В статье кратко охарактеризована характеристика Приуральской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Приведена карта нефтегеологического районирования территории ХМАО к которой приурочена нефтегазоносная область. Выделены основные продуктивные комплексы, приуроченные тектонические структуры.

Ключевые слова: моноклиналь, структура, нефтегазоносная область, залежь, комплекс

На территории ХМАО выделено 11 нефтегазоносных областей и 23 нефтегазоносных района, в пределах которых открыто 416 месторождений нефти и газа (на момент 01.01.2002 г.). Приуральская НГО расположена в западной части Ханты-Мансийского автономного округа и относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Относительно территории ХМАО граничит на западе с Восточно-Уральской НГО и с Красноленинской на востоке. Занимает площадь примерно равной 91,4 тыс. км² [2].

Таблица 1

Начальные суммарные ресурсы топлива иих плотность внефтегазоносных областях Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции по данным [6]

Основной продуктивный комплекс юрский, объединяющий отложения верхней и средней юры, продуктивные отложения коры выветривания и трещиноватые породы фундамента. По типу залежи структурно-литолого-стратиграфический, по фазовому состоянию разные. На территории области выделяется четыре нефтегазоносных района (НГР): газоносный — Березовский, нефтегазоносные — Шаимский и Карабашский, Иусский. Из наиболее продуктивных структур и приуроченных к ним месторождений можно выделить Березовскую моноклиналь — Березовское газовое месторождение, Шаимский мегавал — Шаимское нефтяное месторождение. Так же продуктивной структурой является Шеркалинский мегапрогиб. Около 70 % всей пл. НГО занимают моноклинали [2].

Среди положительных структур 1-го порядка выделяется Шаимский мегавал, в недрах которого открыты залежи нефти. В разрезе осадочного чехла Приуральской НГО выделяются 4 НГК: неокомский, васюганский (вогулкинский), нижне-среднеюрский и доюрский (палеозойский). Общая толщина всех НГК увеличивается с Севера на Юг. Залежи нефти и газа выявлены во всех трёх НГР. Максимальное количество залежей открыто в верхнеюрском и нижне-среднеюрском НГК (28,7 % и 56,5 %). Распределение ресурсов УВ с учётом их фазового состава следующее: нефть — 77,1 % от общих ресурсов углеводородов в НГО, газ — 22,8 %, конденсат — 0,1 %. [5]

Рис. 1. Карта нефтегеологического районирования территории ХМАО

Березовский НГР — первый в Западной Сибири, где открыты и разведаны промышленно значимые газовые залежи. Березовское газовое месторождение открыто в 1953 г. при бурении Березовской опорной скважины. Был получен первый промышленный фонтан сухого бесконденсатного газа с глубины 1300 м из базального горизонта П на границе юры и доюрского комплекса пород. К настоящему времени поисково-разведочными работами в отложениях мела, юры и коре выветривания палеозойского фундамента выявлено 16 газовых, три газоконденсатных, две нефтяных и одна газонефтяная залежи [3].

Район приурочен к одноименной моноклинали. Основной продуктивный комплекс — верхнеюрский с продуктивным пластом «П». Комплекс объединяет зону контакта осадочного чехла и фундамента — кору выветривания и трещиноватые породы фундамента, мощностью от 0 до 100 м. Широко развиты коллекторы II-III класса.

На территории Шаимского НГР выделяется два мегавала — Турсунский и Шаимский, разделенные мегапрогибом. Промышленные запасы нефти и растворенного газа обнаружены в доюрском комплексе более чем на десяти месторождениях Шаимского НГР: Трехозерном, Мулымьинском, Мортымья-Тетеровском, Убинском, Толумском, Даниловском, Северо-Даниловском, Лемьинском, Тальниковом, Потанайском, Андреевском и др.

Залежи установлены в верхней части доюрских пород, в зоне контакта коры выветривания фундамента с юрскими породами. Доюрские залежи выделены в единый нефтегазоносный комплекс с юрскими и отнесены к литологическому и структурному типам. Тип коллекторов кавернозно-порово-трещинный. В Шаимском НГР наблюдается ряд геологических факторов, благоприятствующих образованию нефтегазовых скоплений в породах фундамента: гипсометрическое доминирующее положение Шаимского мегавала в регионе; рифтогенный геодинамический режим развития региона, приведший к формированию выступов фундамента, разбитых разломами на блоки, образованию зон трещиноватых разуплотненных пород; благоприятный состав пород фундамента для формирования вторичной гидротермальной пустотности; наличие в разрезе осадочных нефтегазообразующих толщ (тюменская и абалакская свиты), за счет которых сформировались залежи углеводородов в юрских и доюрских отложениях; наличие регионального глинисто-аргиллитового флюидоупора юрского возраста, перекрывающего фундамент [4]. Залежи средне- и высокодебитные, нефтяные, открытые на глубинах от 1200–1600 до 2400 м. Коллекторы нефти II-III и IV-V классов. Юрские нефти легкие и средние по плотности, разносернистые, средне-, высокопарафинистые, с выходом легких фракций (до 2000С) от 8 до 35 %. Средняя мощность комплекса от 30–50 до 200 м.

Иусский НГР выделен относительно недавно, в нем открыто 2 месторождения — Иусское и Котыльинское. Мощность осадочного чехла 1300–1500 м. В разрезе вскрыты те же нефтегазоносные комплексы и покрышки, что и в Шаимском НГР. Коллекторы IV-V класса. Нефти средней плотности, малосернистые. Главным месторождением района является Иусское нефтегазоконденсатное месторождение. На месторождении выявлено 4 залежи: газовая, газонефтяная, газоконденсатная с нефтяной оторочкой и нефтяная. Кора выветривания вскрыта всеми пробуренными скважинами. В этих породах выявлено две залежи: газонефтяная и газовая. По типу залежи пластовые сводовые, газовая — с элементами тектонического экранирования. Нефть нафтено-метановая, средней плотности (0,885–0,889 г/см³), сернистая (содержание колеблется от 0,67–0,73 %), смолистая, парафиновая. Месторождение по геологическому строению относится к сложным, а по величине запасов — к средним [1].

Карабашский НГР расположен в южной части НГО, где выделяются две крупные структуры: Карабашская моноклиналь и Шугурская мегатерраса. Основным месторождением района является Карабашское газовое, приуроченное к одноименной структуре. Месторождение открыто в 1964 году первой поисковой скважиной № 1. Получен промышленный приток газа дебитом 299,6 тыс. м³/сут из коры выветривания палеозойского фундамента. Геологический разрез месторождения представлен толщей терригенных отложений Mz — Kz возраста, залегающей со стратиграфическим несогласием на доюрском основании. Фундамент представлен серпентинитами, состоящими из антигорита. Залежь пластовая сводовая с литологическим экраном. Газ метанового состава (87–89 %). По величине запасов месторождение относится к мелким, по геологическому строению — сложным.

Основной продуктивный комплекс района на западе — юрский, объединяющий вогулкинскую толщу и тюменскую свиту, кору выветривания и трещиноватые породы фундамента [1].

Литература:

1. Атлас «Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа». Ханты-Мансийск. 2004 г. 143 стр.
2. Гайдукова Т. А. «Нефтегазоносные провинции и области России». Учебное пособие, 2006 г. 113 стр.
3. Геология и полезные ископаемые России / Под ред. Конторовичича А. Э., Суркова Т. 2. Западная Сибирь. — СПб.: ВСЕГЕИ, 2000. — 477 стр.
4. Михайлец Н. М. Оценка перспектив нефтегазоносности фундамента Шаимского нефтегазоносного района. Журнал «Экспозиция нефть газ» № 6, 2010 г, г. Набережные Челны, стр. 14–15.
5. www. geonetia.ru
6. www.forexaw.com