К оглавлению журнала

УДК 553.98:551.762(571.16) © Коллектив авторов, 1997

Седиментационная дифференциация осадочного выполнения Западно-Сибирского бассейна на закономерно чередующиеся песчано-алевритовые и глинистые толщи, а также на более крупные породные комплексы определяет естественные объекты нефтегазогеологической номенклатуры нижнесреднеюрских отложений как Западной Сибири в целом, так и Томской области в частности [1 ].

Расчленение нижней - средней юры на уренгойскую и варьеганскую серии обусловливает выделение двух одноименных нефтегазоносных надкомплексов. Чередование в разрезе стратиграфических горизонтов: песчано-алевритовых - зимнего, шараповского, надояхского, вымского, малышевского (потенциальных резервуаров) и перекрывающих их глинистых - левинского, китербютского, лайдинского, леонтьевского и нижневасюганского (потенциальных экранов) - определяет существование нефтегазоносных комплексов: зимнего, шараповского, надояхского, вымского, малышевского, состоящих из коллекторов и экрана. Резервуары и флюидоупоры одноименны стратиграфическим горизонтам. Латеральные нефтегазогеологические свойства и качества определяются седиментационными особенностями Ямало-Гыданской морской, Обь-Тазовской переходной и Обь-Иртышской континентальной фациальных областей.

Предлагаемая авторами индексация продуктивных пластов в нижней - средней юре Западной Сибири и существующие индексации подробно рассмотрены в работе А.М.Казакова, В.П.Девятова, Л.В.Смирнова и др. (1995). Приведем индексацию для Томской области, принятую томскими геологами [1,2 ], и индексацию, утвержденную на Тюменском стратиграфическом совещании [3 ], а также предлагаемую нами (рис. 1). Наши предложения кратко сводятся к следующему. Поскольку нефтегазоносные резервуары соответствуют стратиграфическим горизонтам и имеют одинаковые с ними названия, перспективные песчаные пласты предлагается индексировать двумя буквами - от названия системы и горизонта (группа пластов зимнего горизонта - ЮЗ, шараповского -ЮШ, надояхского - ЮН, вымского -ЮВ, малышевского - ЮМ). Число песчаных пластов, как правило, неодинаковое для различных фациальных областей и зон, внутри каждого горизонта обозначается нижними индексами (ЮШ_1-3 и т.д.). Для экранирующих горизонтов резервируются индексы нижележащего резервуара с нулем (ЮШ° и т.д.) с дальнейшей нумерацией верхними индексами в случае нахождения в них продуктивных пластов. Погоризонтное хроностратиграфическое ограничение группы продуктивных пластов в пределах резервуара дает возможность осуществлять более обоснованную их корреляцию на базе седиментологических моделей и палеонтологических данных, а также номенклатурную унификацию на территории нефтегазоносных районов, областей, провинций.

Томская область располагается в зоне сочленения Обь-Тазовской переходной (полифациальной) и Обь-Иртышской континентальной областей. Толща нижней юры обычно редуцирована снизу до полного выклинивания на контрастных структурах. Ее мощность колеблется от 0 до 530 м в Нюрольской, от 0 до 435 м в Тымской и от 0 до 500 м в Вездеходной фациальных зонах. С нижнеюрскими отложениями связаны группы пластов ЮЗ, ЮШ, ЮН, или Ю_14-17 (номенклатура томских геологов). Выделяются три нефтегазоносных комплекса:

зимний (зимний резервуар - левинский флюидоупор), шараповский (шараповский - китербютский) и надояхский (надояхский - лайдинский).

Среднеюрские отложения за редким исключением залегают сплошным чехлом. Их мощность составляет: 140-400 м ( Нюрольская зона), 140-340 м (Тымская), 120-260 м (Медведевская), 70-250 м (Нововасюганская), 20-240 м (Назинская), 65-280 м (Средневасюганская), 10-240 м (Лугинецкая), 0-245 м (Парабельская), 160-435 м (Вездеходная), 75-235 м (Пайдугинская), 75-415 м (Ажарминская), 120-370 м (Белоярская) и 60-160 м (Нижнечулымская). К ним приурочены группы пластов ЮВ и ЮМ, или Ю₂-Ю₁₃ (номенклатура томских геологов) . Средняя юра расчленяется на два нефтегазоносных комплекса: вымский (вымский резервуар - леонтьевский флюидоупор) и малышевский (малышевский — нижневасюганский).

Анализ распределения залежей в разрезе нижней - средней юры Томской области (рис. 2) свидетельствует о следующем. Наибольшее число залежей сосредоточено в прикровельных частях нефтегазоносных комплексов, что указывает на их гидродинамическую сообщаемость. В ряде случаев залежи находятся в средних и нижних частях комплексов под локальными покрышками. В приконтактной части осадочного чехла и доюрского фундамента встречаются залежи нефти и газа, коллектором для которых являются дезинтегрированные образования фундамента, а флюидоупор представлен глинистыми породами осадочного чехла. Достаточно четко отмечается наличие единых залежей, заполняющих коллекторы дезинтегрированной части фундамента и прилегающих проницаемых пластов нижнесреднеюрских нефтегазоносных комплексов, находящихся под глинистой покрышкой одного из региональных экранов, реже - под локальными покрышками. Доюрские дезинтегрированные образования рассматриваются как коллекторы, источником нефти, в которых являются глинистые горизонты юры, окружающие выступы.

В основу схемы нефтегазогеологического районирования нижней - средней юры Томской области положены: а) вертикальная и латеральная дифференциация осадочного вещества, которая определяет число нефтегазоносных комплексов и продуктивных пластов, строение каждого из них и перспективы по фациально-генетическим признакам, характер ожидаемых залежей в резервуарах и т.д.; б) геохимические параметры пород и нефти: содержание органического вещества, количество хлороформенного битумоида, битумоидный коэффициент, распределение комплексов порфиринов с ванадилом и никелем, отношение изопреноидов пристана и фитана, максимум содержания нормальных алканов, отношение низко- и высокомолекулярных нормальных алканов, а также отдельных представителей фенантренов, нормальных и изопреноидных алканов.

Для районирования нижнеюрских отложений анализировались литолого-палеогеографические карты двух региональных нефтегазоносных резервуаров -шараповского, надояхского - и двух перекрывающих их региональных экранов (нефтематеринских толщ) - китербютского и лайдинского. Районирование средней юры основывалось на картах вымского, малышевского резервуаров и леонтьевского экрана (нефтематеринской толщи) (см. рис. 1).

Выделенные нефтегазоносные районы различаются по числу перспективных объектов, резкому сокращению мощностей одного из них в зонах выклинивания, тектоническому положению (приуроченность к крупным отрицательным или положительным структурам), общности фациальных обстановок (морских, мелководно-морских, прибрежно-морских, приморских, континентальных) и др.

При районировании нижне-среднеюрских отложений Томской области авторы несколько отступили от традиционного подхода, согласно которому границы нефтегазоносных областей проводятся по днищам впадин (тальвегам). На предлагаемых картах нефтегазогеологического районирования границы крупных районов связываются с погребенными "водораздельными пространствами", с их бортами и зонами выклинивания. Впадины рассматриваются как единые изолированные или полуизолированные бассейны седиментогенеза со сходным набором осадочного выполнения, близкими геохимическими, тектоническими, геотермическими и гидрогеологическими условиями.

Это хорошо согласуется и с региональным строением отложений нижней -средней юры Западно-Сибирской плиты, которые на большей ее части расчленяются на две крупные внутренние единые и с резкими границами толщи, отличающиеся структурно-текстурными и генетическими особенностями. Нижнеюрская толща, приуроченная к понижениям предъюрского рельефа, характеризуется широким развитием песчано-конгломератовых пластов и отвечает начальным этапам формирования нижнеплитного комплекса, эпохе становления основных черт мезозойского седиментационного бассейна и времени существования в областях сноса высокогорного рельефа и многочисленных останцов фундамента среди аккумулятивных равнин. Среднеюрская плащеобразная толща -существенно мелкокластическая с участием флишоидов - связывается с эпохой стабилизации и окончательного оформления юрского седиментационного бассейна, значительной нивелировки горного обрамления и исчезновения внутренних выступов фундамента (Казаков А.М., ДевятовВ.П., Смирнов Л.В., 1995).

Нефтегазогеологическое районирование нижнеюрских отложений. При нефтегазогеологическом районировании нижнеюрских отложений Томской области (рис. 3, А) выделено 11 нефтегазоносных районов, разделенных на 24 нефтегазоносные зоны.

Колтогорско-Нюрольский район охватывает Колтогорский прогиб и Нюрольскую впадину. На этой территории распространены три резервуара: зимний аллювиальный - фрагментарно, шараповский мелководно-морской, прибрежно-равнинный, аллювиальный и надояхский мелководно-морской, прибрежно-равнинный - плащеобразно. Район состоит из трех нефтегазоносных зон: Колтогорской, Черемшанской и Нюрольской.

Тымский район ограничивается главным образом Усть-Тымской впадиной и окружающими ее менее контрастными прогибами. Для этого района характерно площадное развитие шараповского и надояхского резервуаров и фрагментарное - зимнего, в наиболее прогнутых участках впадины. Первый горизонт сложен песчаноалсвритово-глинистыми фациями мелкого моря, второй - мелкого моря и прибрежных равнин, третий -речных долин, озер, болот. Тымский район расчленяется на Тунгольскую, Усть-Тымскую и Колпашевскую нефтегазоносные зоны.

Пайдугинский район приурочен к Пыль-Караминскому и Пайдугинскому валам. Шараповский резервуар в мелководно-морских песчано-алевритово-глинистых фациях пятнисто присутствует только на севере района. Надояхский резервуар отсутствует лишь на отдельных локальных положительных структурах, на севере представлен песчано-алевритово-глинистыми осадками прибрежной равнины, южнее - песчаниками, алевролитами, аргиллитами аллювиальных и озерно-болотных фаций. Пайдугинский район делится на Пульсецкую и Пайдугинскую нефтегазоносные зоны.

Восточный район занимает северовосточную часть Томской области - между Пыль-Караминским и Ажарминским валами, включая Восточно-Пайдугинскую впадину, Тоголикскую котловину, Западно-Белоярский, Нижнеулуюльский прогибы, Владимирский выступ. Район делится на Громовскую, Варгатскую, Вездеходную, Барсуковскую, Тоголикскую нефтегазоносные зоны. В наиболее слабо изученном Восточном районе развиты шараповский и надояхский резервуары, вскрытые редкими скважинами на положительных структурах. Видимо, в наиболее прогнутых впадинах присутствует и зимний резервуар с левинской покрышкой. Шараповский резервуар сложен песчаниками, в меньшей степени алевритовыми и глинистыми осадками мелкого моря, дельт, прибрежных равнин, лагун, речных долин, озер. Надояхский резервуар представлен песчано-алевритово-глинистыми осадками дельтовых комплексов, речных долин, озер и болот.

По степени перспективности нижнеюрских отложений Томская область дифференцирована на участки с перспективами: высокими, выше средних, средними, ниже средних (см. рис. 3, А).

К высокоперспективным землям отнесены: Колтогорско-Нюрольский район, Тунгольская, Усть-Тымская зоны Тымского района и Громовская зона Восточного района.

Нефтегазогеологическое районирование среднеюрских отложений. При нефтегазогеологическом районировании отложений средней юры Томской области (см. рис. 3, Б) выделено 11 нефтегазоносных районов, разделенных на 23 нефтегазоносные зоны. В общем плане нефтегазоносные районы средней юры соотносятся с теми же крупными структурными элементами, что и районы нижней юры. Поэтому в целом они территориально совпадают, имеют одинаковые названия. Иногда границы районов несколько изменяются и в определенной мере разнятся нефтегазоносные зоны.

Колтогорско-Нюрольский район тяготеет к Колтогорскому прогибу и Нюрольской впадине. В этом районе оба резервуара залегают плащеобразно. В вымское время песчано-алевритово-глинистые осадки формировались в эстуарии с подводными возвышенностями, в малышевское — в мелком море также с большим числом подводных возвышенностей. Район подразделяется на четыре нефтегазоносные зоны: Колтогорскую, Черемшанскую, Нюрольскую, Пешеходную.

Молчановский район расположен в юго-западной части внешнего пояса плиты. Вымский резервуар представлен песчаными, алевритовыми и глинистыми фациями речных долин, озер и болот; малышевский - песчаниками, алевролитами, аргиллитами речных долин, озер, болот и прибрежно-морской равнины.

Ажарминский район располагается на юго-западном окончании Ажарминского вала. Мелководно-морские песчаники, алевролиты, аргиллиты вымского резервуара занимают юго-западную периферию района, а малышевского - распространены повсеместно.

По степени перспективности средне-юрских отложений Томская область разделена на участки с перспективами: высокими, выше средних,'средними, ниже средних, низкими (см. рис. 3, Б).

Высокоперспективные земли располагаются в Александровско-Пудинском нефтегазоносном районе.

Нефтегазогеологическое районирование нижне-среднеюрских отложений. Карта нефтегазогеологического районирования нижне- среднеюрских отложений Томской области (см. рис. 3, В) составлена на основе синтеза раздельных карт по нижней и средней юре и соответственно с сохранением тех же принципов районирования. На сводной карте перспективность земель поднимается на ранг выше при равных или близких перспективах в нижне- и среднеюрском нефтегазоносных комплексах.

На карте нефтегазогеологического районирования нижней - средней юры Томской области показано 9 нефтегазоносных районов, разделенных на 19 зон.

Колтогорско-Пудинский высокоперспективный район включает Колтогорский прогиб, Нюрольскую впадину, Александровский, Средневасюганский, Пудинский валы и расчленяется на три нефтегазоносные зоны: высокоперспективные Колтогорско-Нюрольскую и Александровско-Пудинскую, среднеперспективную Пешеходную. В первой зоне развиты все резервуары нижней - средней юры: зимний, шараповский, надояхский, вымский, малышевский; представленные аллювиальными, эстуарными, дельтовыми, прибрежно-равнинными, мелководно-морскими фациями; во второй три верхних, сформировавшихся в мелководно-морских островных, прибрежно-равнинных, лагунных, аллювиальных и озерно-болотных обстановках; в третьей - четыре верхних, возникших в мелководно-морских и озерно-болотных условиях.

Тымский район с перспективами выше средних ограничен Усть-Тымской впадиной. Здесь присутствуют все пять резервуаров: зимний, шараповский, надояхский, вымский и малышевский. Первый резервуар - аллювиально-озерно-болотный, остальные сформировались в мелководном островном море, на прибрежных равнинах. Район делится на три нефтегазоносные зоны: Тунгольскую, Усть-Тымскую, Чунжельскую.

Пайдугинско-Бакчарский средне-перспективный район занимает Парабельский, Пыль-Караминский, Пайдугинский валы и Бакчарскую впадину. Он расчленяется на Парабельскую, Бакчарскую, Колпашевскую, Пайдугинскую, Пульсецкую нефтегазоносные зоны. Во всех зонах, за исключением Бакчарской, развиты три резервуара: надояхский, вымский и малышевский. В Бакчарской зоне присутствует еще и шараповский резервуар. Состав фаций пестрый - от мелководно-морских до аллювиальных и озерно-болотных.

Восточный район с перспективами выше средних располагается на северо-востоке Томской области в пределах Восточно-Пайдугинской впадины, Владимирского выступа, Тоголинской котловины. Он состоит из Громовской, Варгатской и Барсуковской нефтегазоносных зон. В районе повсеместно присутствуют шараповский, надояхский, вымский, малышевский резервуары, в наиболее прогнутых частях - зимний. Они сформировались в аллювиальных, дельтовых, мелководно-морских, лагунных, озерных обстановках.

Площадь развития осадков нижней -средней юры составляет 317 000 км², глубина залегания кровли 2100-3300 м, подошвы 2100-3900 м, мощность от первых десятков метров на поднятиях до 600-800 м в прогибах. Тип OB - сапропелевый, гумусово-сапропелевый и гумусовый, катагенез - на стадиях МК₂-МКз. В составе нижне-среднеюрских отложений регионально развиты нефтегазогенерирующие толщи - аргиллиты китербютского, лайдинского и леонтьевского горизонтов. На резервуары нижней - средней юры совместно с зоной дезинтеграции фундамента на 01.01.93 г. приходится геологических ресурсов 2269,7 млн т условного топлива и извлекаемых ресурсов 841,3 млн т.

Проведенные исследования по стратиграфии, фациям, палеогеографии, геохимии рассеянного ОВ, битумоидов и нефтей, распределению нефтяных и газовых залежей по нефтегазоносным комплексам характеризуют региональный этап в изучении нефтегазоносности нижней - средней юры Томской области.

Выделенные на этой основе высокоперспективные участки, рекомендуемые для постановки первоочередных нефтегазопоисковых работ (рис. 4), требуют дальнейшего, более детального и крупномасштабного сейсмостратиграфического, палеонтологического, литолого-петрографического, фациально-генетического, геохимического и гидрогеологического изучения на уровне пластовых моделирований. Такие работы, с переинтерпретацией сейсмических материалов по программам РЕАПАК, необходимо выполнить в пределах поисковых зон: Верхнеколтогорской, Южно-Черемшанской, Нюрольской, Восточно-Чебачьей, Усть-Тымской, Колпашевской, Бакчарской, Варгатской и в первую очередь на Северо-Чкаловском, Северо-Мыльджинском и Вертикосном участках для подготовки поисковых объектов. Кроме того, следует провести переоценку начальных извлекаемых ресурсов и плотности их распределения на территории Томской области с учетом новых данных по стратиграфии, фациям и геохимии ОВ ее восточных территорий.

1. Егорова Л.И. Геология и критерии нефтегазоносности нижнеюрских отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты (Томская область):Автореф. дис... канд. геол.-минер, наук. - Томск, 1992.

2. Литостратиграфия континентальных отложений нижней и средней юры юго-восточной части Западно-Сибирской плиты/ В.Б.Белозеров, Н.А.Брылина, Е.Е.Даненберг, Н.П.Ковалева // Региональная стратиграфия нефтегазоносных провинций Сибири. - Новосибирск, 1985. -С. 111-119.

3. Решения V Межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины /Под ред. И.И.Нестерова. -Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1991.

Промышленные залежи: 1 - нефтяные, 2 - нефтегазовые, 3 - газовые и газоконденсатные, 4 -единые в зоне контакта чехла и фундамента; непромышленные притоки: 5 - нефти (менее 2 м3 /сут), б - нефти и газа, 7 - газа и газоконденсата, 8 - пленка нефти; 9 - залежь, единая с пластом Ю1; покрышки: 10 -региональные, 11 - зональные и локальные; 12 - граница доюрского фундамента

1 - границы развития отложений; 2 - отсутствие отложений; месторождения: 3 - нефти, 4 -газа и конденсата; непромышленные притоки: 5 - нефти, 6 - газа и конденсата; перспективы нефтегазоносности: 7 - высокие, 8 - выше средних, 9 - средние, 10 - ниже средних, 11 – низкие

Районы, перспективные для подготовки поисковых объектов: 1 -в нижней и средней юре (первоочередные), 2 - в средней юре (первоочередные), 3 — в нижней — средней юре (перспективные); 4 — неизученные земли; 5 — границы поисковых зон; сейсмические работы MOB ОГТ: 6 - региональные по долгосрочной программе, 7 - региональные до 2005 г.; 8 - параметрические скважины; цифры в кружках - поисковые зоны: 1 - Нюрольская, 2 -Южно-Черемшанская, 3 - Верхнеколтогорская, 4 - Восточно-Чебачья, 5 - Усть-Тымская, б - Тунгольская, 7 - Колпашевская, 8 - Варгатская; цифры в квадратах - поисковые участки: 1 - Северо-Чкаловский, 2 - Вертикосный, 3 - Северо-Мыльджинский