Среднеобская нефтегазоносная область

Рассматриваемая область находится в центральной части Западно-Сибирской низменности, по обе стороны от субширотного течения Оби. Первое месторождение — Мегионское — открыто

в 1961 г.

Основные черты геологического стро­ения. В основании осадочного чехла залегает тюменская свита

(нижняя — средняя юра). Она выражена переслаиванием песча­ников, алевролитов и глин. Верхняя юра представлена васюган-ской и георгиевской свитами, состоящими из чередующихся пес­чаников и аргиллитов. Мегионская и вартовская свиты (валан-жин и готерив — баррем) сложены выдержанными пластами пес­чаников, разделенных аргиллитами. Мегионская свита более гли­нистая, чем вартовская. В разрезе вартовской свиты преобладают хорошо выдержанные пласты и пачки песчаников мощностью от нескольких до 40—45 м.

Среднеобская нефтегазоносная область в тектоническом отно­шении соответствует центральным наиболее погруженным уча­сткам Западно-Сибирской платформы. В пределах области вы­деляются два крупных свода — Сургутский и Нижневартовский, разделенные неглубоким и узким Ярсомовским прогибом. Сургут­ский свод представляет собой удлиненную структуру, ориенти­рованную почти в меридиональном направлении. Размеры его 325x125 км. Амплитуда свода по отношению к депрессионным участкам 350 м. Размеры Нижневартовского свода 230 X 200 км, амплитуда 300—450 м. Своды осложнены валами, состоящими из серии многочисленных локальных складок, к которым приурочены все известные нефтяные месторождения. Локальные складки, как правило, асимметричны, углы падения пород на крыльях не превышают 2°.

Нефтегазоносность установлена в тюменской, ва-сюганской, мегионской и вартовской свитах. Основные запасы нефти связаны с отложениями вартовской и верхов мегионской свит. В их разрезе выделяется более 30 проницаемых песчаных пластов, из которых 20 с доказанной промышленной нефтегазо-носностыо.

Плотность нефтей Среднеобской области 0,854—0,901 г/см³. Содержание серы 0,8—1,9 %. Наибольшее содержание серы в неф-тях месторождений Сургутского района. Все нефти малопарафи-нистые (1,9—5,3 %).

Месторождения нефти и газа связаны с поло­гими платформенными поднятиями, часто осложненными более мелкими брахиантиклинальными складками. Большинство за­лежей нефти и газа пластового сводового типа. Развиты литологи-чески экранированные залежи нефти, обусловленные фациальной изменчивостью коллекторов нижнемеловых отложений.

Самотлорское нефтяное месторождение (рис. 66) расположено в центральной части Нижневартовского свода и приурочено к об­ширному поднятию, осложненному тремя пологими брахианти­клинальными складками — Самотлорской, Белоозерной, Мар­товской. Продуктивны здесь отложения готерива — баррема и валанжина на глубине 1700—2200 м. Готерив-барремская про­дуктивная толща, заключающая основные запасы нефти, пред­ставлена частым чередованием песчаников, алевролитов и аргил­литов, характеризующихся значительной литологической измен-

чивостью как по площади, так и по разрезу. В толще выделяется до пяти песчаных пластов (AB_Z — AB_V), из которых наиболее выдержаны пласты AB_It AB_IV и AB_V. Эти же пласты обладают наилучшими коллекторскими свойствами. Все нефтеносные пласты этой толщи гидродинамически связаны между собой и образуют залежь массивного типа. Высота залежи более 100 м. Залежь имеет газовую шапку высотой до 40 м. Дебиты нефти 250— 400 м³/сут. В разрезе валанжинских отложений также выделяется ряд песчаных пластов, из которых основными по запасам нефти являются пласты БВущ и БВ_Х. Небольшие залежи связаны также с пластами BB_v_vi- Пласты сложены песчаниками. Залежи нефти пластовые сводовые. Дебиты нефти 250—450 м³/сут.