К оглавлению журнала

 

НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ ЮГА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
(геохимия, гидрогеология, нефтегазоносность)

В.С. Сурков, А.М. Казаков, В.П. Девятов, Л.В. Смирнов, О.В. Шиганова, А.Е. Еханин, С.П. Зайцев (СНИИГТиМС), О.В. Серебренникова, Е.В. Гулая (ИХН СО РАН)

Введение

Стратиграфические, литолого-фациальные и палеогеографические критерии нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений южной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции рассмотрены ранее(Геология нефти и газа. – 1999. – № 1-2.).

Приведем данные по геохимическому анализу региональных резервуаров, глинистых экранов и потенциальных нефтематеринских толщ, сравнительной характеристике РОВ и нефтей, гидрогеологическим особенностям нефтегазосодержащих отложений, а также нефтегазогеологическому районированию нижне-среднеюрских отложений и дифференциации земель по перспективности.

Названные параметры нефтегазоносности рассматриваются по стратиграфическим горизонтам, являющимся основой номенклатуры нефтегазогеологических подразделений (Казаков A.M., Девятов В.П., Смирнов Л.В., Сысолова Г.Г., 1995). Стратиграфические горизонты отвечают нефтегазоносным резервуарам (зимний, шараповский, надояхский, вымский, малышевский) и экранам (левинский, китербютский, лайдинский, леонтьевский).

Особенности распределения и состава рассеянного ОВ

Органическое вещество шараповского горизонта охарактеризовано в пределах севера Нюрольской, севера и юга Тымской, а также Вездеходной фациальных зон. По усредненным данным содержание ОВ и битумоидные коэффициенты для пород Тымской зоны составляют 1,8 % и 68 мг битумоида/г Сорг соответственно, для пород Вездеходной – 2,0 % и 46 м г битумоида/г Сорг, Нюрольской – 0,9 % и 55 мг битумоида/г Сорг. Средние значения отношений пристана к фитану (Pr/Ph) различаются мало (1,6-1,8), меняясь в пределах Нюрольской зоны от 0,8 до 2,7, Тымской – от 1,1 до 2,2, Вездеходной – от 1,3 до 2,3. Относительное содержание изопреноидных алканов по сравнению с нормальными максимально в породах Вездеходной зоны (среднее значение Рr/н-С17 - 0,61, Ph/н-C18 - 0,34), несколько ниже в породах Нюрольской зоны (0,43 и 0,34 соответственно) и минимально (0,22 и 0,11 соответственно) в ОВ Тымской зоны. Породы большинства исследованных площадей Нюрольской зоны характеризуются ОВ, где преобладают н-алканы С2129, в Тымской зоне – С17, С18, в Вездеходной - С17, С22. Преобразованность ОВ на всех исследованных площадях соответствует стадии МК2.

Органическое вещество тогурской свиты охарактеризовано в Нюрольской и Тымской фациальных зонах. В пределах Вездеходной зоны исследована нижняя часть свиты. По усредненным данным содержание ОВ максимально в породах Вездеходной зоны (3,5 %), ниже в Тымской (2,0 %) и еще ниже в Нюрольской (1,2 %) зонах, хотя максимальные концентрации (до 10 %) зарегистрированы на юге Нюрольской зоны. Максимальные значения битумоидных коэффициентов (до 198 мг битумоида/г Сорг) также зафиксированы на юге Нюрольской зоны. В целом для Нюрольской зоны среднее значение битумоидно-го коэффициента составляет 112 мг битумоида/г Сорг, для пород Тымской зоны – 89 мг битумоида/г Сорг, Вездеходной – 47 мг битумоида/г Сорг. Отношения Pr/Ph меняются для пород Нюрольской зоны от 0,7 до 5,1 (в среднем 1,9), Тымской – от 0,7 до 4,4 (в среднем 2,3), Вездеходной – от 1,2 до 7,9 (в среднем 4,0). Отношения изопреноидных алканов к нормальным для пород Нюрольской и Тымской зон различаются незначительно: Рr/н-С17 – 0,30-0,32, Ph/н-C18 - 0,21-0,23 и резко возрастают для пород Вездеходной зоны (до 2,64 и 0,56 соответственно). В пределах 9 площадей в тогурской свите присутствуют ванадилпорфирины, иногда вместе с никелевыми, на 14 площадях они отсутствуют. Породы большинства площадей характеризуются ОВ, где преобладают низкомолекулярные (С1517) н-алканы, С2327 н-алканы доминируют на 12 площадях. Преобразованность ОВ в большинстве случаев соответствует стадии МК2, на 9 площадях – МК2-МК3 и на 3 площадях – МК3.

Значения отношения Pr/Ph в ОВ недояхского горизонта в пределах Нюрольской зоны изменяются от 0,9 до 6,8 (в среднем 2,8), в пределах Тымской – от 1,5 до 6,3 (в среднем 2,9), минимальные (1,0) зафиксированы в Пайдугинской зоне. Металлопорфирины присутствуют в основном на юге Нюрольской и в единичных образцах Тымской зон. На одной площади отмечено наличие периленов. Низкомолекулярные н-алканы преобладают на пяти площадях. В остальных породах либо доминируют высокомолекулярные, либо распределение бимодально с максимумами, приходящимися на С1517 и С2325. Средние значения битумоидного коэффициента для пород Нюрольской фациальной зоны составляют 49 мг битумоида/г Сорг, несколько ниже (45 мг битумоида/г Сорг) в Пайдугинской зоне и в среднем 39 мг битумоида/г Сорг в породах Тымской зоны. Преобразованность ОВ в пределах Нюрольской и Пайдугинской зон – МК2, Тымской зоны – от МК2 до МК3.

В пределах отдельных фациальных зон ОВ лайдинского горизонта характеризуется различными значениями Pr/Ph. Минимальное значение (1,0) зафиксировано в битумоиде из пород западной части Вездеходной зоны, средние значения для Нюрольской и Тымской фациальных зон составляют соответственно 3,0 и 4,0, Омской - 3,3, Уватско-Мегионской – 4,3, Белоярской – 2,4. На отдельных площадях отмечено наличие ванадилпорфиринов. Эти соединения отсутствуют в Омской и Уватско-Мегионской зонах, на юге Нюрольской и западе Тымской и Вездеходной зон. В породах Омской, Нижнечулымской и на отдельных площадях юга и запада Нюрольской зон отмечено наличие периленов. Преобладание высокомолекулярных н-алканов зафиксировано в породах Омской зоны, частично юга Нюрольской и запада Вездеходной зон. На остальных участках доминируют С1517 н-алканы. Содержание ОВ в породах Нюрольской зоны меняется от 0,9 до 12,1 % (в среднем 4,3 %), Тымской – от 1,0 до 8,6 % (в среднем 5,4 %), Омской – от 2,5 до 11,0 % (в среднем 5,9 %), на западе Вездеходной – менее 1 %. Средние значения битумоидного коэффициента слабо изменяются по площади распространения лайдинского горизонта и составляют 34-42 мг битумоида/г Сорг, достигая максимальных значений в образцах из Нюрольской (104 мг битумоида/г Сорг) и Тымской (159 мг битумоида/г Сорг) зон. Преобразованность ОВ по всей территории соответствует стадии МК2, только в пределах Нижнечулымской и ряда площадей Омской зон снижается до МК1.

Вымский горизонт для всех исследованных фациальных зон характеризуется высокими средними значениями отношения Pr/Ph (4,4-6,5). Минимальные значения зафиксированы в ряде образцов пород Тымской (2,7, Лымжинская площадь), Вездеходной (2,1, Семиречная площадь), Омской (2,0, Восточно-Тарская площадь) и Нюрольской (1,9, Калиновая площадь) зон. Порфирины представлены в большинстве образцов комплексами с никелем, только в пределах Колтогорского прогиба, а также в породах Омской и Уватско-Мегионской зон металлопорфирины отсутствуют. На юге Нюрольской, в Омской и Вездеходной зонах в породах обнаружены перилены. На большинстве площадей среди н-алканов преобладают С2327, низкомолекулярные доминируют только в некоторых образцах центральной части Нюрольской зоны и на Ясной (Тымская зона) площади. Содержание ОВ в породах Нюрольской зоны изменяется в пределах 1,9-17,8 % (в среднем 7,1 %), Тымской зоны – 3,8-22,7 % (в среднем 10,4 %), Вездеходной – 5,0 %. Битумоидный коэффициент колеблется от 23 до 28 мг битумоида/г Сорг на западе Нюрольской зоны, увеличиваясь в юго-восточном направлении до 70 мг битумоида/г Сорг (Пельгинская площадь) и в северо-восточном до 116 мг битумоида/г Сорг (Александровская площадь). В пределах Тымской зоны значение битумоидного коэффициента меняется от 24 до 146 мг битумоида/г Сорг, составляя в среднем 69 мг битумоида/г Сорг. Преобразованность ОВ соответствует МК1 на западе Нюрольской, в Омской и Уватско-Мегионской зонах, МК2 – на юге Тымской, севере и юге Нюрольской, МК2-МК3 – на юго-западе Тымской зоны.

Содержание ОВ в породах леонтьевского горизонта зафиксировано в пределах 0,5-13,3 %, значение битумоидного коэффициента – от 10-43 мг битумоида/г Сорг на юге и западе Нюрольской зоны до 181 мг битумоида/г Сорг в ее северной части. Битумоидный коэффициент для пород Тымской зоны составляет 40-70 мг битумоида/г Сорг, на Лыхской площади (Омская зона) – 30 мг битумоида/г Сорг. Значения отношения Pr/Ph = 1,8-6,9 (в среднем 3,6) и максимальны в Омской зоне, а также в пределах положительных структур на западе и севере Нюрольской зоны. Порфирины в ОВ представлены преимущественно никелевыми комплексами. Только в пределах Лыхской (Омская зона), Передовой (Тымская зона), Пельгинской, Мелимовской и Западно-Калгачской (Нюрольская зона) площадей обнаружены ванадилпорфирины. Высокомолекулярные н-алканы преобладают в ОВ пород Омской зоны, в пределах Колтогорского прогиба, на Толпаровской и Лымжинской площадях (Тымская зона). На юге Нюрольской зоны, а также на участках, связанных с системами валов, доминируют низкомолекулярные н-алканы. Наличие периленов зафиксировано в породах Омской и на отдельных площадях Нюрольской и Тымской фациальных зон. Преобразованность ОВ – от МК1-МК2 в Омской, на западе и юге Нюрольской зон до МК2 на севере Нюрольской и МК2-МК3 на Лымжинской, Самлатской и Торцовой площадях (Тымская зона).

Содержание ОВ в исследованных аргиллитах малышевского горизонта меняется по площади от 0,5 до 14,1 % (в среднем 4,5 %). Максимальные концентрации Сорг отмечены в Омской фациальной зоне и в пределах положительных структур Нюрольской, а минимальные (0,5-1,0 %) – на юге Тымской зоны. Аргиллиты юга Тымской зоны, несмотря на низкие концентрации Сорг, характеризуются высоким содержанием битуминозных компонентов (0,1-0,2 %) и соответственно максимальными значениями битумоидного коэффициента (139-252 мг битумоида/г Сорг). В целом битумоидный коэффициент для пород малышевского горизонта меняется в пределах 15-252 мг битумоида/г Сорг (в среднем 96 мг битумоида/г Сорг). Катагенетическая преобразованность ОВ на большинстве площадей соответствует стадии MK1, в северном направлении возрастает до МК2.

Анализ количественного распределения, катагенетической преобразованности и особенностей состава ОВ нижне-среднеюрских отложений юга Западной Сибири свидетельствует о высоком нефтегенерационном потенциале не только глинистых, но и промежуточных горизонтов этого комплекса.

Сравнительная характеристика состава рассеянного ОВ и нефтей

Расхождения в составе и условиях накопления ОВ на различных участках и в пределах отдельных горизонтов нижне-среднеюрских отложений находят свое отражение в составе нефтей, залегающих в юрском и палеозойском комплексах.

На юге Нюрольской зоны на площадях, где породы коры выветривания или палеозоя перекрываются нижнеюрскими и в разрезе присутствуют отложения тогурской свиты, в доюрских коллекторах залегают нефти, параметры УВ-состава которых характерны для ОВ тогурских отложений (рис. 1). Это нефти Арчинского, Урманского, Северо-Калинового, Нижнетабаганского, Солоновского, Южно-Урманского и Широтного месторождений. Они характеризуются незначительными вариациями состава н-алканов: преобладанием в смеси гомологов С1115, отношением Pr/Ph от 0,9 до 2,1, отношением Рr/н-С17 – от 0,18 до 0,41, Ph/н-C18 - от 0,17 до 0,42 (рис. 2, А, Б). На большинстве площадей, кроме Солоновской и Южно-Урманской, в нефтях присутствуют ванадилпорфирины. Наличием ванадилпорфиринов и аналогичными параметрами состава алканов характеризуются и нефти из нижнеюрских отложений этой территории.

Близки по параметрам своего состава к ОВ отложений тогурской свиты и нефти из вымских коллекторов, полученные на Герасимовской площади: в них присутствуют ванадилпорфирины, отношения Pr/Ph составляют 1,2-1,4, отношения Рr /н-С17 – 0,30-0,45, Ph /н-С18 - 0,25-0,41.

Об интенсивном протекании процесса генерации нефти породами тогурской свиты на юге Нюрольской зоны свидетельствует также характер изменения количественного содержания и состава ОВ по мере продвижения к нефтенасыщенному коллектору надояхского горизонта, зафиксированный в скв.54 Арчинской площади, где надояхский коллектор непосредственно перекрывает отложения тогурской свиты. По мере приближения к коллектору в материнской породе за счет эмиграции нефтяного флюида снижается содержание битуминозных компонентов и низкомолекулярных УВ, наиболее легко мигрирующих в коллектор. При этом максимальные изменения фиксируются в прилегающей к коллектору зоне. На расстоянии от 13 до 15 м от коллектора наблюдаются незначительные изменения содержания битумоида (0,35-0,40 %) и относительного количества низкомолекулярных (Cn < C20) н-алканов (69-67 %). Затем отмечается закономерное снижение обоих показателей – максимальное на расстоянии 2 м от коллектора (0,04 и 24 % соответственно). В надояхском песчанике содержание битумоида и относительного количества легких н-алканов резко возрастает (2,13 и 40 % соответственно), а при удалении от материнской толщи вверх по коллектору доля легких н-алканов продолжает увеличиваться (49, затем 52 %), содержание же битумоида падает и на расстоянии 6 м от материнской толщи составляет 0,29 %.

Нефти из нижнеюрских отложений Толпаровской и Приколтогорской площадей, аналогично ОВ пород тогурской свиты, отличаются повышенными значениями отношения Pr/Ph, близки по распределению н-алканов с соответствующими разностями рассеянного ОВ. На Толпаровской площади в нефтях отсутствуют металлопорфирины, а на Приколтогорской, так же как и в породах тогурской свиты, присутствуют их следовые количества.

Хорошая корреляция между составами рассеянного ОВ лайдинского горизонта и нефтей, залегающих в граничащих с породами этого горизонта коллекторах, наблюдается на Широтной (Нюрольская фациальная зона) и Ясной (Тымская зона) площадях.

Нефть из коры выветривания Ясной площади характеризуется отсутствием металлопорфиринов, отношением Pr/Ph, равным 4,6, Рr/н-С17 - 0,24, Ph/H-C18 - 0,05. В скв.21, где получена эта нефть (интервал перфорации 2874-2913 м), кору выветривания перекрывают вымские отложения. В более погруженной зоне (скв.20) над корой выветривания залегает лайдинский горизонт. Анализ состава рассеянного ОВ вымского и лайдинского горизонтов по скв.20 Ясной площади показал практически полную идентичность параметров состава нефти и рассеянного ОВ пород лайдинского горизонта, в последнем отсутствуют металлопорфирины, отношение Pr/Ph составляет 4,1, Рr/н-С17 – 0,25, Ph/H-C18 - 0,06.

В нефти из вымского горизонта скв.53 Широтной площади (интервал отбора 2908-2920 м) присутствуют никелевые и ванадиловые комплексы порфиринов с преобладанием последних, отношение Pr/Ph составляет 2,7, Рr/н-С17 –0,6, Ph/н-C18 – 0,3. Проанализированные аргиллиты подстилающего лайдинского горизонта с глубины 2916 м скв. 51 Широтной площади аналогично описанной нефти содержат ванадиловые и никелевые порфирины с преобладанием ванадиловых, отношение Pr/Ph составляет 3,1, Рr/н-С17 - 0,7, Ph/н-C18 - 0,2. Нефтенасыщенные песчаники верхней части вымского горизонта скв.51 Широтной площади из интервала 2871-2881 м наряду с металлопорфиринами, среди которых резко преобладают никелевые комплексы, содержат перилены. Для флюида отмечено высокое отношение Pr/Ph – 3,6 и Рг/н-С17 –0,97, преобладание среди н-алканов высокомолекулярных (C23) гомологов. По своим характеристикам нефть близка по составу рассеянному ОВ леонтьевского горизонта (см. рис. 2, В, Г).

По составу пигментов также может быть проведена параллель между нефтями из малышевского горизонта Ново-Ютымской площади (наличие ванадилпорфиринов и периленов) и рассеянным ОВ леонтьевского горизонта Лыхской площади, расположенной вблизи. Однако в этом случае нефти существенно отличаются более низким отношением Pr/Ph.

Характеристики нефти Парбигской площади (отсутствие металлопорфиринов, Pr/Ph - 5,1, Pr/н-C17 -0,32, Ph/н-C18 ~ 0.06), залегающей в палеозойских отложениях, перекрытых породами надояхского горизонта, полностью отвечают фациальной обстановке накопления ОВ надояхского горизонта в Белоярской фациальной зоне, происходившего в озерно-болотных и пойменных условиях.

Гидрогеология

Гидрохимическая характеристика шараповского, надояхского, вымского и малышевского горизонтов дана по показателям, используемым многими исследователями для оценки гидрогеологических условий нефтегазоносности (общая минерализация, тип вод по В.А. Сулину, Cl/Br, микроэлементы I, В, Вr, газонасыщенность и состав газовой фазы подземных вод). Впервые составленные карты минерализации и типов подземных вод рассматриваемых горизонтов (рис. 3), а также статистическое обобщение отдельных геохимических параметров (таблица) свидетельствуют о неоднозначном их распределении по площади и разрезу и подчеркивают гидрогеологическую разобщенность горизонтов.

Однообразная геохимическая обстановка подземных вод (преобладает хлоркальциевый тип) осложняется конфигурацией изоминер. Форма последних постепенно сглаживается вверх по разрезу, от Шараповского горизонта к Малышевскому. При этом положение изоминеры 20 г/л вверх по разрезу смещается к границам распространения горизонтов, свидетельствуя о расширении перспективных территорий. На общем геохимическом фоне выделяется аномальный (кроме крайних юго-восточных территорий) гидрокарбонатный натриевый тип вод с понижением минерализации до 10-20 г/л, полученных в отдельных скважинах в интервалах нефтегазопроявлений и локализации залежей УВ. Газовый состав подземных вод повсеместно метановый с повышенным содержанием азота лишь на отдельных площадях. Суммарное содержание гомологов метана составляет для горизонтов, %: малышевского – 0,1-7,8; вымского – 0,4-4,0; надояхского – 0,2-4,8; шараповского – 0,2-2,5. Газонасыщенность подземных вод меняется для горизонтов, м33: малышевского – от 0,2 до 3,0, вымского – от 0,3 до 2,4, надояхского – от 0,4 до 2,5, шараповского – от 0,3 до 1,0. Вблизи залежей УВ и на отдельных площадях с невыясненными условиями нефтегазопроявлений приведенные газогидрогеохимические показатели имеют повышенные значения.

Полученные результаты региональных гидрогеохимических и газогидрогеохимических исследований позволяют с уверенностью говорить о благоприятных условиях для формирования и сохранения залежей УВ на юге Западной Сибири.

Районирование нижнесреднеюрских отложений по степени перспективности

Районирование нижней и средней юры и дифференциация земель по перспективности на юге Западной Сибири со сложным сочетанием прибрежно-морских и континентальных фаций проведено на основе региональной стратификации разреза на горизонты, серии, свиты, подсвиты, пачки и латеральной литолого-фациальной дифференциации на морские, переходные и континентальные отложения (Казаков A.M., Девятов В.П., Смирнов В.Л., Сысолова Г.Г., 1995). Эти параметры определяют число нефтегазоносных надкомплексов, комплексов, резервуаров, экранов и продуктивных пластов, площадное строение каждого из них, характер ожидаемых залежей в резервуарах, особенности строения ловушек, тип флюидов, величину запасов УВ.

Нефтегазогеологическое районирование нижне- и среднеюрских отложений осуществлено на основе сравнения литолого-палеогеографических карт по двум региональным нефтегазоносным резервуарам для каждого из двух надкомплексов (шараповскому и недояхскому для нижнеюрского надкомплекса, вымскому и малышевскому для среднеюрского надкомплекса). Выделенные нефтегазоносные районы различаются по числу резервуаров. Их границы проводятся по выклиниванию резервуаров.

Фациальные особенности резервуаров (или стратиграфических горизонтов) в пределах площади нефтегазоносного района регламентируют деление последних на зоны. Зона в свою очередь фациальной принадлежностью отражает особенности строения и перспективность нефтегазопоисковых объектов, тип ловушек и специфику поисковых работ в них. При оценке перспектив нефтегазоносности учитываются качество региональных экранов, их состав, мощность, выдержанность по площади и т.д.

Карта нефтегазогеологического районирования нижнеюрских отложений (рис. 4) составлена на основе синтеза соответствующих раздельных карт по нижней и средней юре, причем сохранены те же принципы районирования, по которым составлены раздельные карты. Перспективность земель на сводной карте поднимается на ранг выше при равных или близких перспективах в нижне- и среднеюрском нефтегазоносных комплексах.

На карте нефтегазогеологического районирования нижней – средней юры юга Западной Сибири выделены 15 нефтегазоносных районов, насчитывающих в сумме 67 зон. По степени перспективности нижне-среднеюрских отложений территория разделена на земли с перспективами высокими, выше средних, средними, ниже средних, низкими (см. рис. 4).

Приведенные данные по нефтегазогеологическому районированию свидетельствуют в целом о высоких перспективах нижне-среднеюрских отложений южной части Западной Сибири.

На карте участков первоочередных нефтегазопоисковых работ в нижне-среднеюрских отложениях (рис. 5) показан 21 участок, в пределах которых наиболее вероятно открытие месторождений нефти и газа в нижней и средней юре. Для постановки первоочередных работ по нижнеюрскому нефтегазоносному надкомплексу рекомендуется 15 участков, по среднеюрскому надкомплексу – 6 участков. На 11 участках перспективными являются земли нижне- и среднеюрского надкомплексов.

Заключение

Результаты комплексного (стратиграфического, литологического, фациально-генетического, палеогеографического, геохимического, гидрогеологического) изучения нефтегазоносности нижней–средней юры на юге Западной Сибири свидетельствуют о большой вероятности обнаружения в нижне-среднеюрских отложениях южной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции крупных залежей УВ в неструктурных, структурных и комбинированных ловушках.

На это указывают следующие факторы: чередование в разрезе региональных проницаемых, экранирующих и нефтематеринских толщ; наличие среди проницаемых комплексов фаций, благоприятных для скопления УВ; количественное распределение, катагенетическая преобразованность и особенности состава ОВ; гидрогеохимические и газогидрогеохимические данные.

ABSTRACT

Analysis of quantitative distribution, catagenetic transformation and features of organic matter composition of Lower-Middle Jurassic deposits of south of West Siberia characterizing a high oil-generating potential not only regional clayey horizons but and zonal clayey sequences in reservoirs, hydro- and gashydrogeochemical parameters together with previously obtained stratigraphic, lithologic, facial-genetic, paleogeographic data suggest high prospects of Lower-Middle Jurassic of south of West Siberia for exploring hydrocarbons in various types of traps.

Геохимические параметры подземных вод нефтегазоносных резервуаров

Горизонт

Тип воды по В.А. Сулину

Минерализация, мг/л

рН

Na+K,мг-экв/л

Са,мг-экв/л

Мg, мг-экв/л

НСО3,мг-экв/л

CI, мг-экв/л

SO4,мг-экв/ л

В, мг/л

Вr, мг/л

J, мг/л

r Nа/ r Сl

Cl/Br

Выборка

Малышевский

Сl-Са

27601-33027

6,8-7,0

412-497

33,0-46,0

9,2-12,0

12,0-15,0

454-546

0,1-1,2

17,0-25,0

62,0-77,0

4,6-7,7

0,89-0,93

245-300

88

HCO-Na

12998-17185

7,3-7,6

205-275

6,4-10,0

2,2-4,2

20,0-25,0

190-260

0,5-2,2

11,0-24,0

22,0-34,0

2,6-4,4

1,07-1,20

215-322

56

Вымский

Сl-Са

29157-38500

6,7-7,2

443-586

45,0-71,0

7,6-22,0

10,0-15,0

496-653

0,2-0,8

7,9-23,0

46,0-75,0

2,7-7,0

0,86-0,92

250-389

27

HCO-Na

7936-16985

7,4-8,2

123-271

4,1-10,0

1,8-4,4

15,0-24,0

107-259

0,1-6,5

2,0-21,0

11,0-32,0

0,5-3,1

1,04-1,21

215-591

15

Надояхский

Сl-Са

35273-53401

6,3-6,9

509-793

60,0-97,0

14,0-23,0

6,8-11,0

586-903

0,2-3,0

9,1-50,0

71,0-117,0

3,0-8,0

0,85-0,90

292-555

26

HCO-Na

10739-21995

7,0-8,6

24-747

1,0-10,0

0,1-4,0

7,4-26,0

142-500

0,6-6,1

7,5-42,0

2,5-50,0

0,1-2,0

1,01-1,42

142-1385

8

Шараповский

Сl-Са

25885-54900

6,4-7,0

402-820

48,0-122,0

9,0-17,0

3,0-19,0

420-946

0,1-0,2

50,0-294,0

60,0-162,0

3,0-16,0

0,84-0,95

207-249

4

Примечание. Даны пределы значений 95%-й обеспеченности; для шараповского горизонта приведены крайние значения.

Рис. 1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ НИЖНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ И ПРИКОНТАКТНОЙ ЗОНЫ ФУНДАМЕНТА ЮГА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

I – известняки; 2 – терригенные отложения, местами угленосные; 3 – глинистые горизонты; 4 – песчаные горизонты: а – песчаные пласты, б – глинисто-алевритовые прослои; 5 – кора выветривания; 6 – залежи нефти

Рис. 2. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ АЛКАНОВ В НЕФТЯХ И ПОРОДАХ ЮЖНОЙ ЧАСТИ НЮРОЛЬСКОЙ ФАЦИАЛЬНОЙ ЗОНЫ

А – скв. 51 Широтная; 3065-3076 м; нефть из палеозоя; Б – скв.45 Арчинская; 3054 м; экстракт из аргиллитов тогурской свиты; B – скв. 3 Пельгинская; 2811-2823 м; экстракт из аргиллитов леонтьевского горизонта; Г – скв. 51 Широтная; 2881-2887 м; экстракт из нефтенасыщенного песчаника вымского горизонта

Рис. 3. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКОЙ ЗОНАЛЬНОСТИ ШАРАПОВСКОГО (А), НАДОЯХСКОГО (Б), МАЛЫШЕВСКОГО (Г) ГОРИЗОНТОВ

А

Б

В

Г

Границы: 1 – Западно-Сибирской плиты, 2 – распространения стратиграфических горизонтов, 3 – административные; изоминеры: 4 – достоверные, 5 – предполагаемые; тип подземных вод: 6 – хлоркальциевый, 7 – гидрокарбонатный натриевый, 8 – гидрокарбонатный натриевый (вскрытый отдельными скважинами)

Рис. 4. СХЕМА РАЙОНИРОВАНИЯ НИЖНЕ-СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ ПО СТЕПЕНИ ПЕРСПЕКТИВНОСТИ

Перспективы: 1 – высокие, 2 – выше средних, 3 – средние, 4 – ниже средних, 5 – низкие. Остальные усл. обозначения см. на рис. 3

Рис. 5. СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ УЧАСТКОВ ПЕРВООЧЕРЕДНЫХ НЕФТЕГАЗОПОИСКОВЫХ РАБОТ НА ЮГЕ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Рекомендуемые участки в различных отложениях: 1 – нижнеюрских, 2 – среднеюрских, 3 – нижне-среднеюрских. Остальные усл. обозначения см. на рис. 3