ТОПР КУРСОВАЯ РАБОТА ЮВ ЗС

1.

ГЕДЫМИН ГЕРМАН
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ
• ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
• ТЕКТОНИКА
• ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПАРАМТЕРЫ
ПОСТНИКОВА ПОЛИНА
• ФИЗИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКИЙ ОЧЕРК
• ПАЛЕОСТРУКТУРНЫЙ АНАЛИЗ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
• ГРАНИЧНЫЕ ПАРАМЕТРЫ
ЭСКЕРХАНОВА АИША
• ОГЛАВЛЕНИЕ
• ВВЕДЕНИЕ
• ТЕКТОНИКА
• ПАЛЕОСТРУКТУРНЫЙ АНАЛИЗ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
• ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ
• НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
• ПРЕЗЕНТАЦИЯ
2

2.

ОГЛАВЛЕНИЕ
• ОГЛАВЛЕНИЕ
• ВВЕДЕНИЕ
• ФИЗИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКИЙ ОЧЕРК
• ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ
• ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
• ТЕКТОНИКА
• НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
• ПАЛЕОСТРУКТУРНЫЙ АНАЛИЗ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ
ЧАСТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
• ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПАРАМТЕРЫ
• ГРАНИЧНЫЕ ПАРАМЕТРЫ
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
3

3.

ВВЕДЕНИЕ
Цель работы:
• оценка перспективности УВС Юго-Восточной части Западной Сибири;
Задачи работы:
• сбор литературных и фондовых материалов;
• создание базы данных;
• анализ полученных данных;
• создание комплексной таблицы;
• подготовка текста курсовой работы и презентации.
4

4.

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность работы:
Западно-Сибирская нефтегазоносная
мегапровинция в перспективе будет
преобладать в обеспечении сырьевой базы
России, однако стоят острые вопросы о
перспективности отдельных ее территорий, на
которых выявлено наличие
углеводородов. Следовательно, решение этих
вопросов имеет важное значения для
будущих исследований.
Рисунок 1. Схема Западно-Сибирской НГП. (красным выделены конутры изучаемой территории)
Разработал: С.П. Максимов.
URL: 4. Нефтегазоносные провинции России. (studfile.net)
5

5.

ФИЗИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКИЙ ОЧЕРК
• ГЕОГРАФИЧЕСКОЕ ПОЛОЖЕНИЕ
• ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И РЕЛЬЕФ
• КЛИМАТИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ
• ГИДРОГЕОЛОГИЯ
• ВЫВОД
6

6.

ГЕОГРАФИЧЕСКОЕ ПОЛОЖЕНИЕ
Юго-Восточная часть Западной Сибири простирается от
Северо-Минусинской впадины на юге до широтного
направления реки Чулым на севере в пределах 55-58 градусов
северной широты и 89-91 градуса восточной долготы.
Район занимает более 320 тыс. км2 в основном в пределах подзон
средней и южной тайги, а также зоны мелколиственных лесов на
территории Томской области и прилегающих районов
Красноярского края, Кемеровской и Тюменской областей.
Положение на стыке ландшафтных зон
определяет своеобразие природных комплексов территории и
большую динамичность протекающих в них процессов.
Рисунок 2. Геологическая карта Западной Сибири.
Разработал: А.Н.Ласточкин, Л.Н.Розанов.
URL: Атлас структурных карт среза Западно-Сибирской плиты | ИНГГ СО РАН (sbras.ru).
7

7.

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ
СТРОЕНИЕ И РЕЛЬЕФ
Равнина слабо всхолмленна, сильно заболоченна,
с большим количеством озер, наклоненна к
северу. Южную часть Западно-Сибирской
низменности занимают степи.
Развитие современных
процессов рельефообразования юго-востока
Западно-Сибирской равнины результат сложного
взаимодействия эндогенных, экзогенных,
биогенных факторов рельефообразования.
Рисунок 3. Структурная карта Западной Сибири (желтым выделены границы изучаемой территории).
Разработал: А.Э. Контрович и другие.
URL: Западная Сибирь| Геологический портал GeoKniga.
8

8.

КЛИМАТИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ
Современный климат юго-востока
Западной Сибири континентально
циклонический.
Характеризуется
продолжительной холодной зимой
и коротким жарким летом.
Таблица 1. Распределение температур на территории Западной Сибири.
Зима умеренно суровая. Средние
температуры самого холодного
месяца изменяются от -19,2°С до 23,0° С.
Лето теплое, влажное. Средняя
температура июля на юге
территории +18,5°С.
Разработали: Н.М. Новикова и другие.
URL: Болота Западной Сибири. Их строение и гидрологический режим | Геологический портал GeoKniga
9

9.

ГИДРОГЕОЛОГИЯ
• Западная Сибирь характеризуется огромным скоплением
внутренних вод. На равнине протекает несколько тысяч рек,
большая часть из которых относится к бассейну Оби и Карского
моря.
• По гидрогеологическим условиям равнина представляет собой
Западно-Сибирский артезианский бассейн.
• К основной гидрогеологической составляющей юго-восточной части
Западной Сибирской равнины относится левобережная часть
бассейна реки Обь.
10

10.

ВЫВОД
• IIIв. Подзона хвойно-березовых лесов (южная
тайга). Пологоволнистая равнина, сложенная
озерно-аллювиальными и частично
флювиогляциальными песками и суглинками.
• IV. Зона лиственных лесов с серыми лесными
почвами. Плоская пологоволнистая равнина,
сложенная аллювиально-озерными
отложениями.
• V. Зона лесостепи. Преимущественно равнина,
сложенная четвертичными аллювиальноозерными отложениями.
• VI. Зона степей включает Кулундинскую
равнину (на севере) и дельты ложбин древнего
стока (на юге).
• VII. Горная область Кузнецкого Алатау,
покрытая темнохвойными и черневыми
лесами, отнесена к зоне тайги. Она занимает
наиболее возвышенные части с высотами до
2200 м.
Рисунок 4. Карта физико-географических районов Западной Сибири.
Разработал: А.А. Земцов и другие.
URL: Рельеф Западно-Сибирской равнины - Search RSL.
11

11.

ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ
ИЗУЧЕННОСТЬ
• ОБЩАЯ ТАБЛИЦА
• ИТОГИ
Рисунок 5. Западно-Сибирская НГП (красным цветом условно выделены границы изучаемой территории)
Разработал: В.А. Скоробогатов и другие.
URL: ГЕОЛОГИЯ И ГАЗОНЕФТЕНОСНОСТЬ ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ
МЕГАПРОВИНЦИИ (cyberleninka.ru).
12

12.

Год
Исследователь/группа исследователей
Комплекс работ/Вклад
ОБЩАЯ ТАБЛИЦА
Рубеж 30-40-х годов
1930-е
1935
И.М. Губкин
Идея о необходимости ГИС (ГТИ, ПС, КС, БК, ГК, НК, АК, ГГКП, профилеметрия ) и бурения
В.М.Сенюков
Инициатор опорного бурение, разработка плана по заложению скважин
В.Г. Васильев
Геологоразведочная экспедиция в Сургутский и Верхне-Тавдинской районы. Вывод о необходимости детальных
ГРР .
Рубеж 40-50-х годов
1940-е
Н.К.
Байбаков,
И.И.
Малышев,
В.М. Полный цикл ГРР (геофизические работы, параметрическое, поисковое, оценочное, разведочное бурение)
Сенюков, Г.Х. Дикенштейн, Г.Е, Рябухин
И.И. Малышев
1948
Бурение опорных скважин и проведение комплексных ГРР (см.выше) в Тюмени, Барабинске, Колпашево, Тавде,
Б.Н. Мелик- Карамов
Тобольске, Таре, районах в среднем течении рек Кеть, Васюган и Вах, в устье рек Иртыш и Вах.
Бурение Тюменской опорной скважины Р-1. Первая нефтеразведочная экспедиция в Тюмени.
1950
Научно-технический
совет
геологии СССР
Министерства Размещение 26 опорных скважин, региональных сейсмических профилей и проведение поисковых работ в
районе опорных скважин
Рубеж 50-60-х годов
1957
А.П. Бакиров, Н.Н. Ростовцев
Северная часть - перспективная, южная - неперспективная
1958
Вадим Бованенко
Ямало-Ненецкая комплексная геологоразведочная экспедиция
Рубеж 60-70-х годов - открытие месторождений нефти и газа: Заполярное, Губкинское, Самотлорское, Новопортовское, Южно-Балыкское, Правдинское, Мамонтовское
60-е
Фарман Салманов
Открытие нефти в Сургуте
Переломный рубеж
Конец 80-х
1990-2020
Егор Гайдар
Остановка уникальной геологической системы
Геологическая пауза в 30 лет
Таблица 2. Геолого-геофизическая изученность юго-востока Западной Сибири.
Составила Эскерханова А.Р.
13

13.

ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ
Итоги:
Достижения тюменских геологов стали гарантом повышения благосостояния европейских стран, куда
экспортировались большие объемы нефти и газа из нашей страны. если в 1970 году доля топливно-энергетических
ресурсов в структуре экспорта СССР составляла 15,7 %, то в 2008 году уже 67,8 %. Зависимость страны от экспорта
топливо-энергетических ресурсов в пересчете на душу населения с 1970 по 2008 год увеличилась в 280 раз.
Была создана эффективная система, которая, в первую очередь, имела организационную основу, материальную базу,
теоретические замыслы и практическую реализацию.
По темпам освоения, объемам капиталовложений, сложности экономических, научно-технических и социальных
задач Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс не имеет аналогов ни в стране, ни за рубежом. На десятилетия он
занял ведущее место в топливно-энергетическом обеспечении, однако юго-восточные части на данный момент не
являются активно исследуемыми объектами. Интерес к ним пропал и наступила большая пауза.
14

14.

ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ
ХАРАКТЕРИСТИКА
• ДОКЕМБРИЙСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ
• СИЛУРИЙСКАЯ СИСТЕМА
• ВЕРХНИЙ СИЛУР-НИЖНИЙ ДЕВОН
• ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМА
• ЮРСКАЯ СИСТЕМА
• МЕЛОВАЯ СИСТЕМА
• ПАЛЕОГЕНОВАЯ СИСТЕМА
15

15.

ХАРАКТЕРИСТИКА
ЛИТОЛОГОСТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ
ХАРАКТЕРИСТИКА
• На юго-востоке Западно-Сибирской
платформы присутствуют отложения: архейпротерозойского, средне-позднепалеозойского,
мезозойского и кайнозойского возраста. На данный
момент больше всего изучены отложения мезозоя и
кайнозоя.
• Палеозойские отложения преимущественно относят
к фундаменту, а осадочный чехол состоит из
пород мезозоя и кайнозоя.
16

16.

ДОКЕМБРИЙСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ
Докембрийские отложения на данной территории являются частью фундамента и
представлены породами зеленосланцевой, амфиболитовой и гранулитовой фации
метаморфизма. При этом породы зеленосланцевой фации относят к рифейским, в то
время как более метаморфизованные породы к архей-раннепротерозойским.
17

17.

ОТЛОЖЕНИЯ ФУНДАМЕНТА
Верхней частью фундамента на изучаемой территории
являются породы среднего и позднего палеозоя, которые
по своим литологическим характеристикам
соответствуют метаморфизованным вулканогеннообломочным породам.
• Присутствуют сведенья о том, что на юго-востоке
Западно-сибирской платформы породы верхнего
отдела силурийской системы и нижнего отдела
девонской системы, представлены карбонатами с
прослоями эффузивных пород, отложенными в
пределах ньюрольской впадины.
Рисунок 6. Литологическая колонка силур-девонских отложений исследуемой части.
Источник: фотография презентации из лекций по региональной геологии Л.В. Горюновой.
18

18.

СИЛУРИЙСКАЯ СИСТЕМА
• Венлокскиий и лудловский ярусы. Большеичская свита.
Толща является пока наиболее древней частью палеозойского разреза. Стратотип толщи
выявлен в разрезе скв. Майэасская-1 (интервал 3892-3650 м), которыий представлен
покровами основных эффузивов и прослоями туфов. Нижняя граница не вскрыта. Видимая
мощность 209 метров. В составе большеичской свиты доминируют базальтовые порфириты.
19

19.

ВЕРХНИЙ СИЛУР - НИЖНИЙ ДЕВОН
• Пржидольскиий ярус нижняя часть лохковского яруса. Майзасская толща (свита).
Согласно перекрывает большеичскую свиту. Стратотип установлен в разрезе скв. Майзасская-1
(в инт. 3650-3237 м). Свита сложена светло-серыми детритовыми известняками, которые
постепенно выше по разрезу замещаются пелитоморфными серыми известняками, мергелями,
темно-коричневыми глинистыми известняками и аргиллитами, Слои серых и темно-серых
мергелей и аргиллитов распределены в разрезе беспорядочно. Изредка содержатся покров
эффузивов и пласты туфов, количество которых вверх по разрезу постепенно убывает.
20

20.

ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМА
• Лохковский -Пражский ярусы (нерасчлененные). Лесная толща.
Стратотип установлен в разрезе скв. Майзасская-1 в инт. 3237-2809 м. Она согласно
перекрывает отложения майзасской толщи. Неполная мощность составляет 173 м.
Основание свиты керном представлено плохо, однако по каротажным диаграммам и шламу
выявлена пачка глинистых известняков и аргиллитов, чередующихся с силлами диабазов
(инт. 3230-3140 м), В целом разрез сложен черными и темнокоричневыми
пелитоморфными известняками и аргиллитами с единичными покровами эффузивов, на
Малоичской площади аналоги лесной толщи (свиты) вскрыты скв. Малоичская-4 в
интервале глубин 3317-3722 м.
21

21.

ЮРСКАЯ СИСТЕМА
Описание юрских отложений юго-востока
Запападно-Сибирской платформы в
основном сложено данными, полученными
при бурении и последующем изучении
скважин: Восток-1, Восток-3 и Восток-4.
Рисунок 7. Район исследования (на врезке) и фрагмент тектонической карты юрского структурного яруса
Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции [Конторович и др., 2001] с расположением скважин по
которым изучены отложения юры.
Разработали: Л.Г. Вакуленко, Т.П. Аксенова, И.Н. Ельцов, А.Г. Замирайлова, П.А. Ян
URL: toc_apr_10.indd (sibran.ru)
22

22.

ЮРСКАЯ СИСТЕМА
• Синемюрский -плинсбахский яруса. Урманская свита.
Наиболее мощные пачки встретились в скв. Восток-3, где мощность свиты составляет
129 м, и она четко подразделяется на три части: мощныий 100-метровый песчаныий
пласт, 20-метровую алевритоглинистую толщу и 9-метровый верхниий песчаныий пласт.
23

23.

ЮРСКАЯ СИСТЕМА
• Нижняя часть Тоарского яруса. Тогурская свита.
Вскрыта в скв. Восток-1 мощностью 15 м. Она представлена неравномерным
переслаиванием алевролитов, песчаников и аргиллитов. В нижней трети отмечается
пачка с тонким ритмичным переслаиванием мелкоалевритового и глинистого материала с
попеременным преобладанием то одной, то другой фракции. В верхних двух третях грубое переслаивание песчаников мелко-, среднемелко-и мелкозернистых массивных и
аргиллитов алевритистых.
24

24.

ЮРСКАЯ СИСТЕМА
• Нижняя часть Тоарского яруса. Тогурская свита.
Вскрыта в скв. Восток-1 мощностью 15 м. Она представлена неравномерным
переслаиванием алевролитов, песчаников и аргиллитов. В нижней трети отмечается
пачка с тонким ритмичным переслаиванием мелкоалевритового и глинистого материала с
попеременным преобладанием то одной, то другой фракции. В верхних двух третях грубое переслаивание песчаников мелко-, среднемелко-и мелкозернистых массивных и
аргиллитов алевритистых.
25

25.

ЮРСКАЯ СИСТЕМА
• Верхняя часть Тоарского - нижняя часть ааленского яруса. Пешковская свита.
В основной своей части свита представлена группой песчаных пластов, разделенных
алеврито-глинистыми пачками большой мощности, а в верхней части залегает углистоалевритоглинистая пачка. Мощность свиты изменяется в пределах 138-249 м.
26

26.

ЮРСКАЯ СИСТЕМА
• Верхняя часть ааленского -верхняя часть батского яруса. Тюменская свита.
Тюменская свита мощностью 372 м в скважинах Восток-3, 350 м в Восток-4 и 175 м в
Восток-1 представлена чередованием песчаных пластов различноий мощности и
алевритоглинистых, в различной степени углистых, пачек.
27

27.

ЮРСКАЯ СИСТЕМА
• Верхняя часть батского - оксфордский яруса. Наунакская свита.
Толща (верхи верхнего бата-оксфорда), соответствующая васюганскому горизонту,
охарактеризована керном в скважинах Восток-1 и 3. В скв. Восток-3 свита мощностью
77.5 м. Изученные микроскопически терригенные породы наунакской свиты
представлены алевролитами мелкокрупнозернистыми, крупнозернистыми и
алевропесчаниками. Сортировка обломочного материала плохая, реже средняя.
28

28.

ЮРСКАЯ СИСТЕМА
• Верхняя часть оксфордского - нижняя часть бериассового яруса. Марьяновская свита.
Толща, соответствующая георгиевскому и баженовскому горизонтам. В скв. Восток-1 она
имеет мощность 94 м и однородный глинистый состав, нижняя половина ее охарактеризована
керном. В скв. Восток-3 свита мощностью 88 м (треть охарактеризована керном) отличается
наличием в нижней и средней частях разреза участков с существенной долей алевролитов
различной зернистости, реже алевропесчаников и мелкозернистых песчаников. В основании
свиты в скв. Восток-3 отмечена маломощная (0.1 м) барабинская пачка глауконититов.
29

29.

ЮРСКАЯ СИСТЕМА
1 — песчаники;
2 — алевролиты;
3 — аргиллиты;
4 — угли (а), углистые породы (б);
5 — интервалы отбора керна;
6 — доюрское основание.
Рисунок 8. Строение юрских отложений, вскрытых скважинами Восток-1, Восток-3 и Восток-4.
Разработали: Л.Г. Вакуленко, Т.П. Аксенова, И.Н. Ельцов, А.Г. Замирайлова, П.А. Ян
URL: toc_apr_10.indd (sibran.ru)
30

30.

МЕЛОВАЯ СИСТЕМА
• Валанжинский ярус. Куломзинская свита. Тарская свита.
Толща представлена преимущественно глинами с редкими линзами песчаных алевролитов, в
верхней части встречаются песчаные пласты. Мощность свиты от 131 м до 209 м.
Толща залегает согласно на отложения куломзинской свиты. Свита сложена преимущественно
песчаниками с прослоями алевролитов и реже глин. Мощность тарской свиты составляет от 81
м до 180 м.
31

31.

МЕЛОВАЯ СИСТЕМА
• Готеривский-аптский яруса. Киялинская свита.
Залегает согласно на отложениях тарской свиты. Осадки сложены глинами с прослоями
песчаников и алевролитов. Мощность киялинской свиты от 637 м до 836 м.
32

32.

МЕЛОВАЯ СИСТЕМА
• Сеноманский-альпский яруса. Покурская свита.
Представлена чередованием песчаных пластов и алевролито-глинистых пачек.
Мощность отложений от 567 м до 886 м.
33

33.

МЕЛОВАЯ СИСТЕМА
• Туронский ярус. Кузнецовская свита.
Залегает согласно на покурской свите. Свита сложена глинами известковистыми с редкими
линзами алевритов. Мощность свиты от 6 до 21 м.
34

34.

МЕЛОВАЯ СИСТЕМА
• Сантонский-коньякский яруса. Ипатовская свита.
Залегает согласно на отложениях кузнецовской свиты. Свита представлена песчаниками и
алевролитами, прослоями глин. Мощность свиты от 43 м до 104 м.
35

35.

МЕЛОВАЯ СИСТЕМА
• Компанский-сантонский яруса. Славагородская свита.
Сложена преимущественно глинами, иногда с редкими маломощными прослойками
песчаников и алевролитов. Мощность свиты от 39 до 69 м.
36

36.

МЕЛОВАЯ СИСТЕМА
• Маастрихтский ярус. Ганькинская свита.
Залегает согласно славагородской свите и представлена однообразной толщей серых
известняков, глин и мергелей. Мощность отложений 192 м. Данный характер отложений
меловой системы указывает на морскую, мелководную обстановку осадконакопления с
временными привносами грубообломочного материала.
37

37.

ПАЛЕОГЕНОВАЯ СИСТЕМА
Отложения палеогеновой системы залегают несогласно на меловой системе и представлены
талицкой свитой палеоценового возраста и люлинворской, чеганской свитами эоцен
олигоценового возраста. Данные отложения являются морскими глинами.
38

38.

ЛИТОЛОГОСТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ
ХАРАКТЕРИСТИКА
ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА
Рисунок 9. Литологическая колонка осадочного чехла Западно-Сибирской платформы.
Источник: фотография презентации из лекций по региональной геологии Л.В. Горюновой.
39

39.

ТЕКТОНИКА
В тектоническом плане Западная Сибирь является частью молодой Урало-Сибирской
платформы, в строении которой Алтае-Саянская горно-складчатая область представляет собой
аналог щита, а Западно-Сибирская низменность, выполненная мезозойско-кайнозойскими
отложениями, является эпигерцинской молодой платформой.
В строении Западно-Сибирской плиты выделяют три структурных этажа:
1.
Складчатый фундамент состоит преимущественно из отложений рифей–палеозойского
возраста;
2.
Промежуточный, рифтогенныий этаж представлен базальтами и риолитами поздней
перми и раннего триаса, сменяющимися вверх по разрезу терригенными толщами
среднего и верхнего триаса (стратиграфический объем данного комплекса на территории
Западно-Сибирскойплиты различен);
3.
Плитный чехол сложен мезозойско-кайнозойскими, практически недислоцированными
осадочными толщами.
40

40.

ТЕКТОНИКА
На доюрском этапе развития на территории ЗападноСибирской плиты были проявлены четыре
тектономагматических цикла:
– байкальский (рифей);
– салаирский (венд–кембрий);
– каледонский (ордовик–силур):
– герцинский (девон–пермь).
Рисунок 10. Схема тектонического районирования доюрского комплекса Западно-Сибирской плиты
Разработали: Л.Г. Вакуленко, Т.П. Аксенова, И.Н. Ельцов, А.Г. Замирайлова, П.А. Ян.
URL: toc_apr_10.indd (sibran.ru)
41

41.

ТЕКТОНИКА
Рисунок 11. Тектоническая карта Западной Сибири юрского структурного яруса.
Разработали: А.Э.Контрович и другие.
URL: Тектоническая карта юрского структурного яруса Западно-Сибирской
нефтегазоносной провинции | Геологический портал GeoKniga
42

42.

На юго-востоке Западно-Сибирской плиты находятся
следующие тектонические элементы:
Положительные структуры 0 порядка:
1) Куржинская гряда
2) Обь-Васюганская гряда
Положительные структуры 1 порядка:
1. Тибесско-Воробьевский структурный мегомыс.
2. Межовский структурный мегомыс.
3. Калгачский наклонный мегавал.
4. Парабельский наклонный мегавал.
5. Владимировский структурный мегамыс.
6. Казачинский мегавыступ.
7. Верхнекетский мегавыступ.
8. Пайдугинский мегавал.
9. Пыль-Караминский мегавал.
10. Александровский свод.
11. Средневасюганский мегавал.
ТЕКТОНИКА
Рисунок 12. Фрагмент тектонической карты (изучаемая территория) Западной Сибири юрского структурного яруса.
(синие цифры - структуры 0 порядка; белые - 1 порядка).
Разработали: А.Э.Контрович и другие.
URL: Тектоническая карта юрского структурного яруса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции | Геологический портал GeoKniga
43

43.

ТЕКТОНИКА
Рисунок 13. Фрагмент тектонической карты (изучаемая территория) Западной Сибири юрского структурного яруса.
(синие цифры - структуры 0 порядка; белые - 1 порядка).
Разработали: А.Э.Контрович и другие.
URL: Тектоническая карта юрского структурного яруса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции | Геологический портал GeoKniga
Отрицательные структуры 0 порядка:
Тегульдетская мегагемисинеклиза.
Отрицательные структуры 1 порядка:
1) Кетский меговрез.
2) Восточно-Пайдугинская мегавпадина.
3) Киселевский структурный мегазалив.
4) Усть-Тымская мегавпадина.
5) Ньюрольская мегавпадина.
44

44.

ТЕКТОНИКА
Рисунок 14. Фрагмент тектонической карты (изучаемая территория) Западной Сибири юрского структурного яруса.
(синие цифры - структуры 0 порядка; белые - 1 порядка).
Разработали: А.Э.Контрович и другие.
URL: Тектоническая карта юрского структурного яруса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции | Геологический портал GeoKniga
Также на юго-востоке Западно-Сибирской
присутствуют промежуточные структуры:
1) Барабинско-пихтовская мегамоноклиза.
2) Предъенисейская мегамоноклиналь.
Мега- мезо- моноклинали:
1) Владимировская мезомоноклиналь.
2) Северо-Парабельская мегамоноклиналь.
3) Северо-Межовская мегамоноклиналь.
Мега- мезо- седловины:
1) Караминская мегаседловина.
2) Черемшанская мезоседловина.
3) Зайкинская мезоседловина.
4) Чузикско-Чижапская мезоседловина.
45

45.

ПАЛЕОСТРУКТУРНЫЙ АНАЛИЗ ЮГОВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
• ПАЛЕОГЕОГРАФИЯ
• СТРУКТУРНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
• ВЫДЕЛЕНИЕ РАЗРЫВНЫХ ЧАСТЕЙ
46

46.

ПАЛЕОГЕОГРАФИЯ И
ПАЛЕОГЛУБИНЫ МОРЯ
• БЕРРИАС
• ВАЛАНЖИН
• ГОТЕРИВ
• БАРРЕМ
• АПТ
• АЛЬБ
• СЕНОМАН
• ТУРОН
• КАМПАН
• МААСТРИХТ
Рисунок 15. Сейсмогеологический разрез по региональному профилю
(Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция, ЯНАО).
Разработал: А.Э. Контрович и другие.
URL: (PDF) ПАЛЕОГЕОГРАФИЯ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО ОСАДОЧНОГО
БАССЕЙНА В МЕЛОВОМ ПЕРИОДЕ (researchgate.net)
47

47.

ПАЛЕОСТРУКТУРНЫЙ АНАЛИЗ ЮГОВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
• Мезозойские отложения чехла Западно-Сибирской плиты исключительно благоприятны для
образования нефти и газа, концентрации их в крупнейших многозалежных месторождениях.
• Нефтегазоносные горизонты приурочены в основном к отложениям юры, мела.
• Продуктивные горизонты залегают на глубине 0,7–4 км. Уникально высокой
продуктивностью обладает баженовско-абалакский комплекс, в его разрезе преобладают
отложения со сверхнизкой проницаемостью, в его составе баженовская свита и её
возрастные аналоги, сложенные карбонатно-глинисто-кремнистыми породами,
обогащёнными органическим веществом.
• В качестве коллекторов нефти рассматриваются тонкие прослои и линзы карбонатных и
кремнистых образований, а также листоватые и микрослоистые глины. Мощность
нефтеносных слоёв колеблется от 10 м до нескольких десятков метров.
48

48.

БЕРРИАС
Поднятие Сибирской платформы и Алтае-Саянской
складчатой области.
Заполнение осадками глубоководной впадины.
Наиболее активно суша наступала с востока и юговостока.
Начали формироваться широкие области
аккумулятивного шельфа и прибрежной равнины.
Рисунок 16. Палеогеографическая схема Западной Сибири, берриас.
Разработал: А.Э. Контрович и другие.
URL: (PDF) ПАЛЕОГЕОГРАФИЯ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА В МЕЛОВОМ ПЕРИОДЕ (researchgate.net)
49

49.

ВАЛАНЖИН
• В начале валанжина развивалась регрессия моря.
• Регрессия осложнялась кратковременными трансгрессиями.
• В результате лавинной седиментации происходила дальнейшая градация клиноформного
комплекса вглубь бассейна, что приводило к быстрому продвижению на запад аккумулятивного
склона и значительному изменению конфигурации областей мелкого и глубокого моря в течение
века.
• В валанжинский век в результате общего обмеления бассейна его глубина не превышала 400 м.
• Рельеф Урала в валанжинское время представлял собой выровненную слаборасчлененную
поверхность.
50

50.

ВАЛАНЖИН
Для раннего валанжина выделены следующие палеогеографические области:
— глубокое море глубиной 200—400 м;
— мелкое море глубиной 100—200 м;
— мелкое море глубиной 25—100 м;
— мелкое море глубиной меньше 25 м;
— внутренние, пресные, временами засолонявшиеся водоемы;
— равнина прибрежная, временами заливавшаяся морем;
— равнина денудационно-аккумулятивная;
— равнина возвышенная, денудационная;
— горы низкие.
Рисунок 17. Палеогеографическая схема Западной Сибири, ранний валанжин.
Разработал: А.Э. Контрович и другие.
URL: (PDF) ПАЛЕОГЕОГРАФИЯ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА В МЕЛОВОМ ПЕРИОДЕ (researchgate.net)
51

51.

ВАЛАНЖИН
• Происходило опреснение бассейна.
• К концу позднего валанжина акватория Западно-Сибирского моря уменьшилась и составила
2150 тыс. км2. Это было обусловлено продолжающимся интенсивным поступлением
осадочного материала с Сибирской платформы и Алтае-Саянской складчатой области.
• В это время активно воздымались горные обрамления бассейна.
52

52.

ВАЛАНЖИН
Для позднего валанжина Западной Сибири на карте
выделены следующие палеогеографические области:
— глубокое море глубиной 200—400 м;
— мелкое море глубиной 100—200 м;
— мелкое море глубиной 25—100 м;
— мелкое море глубиной меньше 25 м;
— внутренние пресные, временами засолонявшиеся
водоемы;
— равнина прибрежная, временами заливавшаяся морем;
— равнина денудационно-аккумулятивная;
— равнина возвышенная, денудационная;
— горы низкие.
Рисунок 18. Палеогеографическая схема Западной Сибири, поздний валанжин.
Разработал: А.Э. Контрович и другие.
URL: (PDF) ПАЛЕОГЕОГРАФИЯ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА В МЕЛОВОМ ПЕРИОДЕ (researchgate.net)
53

53.

ГОТЕРИВ
• В готеривском веке в областях размыва начинают интенсифицироваться процессы
химического выветривания.
• Море отступало, оставляя после себя опресненные водоемы.
• Площадь акватории Западно-Сибирского моря в готеривское время сократилась до 1875 тыс.
км2.
• В готеривский век произошло выравнивание и сглаживание рельефа южного и юговосточного обрамления плиты.
54

54.

ГОТЕРИВ
Для готеривского века на территории Западно-Сибирской
плиты выделены следующие палеогеографические области:
— глубокое море глубиной 200—400 м;
— мелкое море глубиной 100—200 м;
— мелкое море глубиной 25—100 м;
— мелкое море глубиной меньше 25 м;
— внутренние пресные, временами засолонявшиеся
водоемы;
— равнина прибрежная, временами заливавшаяся морем;
— равнина низменная аккумулятивная;
— равнина денудационно-аккумулятивная;
— равнина возвышенная, денудационная;
— горы низкие.
Рисунок 19. Палеогеографическая схема Западной Сибири, готерив.
Разработал: А.Э. Контрович и другие.
URL: (PDF) ПАЛЕОГЕОГРАФИЯ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА В МЕЛОВОМ ПЕРИОДЕ (researchgate.net)
55

55.

БАРРЕМ
• В барремском веке закончился крупный юрско-неокомский трансгрессивно-регрессивный
седиментационный цикл. В результате компенсированного заполнения бассейна осадками,
море обмелело.
• Характерно развитие обширных низменных аккумулятивных равнин. Их образование
происходило в зонах перехода прибрежных равнин к возвышенным.
• Общая площадь денудационно-аккумулятивных равнин в барреме составила 440 тыс. км2.
56

56.

БАРРЕМ
Для барремского века на территории Западно-Сибирской
плиты выделены следующие палеогео-графические
области:
— мелкое море глубиной 25—100 м;
— мелкое море глубиной меньше 25 м;
— внутренние пресные, временами засолонявшиеся
водоемы;
— равнина прибрежная, временами заливавшаяся морем;
— равнина низменная аккумулятивная;
— равнина денудационно-аккумулятивная;
— равнина возвышенная, денудационная;
— горы низкие.
Рисунок 20. Палеогеографическая схема Западной Сибири, баррем.
Разработал: А.Э. Контрович и другие.
URL: (PDF) ПАЛЕОГЕОГРАФИЯ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА В МЕЛОВОМ ПЕРИОДЕ (researchgate.net)
57

57.

АПТ
• Раннеаптской трансгрессией начался новый, апт-неогеновый трансгрессивно-регрессивный
седиментационный цикл, равноценный по рангу предыдущему, юрско-неокомскому.
• Трансгрессия привела к существенному расширению (до 1060 тыс. км2) области
опресненного мелководно-морского бассейна.
• Основные источники сноса (Енисейский кряж, Туруханский выступ Сибирской платформы,
Алтай, Саяны) по-прежнему оставались на востоке и юго-востоке.
• В раннем апте существовали две изолированные области мелкого моря.
• В отдельные периоды трансгрессий эти водоемы объединялись в один крупный, по площади
превышающий 1700 тыс. км2.
• Осадки формировались в многочисленных озерах и болотах, в руслах и дельтах рек, в
лагунно-прибрежных обстановках. Денудационно-аккумулятивная равнина примыкала к
бассейну на юго-западе в районе
58

58.

АПТ
Для раннеаптского времени на территории ЗападноСибирской плиты выделены следующие
палеогеографические области:
— мелкое море глубиной 25—100 м;
— мелкое море глубиной меньше 25 м;
— равнина прибрежная, временами заливавшаяся
морем;
— равнина низменная аккумулятивная;
— равнина денудационно-аккумулятивная;
— равнина возвышенная, денудационная;
— горы низкие.
Рисунок 21. Палеогеографическая схема Западной Сибири, ранний апт.
Разработал: А.Э. Контрович и другие.
URL: (PDF) ПАЛЕОГЕОГРАФИЯ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА В МЕЛОВОМ ПЕРИОДЕ (researchgate.net)
59

59.

АПТ
• В областях сноса усилилась интенсивность эрозионных процессов и стало преобладать
физическое выветривание.
• В позднем апте началась регрессия морского бассейна.
• В это время зародилась новая речная сеть Западно-Сибирской палеоравнины.
• Приближение суши и усиление тектонической активности в областях сноса — главные
причины накопления на большей части территории Западно-Сибирского бассейна
грубообломочных, преимущественно песчаных и песчано-алевритовых отложений.
• Низменная аккумулятивная равнина с разнообразными аллювиальными, озерноаллювиальными и озерно-болотными ландшафтами в позднем апте занимала огромную
территорию, более чем в 1700 тыс. км2. Территория, занятая денудационной возвышенной
равниной и низкими горами, оставалась в прежних с ранним аптом границах.
60

60.

АПТ
На территории Западно-Сибирской плиты для позднего
апта выделены следующие палеогеографические
области:
— мелкое море глубиной меньше 25 м;
— равнина прибрежная, временами заливавшаяся
морем;
— равнина низменная аккумулятивная;
— равнина денудационно-аккумулятивная;
— равнина возвышенная, денудационная;
— горы низкие.
Рисунок 22. Палеогеографическая схема Западной Сибири, поздний апт.
Разработал: А.Э. Контрович и другие.
URL: (PDF) ПАЛЕОГЕОГРАФИЯ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА В МЕЛОВОМ ПЕРИОДЕ (researchgate.net)
61

61.

АЛЬБ
• Область морского осадконакопления в результате обширной региональной трансгрессии
значительно увеличилась.
• Глубины палеоморя возросли.
• В альбе глубина Западно-Сибирского моря в центральной его части увеличилась до 100 м.
Площадь прибрежной равнины, временами заливавшейся морем, значительно увеличилась
и достигла почти 790 тыс. км2.
• Низменная аккумулятивная равнина сохранилась преимущественно на юго-востоке
Западной Сибири, а также в Енисей-Хатангском прогибе и в районе Таймыра. В районе
Южного Урала, Северного Казахстана и на юге Таймыра по-прежнему сохранялись
денудационно-аккумулятивные равнины. Территория, занятая денудационной возвышенной
равниной и низкими горами, оставалась практически в прежних с поздним аптом границах.
62

62.

АЛЬБ
Для этого времени на карте выделены следующие
палеогеографические области:
• — мелкое море глубиной 25—100 м;
• — мелкое море глубиной меньше 25
• — равнина прибрежная, временами заливавшаяся
морем;
• — равнина низменная аккумулятивная;
• — равнина денудационно-аккумулятивная;
• — равнина возвышенная, денудационная;
• — горы низкие
Рисунок 23. Палеогеографическая схема Западной Сибири, альб.
Разработал: А.Э. Контрович и другие.
URL: (PDF) ПАЛЕОГЕОГРАФИЯ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА В МЕЛОВОМ ПЕРИОДЕ (researchgate.net)
63

63.

СЕНОМАН
Время завершения региональной регрессии. В связи с новыми энергичными тектоническими
подвижками рельеф в обрамлении Западно-Сибирской плиты стал более расчлененным.
Регрессия привела к обмелению бассейна и сокращению его площади до 1290 тыс. км2. Вдоль
Палеоурала появились палеогеографические области аккумулятивных и прибрежных равнин,
временами заливавшихся морем. На южных и юго-восточных границах Западно-Сибирской
плиты образовалась узкая полоса (шириной до 50 км) денудационно-аккумулятивной
равнины.
64

64.

СЕНОМАН
• Для этого времени на территории Западно-Сибирской
плиты выделены следующие палеогеографические
области:
• — мелкое море глубиной меньше 25 м;
• — равнина прибрежная, временами заливавшаяся
морем;
• — равнина низменная аккумулятивная;
• — равнина денудационно-аккумулятивная;
• — равнина возвышенная, денудационная;
• — горы низкие.
Рисунок 24. Палеогеографическая схема Западной Сибири, сеноман.
Разработал: А.Э. Контрович и другие.
URL: (PDF) ПАЛЕОГЕОГРАФИЯ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА В МЕЛОВОМ ПЕРИОДЕ (researchgate.net)
65

65.

ТУРОН
• С раннего турона начинается формирование очередного
регионального флюидоупора — глин кузнецовской свиты.
• В областях сноса интенсивно протекали процессы
выветривания.
• Началась довольно продолжительная эпоха относительного
тектонического покоя и выравнивания рельефа,
сопряженная с финальными фазами крупной (планетарной)
верхнемеловой трансгрессии, завершившейся в маастрихте.
• Почти на всей территории плиты установился режим
морской седиментации.
• Площадь акватории Западно-Сибирского моря увеличилась
до 2740 тыс. км2. Аккумулятивный континентальный
ландшафт, который сохранялся на юго-востоке бассейна и
на западе Енисей-Хатангского прогиба, представлял собой
озерно-аллювиальную, местами заболоченную равнину.
Рисунок 25. Палеогеографическая схема Западной Сибири, турон.
Разработал: А.Э. Контрович и другие.
URL: (PDF) ПАЛЕОГЕОГРАФИЯ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА В МЕЛОВОМ ПЕРИОДЕ (researchgate.net)
66

66.

КАМПАН
• В кампанское время произошло углубление бассейна,
продолжали господствовать мелководно-морские
обстановки с нормальной соленостью вод.
• Ландшафт прибрежной равнины, временами
заливавшейся морем, в кампане существовал в основном
на юго-востоке бассейна. Узкие области прибрежной
равнины существовали также на востоке бассейна, вокруг
Таймырской суши, и на севере окаймляли острова Новой
Земли.
Рисунок 26. Палеогеографическая схема Западной Сибири, кампан.
Разработал: А.Э. Контрович и другие.
URL: (PDF) ПАЛЕОГЕОГРАФИЯ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА В МЕЛОВОМ ПЕРИОДЕ (researchgate.net)
67

67.

МААСТРИХТ
• Произошла регрессия моря, которая сопровождалась
обмелением бассейна, расширением области
прибрежных равнин, в которые периодически
ингрессировал морской бассейн.
• Большую часть Западно-Сибирского бассейна занимал
неглубокий морской бассейн.
• Области денудационной возвышенной равнины на
востоке остались практически в прежних границах.
Северная часть Урала испытала воздымание, и его
контуры приобрели прежний докампанский облик.
• В областях сноса отмечалось ослабление процессов
химического выветривания.
Рисунок 27. Палеогеографическая схема Западной Сибири, маастрихт.
Разработал: А.Э. Контрович и другие.
URL: (PDF) ПАЛЕОГЕОГРАФИЯ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА В МЕЛОВОМ ПЕРИОДЕ (researchgate.net)
68

68.

СТРУТУРНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
• Юрские структуры.
В структурном плане подошвы юры (кровля доюрского основания) выделяется 8
положительных структур. Основная их локализация на северо-северо-западе
исследуемой территории, за исключением Игольско-Талового и Западного
Карайского поднятий. Cамая крупная Моисеевская структура, находится на севере
района и вытянутая в субмеридианальном направлении. В пределах Крапивинской
площади в рельефе подошвы юры выделяются три поднятия. В кровле юры эти три
поднятия объединяются в единую Крапивинскую структуру. В восточной части
территории фиксируется региональное погружение в направлении осевой части
Нюрольской мегавпадины.
69

69.

СТРУТУРНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
• Меловые структуры.
Структурный план кошайской пачки алымской свиты в региональном масштабе
подобен нижележащим горизонтам. Крапивинское поднятие имеет изометрическую
форму и большую площадь. Наиболее погруженные участки расположены на северовостоке в Нюрольской мегавпадине. Рельеф кровли кузнецовской свиты имеет
принципиальную геометрию. В региональном плане территория исследований
представляет собой моноклиналь, погружающуюся в северном направлении. В
сравнении с нижележащими горизонтами амплитуды структур значительно
уменьшаются. Тем неменее Крапивинское поднятие все так же выделяется в рельефе
кузнецовской свиты и сохраняет свои прежние очертания.
70

70.

СТРУТУРНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
• Юрский и неокомский этапы развития территории являются важнейшими
для формирования локальных структур в рельефе подошвы баженовской
свиты.
• В мезозое и кайнозое происходили принципиально разные региональные
тектонические движения. В мезозое тенденцию к относительному росту
испытывала северо-западная часть исследуемой территории, в пределах
которой расположен Каймысовский свод, а эпицентр прогибания
располагался на востоке и юго-востоке – в Нюрольской мегавпадине. В
кайнозое тенденцию к росту испытывали юго-восточные, приближенные к
обрамлению Западной Сибири, районы и территория погружалась в северозападном направлении.
• Важным моментом является то, что в титонском палеорельефе доюрского
основания в пределах Крапивинской площади не выделяется
положительных структур, что илюстрирует как карта толщин юрских
отложений, так и палеоразрез по сейсморазведочному профилю №811807.
Рисунок 28. Серия палеоразрезов по профилю № 811807
Разработал: А.Э. Контрович и другие.
URL: (PDF) ПАЛЕОГЕОГРАФИЯ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА В МЕЛОВОМ ПЕРИОДЕ (researchgate.net)
71

71.

ВЫДЕЛЕНИЕ РАЗРЫВНЫХ НАРУШЕНИЙ
• Для выявления разрывных нарушений был
проведен анализ временных разрезов:
разломы выделялись по смещению осей
синфазности отражающих горизонтов,
снижению когерентности волн и падению их
амплитуд на локальных участках разреза.
• На рис. 28 приведен фрагмент временного
разреза, на котором исключены низкие по
модулю амплитуды. На разрезе отчетливо
выделяются линейные, субвертикальные
зоны, соответствующие разрывным
нарушениям (см. рис. 28). Для увязки
разломов в плане использовались карты
градиентов поверхности отражающего
горизонта IIа и карты коэффициентов
подобия рельефа с типовыми
Рисунок 29. Фрагмент временного разреза, пересекающего Крапивинскую площадь, после фильтрации низких по
модулю амплитуд.
геоморфологическими формами.
Разработал: А.Э. Контрович и другие.
URL: (PDF) ПАЛЕОГЕОГРАФИЯ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА В МЕЛОВОМ ПЕРИОДЕ (researchgate.net)
72

72.

• В течение мелового периода сформировались главные
резервуары, в которых аккумулировались
углеводородные флюиды в Западно-Сибирском
нефтегазоносном бассейне.
• Информация о палеогеографии мела и строении
резервуаров нефти и газа в меловом комплексе в
сочетании с информацией о нефтегазопроизводящих
свитах юры, в первую очередь баженовской свите,
распределении в них рассеянного органического
вещества и его генетических типах, уровне
катагенетической преобразованности, а также о мелкайнозойской пликативной и дизъюнктивной
тектонике является базой для выделения
нефтегазовых систем в осадочном чехле ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна,
районирования его территории по перспективам
нефтегазоносности и количественной оценки
перспектив.
ВЫВОД
Таблица 3. Площади палеографических областей мелового периода Западной Сибири.
Разработал: А.Э. Контрович и другие.
URL: (PDF) ПАЛЕОГЕОГРАФИЯ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА В МЕЛОВОМ
ПЕРИОДЕ (researchgate.net)
73

73.

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
• ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
• ТОМСКАЯ ОБЛАСТЬ
• КАЙМЫСОВСКАЯ НГО
• ВАСЮГАНСКАЯ НГО
• ПАЙДУГИНСКАЯ НГО
• ПРЕДЪЕНИСЕЙСКАЯ НГО
• ЕЛОГУЙ-ТУРУХАНСКАЯ НГО
• ВЫВОДЫ
Рисунок 30. Фрагмент карты НГП Западной Сибири (красным цветом условно выделена область изучения).
URL: Карта нефтегазогеологического районирования западной сибири (darminaopel.ru)
74

74.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
• Самой интересной, исследованной и перспективной с точки зрения нефтегазоносности на
территории юго-восточной части Западной Сибири можно считать - Томскую область.
• Нефтегазоносный доминант-комплекс в области исследования – юрский: залежи УВ распределены
по всему разрезу проницаемой части юры и на 60 % ее территории; нефтяные скопления в
баженовской свите– исключение промышленная мельчайшая залежь и нефтепроявления на
Саймовской и Восточно-Моисеевской площадях в Колтогорском мегапрогибе, где БС изолирована
от поровых коллекторов глинистыми перемычками от 5 до 10 м, а геотемпературы в кровле юры
превышают 95 °С; недостаточное содержание РОВ (менее 7 %) не позволило образоваться
скоплениям баженовской нефти собственно в БС.
• наибольший диапазон газо- и нефтеносности (от НГЗК до неокома) наблюдается на юго-востоке
Васюганской области и в восточной части Нюрольской впадины: залежи типа газоконденсатных,
газоконденсатнонефтяных и нефтегазоконденсатных, кроме чисто газовых, существование
которых здесь генетически запрещено (температуры 60 градусов и более, длиннопламенные и
газовые – в низах юры – угли, градации катагенеза МК1-МК2).
75

75.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
• скопления УВ в неокомских горизонтах ТО развиты только на разломных структурах – везде, кроме
Нижневартовского свода, где в неокоме залегают нефти (из глинистых пластов – генераторов
валанжина); нет разломов – нет УВ-скоплений выше юрского комплекса;
• в восточных районах (Пылькараминский мегавал, Ажарминский свод и др.) месторождения УВ
отсутствуют, хотя в низах юры фиксируются газопроявления; здесь отсутствует БС, опесчанен разрез
тюменской свиты и др., пласты углей не перекрыты покрышками: свободная дегазация недр.
• по суммарным выявленным запасам УВ резко превалирует верхнеюрский подкомплекс (гор. Ю1 –
более 80 %).
Таблица 4. Извлекаемые запасы нефти и газа крупнейших месторождений с залежами УВ
в породах юры (выборочно).
Составлена В.А. Скоробогатовым, В.Н. Ростовцевым, М.С. Паровинчаком.
URL: ГЕОЛОГИЯ И ГАЗОНЕФТЕНОСНОСТЬ ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ
МЕГАПРОВИНЦИИ. ИТОГИ СЕМИ ДЕСЯТИЛЕТИЙ ИССЛЕДОВАНИЙ (1951-2020 ГГ.). ПРОБЛЕМЫ И
ПЕРСПЕКТИВЫ (cyberleninka.ru)
76

76.

ТОМСКАЯ ОБЛАСТЬ
• в пределах ТО выделяются
Каймысовская нефтеносная и
Васюганская нефтегазоносная
области.
• большинство месторождений
расположено в пределах сводов и
мегавалов, немногие во впадинах
и прогибах.
• по состоянию на 2020 год всего
открыты 137 месторождений: в
том числе 119 чисто нефтяных, 12
типа нефтегазоконденсатных и
газоконденсатонефтяных, 6
газоконденсатных.
Рисунок 31. Карта размещения месторождений УВ в ТО.
Составлена В.А. Скоробогатовым, В.Н. Ростовцевым, М.С. Паровинчаком
URL: ГЕОЛОГИЯ И ГАЗОНЕФТЕНОСНОСТЬ ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ МЕГАПРОВИНЦИИ. ИТОГИ СЕМИ
ДЕСЯТИЛЕТИЙ ИССЛЕДОВАНИЙ (1951-2020 ГГ.). ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ (cyberleninka.ru)
77

77.

КАЙМЫСОВСКАЯ НГО
• Область связана с двумя сближенными сводами - Верхнедемьянским и Каймысовским,
составляющим южную часть Хантейской антеклизы.
• Общая площадь области -32 тыс. Км2.
• Главный продуктивный подкомплекс - верхнеюрский.
• В пределах Верхнедемьянского района открыто четыре нефтяных месторождения:
Тайлаковское (№ 60) с залежью в пласте КЬ, Урненское и Усановское (№ 62 и 63) с
залежами в горизонте K и Ай-Яунское (№ 61), в котором получен приток нефти из кровли
покурской свиты (сеноман). Ай-Яунское месторождение мелкое по запасам.
• На Каймысовском своде открыто семь нефтяных месторождений. Все они однозалежные
(пласт Ю) васюганской свиты.
78

78.

КАЙМЫСОВСКАЯ НГО
• Нефть по составу тождественна нефтям Тазовского и Русского нефтегазовых
месторождений (плотность 0,963 г/см3, начало кипения 247° С, по составу фракции 250-445°
С нефть ароматически-нафтеновая. (Верхнедемьянский свод).
• Нефти неокома имеют плотность 0,8-0,87 г/см3, по составу они нафтеново-метановые.
• Факт получения нефти из сеноманского резервуара в области, где апт-сеноманский комплекс
неперспективен, свидетельствует о том, что процессы нефтегазообразования в нем
протекали не только в северных, но и в центральных районах, хотя, вероятно, и менее
энергично.
• Залежи Урненского и Усановского месторождений структурно-литологические и связаны с
выклинивающимися к вершинам куполков верхнеюрскими базальными песчаниками.
79

79.

КАЙМЫСОВСКАЯ НГО
Результаты пиролиза показывают, что ранне-и среднепалеозойские
породы, которые первоначально представляли собой неплохие
НГМП, к настоящему времени исчерпали генерационный
потенциал.
Таблица 5. Некоторые результаты пиролитических исследований доюрских пород из
скважин западной части Каймысовской нефтегазоносной области.
Составлена В.А. Скоробогатовым, В.Н. Ростовцевым, М.С. Паровинчаком.
URL: ГЕОЛОГИЯ И ГАЗОНЕФТЕНОСНОСТЬ ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ
МЕГАПРОВИНЦИИ. ИТОГИ СЕМИ ДЕСЯТИЛЕТИЙ ИССЛЕДОВАНИЙ (1951-2020 ГГ.).
ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ (cyberleninka.ru)
Рисунок 32. Фотография керна и диаграммы нефтегазогенерационных характеристик раннесреднепалеозойских пород Северо-Тамаргинской площади.
Составили: Сидоров Д.А., Сокольникова А.А., Рязанова Т.А..
URL: 8_2021.pdf (ngtp.ru)
80

80.

КАЙМЫСОВСКАЯ НГО
Рисунок 33. Фотография керна и диаграммы нефтегазогенерационных характеристик
доюрских пород Усть-Тегусской площади.
Составили: Сидоров Д.А., Сокольникова А.А., Рязанова Т.А..
URL: 8_2021.pdf (ngtp.ru)
Привлекают внимание алевритистые и кремнистые
аргиллиты, вскрытые в доюрском интервале на
Усть-Тегусской и Перестроечной площадях.
На Усть-Тегусской площади чёрные, буроваточёрные аргиллиты и алевролиты залегают в
верхней части доюрского разреза на органогеннообломочных известняках возраст которых
соответствует раннему карбону.
На эрозионном контакте доюрских
алевроаргиллитов с вышележащими
среднеюрскими отложениями происходит резкий
скачок значений Tmax от 418-430 до 435-4550С, что
позволяет располагать их в разрезе ниже подошвы
юрского интервала.Предполагаемый возраст
рассматриваемых отложений находится в интервале
позднего палеозоя-триаса.
81

81.

КАЙМЫСОВСКАЯ НГО
Рисунок 33. Фотография керна и диаграммы нефтегазогенерационных характеристик
доюрских пород Усть-Тегусской площади.
Составили: Сидоров Д.А., Сокольникова А.А., Рязанова Т.А..
URL: 8_2021.pdf (ngtp.ru)
Средние значения параметров пиролиза
Усть-Тегусской площади: ТОС -3,64%, S2 -5 мг/г, HI
-106 мгНС/гТОС; их генерационный потенциал
умеренно-хороший; по Tmax - 447 градусов их
зрелость - начало главной фазы нефтегенерации.
Схожие значения параметров установлены для
доюрских отложений на Перестроечной площади:
удовлетворительный и хороший генерационный
потенциал (средние значения ТОС -4,31%, S2 -5,3
мг/г, HI -156 мгНС/гТОС) и зрелость на уровне
начала главной фазы нефтегенерации. Средние
значения показателя Tmax - 4420С примерно на
200С выше, чем для юрских отложений.. Причём в
интервале триаса наблюдается тенденция
увеличения значений Tmax снизу вверх, что можно
связать с тепловым воздействием перекрывающих
вулканических пород
82

82.

КАЙМЫСОВСКАЯ НГО
• на западе Каймысовской НГО нижне- и среднепалеозойские породы подверглись
значительному метаморфизму, вследствие чего практически полностью утратили
возможность генерировать УВ.
• триасовые и, возможно, позднепалеозойские толщи содержат глинистые НГМП,
обладающие хорошим и умеренным потенциалом для генерации УВ.
• на большей части территории триасовые НГМП катагенетически преобразованы до уровня
главной зоны нефтяного окна и генерируют жидкие УВ.
• на меньшей части территории катагенез триасовых пород соответствует стадии
газогенерации.
• значительную роль в образовании УВ в триасовых ГНМП играет тепловое воздействие
очагов магматизма.
• триасовые НГМП способны генерировать как жидкие, так и газообразные УВ и могли быть
источниками формирования нефте-газо-конденсатных залежей, нетипичных для
рассматриваемой территории.
83

83.

ВАСЮГАНСКАЯ НГО
• Границы Васюганской области определяются контурами региональной зоны поднятий,
которая протягивается с севера на юг и юго-восток (в форме дуги, выпуклой к западу) на
500 при средней ширине 100-120 км.
• Включает Вахский НГР, Васюганский НГР и Пудинский НГР.
• В области известно около 50 месторождений, антиклинального типа, среди них такие как:
Северное, Вахское, Хохряковское, Северо-Хохряковское, Мыльджинское, Лугинецкое.
• В разрезах мезозоя–кайнозоя преобладают прибрежно–морские и континентальные
отложения.
• В сумме ресурсов преобладают нефтяные углеводороды (60%). Нефтегазоносность
установлена в палеозое, юре и верхнем меле, но главным является васюганский комплекс.
84

84.

ВАСЮГАНСКАЯ НГО – ВАХСКИЙ НГР
• Включает Александровский мегавал, Окуневскую седловину.
• Залежи преимущественно в юрских отложениях, на севере – в меловых.
• В разрезе К1 – К2 выявлено 11 залежей нефти и газа.
• В бериас-валанжинском комплексе пласты БВ16, БВ10-11, БВ7, БВ6 – залежи нефтяные
пластовые литологически экранированные.
• В готерив–аптском комплексе пласты АВ4-5, АВ2-1 и ПК14-15 – залежи нефти и газа.
• В турон-сантонском комплексе (пласт И2-3) газовая массивная залежь.
• Вахское нефтяное месторождение (1965). Приурочено к трехкупольной структуре в
центральной части Александровского мегавала. Месторождение многопластовое (17
залежей в песчаниках J3 и J2). Залежи пластовые сводовые и пластовые литологически
экранированные. Наибольшая по площади и запасам залежь Северо-Вахская (Ю1+2+3) Qн
из J3 от 0,6 до 78,2 т/с, из J2 от 2 до 28 т/с.
85

85.

ВАСЮГАНСКАЯ НГО – ВАСЮГАНСКИЙ НГР
• Расположен южнее Вахского района и включает Средневасюганский мегавал, Ломовую
седловину и склоны Нюрольской впадины.
• Нефтяные залежи тяготеют к западной части района, а газоконденсатные к восточной.
• Нефтегазоносны юрские, нижнемеловые и палеозойские отложения.
• Наиболее известным месторождением является Мыльджинское нефтегазоконденсатное
месторождение (1964), приуроченное к крупной антиклинальной складке северо-восточного
простирания в юго-восточной части Средневасюганского мегавала.
• В разрезе 6 залежей: 4 газоконденсатных, 1 нефтегазоконденсатная (в J3),1 нефтяная (J3), 4
газоконденсатных – (в К1 и J3). В нижнем мелу залежи связаны с неокомом (валанжин).
Залежи пластовые и пластовые литологически экранированные.
• В соседних участках Нюрольской впадины известны Фестивальное месторождение (Рz +
кора выветривания), Шингинское (J3); на Ломовой седловине – Южно – Черемшанское (К1)
и другие месторождения.
86

86.

ВАСЮГАНСКАЯ НГО – ПУДИНСКИЙ НГР
• Расположен на юго-востоке области и включает одноименный мегавал и ряд более мелких
структур. Основные ресурсы нефти в нефтяных оторочках в юрских и палеозойских породах.
• Наиболее типичным и крупным месторождением является Лугинецкое газоконденсатное.
Приурочено оно к крупной изометричной структуре. Залежи в пластах Ю2 и Ю1 (верхняя юра) и
палеозой. Залежи пластовые с литологическим экранированием (в J3).
• Юрские и РZ отложения продуктивны на Останинском (РZ + к.в.), Южно – Останинском и других
месторождениях. В РZ коллекторы – трещиноватые кремнисто-глинистые породы Д3 – С1.
87

87.

ПАЙДУГИНСКАЯ НГО
• Она расположена на крайнем юго-востоке Западно–Сибирского бассейна.
• Площадь около 104 т. км².
• Эта область наиболее бедная УВ. Ее ресурсы около 1% от ресурсов Западно – Сибирского бассейна.
• Она включает систему нечетко выраженных мегавалов, впадин, валов, куполовидных поднятий. Из
наиболее крупных структур здесь выделяются Парабельский, Пыль-Караминский мегавалы,
Пайдугинский свод. В разрезе Мz – Кz преобладают континентальные отложения.
• Выявленные месторождения в основном тяготеют к району, примыкающему к Васюганской НГО.
Это Сильгинский район. Он расположен в юго-западной части области, в основном в пределах
Парабельского мегавала. Здесь распространены однозалежные месторождения, контролируемые
антиклинальными структурами. Залежи пластовые сводовые и пластовые с литологическим
экраном.
• Усть – Сильгинское газоконденсатное месторождение. Приурочено к локальному поднятию в
пределах Парабельского мегавала. На месторождении 1 газоконденсатная залежь в пласте Ю1 (J3).
Залежь небольшая. Коллекторские свойства пласта Ю1 хуже, чем в соседней Васюганской НГО.
88

88.

ПРЕДЪЕНИСЕЙСКАЯ НГО
• В Предъенисейской нефтегазоносной субпровинции, охватывающей восточную часть
Томской области, юго-западную — Красноярского края и юго-восточную — ХантыМансийского автономного округа, на данный момент не открыто ни одного месторождения
углеводородов.
• Основные перспективы связывают в первую очередь с комплексом доюрского основания
Западно-Сибирской геосинеклизы, формировавшимся на пассивной окраине Сибирского
континента, который в пределах Байкитской антеклизы промышленно нефтегазоносен.
89

89.

ЕЛОГУЙ-ТУРУХАНСКАЯ ПНГО
• Предполагаемые продуктивные горизонты могут быть приурочены к юрским пластам
(тоарского, плинсбахского и гетанг-синемюрского проницаемых резервуаров),
сопряженным с корами выветривания по карбонатным отложениям нижнего
кембрия, девона и карбона, перекрытым региональными юрскими флюидоупорами.
• Потенциально нефтегазоперспективными являются нижнехетский горизонт и
суходудинский горизонт. Верхняя часть нижнемеловых отложений и верхнемеловые
отложения бесперспективны.
• Месторождений и залежей углеводородов на территории Елогуй-Туруханской ПНГО
к настоящему времени не выявлено. Однако положительный прогноз для нее
сохраняется.
90

90.

ВЫВОДЫ
Стратиграфический
диапазон
нефтегазоносности
преимущественно
верхнеюрский и
нижнемеловой, с
песчаными пластами
которых связаны
залежи нефти и газа
Таблица 6. Генерационные характеристики нефтегазоматеринских пород.
Составлено по данным пиролитических исследований Н.П. Кулькова и В.Н. Дубатолова.
URL: ГЕОЛОГИЯ И ГАЗОНЕФТЕНОСНОСТЬ ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ
МЕГАПРОВИНЦИИ. ИТОГИ СЕМИ ДЕСЯТИЛЕТИЙ ИССЛЕДОВАНИЙ (1951-2020 ГГ.).
ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ (cyberleninka.ru)
91

91.

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ
• ПОЗДНЕПАЛЕОЗОЙСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ
• МЕЗОЗОЙСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ
• КАЙНОЗОЙСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ
92

92.

ПОЗДНЕПАЛЕОЗОЙСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ
• В Западной Сибири большая часть палеозойских месторождений и залежей
сконцентрирована в Ньюрольском бассейне, где дебюты достигают до 400 м3/сут.
• Повсей совокупности геохимических показателей юрские и палеозойские нефти
Ньюрольской впадины образуют единую группу.
• близкие средние содержания Сорг в породах верхнего силура и нижнего девона,
составляющие соответственно 0,35% и 0,29%.
• В восточной части Ньюрольского бассейна для отложений силура - нижнего девона
характерны в среднем низкие концентрации РОВ, примерно в 2 раза ниже кларковых
величин.
• 1, Сапропелевый (Hi>600) тип керогена.
Таблица 7. Содержание Сорг в силурийских-нижнедевонских отложений югавостока Западно-Сибирской платформы.
URL: Условия формирования средневерхнеюрских отложений Восточной части
Нюрольского осадочного бассейна – тема научной статьи по наукам о Земле и
смежным экологическим наукам читайте бесплатно текст научно-исследовательской
работы в электронной библиотеке КиберЛенинка (cyberleninka.ru)
93

93.

ПОЗДНЕПАЛЕОЗОЙСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ
Отложения среднего-верхнего девона,
представленные преимущественно
карбонатными породами,
охарактеризованы более чем 300
анализами Сорг.
По Нюрольскому бассейну в целом
средне-верхнедевонские отложения
обогащены РОВ, и его количество в
породах несколько превышает
кларковый уровень.
Тип керогена - 2, сапропелевый
(морской), 300<Hi<450.
Таблица 8. Содержание Сорг в средне-верхне девонских отложений юга-востока Западно-Сибирской
платформы.
Составили Н.П. Кульков, В.Н. Дубатолов.
URL: Условия формирования средневерхнеюрских отложений Восточной части Нюрольского осадочного бассейна –
тема научной статьи по наукам о Земле и смежным экологическим наукам читайте бесплатно текст научноисследовательской работы в электронной библиотеке КиберЛенинка (cyberleninka.ru)
94

94.

МЕЗОЗОЙСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ
• Нижнеюрские отложения представлены урманской, тогурской, иланской и пешковской
свитами. максимальные значения Copr (иланская свита) - 2,0-8,0 % на породу, в остальных
образцах содержание Сорг < 1,6 % на породу; значения водородного индекса изменяются от
38 мг УВ/гСорг в иланской свите до 377 мг УВ/г. Сорг в иланской свите.
• Среднеюрские отложения представлены тюменской свитой, концентрации Copr изменяются
от 0,20 до 0,97 % на породу; значения водородного индекса изменяются от 47 мг УВ/г Copг
до 101 мг УВ/г Copг, а разброс значений Тmах — от 425 до 440 градусов.
• Верхнеюрские отложения представлены марьяновской свитой, максимальные значения
Сорг характерны для средней части марьяновской свиты - 2-7 % на породу; значения Сорг в
остальных образцах изменяются от 0,1 до 1,6 % на породу; значение водородного индекса в
интервале с Сорг > 2 % на породу изменяется от 305 мг УВ/гCoрг до 552 мг УВ/гCopг, а в
остальных образцах не превышает 149 мг УВ/г Copr; Тmах 420-435 градусов.
• Меловые отложения представлены куломзинской, тарской, киялинской и елогуйской
свитами; максимальные значения Сорг характерны для отдельных образцов куломзинской и
тарской свит (1,0-3,5 % на породу); Сорг в нижнемеловых отложениях укладывается в
интервал значений 0,1-0,7 % на породу.
95

95.

МЕЗОЗОЙСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ
Диаграмма 1. Hi-Tmax для мезозойских отложений Юго-Восточной части Западной Сибири.
Составили А.Э. Контрович, Е.А. Костырева, В.Н. Меленевский, В.М. Москвин, А.Н. Фомин.
URL: Геохимические критерии нефтегазоносности мезозойских отложений юго-востока Западной
Сибири (по результатам бурения скважин восток-1, 3, 4) (cyberleninka.ru)
96

96.

КАЙНОЗОЙСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ
• данных о содержании Cорг, Hi и Tmax нет в открытом доступе.
• можно сделать предположения, что, исходя из литологического характера отложений
(болота, озера и литораль), на данном участке кероген будет сапропелевого и гумусового
типа.
97

97.

ВЫВОДЫ
• Палеозойские отложения в составе большеической, майзасской и лесной свит входят в зону
нефтегазообразования. Распространены они локально, а именно в пределах ньюрольской
впадины.
• Мезозойские отложения в отличии от палеозойских имеют распространение на всей
территории исследования, по имеющимся данным, можно сделать вывод, что большинство
свит на данной территории входит в начальную зону нефтеобразования и имеют 3 тип
керогена, однако отложения пешковской свиты на востоке изучаемой территории и тоарской
свиты имеют наиболее высокие показания нефтеносности. Отложения пешковской свиты на
западе имеют характеристики незрелого органического веещества. Отложения куломзинской
свиты также имею характеристики незрего органического вещества. Отложения тогурской
свиты, находящиеся на западе изучаемой территории, которые являются аналогом иланской
свиты на востоке изучаемой территории, имеют характеристики нефтегазоносности хуже,
чем у иланской свиты. Характеристики марьяновской свиты, которые являются аналогом
баженовской свиты на южной части Западно-Сибирской плиты, имеют уступающие по
нефтегазаносности характеристики.
• Меловые отложения на изучаемой территории имеют характеристики незрелого
органического вещества.
• Подытожив собранные данные, можно сделать вывод, что наиболее перспективными
нефтегазоматеринскими толщами являются отложения палеозоя, локально развитого на
территории ньюрольской впадины и раннего мезозоя, а именно раннеюрские отложения в
большей части на востоке изучаемой территории.
98

98.

ГРАНИЧНЫЕ ПАРАМЕТРЫ
• Фундаментальный вопрос о природе вариаций глубинного теплового потока
до сих пор остается без полного и обоснованного ответа.
• Актуальность решения данной проблемы именно для Западно-Сибирского
осадочного бассейна обусловлена многообразием геологических,
тектонических и геотермических условий, что позволит перенести сделанные
выводы и обобщения на другие нефтегазоносные бассейны, а также
перспективностью применения полученных результатов при поисковоразведочных работах в самом Западно-Сибирском бассейне.
• Вариации глубинного теплового потока связывают или с выносом тепла по
разломам, ограничивающим мезозойские грабен-рифты, или с движением
подземных флюидов, или с влиянием вариаций палеоклимата, или с
изменением генерации радиогенного тепла, или с наличием структурнотеплофизических неоднородностей в верхних слоях фундамента и в
осадочном чехле (интрузии, залежи УВ, дизъюнктивные нарушения).
99

99.

ГРАНИЧНЫЕ ПАРАМЕТРЫ
• Количественная оценка плотности теплового потока из основания осадочного
чехла сложна из-за связей с тектоникой, денудационными процессами и
климатом, и поэтому его моделирование требует комплексного подхода.
• В качестве входных параметров для геотемпературной модели используются
пластовые температуры, полученные при испытаниях скважин, термограммы
выстоявшихся скважин (метод ОГГ), а также палеотемпературы,
пересчитанные из определений отражательной способности витринита.
• Глубинный тепловой поток определяется решением обратной задачи
геотермии средствами программного комплекса одномерного бассейнового
моделирования TeploDialog [Исаев и др., 2018].
100

100.

ГРАНИЧНЫЕ ПАРАМЕТРЫ
• Для задания теплопроводности пород используются петрофизические
зависимости теплопроводности осадков от их литологии и плотности [Исаев
и др., 2002]. По плотности пород в интервале (2,02-2,46) г/см3 установлена их
теплопроводность (1,27-1,65) Вт/м*град. Коэффициенты
температуропроводности (6,5-8,0)*10-7 м2/с, плотности тепловыделения
радиоактивных источников (1,1-1,3)*10-6 Вт/м3 также определены согласно
литологии стратиграфических комплексов.
101

101.

Рисунок 34. Схематическая карта плотности теплового потока западной части Томской области:
Составили: Д.С. Крутенко и другие..
URL: 19_2021.pdf (ngtp.ru)
• По расчетным значениям построена карта
распределения плотности теплового потока западных
районов Томской области.
• На карте наблюдаются следующие аномальные
особенности: 4 ярковыраженные«положительные аномалии», 8 относител
ьно небольших по занимаемой территории«отрицате
льных аномалий», а также «градиентные зоны»,
окаймляющие крупные аномалии. В северной части
карты крупная положительная аномалия
сформировалась вокруг Трайгородско-Кондаковского
месторождения (скважины Ко33 и Тг3). В центральной
части карты отмечены 2 положительные аномалии:
вокруг месторождения Снежное (скв. Сн133) и
месторождений Ломовое, Озерное и Катыльгинское
(скважины Ло203, О71, Ка91). В юго- восточной части
карты в обрамлении положительной аномалии
расположены месторождения Рыбальное, Пинджинское
и Мирное (скважины Ры408, Пин1, Мир415).
ГРАНИЧНЫЕ ПАРАМЕТРЫ
102

102.

Рисунок 34. Схематическая карта плотности теплового потока западной части Томской области:
Составили: Д.С. Крутенко и другие..
URL: 19_2021.pdf (ngtp.ru)
• Из отрицательных аномалий наиболее крупными
являются три: в центральной части карты между двумя
положительными аномалиями (скв. Сел1), аномалия в
восточной части карты, протягивающаяся от скважины
Чар190 до В360, а также аномалия в южной части
карты, расположенная к югу от крупной
положительной аномалии, вокруг Южно- Табаганского
месторождения (скв. Ю-Т130). Остальные
отрицательные аномалии сформированы вокруг скв. Х1
на севере, скважин Дв-15 и СА-1 - на юге, скважин Ню1 и Селв4 - на юго-востоке.
ГРАНИЧНЫЕ ПАРАМЕТРЫ
103

103.

Рисунок 34. Схематическая карта плотности теплового потока западной части Томской области:
Составили: Д.С. Крутенко и другие..
URL: 19_2021.pdf (ngtp.ru)
• На карте наблюдаются следующие аномальные
особенности: ярко-выраженные «положительные
аномалии», «отрицательные аномалии», а также
«градиентные зоны», окаймляющие крупные аномалии.
Аномальные значения рассматриваются на фоне среднего
теплового потока на территории исследования, равного 52
мВт/м2 .
• В северной части карты крупная положительная аномалия
амплитудой 52–72 мВт/м2 сформировалась в районе
Александровского свода. Максимальные значения этой
аномалии приходятся на Трайгородско-Кондаковское
месторождение.
• В западной части карты положительная аномалия
амплитудой 52–55 мВт/м2 находится в зоне
Каймысовского свода (Первомайское месторождение).
• Юго-восток карты, где находятся Парабельский
мегавыступ и Пудинский мегавал, представляет собой
крупную положительную аномалию со значениями
теплового потока 52–68 мВт/м2 . Максимальные значения
аномалии приходятся на Белоярское и Рыбальное
месторождения. Кроме того, положительная аномалия
амплитудой 52–56 мВт/м2 сформировалась между
Средневасюганским и Пудинским мегавалами. В центре
аномалии находится Шингинское месторождение
ГРАНИЧНЫЕ ПАРАМЕТРЫ
104

104.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• Территория располагается с запада от Уральских гор до реки Енисей на востоке. На севере
выходит к Северному Ледовитому океану, а на юге граничит с Казахским мелкосопочником.
Равнина имеет форму суживающейся к северу трапеции.
• Возраст фундамента архей-поздний палеозой. Отсутствуют отложения с кембрийской
системы по средне средне-девонскую систему. На территории Нюрольской впадины
присутствуют карбонатные породы: Лудловского яруса верхнего отдела силурийской
системы (Большеическая свита), Пржидольского яруса верхнего отдела Силурийской
системы (Майзасская свита) и Лохковско-Пражского ярусов верхнего отдела Девонской
системы, Каменноугольной системы, Пермской системы и Триасовой системы. Выше по
разрезу на юго-востоке присутствуют породы нижне-средне юрского возраста, которые
сложены песчаниками аргиллитами и алевролитами и слагают Макаровскую свиту. Породы
верхнего отдела Юрской системы и Меловой системы на изучаемой территории
представлены песчаниками, аргиллитами, алевролитами и слагают Марьяновскую и
Максимовскую свиты. Отложения Палеогенового возраста схожи по составу с отложениями,
представленными в Марьяновской и Максимовской свитах. На момент формирования
неогеновых отложений на изучаемой территории были континентальные обстановки
осадконакопления.
105

105.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• Платформа формировалась в герцинскую складчатость. Фундамент у платформы
складчатый и представлен породами регионального метаморфизма. Осадочный чехол носит
унаследованный характер и повторяет структуры фундамента, однако многие разломы
тянутся до подошвы ранне-меловых отложений.
• В течение мелового периода сформировались главные резервуары, в которых
аккумулировались углеводородные флюиды в Западно-Сибирском нефтегазоносном
бассейне.
• Главной нефтегазоносной областью изучаемого региона можно назвать Томскую область,
которая включает в себя Каймысовскую,
Васюганскую, Пайдугинскую, Предъенисейскую и Елогуй-Туруханскую НГО.
Нефтегазоносные толщи приурочены к породам палеозоя, юры и мела.
• Отложения Ньюрольской впадины имеют высокие значения Hi и Cорг, что говорит о их
высоком генирационном потенциале, для пород характеры хорошая пористость, которая
заполнена нефтью того же возраста. Породы Марьяновской и Максимовской свиты
имеют показатели характерные для 3 и 2 типа керогена, органическое вещество которых
генерирует нефть и газ.
• Наиболее ярко в тепловом поле проявляются магматические породы кислого состава.
106

106.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• В результате проделанной работы было подробно изучено геологическое, структурное,
тектоническое строение юго-восточной части Западной Сибири, а также исследована
история геологического развития региона, геолого-геофизическая изученность и параметры
нефтегазоносности.
107

107.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ГЛАВА ФИЗИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКИЙ ОЧЕРК
1. Гвоздецкий Н.А., Михайлов Н.И Физическая география СССР. Азиатская часть. - М.: Высшая школа, 1987. - 448 с.
2. Григор Г. Г. Физико-географический обзор Томской области и особенности ее южных районов. «Вопросы географии Сибири», сб. 2,
1951. - 89 с.
3. Григор Г, Г. Физико-географический очерк Причулымья. «Вопросы географии Сибири», сб. 3, 1953. -131 c.
4. К.Е. Иванова, С.М. Новикова Болота Западной Сибири. Их строение и гидрологический режим. - Л: Гидрометеоиздат, 1976. - 447 с.
5. Жеро О.Г., Сурков В.С. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. - 1 изд. - Москва: НЕДРА, 1981 –
143 с.
108

108.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ГЛАВА ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ
6. Безруких В.А. ГЕОГРАФИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ И ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНОСИБИРСКОЙ РАВНИНЫ И СЕВЕРО-МИНУСИНСКИХ ВПАДИН // Геология и геофизика. - 2018. - С. 303-316.
7. Геологическое строение, анализ литологического состава и коллекторских свойств продуктивного пласта первомайского
месторождения
(Томская
область)
//
studbooks/net
URL:
https://studbooks.net/1188840/geografiya/geologo_geofizicheskaya_izuchennost?ysclid=lwm4tuau70676150130
(дата
обращения:
01.04.2024).
109

109.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ГЛАВА ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
8. Геологическое строение и прогноз нефтегазоносности юго-востока Западной Сибири // Библиотека Дамирджана URL:
http://www.geolib.ru/OilGasGeo/1987/09/Stat/stat09.html (дата обращения: 01.04.2024).
9. Гурова Т.И., Казаринов В.П. Литология и палеогеография Западно-Сибирской низменности в связи с нефтегазоносностью. - Москва:
Гостоптехиздат, 1962. - 296 с.
10. А. В. Каныгин, В. Г. Свиридов Геологическое строение и полезные ископаемые Западной Сибири. - Новоссибирск: СО РАН НИЦ
ОИГГМ, 1999. - 235 с.
110

110.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ГЛАВА ТЕКТОНИКА
11. Казанский Ю.П. Меловые и палеогеновые осадочные формации Среднего Приобья. - Новосибирск: СО АН СССР, 1963. - 354 с.
12. Казаринов В.П. Мезозойские и кайнозойские отложения Западной Сибири. - Москва: Гостоптехиздат, 1958. - 324 с.
13. Задоенко А.Н., Муртаев И.С., Дмитриева О.Б, Савин В.Г, Соснина М.А. Тектоника и геологическое строение палеозойских
образований восточной части Западно-Сибирской плиты // Нефть и Газ. - 2004. - №5. - С. 3-15.
14. Захаров В.А., Маринов В.А., Агалаков С.Е. Альбский ярус Западной Сибири // Геология и геофизика. - 6 изд. - М.: 2000. - 769-791
с.
15. Захаров В.А., Лебедева Н.К., Маринов В.А. Биотические и абиотические события в позднем мелу Арктической биогеографической
области // Геология и геофизика // Геология и геофизика. - 2003. - №11. - С. 1093-1103.
111

111.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ГЛАВА ПАЛЕОСТРУКТУРНЫЙ АНАЛИЗ
16. Бочкарев В.С., Федоров Ю.Н. Палеобатиметрия Западно-Сибирского бассейна на конец времени накопления баженовской свиты //
Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири.. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1985. - 35-41 с.
17. Брадучан Ю.В., Гольберт А.В., Гурари Ф.Г., Захаров В.А., Булынникова С.П., Климова И.Г., Месежников М.С., Вячкилева Н.П.,
Козлова Г.Э., Лебедев А.И., Нальняева Т.И., Турбина А.С. Баженовский горизонт Западной Сибири (стратиграфия, палеогеография,
экосистема, нефтеносность) . - Новосибирск.: Наука, 1986. - 217 с.
18. Гурари Ф.Г. Строение и условия образования клиноформ неокомских отложений Западно-Сибирской плиты (история становления
представлений).. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 2003. - 140 с.
19. Захаров В.А., Сакс В.Н. М., Недра, 1983, с. 5—32. Баженовское (волжско-берриасское) море Западной Сибири //
Палеобиогеография и биостратиграфия юры и мела Сибири. . - Москва: НЕДРА, 1983. - 5-32 с.
20. Захаров В.А., Бейзель А.Л., Похиалайнен В.П. Открытие морского сеномана на севере Сибири // Геология и геофизика. - Москва:
Недра, 1989. - 10-13 с.
21. Захаров В.А., Бейзель А.Л., Лебедева Н.К., Хоментовский О.В Свидетельства эвстатики Миро- вого океана в верхнем мелу на
севере Сибири // Геология и геофизика. - 8 изд. - Москва: Недра, 1991. - 8-14 с.
112

112.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ГЛАВА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
22. А.А. Бакиров, Г.Е. Рябухин, Н.М. Музыченко Нефтегазоносные провинции и области СССР. - Москва: Недра, 1979. - 456 с.
23. Скоробогатов В.А., Ростовцев В.Н., Паровинчак М.С. ГЕОЛОГИЯ И ГАЗОНЕФТЕНОСНОСТЬ ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНОСИБИРСКОЙ МЕГАПРОВИНЦИИ. ИТОГИ СЕМИ ДЕСЯТИЛЕТИЙ ИССЛЕДОВАНИЙ (1951-2020 ГГ.). ПРОБЛЕМЫ И
ПЕРСПЕКТИВЫ // ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ. - Томск: Сибнефтегазиновации 21 век, 2021. - С. 232-250.
24. Западно-сибирская нефтегазоносная провинция // oborudka.ru URL: https://oborudka.ru/handbook/80.html (дата обращения:
11.03.2024).
113

113.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ГЛАВА ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ
25. Контрович А.Э., Костырева Е.А., Меленевский В.Н., Москвин В.И, Фомин А.Н. Геохимические критерии нефтегазоносности
мезозойских отложений юго-восточной части Западной Сибири // Oil and Gas. - 2009. - №11. - С. Г
26. Н.П. Кульков, В.Н. Дубатолов Силур и Девон Юго-Востока Западно-Сибирской плиты. - Москва: Наука, 1990. - 121 с.
27. Зарипов О.Г., Ушатинский И.Н., Бабицын П.К. Литолого-геохимические показатели нефтеносности пород баженовской свиты. - 10
изд. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1976. - 64-68 с.
114

114.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ГЛАВА ГРАНИЧНЫЕ ПАРАМЕТРЫ
28. Исаев В.И. Палеотемпературное моделирование осадочного разреза и нефтегазообразование // Тихоокеанская геология. - 2004. - Т.
23. - № 5. - С. 101-115.
29. Исаев В.И., Крутенко Д.С., Лобова Г.А., Осипова Е.Н., Старостенко В.И. Картирование теплового потока Западной Сибири (юговосток) // Геофизический журнал. - 2021. - Т. 43-№ 6. - С. 173-195.
30. Крутенко Д.С. Тепловой поток и нефтегазоносность (п-ов Ямал, Томская обл.) // Георесурсы. - 2019. - Т. 21. - № 3. - С. 125-135.
31. Смыслов А.А., Моисеенко У.И., Чадович Т.З. Тепловой режим и радиоактивность Земли. - Л.: Недра, 1979. - 191 с.
32. Курчиков А.Р. Гидрогеотермические критерии нефтегазоносности. - М.: Недра, 1992. - 231 с.
115