3 роки тому
Немає коментарів

Sorry, this entry is only available in
Російська
На жаль, цей запис доступний тільки на
Російська.
К сожалению, эта запись доступна только на
Російська.

Восточнее Усть-Балыкского, рядом с Западно-Сур­гутским, открыто крохотное Сайгатинское месторожде­ние. Нефть в нем имеется только в одном пласте БС1.

Высота залежи здесь всего семь метров. Но место­рождение интересно другим. Подземный рельеф нефтесодержащего пласта любого месторождения имеет вид холма, в вершине которого находится нефть или газ. Такое строение пласт приобретает не сразу. Ловушка для нефти или газа растет постепенно. Это свойство ловушки используется для определения времени фор­мирования залежей нефти и газа. Особенностью ловуш­ки в пласте BC1 Сайгатинского месторождения являет­ся то, что в замкнутом виде она образовалась в неоге­новое время. А раз не было ловушки, то не было и нефти в ней. Отсюда формирование залежей нефти произошло сравнительно недавно.

Подобный анализ был проведен по многим место­рождениям Западной Сибири, и везде получен один ответ — независимо от пласта, от глубины залегания залежей, от их размеров и состава нефть или газ в них появились в неогеновое или в конце палеогенового вре­мени.

Такой вывод еще недавно встречался в штыки большинством геологов, но сейчас все больше фактов приводится в пользу молодого возраста нефти и газа в месторождениях нефти и газа Западной Сибири. По­жалуй, можно сказать: все факты пока свидетельст­вуют о молодом возрасте месторождений.

Этот вывод — о молодом возрасте образования зале­жей нефти и газа в Западной Сибири — имеет большое значение для практики поисков месторождений. Как среди научных работников, так и среди производствен­ников еще много специалистов, пытающихся искать нефть с помощью определения времени образования ловушек. При этом большинство сторонников такого метода считает: чем древнее ловушка, тем больше ве­роятность нахождения в ней нефти или газа.

Почему же так упорно стремление связывать нали­чие нефти с древними ловушками? На отдельных участках такая закономерность действительно отмечается. Но связана она с другими причинами. И в первую оче­редь с тем, что подземные поднятия, образовавшиеся в более древнее время, как правило, имеют большую высоту, ибо интенсивность роста, интенсивность текто­нических сил почти всегда затухают вверх по разрезу. Чем больше высота подземного поднятия, тем более вероятно в песчаных пластах выделение газов из рас­творенного в свободное состояние при региональном снижении гидростатического давления. А это приводит к появлению залежей нефти или газа.

Значит, интенсивность роста подземных поднятий лишь косвенно можно связывать с наличием залежей нефти и газа. В геологии нефти и газа очень важно комплексно решать вопрос о поиске месторождения.

Интересна судьба открытия самого перспективного в Сургутском районе — Федоровского месторождения нефти. В долине реки Черная Речка северо-восточнее Сургута в 1960 году сейсморазведчики выявили Северо-Сургутское подземное поднятие. К северу от него они нарисовали систему мелких, не связанных между собой структур подземного рельефа пластов. В 1963 году на Северо-Сургутской площади скважиной № 57 была открыта нефть в песчаном пласте БС1. Залежь по бу­рению четырех скважин была определена как не инте­ресная. Дальнейшая разведка представлялась не эф­фективной. Были более определенные объекты для поисков. Но на Северо-Сургутской площади забыли проверить наличие нефти в самом верхнем пласте — АВ4. А если бы это сделали, то получили бы газ с нефтью. Поиски границ этой залежи привели бы раз­ведчиков к открытию месторождения. Но этого не случилось.

К месторождению возвратились только в 1971 году. Сейсморазведчики провели здесь дополнительные ис­следования и показали, что Северо-Сургутская площадь является лишь частью, при этом небольшой частью, более крупного подземного поднятия, центр которого расположен севернее Северо-Сургутской пло­щади. Первая же скважина дала фонтан нефти. Нача­лось бурение других скважин. В результате было до­казано наличие нового месторождения, которое охватывает Северо-Сургутскую, Федоровскую, Северо-Федоровскую, Моховую и Восточно-Моховую подзем­ные структуры. В месторождении оказалось девять пластов с нефтью. Из них в верхних двух пластах кро­ме нефти присутствуют газовые залежи.

Месторождения типа Федоровского довольно часто встречаются в Западной Сибири. От обычных место­рождений они отличаются тем, что залежи в них охва­тывают и объединяют в единое месторождение не­сколько сближенных подземных структур. Это выдви­нуло проблему поисков таких месторождений.

При изучении подземного рельефа пород мы всегда видим обилие то мелких, то более крупных холмистых возвышенностей. Но в одних участках месторождения приурочены только к одиночным подземным холмам, в других — к группе смежных холмов. Запасы нефти или газа во втором типе месторождений в десять, а то и в несколько десятков раз больше, чем в первом типе. Но как искать такие месторождения? Ведь подземные поднятия, пока они не пробурены, по внешнему виду не отличаются друг от друга.

И опять на помощь приходит знание древней гео­графии и прогноз наличия нефти или газа по генети­ческой методике. В Сургутском районе месторождения в объединенных ловушках расположены по окраинам свода. На Нижневартовском своде все наоборот. В центре свода открыты месторождения, объединяю­щие несколько смежных подземных холмов, а по окраинам — месторождения одиночных подземных структур. В зависимости от древних географических условий, размеров подземных поднятии по высоте и глубине залегания предполагаемых нефте- или газо­насыщенных пород можно заранее, когда еще не про­бурены скважины, указать, где будут объединенные, а где одиночные месторождения.

В Сургутском районе имеется еще одно интересное месторождение, изучение которого натолкнуло на мысль о раздельном прогнозировании нефтяных и га­зовых залежей. Речь идет о прогнозе, по которому можно было заранее до бурения определить, где будут нефтяные, а где газовые скопления. Сейчас вопрос этот приобретает особую остроту в северных районах За­падной Сибири. А ответ на него мы находим в Сургуте.

В западной части Сургутского района в 1966 году было открыто Лянторское месторождение нефти и газа. Это очень крупное подземное поднятие длиной бо­лее 70 километров и шириной 10—20 километров. Боль­шую часть этого месторождения занимает газ. Нефть подстилает газовую залежь в виде оторочки толщиной 10—15 метров. Скважины дают в сутки по 500—600 тысяч кубических метров газа и 20—50 тонн нефти.

Севернее Лянторского месторождения находится Алехинское подземное поднятие. Глубина до готерив­ских пластов, в которых содержится газ на Лянторе, здесь на 60—70 метров больше. В 1971 году в тех же самых пластах были открыты залежи нефти. Почему нефти, а не газа? Если проследить историю, то Алехин­ская площадь в момент накопления готеривских пластов находилась в более глубокой части моря.

В свое время еще академик И. М. Губкин, выдвигая идею поисков нефти в Западной Сибири, в качестве главного обоснования приводил тезис о переходе угле­носных пород в нефтеносные по мере углубления мор­ского бассейна. Здесь то же самое, только в миниатю­ре: газоносные фации пород переходят в нефтеносные по мере углубления морского дна. К югу от Лянтора точно такая же картина. Там имеется Камарьинское подземное поднятие, готеривские отложения которого накапливались в более глубоководных условиях. Про­буренная здесь скважина дала фонтан нефти.

Эту закономерность можно, конечно, смело исполь­зовать при прогнозировании новых месторождений.

В 1973 году было открыто Южно-Сургутское место­рождение нефти. Значение этого открытия трудно пе­реоценить. Месторождение открыто по рекомендациям ученых и является первым из числа месторождений нового типа, где залежь нефти связана не с наличием куполовидного рельефа подземных пород, а с зоной перехода в глины. Ловушка в таких залежах с трех сторон ограничена глинистыми породами. Сейчас поч­ти все открытые месторождения нефти и газа находят­ся в пределах замкнутых поднятий подземного релье­фа пород. Но даже на них около половины всех зале­жей так или иначе наряду со структурным контролем ограничиваются и литологическим составом пород, т. е. зонами глинизации песчаных пластов. Такой вы­сокий процент залежей с литологическими ограниче­ниями в пределах подземных поднятий говорит о том, что во впадинах рельефа подземных пород литологи­ческих ловушек еще больше и в них, безусловно, будут найдены новые месторождения нефти и газа.

На Южно-Сургутском месторождении залежь неф­ти находится в песчаном пласте валанжинского возра­ста на глубине 2400 метров. Пласт песчаника полого поднимается от левобережных районов Оби по направ­лению к Сургуту. С трех сторон он ограничен глини­стыми породами, а в самой верхней части почти при­мыкает к Западно-Сургутскому месторождению нефти, отделяясь от него глинистой перемычкой шириной от 1—2 до 3—5 километров.

При поисках месторождений обычного структурного типа большую помощь геологам оказывают сейсморазведчики. С помощью специальной аппаратуры они дают подземный рельеф пород. Однако для поисков месторождений литологического типа этого мало. Ну­жен не только рельеф подземных слоев земли, но и состав пород. Сейчас состав пород на глубине прогно­зируется путем изучения условий образования и накоп­ления их в различных палеогеографических условиях. Но нужно разрабатывать и геофизические способы по­исков таких литологических ловушек.

Третьим районом в Среднеобской нефтегазоносной области является Нижневартовский. Площадь его 70 тысяч квадратных километров, из которых третья часть приходится на Нижневартовский подземный свод. В пределах района открыто 32 месторождения нефти. Из них шесть расположено в Томской области, 25 — в Тюменской и одно — на границе между этими областями. Самотлорское месторождение нефти нахо­дится в центре Нижневартовского района. В этом рай­оне в эксплуатации находятся 6 месторождений, из которых добыто более 125 миллионов тонн нефти. Из них 23 миллиона приходится на Вартовско-Соснин­ское месторождение, расположенное на границе Тюмен­ской и Томской областей.

Первым в районе и первым в Среднем Приобье в апреле 1961 года открыто Мегионское месторождение, расположенное в долине реки Оби. Здесь, на острове Баграс, Новосибирское геологическое управление нача­ло бурить скважину № 1. Завершение бурения и ис­пытание скважины уже проводились Тюменским гео­логическим управлением.

Первым был испытан пласт песчаника юрского воз­раста на глубине 2444 метра. Пласт дал чуть более одной тонны в сутки нефти. Конечно, это не промыш­ленный объект. Только в 1965 году из юрского пласта были получены суточные притоки нефти более 50 тонн.

Следующий объект был намечен на глубине 2358 метров. И опять неудача — дебит скважины составил всего 150 литров в сутки, еще меньше, чем в юрском пласте.

По поводу дальнейших работ в скважине № 1 воз­ник спор. Наметилось два интересных объекта. Один в пласте БВ10, другой — в пласте БВв. Первый объект по электрокаротажным диаграммам не представил ин­тереса: несколько мелких слоев песчаника, из которых в лучшем случае можно было получить столько же нефти, сколько в уже испытанных нижних объектах. Но из этих песчаников был поднят нефтенасыщенный керн. То ли это было естественное насыщение, то ли по халатности после извлечения из скважины он был обмыт соляркой — сейчас определить трудно. Второй объект — пласт BB8 — представлял собой хороший пес­чаник с высоким электрическим сопротивлением, ха­рактерным для нефтяных пластов. Но керна из него поднято не было.

Между Тюменью и Сургутом началась перестрелка радиограммами: какой из этих пластов испытывать в первую очередь? Решено было испытать оба. Первым снизу был пласт БВю. И вдруг неожиданно фонтан нефти! За сутки скважина давала 300 тонн! Впоследст­вии все же выявилось, что нефть шла из вышележа­щего пласта БВв. Между стенками скважины и колон­ной труб не оказалось цемента, и нефть по этой пусто­те свободно передвигалась из пласта BB8 к дырам в колонне труб, простреленным против пласта БВю.

Так открыли Мегионское месторождение. Значение этого открытия не только в том, что оно первое в Среднем Приобье и что оно положило конец разгово­рам о перспективности района, а главное в том, что это был первый фонтан Западно-Сибирской нефте­газоносной провинции. Ранее полученные фонтаны в Шаиме давали только повод для обоснований о перспективах Западной Сибири. Мегионский фонтан дока­зал это.

Самотлорское месторождение открыто в 1965 году. Оно расположено севернее города Нижневартовска. В состав месторождения входят Самотлорская, Мар­товская, Белозерная, Пауйская, Черногорская площади. Каждая из этих площадей — это самостоятельные под­земные поднятия в рельефе мезозойских пород. Но за­лежи нефти до краев наполняют эти ловушки и рас­пространены шире, в том числе и в погружениях под­земного рельефа между указанными выше площадями.

После первых пробуренных скважин ясности о раз­мерах месторождения не было. Предполагалось, что на каждой подземной структуре будут самостоятельные месторождения. В 1966 году была построена карта из­менения глубин поверхности контакта вода — нефть на Нижневартовскомсводе. В центральной части свода был дан прогноз на открытие в породах валанжина одиннадцати новых месторождений. Кроме того, по­верхность изоконтактов в районе Самотлора была про­ведена на глубине 2150—2180 метров. Выше этих отме­ток попадало крупное подземное поднятие, очерченное изолинией глубиной 2140 метров. В контур этой пло­щади попадали Мыхпайское, Самотлорское, Белозер­ное, Мартовское, Черногорское и другие подземные купола. Значит, на этой огромной площади нужно было ожидать единую сплошную залежь нефти выше отметки глубин 2140 метров. Однако это было только предположение. Окончательное слияние залежей Самотлорского, Мыхпайского, Белозерного и Мартовского куполов в единое месторождение было доказано лишь после бурения скважин в погруженных участках ме­жду куполами. Так из отдельных разрозненных место­рождений сформировался единый Самотлор — место­рождение, которое сейчас привлекает к себе внимание всей геологической общественности.

На Самотлорском месторождении имеются семь нефтяных залежей и одна нефтегазовая. Кроме того, под озером Самотлор в породах сеноманского возраста имеется небольшая газовая залежь.

В валанжинских породах на глубине 2000—2150 мет­ров залегает нижняя группа нефтяных пластов. Нефть в них легкая, содержащая бензина и керосина до 50— 55 процентов, серы — 0,6—0,7 процента. В нефтяных пластах температура равна 65—70 градусов. Суточное количество нефти, получаемое из одной скважины, оценивается в 100—200 тонн. Но есть и такие скважи­ны, в которых получают в сутки до 1200 тонн. В каж­дой тонне нефти содержится до 100 кубометров газа, выделяемого при подъеме нефти на поверхность.

В аптских и барремских породах на глубине 1600— 1700 метров залегает вторая группа нефтяных пластов. Нефть в них более тяжелая, содержание керосинов и бензинов равняется 45—50 процентов, серы — до 0,8— 0,9 процента. Температура нефти в пластах равна 60— 65 градусов. Суточная производительность скважин до­стигает 60—100 тонн. В каждой тонне нефти растворе­но до 150 кубических метров газа.

В самом верхнем аптском пласте над нефтью зале­гает залежь свободного газа с небольшим содержанием конденсата. Аптский нефтеносный пласт имеет очень большую площадь распространения — значительно больше контуров Самотлора. В последние годы было доказано, что нефть в аптском пласте без перерывов, в виде сплошной залежи, уходит за границу Самотлор­ского месторождения и охватывает Аганское, Мыхпай­ское, Мегионское и Ватинское месторождения.

Самотлорский промысел им. В. И. Ленина является известным в стране. В 1973 году из месторождения добыто 39 миллионов тонн нефти, в 1974 году — почти 62 миллиона тонн, а в 1975 году предполагалось полу­чить 84 миллиона тонн.

Близким по геологическому строению с Самотлор­ским является Вартовско-Соснинское месторождение нефти. Оно состоит из серии сближенных куполов — Нижневартовского, Соснинского, Советского и Медве­девского, объединенных природой в одно месторожде­ние. Как и Самотлорское, Вартовско-Соснинское место­рождение открывалось по частям, а затем было дока­зано объединение этих частей в единое целое. Однако даже сейчас, когда месторождение уже несколько лет находится в эксплуатации, есть специалисты, не соглас­ные с присоединением Нижневартовских залежей к Соснинско-Советским. Правда, причина, по-видимому, больше ведомственная: Нижневартовская площадь расположена в Тюменской области, а большая часть Соснинской и полностью Советская и Медведевская площади — в Томской области.

На Соснинской площади залежи нефти выявлены в 1962 году, на Советской и Медведевской — в 1963, на Нижневартовской — в 1964-м. Окончательное объ­единение этих площадей в единое месторождение было доказано в 1965—1970 годах. В пределах месторожде­ния сейчас открыто 14 залежей нефти на глубинах от 1650 до 2700 метров. Все нефтеносные пласты разделя­ются на три группы. Нижняя группа продуктивных пластов имеется только в пределах Медведевского под­земного купола и приурочена к отложениям юрского возраста. Здесь три пласта с нефтью на глубинах от 2450 до 2700 метров. Пласты отделены друг от друга водосодержащими песчаными и глинистыми породами мощностью 60—170 метров.

Наиболее интересным является песчаный пласт ЮВ11. Он залегает на глубине 2700—2730 метров непо­средственно на известняках фундамента. Это дает по­вод считать нефть Медведевского купола палеозойской, полученной из фундамента. Залежь имеет кольцевое строение. В наиболее приподнятой части купола ее нет, так как нефтесодержащие песчаники пласта ЮВ11 не достигают вершины купола. На глубине в пластовых условиях нефть находится при температуре 90 граду­сов. Ежесуточно из скважин поступает 300 тонн неф­ти, которая имеет своеобразный химический состав. Она содержит более 20 процентов парафина. Как толь­ко поступившая из скважины нефть остывает до ком­натной температуры, она превращается в вязкую массу, которую можно перевозить в обычных ящиках. Но достаточно пригреть солнцу до температуры выше точки плавления парафинов, и вязкая масса вновь пре­вращается в подвижную жидкость. Это свойство мед­ведевской нефти часто используют геологи, чтобы по­разить воображение непосвященных людей.

Вторая группа нефтеносных пластов залегает на глубине 2000—2150 метров. Это породы валанжинского и готеривского веков мелового периода. Основным из них является пласт БВ10. Нефть в нем группируется на двух основных площадях — Нижневартовской и Со­снинско-Советской. Суточное количество нефти, посту­пающее из одной скважины, достигает 150—200 тонн. Температура нефти — 65—75 градусов. В каждой тонне содержится 60—80 кубических метров газа. Нефти до­вольно легкие. Содержание бензинов и керосинов в них равно 45—55, серы — 0,6—0,7, парафинов —1,5—2 про­цента.

Третья группа нефтеносных пластов на Вартовско-Соснинском месторождении залегает на глубине 1650— 1700 метров. Это породы аптского возраста. Нефть здесь сплошным покровом занимает все площади ме­сторождения. Суточное количество нефти, поступаю­щее из каждой скважины, равно 10—50 тонн, редко доходит до 150 тонн. Температура в пласте равна 50— 60 градусам. В тонне нефти содержится 50—80 куби­ческих метров газа. Количество бензинов и керосинов равно 45—50, серы — до 0,75—0,80.

Вартовско-Соснинское месторождение — перспектив­ное в Томской области. Часть его находится на терри­тории Тюменской области. Это явилось предметом шуточных рассказов, бытующих среди геологов, отно­сительно перспектив нефтеносности Томской и Тюмен­ской областей. Поскольку запасы нефти и газа в Тюме­ни намного выше, чем в Томске, то часто в шутку гово­рят: тот, кто проводил границу между этими областя­ми, знал о нефти и провел ее так, что почти все месторождения оказались на тюменской стороне. Он ошибся только в районе Вартовско-Соснинского месторождения, где граница рассекла его. Но и здесь любители острот находят выход. Граница областей проходит через Соснинскую площадь по протоке По­сол. Первая скважина, открывшая месторождение в 1962 году, бурилась на берегу протоки на томской стороне. Но вследствие искривления ствола скважина вскрыла нефтеносный пласт БВ10 уже на тюменском берегу Посола. И первая нефть Вартовско-Соснинского месторождения получена из Тюменской области.

Нижневартовский нефтегазоносный район достаточ­но известен. Почти вся территория его сейчас изучена глубоким бурением. Прогнозные запасы нефти района, оцененные почти десять лет назад, полностью до­казаны бурением. Значит ли это, что район исчерпал себя и что новых открытий уже не будет? Конечно, нет. Когда производилась оценка прогнозных запасов, то совершенно не была учтена нефть в литологических ловушках. Это не значит, что тогда не знали о суще­ствовании таких ловушек с нефтью. Но методики под­счета прогнозных запасов в таких ловушках не было. Ее нет, к сожалению, и сейчас. Нефть в литологических ловушках — основной резерв будущих поисков. Геоло­гические условия Нижневартовского района очень бла­гоприятны для образования их. И нефть в них, безус­ловно, будет найдена.

Нефть из месторождений Среднеобской области идет на нефтеперерабатывающие заводы Сибири и ев­ропейской части СССР по системам мощных нефтепро­водов: Усть-Балык — Омск, Александрове — Анжеро-Судженск, Самотлор — Альметьевск. Строится нефте­провод Самотлор — Куйбышев. Нефтедобывающая про­мышленность создала по берегам Оби новые крупные города и поселки: Нефтеюганск, Сургут, Нижневар­товск, Стрежевое. Наиболее быстрыми темпами стро­ится Нижневартовск, население которого уже превыси­ло 50 тысяч человек.

Все, что расположено севернее Березово, Фроловской и Среднеобской нефтегазоносных областей, часто называют севером Западной Сибири. Но геологически это разные территории. На севере Западной Сибири выделяются следующие нефтегазоносные области: Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Южно-Ямальская, Гыданская, Усть-Енисейская и другие.

Первые четыре расположены в Тюменской области, Усть-Енисейская — в Красноярском крае. В недрах этих областей скрываются кладовые нефти и газа. Задача геологов — быстро их найти и поставить на службу народному хозяйству.

Надым-Пурская нефтегазоносная область. Она про­тягивается полосой до 200 километров ширины от се­верных границ Сургутского и Нижневартовского рай­онов до побережья Обской губы. Площадь области — почти 100 квадратных километров. На ее территории открыты месторождения газа и конденсата. Сейчас здесь 18 месторождений нефти и газа. Самыми инте­ресными из них являются Уренгойское и Медвежье. Одно из них (Медвежье) находится в эксплуатации. Из него уже получено более 12 миллиардов кубометров газа, который транспортируется по газопроводу Мед­вежье — Пунга — Урал. В районе промысла строится город Надым.

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение протянулось в левобережье реки Пур с севера на юг на 180 километров при ширине 30—40 километров. На месторождении открыто 15 залежей. В валанжинских и готеривских отложениях на глубинах 2300—3100 мет­ров находятся газоконденсатные залежи. Во многих из них имеется оторочка нефти.

Газоконденсатные залежи — это смесь легких фрак­ций нефти типа бензинов, керосинов и газа. Нефть в пласте растворена в газе, и вся смесь находится в паро­образном состоянии. Когда такая смесь попадает в скважину и устремляется на поверхность, то из-за уменьшения температуры и давления нефть выделяет­ся из газа и при фонтанировании мы видим жидкость и газ отдельно. Количество нефти, или правильнее кон­денсата, растворенного в газе, может достигать 500— 800 кубических сантиметров на каждый кубический метр газа. На Уренгойском месторождении в каждом кубическом метре газа содержится 100—200 кубиче­ских сантиметров конденсата. При суточной произво­дительности скважины 1 миллион кубометров газа количество конденсата, поступающего из скважины, будет составлять 70—140 тонн.

Наиболее крупным из валанжинских и готеривских пластов является пласт БУв. Он залегает на глубине 2650—2725 метров. Газовая смесь с конденсатом нахо­дится в пласте под температурой 75 градусов и при давлении 275 атмосфер. Суточная производительность скважин по газу составляет 300—400 кубических мет­ров, по конденсату — 30—50 тонн. Конденсат на 90 про­центов состоит из бензина и керосина.

На Уренгойском месторождении на глубине 1200— 1400 метров в породах сеноманского возраста находит­ся вторая группа продуктивных пластов, заполненных газом. В отличие от нижних пластов газ здесь почти целиком состоит из метана. Суточная производительность скважин достигает 1,5—2 миллионов кубических метров газа.

Кроме газа и конденсата на Уренгое имеется не­большое количество нефти. Она залегает во многих газоконденсатных залежах в нижней части слоем 10— 15 метров. На севере, в том числе в Надым-Пурской области, прогнозируются новые месторождения неф­ти. Но где их искать? Сегодня наиболее обоснована гипотеза о переходе газосодержащих пород валанжина и готерива на более погруженных участках этих же слоев в нефтесодержащие отложения. Особенно харак­терной предполагается территория к востоку от Урен­гойского месторождения. Правильность этой гипотезы уже подтверждается. В 1974 году восточнее Уренгоя были пробурены скважины на Самбургском куполе. В двух пластах, которые на Уренгое содержат газоконденсатные залежи, здесь получена нефть. Фонтан неф­ти с глубины 2560 метров получен на Юбилейном ку­поле. Все это является доказательством наличия нефти в Надым-Пурской нефтегазоносной области. В 1966 го­ду на берегу Обской губы открыто Ныдинское место­рождение, а в 1967 году — Медвежье. В 1968 году были пробурены скважины между этими подземными куполами и получены фонтаны газа. Эти месторожде­ния объединены под названием Медвежье. В виде крупной подземной гряды месторождение протянулось от реки Правая Хетта до Обской губы на 120 километ­ров. На месторождении имеется три продуктивных пласта, из которых в двух содержатся газоконденсат-ные залежи, а в одном — газовая.

Газоконденсатные залежи сравнительно мелкие и особого интереса сейчас не представляют.

Газовая залежь находится в сеноманских породах на глубине 1050—1200 метров. Газ в основном состоит из метана. Температура его 30—32 градуса, давление — до 120 атмосфер.

Пур-Тазовская нефтегазоносная область. Она распо­ложена восточнее Надым-Пурской, в междуречье рек Пура и Енисея. По геологическому строению она мало отличается от предыдущей. В прошлом, почти на протя­жении всей мезозойской эры, породы здесь всегда на­капливались в более мелководной обстановке, чем в западных районах. Поэтому в Пур-Тазовской области больше песчаных пород, чем в Надым-Пурской. Этот фактор отразился на формировании залежей нефти и газа.

Сейчас в Пур-Тазовской нефтегазоносной области открыто пять месторождений. Одно из них находится в Красноярском крае. Самым интересным является За­полярное месторождение, открытое в 1965 году. В нем восемь продуктивных пластов, из которых два содер­жат метановый газ, остальные — газоконденсатные за­лежи с нефтяными оторочками.

Газоконденсатные залежи залегают на глубинах от 2500 до 3100 метров. Температура в газоконденсатных пластах достигает 60—85 градусов, давление изменяет­ся от 240 до 300 атмосфер. В сутки скважины дают 400—700 тысяч кубических метров газа и 125—135 тонн конденсата. Толщина нефтяных оторочек равняется 20—30 метрам.

На глубине 1300—1500 метров в породах сеноманского возраста залегают пласты песчаников, насыщен­ные метановым газом. Суточная производительность скважины равняется 1—2 миллионам кубических мет­ров газа, а иногда достигает 7 миллионов. Газ находит­ся под давлением 135 атмосфер при температуре 35 градусов.

В большинстве месторождений севера Западной Си­бири над сеноманскими песчаными породами залегает мощная толща глин и кремнистых пород толщиной до 1000 метров. На Заполярной площади в нижней части этой толщи появляется гигантская линза песков размером 25X50 километров. Со всех сторон эта линза окру­жена глинами. В ней есть газ, похожий по химическо­му составу на газ сеноманских отложений и отделен­ный пластом глин толщиной 40 метров.

По возрасту песчаники в линзе относятся к сантон­скому веку верхнемеловой эпохи. Газ в сантонских песчаниках имеет одну особенность: он находится под давлением 130 атмосфер, а гидростатическое давление на этой глубине составляет 115 атмосфер, т. е. на 15 атмосфер меньше. Это и послужило основой для предположения, что газ в сантонскую линзу песков попал из сеноманских пород, где давление выше.

Однако возможен и другой вариант: газовая залежь в сантоне является самостоятельной и не связана с сеноманской. В пользу этого мнения доводов больше. Во-первых, по всей Западной Сибири — там, где залежи нефти или газа со всех сторон окружены глинами,— везде давление в залежи больше гидростатического. Поэтому на основе только этого факта нельзя говорить о перетоках газа или нефти из других пластов. Во-вто­рых, на севере Западной Сибири в сантонских отло­жениях газовые залежи не редкость. Объяснять во всех случаях их происхождение перетоками газа снизу не всегда можно, учитывая строение месторож­дений.

Особенностью Пур-Тазовской нефтегазоносной обла­сти является наличие в ее пределах нефти в породах сеноманского возраста. Одним из месторождений, со­держащих такую нефть, является Русское. Оно от­крыто в 1968 году. В нем имеются в породах сеномана нефть и газ. Первоначально на Русском подземном поднятии в породах сеноманского яруса образовалась залежь тяжелой нефти, в вершине которой скопился газ. Но затем произошло очень крупное землетря­сение. Оно разбило залежь на шесть блоков, смещен­ных по высоте относительно друг друга на 20—120 метров. В Западной Сибири это единственное месторожде­ние, где так отчетливо проявились тектонические силы, сдвинувшие огромные массы пород. Суточная произ­водительность скважин по газу равняется 1—2 миллио­нам кубических метров, а по нефти — всего 4—10 тоннам. Такие низкие нефтяные притоки объясняются составом нефти. Это очень тяжелая нефть с низкой вязкостью. В ней содержится более 20 производств тяжелых смол, а бензинов и керосинов — всего 10—15 процентов. Нефть до того густая, что часто тяжелый буровой ин­струмент невозможно опустить в скважину. И еще одна беда. При движении в пласте к скважине нефть тащит с собой много песка. Образуются песчаные проб­ки, препятствующие выходу нефти.

Запасы нефти в Русском месторождении еще не оценены. Принято решение об использовании ее, и в 1975 году начнется добыча. Чтобы легче было подни­мать нефть, в специальные скважины будет закачи­ваться горячий пар. Это позволит разогреть нефть в пласте и понизит ее вязкость.

Своеобразен и химический состав этой нефти. Обыч­но во всех нефтях мира выделяют три группы соеди­нений в составе нефтей: метановые, ароматические и нафтеновые. Наиболее устойчивы метановые углеводо­роды. Поэтому все нефти, находящиеся на глубинах, где температура пород больше +60 градусов, содер­жат в основном метановые углеводороды, в меньшем количестве — ароматические и еще меньше — нафтено­вые. Последние являются самыми неустойчивыми и не выносят высоких температур. Нефть Русского ме­сторождения содержит 60—70 процентов нафтенов, 20—30 — ароматики и только 5—10 процентов метано­вых углеводородов.

Такой химический состав нефти полностью исклю­чает предположение, что она скопилась в сеноманских породах путем перетока из глубоко залегающих пород. Это тем более невозможно, что нефть из более древних пород имеет обычный метановый состав. Превращение же метановых нефтей в нафтеновые, как это допуска­ется некоторыми геологами, невозможно без дополни­тельных источников энергии. А такой энергии взять неоткуда. Тогда сторонники гипотезы о глубинном про­исхождении нефти начали говорить об окислении мета­новой нефти при движении ее снизу в сеноманский пласт. Такой процесс можно допустить при наличии окислителя — свободного кислорода. Но кислорода ни в подземных водах, окружающих залежь, ни в самой нефти не обнаружено.

Поэтому более правильным, пожалуй, является объ­яснение, что нефть Русского месторождения образова­лась на месте — в сеноманских породах. Спор о ее проис­хождении не беспредметный. Если нефть в сеноман­ских породах образовалась на месте, то наличие ее не исключено при благоприятных геологических усло­виях во всех более древних породах. В этом случае можно предполагать возможность открытия новых запасов нефти в северных районах Западной Сибири.

Если нефть пришла снизу, да еще по пути своего следования окислилась, то перспективы нефтеносности резко снижаются. И как следствие этого вывод — боль­шой нефти на севере Западной Сибири нет и не будет.

Гыданская область. Она находится севернее Надым-Пурской и Пур-Тазовской нефтегазоносных областей. Площадь ее составляет 160 тысяч квадратных кило­метров. В пределах области открыто пять месторожде­ний: Ямбургское, Юрхаровское, Семаковское, Наход­кинское и Южно-Тамбейское. Газ в них содержится в породах сеномана на глубине 900—1300 метров. На Ямбургском и Юрхаровском месторождениях на глубине 2500—3000 метров имеются газ и конденсат.

Самым перспективным в Гыданской области и одним из интереснейших в Западной Сибири является Ямбургское месторождение, открытое в 1969 году. В нем четы­ре продуктивных пласта, в трех из них содержатся газоконденсатные, а в одном — газовая залежи. Газо-конденсатные залежи обнаружены в валанжинских и готеривских породах на глубине 2600—3000 метров. В сутки скважины дают 5—6 миллионов кубических метров газа и до 100 тонн конденсата.

Газовая залежь находится в породах сеноманского возраста на глубине 1200—1350 метров. В сутки сква­жины дают до 1,5 миллиона кубических метров газа. Газ в пласте находится при температуре 28—30 граду­сов и под давлением 120 атмосфер.

Это месторождение находится почти рядом с Урен­гоем, что значительно упрощает задачу по вовлечению этого месторождения в эксплуатацию.

Особый интерес представляет разведка глубокоза-легающих пластов валанжинского и юрского возрастов на Семаковском месторождении. Здесь пробурены сква­жины глубиной всего 1000—1300 метров. Из них полу­чен газ, содержащийся в песках сеноманского возраста. Месторождение интересно строением своих глубоких недр. На южном берегу Тазовской губы сейсмическими приборами выявлен пласт пород, который по направ­лению к наиболее приподнятой части Семаковского подземного поднятия почти исчезает.

Есть предположение, что сейсморазведчиками обна­ружено выклинивание юрских пород, которые по кра­ям этих площадей имеют толщину до 1000 метров, а в центре их нет. Нет сомнения, что эти породы накапли­вались в морских условиях, а в берриасское время были размыты водами древнего моря. При размыве на склонах подземных возвышенностей накапливались пески, в которых ожидаются новые запасы нефти.

Южно-Ямальская нефтегазоносная область. Она рас­положена юго-западнее Гыданской и охватывает юг Ямальского полуострова. Площадь ее — 90 тысяч квадратных километров. В центре области с юго-востока на северо-запад на расстоянии более 450 километров протянулась подземная гряда Нурминского вала. На отдельных вершинах его на глубине от 800 до 2500 мет­ров расположены месторождения нефти и газа. Сейчас открыто семь месторождений: Новопортовское, Нур­минское, Среднеямальское, Арктическое, Нейтинское, Бованенковское и Харосовейское. Новопортовское ме­сторождение расположено в крайней юго-восточной ча­сти Нурминской гряды, Харосовейское — на северо-за­паде.

Лучше всего изучено Новопортовское месторожде­ние. В нем одиннадцать пластов песчаников, содержа­щих газ, газоконденсат и нефть. Пласты залегают на глубине от 900 до 2150 метров в породах юрского и нижнемелового возрастов. Суточное количество газа, поступающего из скважин, равное 300—400 тысячам кубических метров, иногда достигает 800 тысяч куби­ческих метров. Вместе с газом идет конденсат в ко­личестве до 20—30 тонн. Почти каждая газоконденсат­ная залежь имеет нефтяную оторочку, из которой можно получать от 10 до 50 тонн. В отдельных сква­жинах суточное количество нефти достигает 200 тонн. Все нефти высококачественные. Содержание в них бензина и керосина достигает 60 процентов, серы — всего 0,1 процента.

В северных нефтегазоносных областях и районах полуостров Ямал занимает особое положение. Он бли­же всего к северным потребителям газа в европейской части СССР. Здесь также возможна организация заво­дов сжиженного газа с дальнейшей транспортировкой его Северным морским путем через Байдарацкую губу. Все открытые месторождения расположены вдоль од­ной линии. Это снижает затраты на сбор газа в маги­стральный газопровод, который может пройти от Харо­совея до Лабытнанг, где находится конечная станция железной дороги, связывающей Ямал с европейской частью СССР.

Организация нефте- и газодобывающей промышлен­ности на Ямале позволит создать здесь индустриаль­ную базу.

И еще одно обстоятельство, заставляющее ставить вопрос о более быстром использовании ямальского газа и нефти. На Полярном и Приполярном Урале, недале­ко от Лабытнангской железной дороги, открыты место­рождения железа, свинца, никеля. Идет разведка ме­сторождений меди и бокситов. На базе этого сырья, также при наличии запасов газа на Ямале здесь можно создать новый крупный горнорудный промышленный комплекс.

Усть-Енисейская нефтегазоносная область. Она на­ходится на крайнем северо-востоке Западной Сибири, уже в Красноярском крае. Здесь расположено девять месторождений с газовыми и газоконденсатными зале­жами, два из них — Соленинское и Мессояхское — уже эксплуатируются. Добыча газа началась на Мессоях-ском в 1969 году, а в 1973 году — на Соленинском ме­сторождениях. Этот газ поступает в Норильский горно­промышленный район. Сейчас уже добыто более пяти миллиардов кубометров газа.

Наиболее типичным для этой области является Со­ленинское месторождение. В нем имеется пять залежей газа и газоконденсата на глубине от 2000 до 2500 мет­ров. В сутки скважины могут давать до 2 миллионов кубометров газа и небольшое количество конденсата. Рядом с Соленинским расположено Южно-Соленинское месторождение с четырьмя пластами песчаников, со­держащих газ. Подземный рельеф этих месторождений имеет особенности в геологическом строении. На Соле-нинской площади по всем слоям мезозойских пород существует подземный купол. На Южно-Соленинском участке изгиб пластов в виде купола имеется только в глубокозалегающих, в том числе газосодержащих, породах. Выше этот изгиб превращается в пологонакло-ненный в одном направлении склон.

Одно время среди некоторых геофизиков существо­вало мнение, что раз в сеноманских породах Севера на глубинах 800—1300 метров много газа, то нужно изучать подземный рельеф только этих пластов. По­том, когда понадобится, можно прийти на эти площади второй, третий раз и снова произвести сейсмические работы для определения рельефа уже более глубоко­залетающих пород.

А можно ли это сделать за один раз? Конечно, можно.

Для этого нужно поработать над изменением мето­дики исследований. Но сторонники этого направления рассуждали иначе: в планах по геофизическим рабо­там не ставится задача изучения любой площади на глубину. Зачем же создавать себе лишнюю работу, лишние трудности? Государство все равно отпустит средства и на повторное изучение этой террито­рии.

Пример с Южно-Соленинским месторождением по­казывает, что если бы здесь не изучили подземный рельеф глубокозалегающих пород, то и месторождение не было бы открыто.

Сейчас геологи все больше убеждаются, что в север­ных районах Западной Сибири подземный рельеф по­род на небольшой глубине и в более древних слоях может быть неодинаковым. На таких участках нельзя бурить скважины, имея изученным только подземный рельеф сеноманских пород. Это может привести к крупным ошибкам.

В Западной Сибири большинство запасов нефти, газа и конденсата сосредоточены в Тюменской области. Но нефть есть и в Томской области, где сейчас известно 50 месторождений.

Большинство месторождений Томской области группируется в двух нефтегазоносных областях — в Каймысовской и Васюганской.

Каймысовская нефтегазоносная область. Она распо­ложена к югу от Среднеобской. Площадь ее около 140 тысяч квадратных километров. В административ­ном отношении она расположена в пределах четырех областей: Тюменской, Томской, Омской и Новосибир­ской. Большая часть Каймысовской нефтегазоносной области расположена в Томской области. Здесь много месторождений. Из них 10 — в Томской области, 6 — в Тюменской, 7— в Новосибирской. Почти все место­рождения мелкие. Нефть и газ содержатся в породах юрского возраста и очень редко и мало — в породах мелового возраста. Наибольшее количество месторож­дений открыто в верховьях реки Васюган, в Томской области в пределах крупного подземного поднятия, на­званного Каймысовским сводом.

Типичным представителем месторождений, найден­ных на Каймысовском своде, является Лонтынь-Яхское, открытое в 1964 году. Нефть здесь содержится в песчаниках верхнеюрского возраста на глубине 2450—2550 метров. Суточная производительность сква­жин составляет всего 5—10 тонн. Нефть содержит до 40 процентов бензина и керосина, малосернистая (0,2— 0,6 процента). Низкая производительность скважин вы­звана составом нефтесодержащих песчаников, в кото­рых много примеси глин. На отдельных участках ко­личество глин так велико, что нефть теряет способ­ность к передвижению.

На Каймысовском своде найдены только нефтяные месторождения. Южнее этого района, в Новосибирской области, наряду с нефтью встречается и небольшое количество газа. Много шума вызвало открытие в 1974 году нефтяного месторождения на Малоичской площа­ди в Новосибирской области. Здесь нефть найдена не в мезозойских породах, как на остальной территории Западной Сибири, а в известняках фундамента палео­зойского возраста. На месторождении пробурены всего две скважины, поэтому говорить о величине запасов нефти в этом месторождении пока рано.

Большой интерес представляет сам факт открытия нефти в палеозойских породах. Возможно, она проник­ла в трещины известняков из окружающих песчаников юрского возраста, но не исключено образование ее и в самих известняках. Для Новосибирской, Омской, а сейчас и Томской областей, где открытий нефти и газа в породах мезозойского возраста мало, получение неф­ти из фундамента открывает новое направление поис­ков. В этом и заключается значение малоичского фон­тана нефти.

Васюганская нефтегазоносная область. Она распо­лагается к востоку от Среднеобской. Площадь ее — около 70 тысяч квадратных километров. В области открыто 32 месторождения, 6 из которых находятся в Тюменской области. К наиболее интересным относятся Лугинецкое и Мыльджинское месторождения с зале­жами газоконденсата.

Лугинецкое месторождение открыто в 1967 году. Подземное поднятие, к которому приурочены две газо­конденсатные залежи, имеет размер 25X30 километ­ров. Нижняя залежь на глубине 2320—2340 метров за­легает в озерных и речных песчаниках среднеюрского возраста. Скважины из этой залежи в сутки дают до 350 тысяч кубических метров газа и до 30 тонн кон­денсата.

Верхний пласт с газом, конденсатом и нефтью зале­гает на глубине 2250—2350 метров в песчаниках верх­ней юры. Суточная производительность газовых сква­жин равна 200—400 тысячам кубометров, конденса­та — до 30 тонн. Нефть залегает в основании газокон­денсатной залежи в виде оторочки толщиной 20 метров.

Мыльджинское месторождение содержит пять пла­стов, насыщенных газоконденсатом на глубинах от 2000 до 2350 метров. Размер месторождения 15X40 ки­лометров. Газоконденсатные пласты имеются в юрских и нижнемеловых породах. Главная залежь газоконден­сата залегает в верхнеюрских породах на глубине 2340—2440 метров. Газ содержится в песчаниках, поро­вое пространство которых составляет 15—20 процен­тов. В сутки скважины могут давать по 400—450 тысяч кубических метров газа и до 30 тонн конденсата. Газо­конденсатная залежь подстилается нефтяной отороч­кой толщиной 10 метров. Скважины в сутки могут давать всего 3—5 тонн нефти. Нефть Мыльджинского месторождения тяжелая, смолистая. Самостоятельной промышленной ценности она не представляет. Для транспортировки намечено построить газопровод до районов Кузбасса, проект которого уже создан.

В последние годы эффективность поиска новых ме­сторождений нефти и газа в Томской области снизи­лась. По статистике месторождение открывается толь­ко на каждой третьей площади. На остальных семи площадях из десяти нефть и газ не встречены. А если взять только месторождения, представляющие интерес в ближайшее время, то приходится одна залежь на десять площадей. В то же время прогнозные запасы нефти и газа по сравнению со среднесоюзными показа­телями без Тюменской области достаточно высоки.

Эффективность геологоразведочных работ в Том­ской области значительно снизилась. Причина в том, что здесь не проводились глубокие комплексные рабо­ты по обоснованию распределения открытых место­рождений и прогнозу новых. Мало внимания уделяется изучению геологии пониженных, более глубоководных зон древних морских водоемов. Прогноз новых откры­тий в Томской области полностью зависит от широты и глубины научных решений.

Большие и маленькие проблемы, постоянно возни­кающие при поиске новых месторождений нефти и газа в Западной Сибири, должны решаться на фоне общих потенциальных ресурсов нефти, конденсата и газа. Временные неудачи не должны отклонять раз­ведчиков от главной задачи. Опыт работ показывает, что во всех районах громадной территории Западной Сибири прогнозные запасы углеводородного сырья в недрах земли всегда подтверждались.