Одно из необходимых условий нефтегазоносности территории – одновременное существование проницаемых комплексов пород и перекрывающих их флюидоупоров. Сочетание подобных геологических тел было названо И.О. Бродом природным резервуаром, "являющимся вместилищем для воды, нефти и газа" (1951).

За последние 20 лет в пределах юго-востока Западно-Сибирской плиты притоки нефти и газа выявлены в палеозойских отложениях, а также в зоне их контакта с мезозойскими образованиями. Большинство из них установлено в Нюрольской впадине, палеозойские образования наиболее изучены в Западной Сибири. Из последних были получены как высокодебитные, так и малодебитные притоки нефти и газа. На прилегающих к Нюрольской впадине территориях промышленные притоки отмечались севернее на Медведевской площади, входящей в состав Советского месторождения, в Нижневартовском своде; северо-восточнее и южнее – на газонефтяном Чкаловском месторождении в пределах Межозерного вала; газоконденсатном Верхнекомбарском на Пудинском мегавалу; Речном газоконденсатном на Средневасюганском валу; Ягыл-Яхском на Верхнедемьянском мегавалу. Непромышленные притоки нефти и газа в палеозойских отложениях выявлены также на Чебачьей, Северо-Васюганской, Крыловской, Северо-Крыловской, Парбигской, Назинской и других площадях (рисунок).

Типизация резервуаров может проводиться как с генетических, так и с морфологических позиций. Большое разнообразие структурных зон гетерогенных доюрских пород и их тектоническая активность обусловили развитие двух основных типов эрозионно-тектонических выступов, связанных: 1) с унаследованными (конседиментационными) движениями осевых зон антиклинориев; 2) с блоковыми движениями в пределах синклинорных зон. Породы, слагающие выступы первого типа, как правило, представлены метаморфическими и гранитоидными образованиями. На рассматриваемой территории они встречены в пределах Межовского (Межовское месторождение) и Демьянского (Баклянское месторождение) нефтегазоносных районов Каймысовской нефтегазоносной области.

Вопросы классификации и методики выделения проницаемого комплекса и флюидоупоров на примере Западно-Сибирского седиментационного бассейна были рассмотрены Ф.Г. Гурари, Т.И. Гуровой, В.П. Казариновым, А.Э. Конторовичем, И.И. Нестеровым, Г.Н. Перозио, Г.Э. Прозоровичем и Н.Н. Ростовцевым в 1967г. Ими было предложено классифицировать флюидоупоры по площади их распространения в регионе. По этому признаку были выделены региональные, зональные и локальные флюидоупоры (Гурари Ф.Г., Гурова Т.И., Казаринов В.П. и др., 1970). Одновременно такую же классификацию разработал М.К. Калинко (1964). По классификации Э.А. Бакирова (1972) были выделены региональные, субрегиональные, зональные и локальные флюидоупоры. В последующие годы принципы классификации проницаемого комплекса и флюидоупоров рассматривались в работах Г.Э. Прозоровича (1972), А.Э. Конторовича (1976), А.Э. Конторовича, Э.Э. Фотиади, В.И. Демина и др. (1981).

Выявленные резервуары эрозионно-тектонических выступов принадлежат к классу локальных, занимающих менее 10 % территории бассейна. Покрышки рассматриваемых залежей также являются локальными. Они распространены в пределах отдельных поднятий или на некоторых их участках. Разнообразные по возрасту и вещественному составу пологозалегающие слои-флюидоупоры платформенного чехла перекрывают, как правило, с резким стратиграфическим и угловым несогласием гетерогенную, в различной степени дислоцированную поверхность подстилающих образований. Они могут быть представлены глинистыми или глинисто-углисто-алевролитовыми породами нижне-среднеюрского возраста, реже позднеюрского. Однако даже в пределах одного месторождения они могут быть неоднородны. Так, на Останинском и Западно-Останинском месторождениях палеозойские отложения перекрыты тремя различными нижне-среднеюрскими пачками (Биджаков В.И., Даненберг Е.Е., Иванов И.А. и др., 1981). Если формирование выступа происходило после захоронения палеозойской поверхности и отложение пород покрышки осуществлялось на выровненной территории, то флюидоупор мог распространяться по всей площади выступа, образуя структурно-стратиграфическую залежь, подобную Селимхановской. Покрышками могут также служить глинистые образования коры выветривания (на месторождениях Восточном в районе скв. 1 и Останинском в районе скв. 436). Нефтяные залежи на Малоичском и Восточном месторождениях разделены экранами из непроницаемых карбонатных, реже магматических пород.

В позднепалеозойское и ранне-мезозойское время рассматриваемая территория была относительно приподнятой и подвергалась денудации с образованием площадных кор выветривания, мощность которых по данным различных исследователей варьирует от 5-20 м на сводах до 80-100 м на склонах структур. Наличие многочисленных разноамплитудных и разноориентированных тектонических нарушений, а также их неоднократная попеременная активизация, происходившая в пермотриасовый, юрский, меловой и новейший этапы геологического развития, обусловили мелкоблоковый характер этих выступов, способствовали формированию многочисленных магматических образований, инициировали многократную проработку исходных пород вторичными процессами. Это предопределило формирование специфических коллекторов порово-трещинного, трещинного, порово-кавернозно-трещинного типов и их резкую вертикальную и латеральную дифференциацию – от непроницаемых разностей до коллекторов, при испытании которых были получены притоки нефти более 100 м³/сут.

Решающую роль в развитии высокоемких и высокопроницаемых коллекторов играют условия седиментогенеза и унаследованность дальнейших процессов преобразования пород. Благоприятная или неблагоприятная первичная структура порового пространства предопределяет интенсивность и характер постседиментационных преобразований [1]. Поэтому коллекторские свойства бывшей коры выветривания, также претерпевшей значительные вторичные изменения, могут быть как ухудшенными в сравнении с нижележащими палеозойскими породами, так и улучшенными. Так, при испытании известняков верхнего девона–нижнего карбона в скв. 6 Калиновая (интервал 2808-3005 м) был получен более значительный приток нефти, чем из измененных карбонатов коры выветривания (интервал 2808-2832 м); в скв. 10 Калиновая из карбонатных отложений палеозоя был зафиксирован приток нефти с газом (интервал испытания 2990-3005 м), а в керне из коры выветривания, представленном глинисто-карбонатной породой (интервал опробования 2924-2931 м), были обнаружены только выпоты нефти. На Нижнетабаганском нефтяном месторождении в скв. 3 из палеозойских отложений (интервал испытания 2995-3044 м) приток нефти был вдвое выше, чем из коры выветривания (интервал испытания 2995-3010 м). Аналогичное явление наблюдалось и в скв. 2 Урманская, где при испытании палеозойских отложений в колонне (интервал 3088-3103 м) дебит нефти и воды был более значительным, чем из глинистой коры выветривания (интервал испытания 3019-3054 м), откуда было получено только небольшое количество нефтяной эмульсии. Однако на ряде площадей коллекторские свойства коры выветривания значительно лучше, чем в палеозойских отложениях. Так, открытая пористость коры выветривания, сложенной порово-кавернозными органогенными известняками, в скв. 3 Верхтарская достигает 17-25 %. Из нее был получен дебит нефти 120 м3/сут (интервал испытания 2692-2704 м). Высокими фильтрационно-емкостными свойствами обладают бокситоподобные породы, образующиеся в пределах развития чистых карбонатов. Диаспор-сидеритовые руды, вскрытые в разрезе скв. 13 Верхтарская (интервал 2753-2755 м), в участках максимальной разуплотненности имеют открытую пористость 28,4 %, а при их испытании был получен приток воды 630 м³/сут. Дебиты нефти повышаются снизу вверх и на Калиновом, Северо-Калиновом и Останинском месторождениях. Вместе с тем на Казанском месторождении притоки нефти из палеозойских отложений и коры выветривания практически одинаковые.

Проведенные в ПГО "Новоси-бирскгеология" исследования керна скважин на Малоичской площади, вскрывшие палеозойский комплекс на глубину до 1760 м, показали, что известняки относятся в основном к низкопоровым коллекторам, а емкостные свойства определяются вторичной трещиноватостью и кавернозностью, роль которых возрастает в зоне влияния даек. При этом если значения открытой пористости возрастают от 1 до 10 %, то трещинная проницаемость составляет (1,1-86,1)-10^-3 мкм². Там, где нет магматических пород, трещинная проницаемость невысокая (0,13-1,2)-10^-3 мкм². В свою очередь магматические породы (диабазы, гиалобазальты) непроницаемы и характеризуются как породы-покрышки. Их влияние на коллекторские свойства наглядно проявилось при испытании скв. 2 Малоичская, где в интервале 2857-2865 м, включающем тело диабазовых порфиритов (интервал 2858-2863 м), был получен приток нефти дебитом 38 м3/сут.

Подобный пример улучшения коллекторских свойств в зоне контакта карбонатных пород и магматических образований показали испытания скв. 17 Верхтарская, где в интервале 2697-2727 м вскрыты гранит-порфиры, а ниже органогенные известняки. В интервале 2631-2697 м был отмечен приток пластовой воды дебитом 431 м3/сут с растворенным горючим газом, а при испытании в интервале 2697-2720 м притока пластового флюида не получено, как и в интервале 2874-2905 м, сложенном карбонатами.

Наряду с площадной корой выветривания на участках активного проявления тектонической деятельности развивалась кора выветривания линейно-трещинного типа. Здесь притоки нефти и нефтепризнаки связаны с коллекторами глубинно-карстового жильного типа, формирование которых происходит в два основных этапа: сначала проявление жил растворимых минералов, а затем их частичное выщелачивание с образованием системы каверн (Белкин В.И., Медведский Р.И., 1989). Коллекторы подобного генезиса вскрыты на Урманской, Восточной и Арчинской площадях [2].

Если рассмотреть распределение в стратиграфическом диапазоне коллекторов в выявленных резервуарах доюрских пород, то можно отметить, что оно практически равномерно. В нижнем девоне за фиксирован приток нефти в скв. 4 Малоичская и скв. 42 Солоновская. Из отложений нижнего–среднего девона нефть вместе с фонтаном газа была получена в скв. 2 Еллей-Игайская, приток газа – в скв. 180 Лугинецкая, нефти – в скв. 417, 438 Останинские. Нефтеносны также породы среднего девона на Малоичском (скв. 6, 9), Арчинском (скв. 41, 42), Урманском (скв. 5, 11) и Южно-Табаганском (скв. 130) месторождениях. В верхнем девоне притоки УВ были выявлены на Малоичском, Останинском, Тамбаевском месторождениях. Помимо них, небольшие нефтегазопроявления обнаружены в керне и в виде пленки на поверхности глинистого раствора на Калиновом и Нижнетабаганском месторождениях. К отложениям верхнего девона–нижнего карбона приурочены промышленные притоки нефти на Калиновом, Восточном и Чкаловском месторождениях, а к отложениям нижнего-среднего карбона – на Герасимовском месторождении. Таким образом, не наблюдается приуроченности коллекторов этих резервуаров к какому-либо одному определенному стратиграфическому уровню.

В эрозионно-тектонических выступах выявлены два основных типа природных залежей: пластовые и массивные, в каждом из которых может быть выделено несколько подклассов. Классически выраженных пластовых залежей в рассматриваемой группе нет, но часть из них по сумме определяющих признаков может относиться к подклассу пластово-массивных, в пределах которых высота залежи меньше мощности пласта. Примером может являться Межовское месторождение нефти, подложкой которого являются неизмененные граниты, коллектором – их кора выветривания, а покрышкой – аргиллиты позднеюрского возраста. К числу факторов, осложняющих строение данного резервуара, следует отнести многочисленные тектонические нарушения, а также стратиграфическое несогласие, приуроченное к его наиболее гипсометрически приподнятой верхней части.

Пластовые залежи, осложненные литологическими, тектоническими и капиллярными экранами, имеют также Калиновое, Солоновское, Герасимовское месторождения (Контрович А.Э., Сурков В.С., Трофимук А.А. и др., 1994; [2]).

К массивному типу резервуаров относят погребенные рифы. Рифогенным породам присущи следующие особенности. Во-первых, они имеют очень высокую первичную пористость. Во-вторых, одновременно с формированием рифа происходит его литификация с весьма слабым уплотнением (вместе с тем некоторые исследователи современных рифов отмечают, что этот процесс может наступить за очень короткий период времени при полном уничтожении первичной пористости). В-третьих, рифы образуются из химически нестабильных минералов (преимущественно арагонита и кальцита), которые, вступая в реакции с циркулирующими поровыми водами, испытывают различные химические превращения. Детальный литолого-фациальный анализ карбонатных отложений девона, проведенный по керну Малоичской (скв. 2-20) и Верхтарской (скв. 2, 3, 5, 7, 11-13, 14, 17) площадей показал широкое развитие в этом районе рифогенно-аккумулятивных фаций [З]. Основная залежь нефти на Малоичском месторождении приурочена к органогенно-обломочным известнякам и метасоматическим доломитам передового склона Малоичской банки.

Анализируя число резервуаров по всему разрезу эрозионно-тектонических выступов и перекрывающих их отложений мезозоя, по убыванию их можно подразделить на следующие три неравные группы: 1) резервуары только в мезозойских отложениях, 2) в мезозойских и небольшие резервуары в палеозойских отложениях, 3) только в палеозойских отложениях, но иногда имеющие незначительные по размерам резервуары в образованиях мезозоя.

Анализ свойств нефтей, находящихся в коллекторах доюрского возраста, позволил разделить их на несколько семейств (Конторович А.Э., Данилова В.П., Костырева Е.А. и др., 1998).

Представителем семейства I является еллей-игайская нефть (скв. 2 Еллей-Игайская, интервал испытания 3963-4044 м). К этому же семейству относятся малосмолистые нефти с низким содержанием парафинов из внутрипалеозойских резервуаров на Еллей-Игайской, Малоичской и Тамбаевской площадях. Генетически они относятся к морскому генотипу и связаны с палеозойскими отложениями.

Нефти семейства II полигенны и образовались в основном из ОВ наземной природы и УВ, мигрировавших из морских нефтематеринских пород палеозоя, их источником также могло быть аквагенное ОВ озерной и ингрессионно-морской природы тогурской свиты. Они встречены только в Нюрольской впадине.

Нефти семейства III по значениям биомаркерных показателей максимально удалены от таковых семейства I. В него входят ягыл-яхская и Верхнекомбарская нефти – типичные континентальные нефти, источником которых являются нефтематеринские породы озерно-болотного и болотного генезиса.

Пиролиз Rock-Eval представительной коллекции керна кровли палеозойского комплекса, коры выветривания и нижнеюрских отложений Среднего Приобья показал, что палеозойские образования либо изначально не обладали нефтегенерационным потенциалом, либо полностью его исчерпали до начала мезозойского седиментогенеза. Отложения коры выветривания не могут быть отнесены к потенциально нефтематеринским [5]. Это подтвердило ранее сделанный вывод о том, что только тогурские или радомские суббитуминозные глинистые пачки характеризуются умеренным, редко богатым нефтегенерационным потенциалом (Конторович А.Э., Стасова О.Ф., Фомичев А.С., 1964).

1. На рассматриваемой территории в палеозойских породах большинство резервуаров УВ приурочено к эрозионно-тектоническим выступам, образовавшимся при блоковых движениях в пределах синклинорных зон. Выявленные резервуары относятся к классу локальных.

2. Залежи рассматриваемых резервуаров как пластовые, так и массивные имеют сложное сочетание литологических, тектонических и капиллярных экранов.

3. Возраст палеозойских отложений, слагающих эрозионно-тектонические выступы, варьирует от раннего девона до среднего карбона включительно.

4. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов выявленных резервуаров сформировались в результате наложения на разнофациальные палеозойские породы многочисленных вторичных изменений, в результате чего они приобрели резкую вертикальную и латеральную дифференциацию.

1. Багринцева К.И., Дмитриевский А.Н. Теоретические основы прогноза зон высокоемких карбонатных коллекторов в разнофациальных отложениях // Осадочные бассейны и нефтегазоносность. – М.: Наука, 1989.
2. Геологические условия нефтегазоносности верхней части палеозойского разреза Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.А. Иванов, А.Е. Свешников и др. // Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. – Новосибирск, 1991. – С. 152-171.
3. Запивалов Н.П., Пехтерева И.А., Сердюк З.Я. Выделение и картирование палеозойских рифовых массивов Западной Сибири // Геология нефти и газа. - 1989. - № 11. - С. 5-12.
4. Калинко М.К. Зависимость строения и нефтегазоносности природных резервуаров от характера цикличности слагающих их отложений // Цикличность осадконакопления и формирования залежей нефти и газа. – М., 1985. - С. 20-26.
5. Об источнике нефтей, обнаруженных в коре выветривания и кровле палеозойского фундамента на площадях Среднего Приобья / Н.В. Лопатин, Т.П. Емец, О.И. Симоненкова, Ю.И. Галушкин // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1997. - № 7. - С. 7-22.

Over the territory under consideration in Paleozoic rocks most hydrocarbon reservoirs were found in erosion-tectonic scarps formed during block movements within synclinore zones. Oil and gas reservoirs under discussion are confined to rocks of wide stratigraphic and lithological range and have a local distribution. Filtration-capacity characteristics of the reservoirs recognized are the result of numerous secondary changes. They have a sharp vertical and lateral differentiation. Exploration results show that Paleozoic sequence seems to be a very compicate target for exploration, prospecting and production, however, commercial oil and gas potential may be associated with it.

1 – структуры 1 порядка (I – Каймысовский свод, II – Средневасюганский мегавал, III – Парабельский мегавал, IV – Пудинский мегавал, V – Межовский свод, VI – Колтогорский мегапрогиб, VII – Усть-Тымская впадина, VIII – Нюрольская впадина); 2 – структуры II порядка (1 – Черемшанское куполовидное поднятие, 2 – Межозерный вал, 3 – Фестивальный вал, 4 – Соболиный вал, 5 – Игольское куполовидное поднятие,6– Лавровский наклонный вал, 7 – Герасимовский структурный мыс, 8 – Камышинский вал, 9 – Таволгинский структурный мыс, 10 – Олимпийское куполовидное поднятие); 3 – месторождения УВ