Мясникова Г.П., Шпильман А.В. (ГУП ХМАО НАЦ РН им. В.И.Шпильмана)

В 2001-2002 гг. будет проводиться переоценка потенциальных, прогнозных и перспективных ресурсов нефти и газа Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В 2000 г. коллективом специалистов НАЦ РН ХМАО ( Елисеев В.Г., Мамыкина Л.И., Мухер А.Г., Мясникова Г.П., Пермитина Л.А., Плавник Г.И., Пятков В.И., Судат Л.Г., Судат Н.В., Сулейманова Л.О., Шпильман В.И., Шпильман А.В.) составлено новое нефтегеологическое районирование, результаты которого были доложены в мае 2000 г. на рабочем совещании по переоценке ресурсов нефти и газа и в ноябре на конференции в г. Ханты-Мансийске “Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО”.

Чем же отличается новое нефтегеологическое районирование от принятого в 1991 году? Принципы районирования — выделение границ нефтегазоносных областей районов — остались прежними. Но само районирование проводилось на основе новых карт: структурной по горизонту “Б”, составленной специалистами Научно-аналитического центра (Пятков В.И., Гончарова В.Н. и др.), обобщившими материалы 1000 сейсмопартий и 6500 пробуренных скважин;тектонической центральной части Западно-Сибирской плиты, последняя опубликована в 1998г. ( ред.: В.И. Шпильман, Н.И. Змановский, Л.Л. Подсосова). На тектонической карте впервые было учтено строение трех структурно-тектонических этажей: архей-палеозойского, увязанного со строением горных обрамлений Западно-Сибирского бассейна, промежуточного осадочно-вулканогенного (пермо-триасового) и платформенного осадочного мезозойско-кайнозойского. При выделении границ геоструктурных элементов: геоблоков, сводов, мегапрогибов, котловин и других учитывались планетарные напряжения, пересекающие Западно-Сибирскую плиту. При построениях впервые была применена новая технологическая процедура – восстановление и снятие регионального фона по основному опорному отражающему сейсмическому горизонту Б с использованием карты отклонений фактической структурной поверхности от регионального фона.

При районировании учитывались новые открытия нефти и газа по разрезу и площади, литофациальные особенности пород, выявленные в результате геолого-геофизических работ за последние годы.

Рассмотрим особенности нового нефтегеологического районирования.

Выделены две новые нефтегазоносные области (НГО) и пять новых нефтегазоносных районов.

Красноленинская НГО. Ранее входила в состав Фроловской НГО. Выделение ее в самостоятельную было связано с различием в геологическом строении и размещении залежей на территории западной и восточной частей бывшей Фроловской НГО, которые относятся к разным геоблокам. Красноленинская НГО расположена на территории Зауральского геоблока, в котором значительную роль играют северо-западные простирания тектонических напряжений, продолжение которых на юг контролируется преимущественно каледонскими и салаирскими складчатыми сооружениями. На территории области положительные структуры I порядка занимают большую половину (Красноленинский свод, Сергинская зона поднятий, Шугурская мегатерраса). В неокомском покровном комплексе открыты небольшие по запасам УВ залежи. В готеривское время территория области была наиболее глубокой, снос терригенного материала осуществлялся с Уральской складчатой системы, и клиноформы готерива имеют преимущественно глинистый состав и восточное падение.

Остальная часть Фроловской НГО сохранила старое название, но были внесены коррективы в ее границы. На юго-востоке в состав области был включен Салымский НГР, положение которого на всех предыдущих картах районирования было неустойчивым: его относили то к Фроловской, то к Среднеобской НГО. Сегодня этот район является частью Фроловского геоблока и размещение залежей УВ в разрезе близко к другим районам области. Фроловская НГО приурочена к единому опущенному геотектоническому блоку, который рассматривается как шовная зона.

Особенностью тектонического строения области является преобладание отрицательных структур на ее территории. В пределах Фроловского геоблока основные тектонические напряжения, имеющие субмеридиональное простирание, активно проявляли себя в мезозое и способствовали образованию кавернозно-трещинных коллекторов в карбонатно-глинистых породах верхней юры и низах нижнего мела. Дебиты нефти в этих коллекторах сегодня составляют до 1000 т/с и более (Приразломное месторождение).

В палеозойском разрезе значительную роль играют карбонаты D-С₁ возраста, образующие биогермы, вмещающие скопления нефти (Горелое месторождение). В мезозойском осадочном чехле в неокомском разрезе широко развиты готеривские клиноформы, имеющие падение на запад и вмещающие гигантские и крупные скопления нефти в пластах горизонта А. Высокая концентрация запасов характерна для баженовско — верхнеюрского комплекса.

По-иному оцениваются перспективы нефтегазоносности западной окраины ХМАО. Здесь выделена новая Восточно-Уральская НГО с такими крупными структурами I порядка, как Ляминский мегапрогиб, Висимский мегавал. Ранее эти земли считались бесперспективными и малоперспективными. Такая отрицательная оценка была дана по комплексу гидрогеологических и геологических показателей. Эти территории имели мощность осадочного чехла не более 1–1,5 км, что считалось неблагоприятным для процессов генерации УВ, а подземные воды отличались опреснением и содержанием в растворенных водах кислорода и азота. Предполагалось распространение на этих землях по всему разрезу инфильтрационных вод.

Из всех нефтегазоносных провинций бывшего СССР только в Западно-Сибирском бассейне перспективные земли окружены мало- и бесперспективными землями. Бурение скважин на западной окраине ХМАО, переинтерпретация старых материалов позволили по-новому оценить эту территорию.

Основные перспективы Восточно-Уральской НГО связываются с терригенно-карбонатными палеозойскими, юрскими терригенными отложениями и корами выветривания. Мощности последних на гранитных массивах предполагаются до 100 м и более. Предполагаеся широкое развитие стратиграфических ловушек на бортах прогибов и моноклиналях, перспективных для формирования газовых и нефтяных скоплений. Скважины, пробуренные в Ляминском мегапрогибе, не подтвердили глубокое проникновение инфильтрационных вод, промытость недр, а открытое промышленное месторождение битумов – Маньинское – в C₁t в Тагильском синклинории подтвердило перспективы палеозойских отложений.

Ноябрьский нефтегазоносный район выделен в северной части Среднеобской НГО. Эта часть Среднеобского геоблока резко отличается от всей остальной территории тектоническим строением осадочного чехла, размерами залежей, хотя основной продуктивный комплекс остается неокомским. Она представляет собой две мегатеррасы – Северо-Сургутскую и Северо-Вартовскую, осложненные валами, прогибами.

В Красноленинской НГО, из бывшего Казымского района, выделен новый Сергинский НГР, объединивший Сергинскую зону поднятий, Полуйский свод и Шеркалинский мегапрогиб. Здесь основной продуктивный пласт Ю_2-3, в котором открыты и нефтяные и газовые залежи. Единичные залежи УВ выявлены в абалакской свите, пластах Ю₁₀ (юра) и АС₃ (неоком).

Три новых нефтегазоносных района выделено на востоке территории : Бахиловский, Сабунский, Каралькинский.

Бахиловский НГР выделен как самостоятельный из прежнего Александровского НГР. Раньше эта территория рассматривалась как северное погружение Александровского мегавала. На новой тектонической карте выделен Бахиловский мегавал, который соединяется с Александровским мегавалом Хохряковской мегаседловиной. Территория района осложнена многочисленными планетарными разломами северо-восточного и северо-западного простирания, которые определяют как формирование ловушек, экранированных дизъюнктивами, так и вертиальную миграцию УВ и соответственно большой этаж нефтегазоносности: от кровли ипатовской свиты до плинсбахского яруса в нижней юре, в котором открыто 73 залежи – нефтяные, газонефтяные и газовые.

Западная часть района представляет собой по горизонту Б моноклиналь, погружающуюся в Толькинский мегапрогиб – крупную шовную зону. Граница ХМАО пересекает район, и на территории округа расположена только южная часть НГР (примерно 1/3 площади района).

В Пайдугинской НГО на территории ХМАО ранее выделялся один нефтегазоносный район с одноименным названием. Его границы объединяли и часть земель Томской области, где было открыто одно месторождение – Киевъеганское. Основные месторождения в НГО были открыты в другом – Сильгинском НГР, а залежи выявлены в верхней-средней юре и единичные в неокоме.

Разделение Пайдугинского района на Сабунский и Каралькинский было связано с различной оценкой перспективных объектов – нефтегазоносных комплексов. В Сабунском НГР, объединяющем систему валов (Пыль-Каралькинский, Верхнекаралькинский) и прилегающих к ним прогибов и впадин, основные перспективы нефтегазоносности связаны с юрскими стратиграфическими ловушками и неокомскими клиноформами на склонах мегавалов (перепады глубин в юре составляют 300 м ).

В Каралькинском НГР большую часть площади занимает Каралькинский выступ, меньшую — Касская впадина. Выступ предполагается унаследованным от палеозойского времени. Основные перспективы геологи связывают с рифовыми массивами, органогенными банками барьерного и атоллового типа, формировавшимися в раннем и позднем палеозое. Юрские отложения рассматриваются как перспективные на северном и юго-западном склонах выступа.

В новом нефтегеологическом районировании несколько изменены границы районов и областей : незначительно для Среднеобской, Приуральской, Васюганской НГО; существенно для Фроловской НГО (в связи с разделением на две самостоятельные), Салымского, Сургутского и Уватского, бывшего Тобольского, НГР.