинский вал; 46 - Шухтунгортский вал; 47 - Красноленинский вал; 48 - Тугровский вал; 49 - Ляминская группа поднятий; 50 - Шаимский вал; 51 - Леушинский вал; 52 - Тавдинский вал; 53 - Кузнецовская группа поднятий; 54 - Туртасский вал; 55 - Мало-Туртасский вал; 56 - Салымская группа поднятий; 57 - Пимский и 58 - Чернореченский валы; 59 - Тром-Еганская группа поднятий; 60 - Верхне-Казымская группа поднятий; 61-Ватьеганский вал; 62 - Угутский вал; 63 - Нижне-Вартовская группа поднятий; 64 - Александровский вал; 65 - Окуневский вал; 66 - Пыль-Караминский вал; 67 - Кулынигольский вал; 68 - Комсесеганский вал; 69 - Ожарминский вал; 70 - Комсесский вал; 71 - Орловский вал; 72 - Белоярский вал; 73 - Пайдугинский вал; 74 - Нарымская группа поднятий; 75 - Парабельский вал; 76 - Средне-Васюганский вал; 77 - Ново-Васюганский вал; 78 - Каймысовский вал; 79 - Туйский вал; 80 - Усть-Ишимский вал; 81 - Викуловская группа поднятий; 82 - Кротовская группа поднятий; 83 - Соколовский вал; 84 - Пятково-Комиссаровский вал; 85 - Заводоуковский вал; 86 - Боровлянский вал; 87 - Петропавловский вал; 88 - Большесорокинский вал; 89 - Быструхинский вал; 90 - Октябрьский вал; 91 - Георгиевская группа поднятий; 92 - Старо-Солдатский вал; 93 - Завьяловский вал; 94 - Пологрудовский вал; 95 - Бочкаревский вал; 96 - Межовская группа поднятий; 97 - Тебисский вал; 98 - Большереченский вал; 99 - Михайловский вал; 100 - Купинский вал; 101 - Сладковский, 102 - Грабовский, 103 - Андриановский, 104 - Платовский структурные носы; 105 - Славгородский вал; 106 - Крещенский вал; 107 - Лозинковский структурный нос; 108 - Здвинский вал; 109 - Троицкий вал; 110 - Краснозерский структурный нос; 111 - Каргатский вал; 112 - Кожурлинский вал; 113 - Коченевский структурный нос; 114 - Старицкий вал; 115 - Колпашевская группа поднятий; 116 - Чулымский вал; 117 - Улуюльский вал; 118 - Кемчугский вал; 119 - Казачинский структурный нос; 120 - Усть-Озерный вал; 121 - Верхне-Сымский; 122 - Келлогская группа поднятий; 123 - Больше-Ширтинский вал; 124 - Нижне-Баихский; 125 - Верещагинский вал; 126 - Фарковский вал; 127 - Костровский вал; 128 - Ермаковский вал; 129 - Тобольский вал;
Фундамент низменности
Площади, на которых установлены нефтепроявления: XIX - в палеозойских и XX - в рэт-лейасовых отложениях.