Полезные ископаемые западно-сибирской

ПЛИТЫ

Углеводородное сырье

В юрско-меловое время в относительно глубоководных зонах теплого Западно-Сибирского моря, в котором процветала жизнь, накапливались глины, обогащенные рассеянным органическим веществом – продуктом гниения организмов. Эта органика в условиях высоких давлений и температур постепенно преобрвазовывалась в углеводороды (нефть и газ). Последние при уплотнении глин (нефтематеринских пород) перемещались в близлежащие песчаные толщи (нефтеносные породы), где слагали нефтяные и газовые залежи. Количество таких месторождений и запасы в них углеводородного сырья воистину огромны – в полном соответствии с гигантской чашей мезозойских осадков (рис.85).

Пористые нефтеносные породы носят название коллекторов нефти и газа. Но не все коллекторы нефтегазоносны. Залежи углеводородов образовывались в так называемых «ловушках», которые находятся в сводовых частях складок, участках выклинивания песчаних пластов, тектонически экранированных зонах и.т.д. Типы ловушек приведены на рис.84. Месторождения углеводородов Западной Сибири приурочены к ловушкам антиклинального типа. К ним в частности относятся залежи нефтяных гигантов: Самотлорское, Федоровское, Мамонтовское, Приобское, Русское, в которых нефть образует пластовые сводовые залежи. Уникальные газовые месторождения (Медвежье, Ямбургское, Уренгойское, Губкинское, Бованенковское, Заполярное) приурочены к таким же ловушкам, но состоят из массивных сводовых залежей. Известны также месторождения, состоящие из стратиграфически экранированных залежей, распространенные в Шаимском нефтеносном районе.

В современных условиях падающего дебита нефтяных скважин в Западной Сибири И.И.Нестеров особое значение придает ловушкам без жесткого скелета коллектора (баженитам), которые образуются одновременно с формированием залежей углеводородного сырья. Эти ловушки присущи горным породам, способным расслаиваться по плоскостям напластования с образованием мелкочешуйчатой текстуры с размерами до долей мм. В пределах Тюменской области углеводородные залежи в таких ловушках приурочены к баженовской и тутлеймской свитам верхней юры и берриаса. В породах этих свит ловушки без жесткого скелета коллектора могут быть образованы искусственно путем гидроразрыва пластовой системы. По мнению И.И.Нестерова (2004), такие искусственно созданные ловушки в битуминозных породах баженовской свиты уже в ближайшие годы будут основным резервом добычи нефти в Тюменской области.

Промышленные залежи углеводородов приурочены к юрско-меловым отложениям, состоящим из чередующихся слоев глин, песков и алевритов, образующих структуры типа сводов и валов, в которых и размещаются нефтегазоносные залежи. Мощность юрских и меловых осадочных толщ постепенно возрастает с юга на север. В этом же направлении растет количество углеводородов, заключенных в недрах. На самом юге Тюменской области мощность осадочного чехла составляет всего несколько сотен метров. В акватории Карского моря толщина нефтегазоносного чехла Западно-Сибирской плиты достигает 8-15 км.

Газоносные пласты на севере области находятся на глубине около 1 км и приурочены к песчаным пластам верхнего мела, а ниже, в юрских осадках, на глубине более 2,5 км, расположены газоконденсатонефтяные залежи. Газоконденсат – это природная смесь легкокипящих жидких нефтяных углеводородов. В недрах Земли в условиях высоких температур и давлений они находятся в парообразном состоянии. В условиях же земной поверхности из добытого газа выпадает светлая жидкая смесь.

Ниже дается краткая характеристика Самотлорского нефтегазоконденсатного и Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождений по материалам А.Э.Конторовича, И.И.Нестерова, Ф.К.Салманова и др. (1975); И.И.Нестерова (2004); энциклопедий «Ямал» (2004) и «Югория» (2002).

Самотлорское нефтегазоконденсатное месторождение. Расположено в Нижневартовском районе, в правобережной части долины р.Обь. Открыто в 1965 г. Входит в Вартовский нефтегазоносный район Средне-Обской нефтегазоносной области. По величине извлекаемых запасов относится к категории уникальных. Месторождение приурочено к серии локальных поднятий Нижневартовского свода (рис.86). Буровыми скважинами на глубине 2743 м вскрыт фундамент Западно-Сибирской плиты, представленный трещиноватыми известняками и оливиновыми пироксенитами. На фундаменте залегает тюменская свита нижней-средней юры. Выше лежат осадки верхней юры и мела. Разрез завершают новомихайловская свита среднего олигоцена и четвертичные осадки мощностью до 40 м.

Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями мегионской свиты (оксфорд, берриас, валанжин) вартовской свиты (валанжин-апт), алымской и покурской свит (апт-сеноман). Залежи углеводородов находятся в пластах: ЮВ₁; ЮВ₁¹; ЮВ₁^1-2; БВ_21-22; БВ_19-22; БВ₁₉; БВ₁₀; БВ₈^1-3; БВ₈⁰; БВ₇; БВ₂; БВ₁; БВ₀; АВ₈; АВ₇; АВ₆; АВ_4-5; АВ_2-3; АВ₁³; АВ_1-2; ПК₁. Всего известно 45 залежей, из них 39 нефтяных, 2 нефтегазовых, 3 нефтегазоконденсатных, 1 газовая. Все залежи пластового сводового типа, некоторые из них осложнены литологическим экраном. Коллекторы порового типа. В разработке находится 38 залежей.

Пластовое давление достигало 220 кгс/см². В начальный этап эксплуатации месторождения дебиты нефти и газа достигали 200 м³/сут. Максимальная температура нефти 75⁰С.

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение.

Расположено в 56 км к северо-западу от п.Уренгой и приурочено к группе локальных поднятий в пределах Нижнепуровского мегавала, простирающегося меридионально на 180 км при ширине 25 км. По отражающему горизонту «Г» поднятие оконтурено изогипсой -1220 м и имеет площадь 5600 км². Наиболее глубокая скважина (3200 м) остановлена в толще валанжина и не достигла фундамента. Предположительно, кровля последнего находится на глубине 5-5,5 км. Вскрытая часть чехла сложена меловыми, палеогеновыми и четвертичными осадками. Общая мощность осадочного чехла на месторождении достигает 4500 м (рис.87). Залежи приурочены к отложениям мегионской свиты (берриас-валанжин), вартовской свиты (валанжин-апт), покурской свиты (апт-сеноман).

В пределах месторождения выявлены 1 газовая, 7 газоконденсатных, 30 газоконденсатонефтяных, 3 нефтяных залежи пластово-сводового, массивного и литологически экранированного типов. Коллекторы порового типа представлены песчаниками с линзовидными прослоями глин и известняков.

Максимальное пластовое давление равно 353 кгс/см². Максимальный дебит газа зафиксирован на уровне 7,9 млн м³/сут, конденсата – 277 м³/сут. Максимальная температура газа 76⁰С.

М.Я Рудкевич (1988) разделяет Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн на две части – северную и южную. В северной части преобладают газонефтеносные залежи, а в южной – нефтегазоносные (рис 88). Повышенная газонасыщенность северного сегмента объясняется постоянным поступлением глубинного газа в верхние горизонты осадочного чехла плиты. При движении от бортов плиты к ее центру, а также в северном направлении увеличивается мощность осадочного чехла и в этих же направлениях раширяется стратиграфический диапазон нефтяных и газовых залежей. Так, по периферии нефтегазоносного бассейна перспективны на углеводороды только юрские отложения, а в центральной части бассейна месторождения приурочены не только к юрским, но и к неокомским толщам. В северных же районах залежи углеводородов встречаются в отложенияъх юры и мела вплоть до сантонского яруса. В южных районах плиты нефтематеринские морские глинистые отложения постепенно сменяются континентальными глинисто-песчано-алевритовыми, поэтому первоисточника углеводородов здесь нет, чем и объясняется отсутствие крупных залежей нефти и газа на юге Тюменской области.

По мнению И.И.Нестерова, нефтегазоносность Тюменской области связана с тремя самостоятельными бассейнами – палеозойским, пермским и мезозойско-кайнозойским. Первые два бассейна являются пока предполагаемыми, хотя залежи газа в палеозойских отложениях открыты в Новопортовском, Восточно-Новопортовском и Мало-Новопортовском месторождениях. В пермском бассейне пока выявлены только нефтепроявления.

Мезозойско-кайнозойский нефтегазоносный бассейн охватывает почти всю равнинную часть Тюменской области и прилегающие акватории Северного Ледовитого океана. Он подразделяется на следующие нефтегазоносные области: Карскую, Усть-Енисейскую, Южно-Ямальскую, Мессояхско-Балахнинскую (И.И.Нестеров выделяет ее как нефтегазоносный пояс), Зауральскую, Каймысовскую, Фроловскую, Средне-Обскую, Надымскую, Уренгойскую, Пур-Тазовскую, Ямало-Гыданскую. Четыре последних области характеризуются самой высокой плотностью ресурсов углеводородного сырья. Именно в них размещаются все известные в настоящее время газовые гиганты, дающие основную долю добычи газа в области. Кроме того, с северо-запада на юго-восток территорию нефтегазоносного бассейна пересекает Нурминско-Александровский нефтегазоносный пояс (Нестеров, 2004), также обладающий высокой плотностью ресурсов углеводородов. Краткая характеристика нефтегазоносных областей дана по материалам И.И.Нестерова (2004) и Е.М.Максимова (2005).

Карская нефтегазоносная область охватывает акваторию Карского моря и включает два гигантских газовых месторождения – Ленинградское и Русановское.

Надымская, Уренгойская и Пур-Тазовская нефтегазоносные области расположены в северной части Западно-Сибирской плиты. Они состоят из 11 нефтегазоносных районов: Надымского, Уренгойского, Ямбургского, Пурпейского, Вынгапурского, Среднемессояхского, Тазовского, Таркосалинского, Сузунского, Часельского и Красноселькупского. Месторождения этих районов относятся к четырем продуктивным комплексам: нижне- среднеюрскому, верхнеюрскому, неокомскому, апт-альб-сеноманскому, которые концентрируют главные запасы газа мезозойско-кайнозойского нефтегазоносного бассейна (месторождения: Медвежье, Ямбургское, Губкинское, Комсомольское, Заполярное, Вынгапурское и газовый гигант – Уренгойское). Всего в этих нефтегазоносных областях открыто 105 месторождений.

Ямало-Гыданская нефтегазоносная область охватывает полуостров Ямал, Гыданский полуостров и южную часть Карского моря. В ее пределах выделены Северо-Ямальский, Средне-Ямальский и Южно-Ямальский нефтегазоносные районы с 17 месторождениями, включающими газовые, газоконденсатные, газоконденсатнонефтяные и нефтяные залежи. Наиболее значимые месторождения: Бованенковское, Харасавейское, Северо-Тамбейское, Южно-Тамбейское.

Усть-Енисейская нефтегазоносная область размещается в северо-восточной части нефтегазоносной провинции и включает Малохетский, Рассохинский и Танамский нефтегазоносные районы. Здесь, в нижне- среднеюрских, верхнеюрских и нижнемеловых отложениях открыты 2 месторождения с газовыми и газоконденсатными залежами.

Южно-Ямальская нефтегазоносная область. Расположена на юго-западе полуострова Ямал и далее протягивается на юго-восток вдоль Щучьинского прогиба. Здесь известно 5 промышленных месторождений: Байдарацкое, Усть-Юрибейское (газоконденсатные), Лензитское и Кутопъеганское (нефтяные). Область перспективна на открытие углеводородных залежей в пермских отложениях.

Зауральская нефтегазоносная область включает Шаимский нефтеносный и Березовский газоносный районы. Залежи углеводородов здесь приурочены к базальному горизонту позднеюрского возраста, залегающему на складчатом фундаменте. Продуктивная толща – вогулкинская пачка, сложенная песчаниками, гравелитами и ракушняками. Некоторые залежи приурочены к эрозионным выступам фундамента, сложенным трещиноватыми кристаллическими породами.

Фроловская нефтегазоносная область, включающая Красноленинский нефтеносный район с залежами в нижне-среднеюрском осадочном комплексе и в аптском ярусе нижнего мела.

Каймысовская нефтегазоносная область размещается на южной окраине провинции и подразделяется на Межовский, Каймысовский, Верхнедемьянский и Юганский нефтегазоносные районы. Залежи размещаются в нижне-среднеюрском и верхнеюрском осадочных комплексах.

Васюганская нефтегазоносная область расположена в юго-восточной части провинции. Она подразделяется на Пудинский, Васюганский, Александровский, Толькинский, Сенькино-Сильгинский нефтегазоносные районы, включающие более 30 месторождений, локализующихся в нижне- среднеюрских, верхнеюрских и нижнемеловых отложениях.

Пайдугинская нефтегазоносная область, расположенная в восточной части провинции, включает 2 нефтяных месторождения, локализованные в верхнеюрских отложениях.

Среднеобская нефтегазоносная область, включающая все основные месторождения нефти, занимает центральное положение в Западно-Сибирской провинции. Здесь выделяются Сургутский, Салымский, Нижневартовский и Холмогорский нефтегазоносные районы с основными залежами в отложениях валанжинского, готеривского и барремского ярусов нижнего мела. В юрских отложениях нефтяные залежи характеризуются меньшими масштабами.

Нурминско-Александровский нефтегазоносный пояс территориально совпадает с выделенным И.И.Нестеровым одноименным тектоническим гиперпоясом, протягивающемся от Ленинградского и Русановского месторождений в Карском море до Тагринского нефтяного месторождения на юге ЯНАО и далее до Среднего Приобья. Плотность начальных ресурсов углеводородного сырья в пределах пояса максимальна. Основные перспективы здесь (с учетом новых технологий) И.И.Нестеров связывает с залежами нефти в битуминозных глинистых породах юры и нижнего мела. В этом поясе также ожидается открытие газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных залежей в пермских отложениях (Нестеров, 2004).

Мессояхско-Балахнинский нефтегазоносный пояс окаймляет с севера Тазовский полуостров и территориально совпадает с одноименным тектоническим гиперпоясом, протягивающемся в субширотном направлении, отделяя арктические нефтегазоносные территоиии от более южных. Здесь расположено 11 месторождений, в том числе 8 газовых, 2 нефтегазовых и 1 нефтегазоконденсатное. В этом поясе ожидается открытие нефтяных залежей в юрских и палеозойских отложениях (И.И.Нестеров, 2004).

Ниже приводится перечень месторождений углеводородного сырья, обозначенных на рис. 89.

1. Сядорское 27. Самбургское

2. Северо-Тамбейское 28. Уренгойское

3. Южно-Тамбейское 29. Русское

4. Харасавейское 30. Южно-Русское

5. Крузенштерновское 32. Геологическое

6. Южно-Крузенштерновское 33. Медвежье

7. Бованенковское 34. Надымское

8. Восточно-Бованенковское 35. Пангодинское

9. Верхнетиутейское 36. Евояхинское

10. Нейтинское 37. Пырейное

11. Арктическое 38. Ямсовейское

12. Среднеямальское 39. Северо-Губкинское

13. Курминское 41. Восточно-Таркосалинское

14. Северо-Тамбейское 42. Усть-Харампуровское

15. Малоямальское 43. Тарасовейское

16. Новопортовское 46. Южно-Харампуровское

17. Утреннее 47. Южно-Таркосалинское

18. Гыданское 48. Ярайнерское

19. Геофизическое 50. Восточно-Вынгаяхинское

20. Находкинское 51. Новогоднее

21. Соленинское 52. Вынгапуровское

22. Мессояхское 53. Губкинское

23. Ямбургское 54. Северо-Комсомольское

24. Юхаровское 55. Южно-Танловское

25. Тазовское 56. Восточно-Пурпейское

26. Северо-Уренгойское 58. Комсомольское

 

59. Новопурпейское 121. Колик-Еганское

61. Южно-Пурпейское 122. Ваньеганское

62. Северо-Памялияхское 123. Гунн-Еганское

63. Муравленковское 125. Новомолодежное

64. Суторминское 126. Самотлорское

65. Крайнее 130. Туль-Еганское

67. Северо-Соимлорское 132. Пылинское

68. Карамовское 133. Охтеурское

69. Тотаяхинское 134. Вахское

70. Антипаютинское 135. Аганское

71. Западно-Мессояхское 137. Северо-Поточное

72. Восточно-Тазовское 138. Курраганское

73. Семаковское 139. Урьевское

74. Ен-Яхинское 142. Покачевское

75. Харвутинское 144. Федоровское

76. Песцовое 145. Западно-Сургутское

77. Западно-Заполярное 146. Вершинное

79. Восточно-Уренгойское 147. Яунлорское

80. Южно-Пырейное 148. Савуйское

81. Усть-Часельское 149. Равенское

82. Кынское 150. Южно-Сургутское

83. Верхне-Часельское 151. Широковское

84. Пограничное 158. Нижневартовское

85. Выинтойское 160. Мегионское

86. Южно-Вынгапуровское 162. Ореховское

87. Холмогорское 163. Островное

88. Грибное 165. Нежданное

89. Северо-Ягунское 166. Малоюганское

90. Дружное 167. Ачимовское

95. Качалымское 168. Якуньяхское

96. Тевлинское 169. Тайлаковское

99. Качевское 170. Южно-Тайлаковское

103. Сорымское 171. Урненское

105. Конитлорское 172. Правдинское

106. Повховское 173. Тепловское

109. Западно-Котухтинское 174. Мамонтовское

110. Западно-Варьеганское 175. Петелинское

111. Варьеганское 179. Средне-Балыкское

112. Северо-Варьеганское 180. Северо-Чупальское

113. Тагринское 181. Верхнеесалымское

114. Бахиловское 182. Ай-Яунское

115. Верхнеколик-Еганское 184. Салымское

116. Северо-Хохряковское 185. Верхнешапшинское

117. Вонтерское 186. Среднешапшинское

118. Хохряковское 187. Нижнешапшинское

119. Эниторское 188. Эргинское

120. Пермяковское 189. Убинское

 

 

190. Семивидовское 216. Талинское

192. Толумское 217. Каменское

193. Шаимское 218. Лемьинское

194. Мортымья-Тетеревское 220. Западно-Ловинское

195. Северо-Балыкское 221. Ловинское

196. Лянторское 222. Потанайское

198. Ай-Пимское 223. Картоньинское

199. Нижнесортымское 224. Филипповское

200. Студеное 225. Верхнекондинское

201. Селияровское 226. Северо-Игримское

202. Средненазымское 227. Пунгинское

203. Апрельское 229. Восточно-Сысконсыньинское

204. Большое 230. Южно-Сысконсыньинское

205. Южно-Алясовское 231. Шуктунгорское

206. Северо-Казымское 232. Горное

207. Приобское 233. Озерное

209. Восточно-Сахалинское 234. Вотэ

211. Ханты-Мансийское 235. Северо-Алясовское

212. Елизаровское 238. Похромское

213. Голяновское 239. Чуэльское

215. Ем-Яговское 240. Лыхминское

252. Кутопьюганское

253. Средне-Хулымское

254. Южно-Хулымское

 

Наиболее значимые месторождения Уватского нефтегазоносного района:

171. Урненское Зимнее

241. Северо-Демьянское Нижнекеумское

242. Среднекеумское Северо-Немчиновское

243. Радонежское Немчиновское

244. Петьегское Левобережное

245. Северо-Тямкинское Пихтовое

246. Косухинское Тямкинское

247. Тальцинское Протозановское

248. Усть-Тегусское Западно-Эпасское

249. Сложное Центрально-Алымское

250. Северо-Кальчинское Северо-Тамаргинское

251. Кальчинское Ендырское

 

 

Природные угли

Тюменская область богата природными углями. В полосе, примыкающей с востока к Приполярному и Полярному Уралу, находится Сосьвинско-Салехардский угольный бассейн. Протяженность его угленосных отложений в субмеридиональном направлении достигает 700 км – от Байдарацкой губы на севере до районов Свердловской области на юге. В пределвх бассейна выделяются Обской, Хулгинский и Северо-Сосьвинский угленосные районы.

Залежи углей в бассейне размещаются в каменноугльных, триасовых, юрских и меловых отложениях.

Угленосность нижнекаменноугольного возраста установлена на площади между поселками Вижай и Усть-Манья. Здесь вскрыто 4 пласта каменного угля мощностью до 1 м. В настоящее время эта формация промышленного значения не имеет, но требует тщательного изучения, поскольку угленосные отложения каменноугольного возраста распространены на огромной площади.

Промышленная угленосность триасовых отложений установлена на Люльинском и Турупьинском месторождениях, расположенных к югу от пос.Саранпауль (рис.90). По условиям залегания месторождения являются аналогами залежей Богословского и Волчанского угленосных районов Свердловской области. Продуктивная толща сложена глинисто-алеврит-песчаными породами ятринской свиты и содержит до 6 угольных пластов мощностью от 2 до 40 м. Угли залегают на глубине 300-500 м и могут добываться карьерным и шахтным способами. Триасовые бурые угли имеют марки Б2 и Б3, зольность около 15%, содержание углерода 71,3% и теплотворную способность 6580 ккал/кг. Прогнозные ресурсы их составляют 1 млрд т.

Нижне-среднеюрская угленосная формация развита на всей территории Сосьвинско-Салехардского угольного бассейна. Разведаны пока лишь 7 месторождений с углями этого возраста: Семьинское, Оторьинское, Тольинское, Западно-Тольинское, Няйское, Лопсинское и Усть-Маньинское. Угольные пласты приурочены к тольинской и охтлямской свитам. Основной рабочий пласт здесь носит название «Главного». Мощность его изменяется от 5 до 11 м. Зольность юрских углей находится в пределах 9-25%.

Нижнемеловая угленосная формация наиболее развита в Щучьинской и Байдарацкой зонах. Здесь редкими скважинами вскрыто несколько пластов бурого угля мощностью до 37 м. Общие перспективные ресурсы Сосьвинско-Салехардского угольного бассейна оцениваются в 16 млрд т. (Воронов, 1980).

В целом угли Сосьвинско-Салехардского бассейна являются ценным энергетическим и химическим сырьем, хорошо доступны для добычи и могут с успехом использоваться в народном хозяйстве не только Тюменской области, но и прилегающих промышленных районов Среднего Урала.

Возможна комплексная отработка месторождений бассейна. Под угленосными пластами многих месторождений имеются залежи бокситов. Кроме того, с древней корой выветривания палеозойских пород здесь связаны залежи монтмориллонитовых и каолинитовых глин. Совместная отработка перечисленных полезных ископаемых значительно снизит себестоимость добываемого угля.

Люльинское месторождение бурых углей. Расположено в среднем течении р.Ятрия, в 25 км к юго-западу от пос.Саранпауль. Площадь месторождения составляет 120 км². Месторождение приурочено к западной части Люльинской впадины. В геологическом строении района месторождения принимает участие угленосная ятринская свита, залегающая на палеозойском фундаменте или на породах саранпаульской свиты. Ближе к западной границе впадины угленосные осадки фациально замещаются бокситоносными отложениями семьинской свиты. Угленосная толща сложена глинистыми, алевритовыми и песчаными породами с прослоями гравия и гальки и содержит 6 рабочих угольных пластов мощностью от 2 до 40 м. Пласт Я-6 имеет мощность 20-40 м. Триасовые осадки с размывом и угловым несогласием покрыты юрскими. Угли залегают на глубинах от 40 до 550 м. Зольность углей 15,1%, содержание углерода 71,3%, теплотворная способность 6580 ккал/кг. По степени углефикации угли относятся к бурым марки Б-2 и сходны с углями Челябинского бассейна. Присутствуют длиннопламенные угли марки Б₃, переходные к каменным с высоким содержанием германия. Запасы углей по категории С₂ до глубины 300 м составляют 150 млн т, до глубины 600 м – 696 млн т. Разведанные запасы по категориям В + С₁ + С₂ до глубины 100 м – 8 млн т. В основании угленосной толщи имеется залежь бокситов.

Турупьинское проявление бурых углей расположено в западной части Турупьинской впадины и сложено осадками ятринской свиты рэта, залегающей на размытой поверхности палеозоя. По мере приближения к западному борту Турупьинской впадины угленосные осадки фациально замещаются безугольными отложениями триаса. Ятринская свита с размывом и угловым несогласием перекрывается полимиктовыми песчаниками и гравием юры. Продуктивная толща срезана предюрским размывом на глубине 210 м. Скважинами вскрыты 4 угольных пласта мощностью 2,5 – 7 м.

Семьинское проявление бурых углей расположено в южной части Турупьинской впадины. Район проявления сложен угленосной песчано-алеврит-глинистой толщей охтлямской свиты лейаса - аалена и тольинской свиты байоса - келловея. Толща включает 35 маломощных (0,1-2,5 м) уголных пластов с суммарной рабочей мощностью около 10 м. В прибортовой части впадины вскрыты триасовые (рэт) осадки, угленосность которых не выяснена.

Оторьинское и Тольинское месторождения бурых углей расположены на правобережье р.Волья в пределах Мансийского вала. Район сложен охтлямской свитой лейаса – аалена и тольинской свитой байоса – келловея, залегающих с размывом на палеозойских образованиях. Обе свиты сложены песчано-алевролит-глинистой толщей охтлямской свиты лейаса – аалена и перекрыты осадками маурыньинской свиты келловея – оксфорда. По направлению к центральной части Мансийского вала обе свиты часто выклиниваются. В этих участках на коре выветривания палеозойских образований залегает маурыньинская свита. Угленосная толща принадлежит охтлямской и тольинской свитам и включает пласты углей мощностью до 10,8 м. Многие из пластов не выдержаны по мощности и часто выклиниваются. Основная промышленная угленосность принадлежит пласту «Главный» мощностью 4,8 – 10 м. Угли Оторьинского месторождения ультраклареновые, Тольинского – дюреновые и дюрено-клареновые. Зольность углей 13,6%. Содержание серы низкое (0,33%). Запасы их до глубины 300 м составляют 728 млн т., треть из которых пригодна для открытой разработки.

Няйское месторождение бурых углей расположено в среднем течении р.Няйс, южнее Тольинского месторождения. Угленосная толща относится к осадкам охтлямской и тольинской свит. Охтлямская свита содержит до 6 рабочих пластов с максимальной суммарной мощностью 12,5м. Наибольшая толщина пластов наблюдается в северной части месторождения. Основная часть углей промышленной мощности размещается в интервале глубин 100-300 м.

Лопсинское месторождение бурых углей расположено в левобережной части долины р.Лопсия в ее среднем течении. Угленосная толща тольинской свиты содержит до 4 пластов мощностью 1 – 9,7 м (в среднем 3,5 м). Запасы углей до глубины 300 м составляют 51 млн т.

Усть-Маньинское месторождение бурых углей расположено к юго-востоку от пос.Усть-Манья, в бассейне р.Сев. Сосьва. Структурно относится к западному борту Усть-Маньинской впадины. Угленосные отложения относятся к тольинской свите, содержащей 1 пласт бурых углей мощностью 0,4-2,5 м. Запасы углей 12 млн т.

Ханмейское буроугольное месторождение расположено в районе ж.д. станции Обская. Угленосная толща приурочена к песчано-алевролито-глинистой толще средней и верхней юры. Протяженность угленосных отложений более 30 км при ширине выходов под отложения кайнозоя более 8 км. Мощность пластов угля до 8,8 м. Средняя мощность перекрывающих рыхлых осадков 175 м. Зольность углей 12,45%; выход летучих компонентов 37,4%, теплотворная способность 6800 ккал/кг. Прогнозные ресурсы до глубины 500 м составляют 2 млрд т (Золотарев, 2004).

В пределах северного окончания Сосьвинско-Салехардского буроугольного бассейна В.Н.Вороновым и Л.А.Бабушкиным предложено выделить Щучьинско-Байдарацкий угленосный район, где при геологической съемке м 1: 50 000 изучены две угленосные площади: Нядаяхинская и Лаборовская. На Нядаяхинской площади угленосность приурочена к верхнему триасу, юре и нижнему мелу.

В бассейне р.Нядаяхи изучено Восточно-Уральское проявление углей, где в толще нижнего мела вскрыто 5 пластов бурых углей мощностью от 0,2 до 24 м (суммарная мощность 52,2 м). Угленосные отложения с размывом перекрыты суглинками и алевритами верхнего плиоцена. Бурые угли матовые витрен-фюзеновые, малозольные (средняя зольность 6,6%). Теплотворная способность их 6380 ккал/кг. В углях присутствует большое количество крупных темно-бурых фрагментов гелифицированной плотной древесины, занимающей половину объема угля, а также примесь глинистого вещества в количестве 2,3-7,9%. Угли относятся к классу 2Б.

В пределах Лаборовской площади одной из скважин вскрыты юрские отложения с тремя маломощными (1,2- 2,4 м) пластами бурых углей. Другие скавжины вскрыли нижне-среднеюрские отложения с пятью пластами углей суммарной мощностью 13,6-23,4 м. Угли матовые, при высыхании рассыпаются в темно-бурую массу.

Апробированные ресурсы углей Щучьинско-Байдарацкого района составляют 4,8 млрд т (Воронов, Бабушкин, 2007).

Угли юрского возраста известны также на юго-востоке Западно-Сибирской плиты, где давно открыт Чулымо-Енисейский буроугольный бассейн с колоссальными запасами. К сожалению, эти залежи находятся на значительной глубине и могут использоваться лишь с помощью их подземной газификации.

В центральных и южных районах Западно-Сибирской плиты, в пределах Тюменской и Томской областей, известна абросимовская свита среднего олигоцена. Она представлена серыми и буроватыми глинами, песками и алевритами общей мощностью 50-70 м, которые накапливались в озерных и болотных условиях. Толща включает пласты бурого угля, достигающие промышленной мощности. Они выходят на поверхность в долинах Демьянки, Туя, Уя, Васюгана, Парабели и других рек, а также вскрыты многочисленными скважинами. Это Обь-Иртышский буроугольный бассейн. Горизонтально залегающая угленосная толща этого бассейна включает 4 угольных пласта толщиной 3-4 м. Угли могут разрабатываться открытым способом.

Торф

Горючее полезное ископаемое, представляющее собой первую стадию преобразования растительного материала, накапливающегося в болотах, называется торфом. Неполное разложение остатков отмерших растений при участии микроорганизмов в условиях повышенной влажности и затрудненного доступа воздуха приводит к образованию гумуса. Содержание последнего определяет степень разложения первичной органики и, соответственно – важнейшие свойства торфа. Если степень разложения ниже 50%, то структура торфа ближе к волокнистой, а цвет светло-коричневый или желтый. В случае более глубокой переработки исходного материала, торф приобретает аморфную структуру и более темный цвет.

Сырой торф представляет собой кашеобразнйю массу, содержащую 80-90% воды. Перед употреблением в качестве топлива торф сушат, доводя содержание влаги до 25%.

Сухой торф подразделяется по зольности (т.е по количеству минеральных неорганических примесей) на малозольный (до 5% золы), среднезольный (5-10% золы) и высокозольный (более 10% золы). Зольность торфа зависит от условий образования. Дело в том, что по гипсометрическому уровню относительно рек, дренирующих территорию, выделяются низинные, верховые и переходные болота. Низинные приурочены к поймам рек, верховые – к водоразделам, а болота переходного типа размещаются на террасах. Чем ниже уровень болота, тем больше в него сносится терригенного материала. Следовательно, в низинных болотах образуется самый высокозольный торф.

В Тюменской области получили развитие все три типа болот. Верховые болота содержат торф слабой степени разложения при средней мощности залежей 3-3,5 м. Низинные болота имеют мощные залежи торфа – до 8-9 м. Они и представляют наибольший практический интерес. Запасы низинного торфа в Тюменской области составляют 19% от всей суммы запасов.

До недавнего времени торф с зольностью выше 25% считался плохим, поскольку использовался почти исключительно как топливо. При этом неорганическая примесь являлась большой помехой, засоряя топки котельных установок. Сейчас это сырье употребляют в качестве органического удобрения полей. Поэтому, оценивая качество торфа с этой позиции, приходится разбираться в химическом и минеральном составе золы.

Большое содержание карбоната кальция и фосфорных соединений делает торф высококачественным удобрением, особенно в условиях Западной Сибири, где почвы обеднены этими компонентами.

Фосфор в торфе представлен минералом вивианитом – водным фосфатом железа, который дает значительные прибавки к урожаю. Применение же обычного торфа в качестве удобрения дает хороший эффект только в совокупности с минеральными неорганическими добавками.

Сухой торф – прекрасная подстилка для скота, особенно зимой. Один кг этого материала способен впитать около 10 кг воды, в то время как солома поглощает лишь 3 кг жидкости. Кроме того торфяная подстилка обладает антисептическими свойствами – она препятсятвует развитию болезнетворных микробов. Не пропадает и торфяная подстилка. Она представляет собой ценное органическое удобрение – торфяной навоз, по своим свойствам намного превосходящий обычный навоз.

Запасы торфа в Западной Сибири огромны – 106683 млн т. это составляет около 70% общероссийских и более 30% мировых запасов этого сырья. На территории Тюменской области выявлено и разведано 2352 месторождения торфа с запасами 63258 млн т.

К сожалению, при переходе тепловых электростанций на газовое топливо торф в Тюменской области почти не разрабатывается.

Бокситы

Касаясь еще раз Сосьвинско-Салехардского угольного бассейна, рассмотренного ранее, следует отметить, что наряду с угленосными пластами, во многих месторождениях имеются залежи бокситов осадочного генезиса гиббситового состава бобово-оолитовой текстуры, приуроченные к рэтским отложениям (семьинская свита), а также бокситы верхней зоны древней (мезозойской) коры выветривания палеозойских эффузивов основного состава. Кроме того, с корой выветривания палеозойских пород в пределах Усть-Маньинской, Тольинской, Турупьинской и Люльинской впадин связаны залежи каолинитовых и монтмориллонитовых глин.

Монтмориллонитовые глины протягиваются в меридиональном направлении в виде двух зон. Северная зона шириной 700 м проходит вдоль западного погружения Мансийского вала, Семьинского поднятия, вдоль восточной части западного борта Люльинской впадины, уходя далее на север. Южная зона шириной 1 км протягивается вдоль палеозойского борта от Медногорского месторождения глин на юге до северной части Лопсинской площади. Область распространения каолинитовых глин расположена западнее, вдоль палеозойского обрамления. В Люльинской впадине она занимает место к западу от полосы монтмориллонитовых глин (Сидоренков, Копашин, Матигоров, 1976).

Триасовая бокситоносная формация была выявлена Н.И.Архангельским и В.И.Тужиковой (1962), которые сообщили, что триасовые бокситы залегают в грабенообразных депрессиях раннемезозойского заложения и связаны с латеритным выветриванием. В последующие годы бокситы триаса изучались А.И.Сидоренковым, Г.Е.Санаровой, А.А.Неждановым, И.М.Копашиным (Сидоренков и др., 1971; 1976), которые установили два морфогенетических типа бокситов – латеритный и осадочный. Для латеритного типа характерна плащеобразная форма залежи мощностью 1,5-2 м и шириной 100-200 м, протягивающейся вдоль западного борта Люльинской впадины на расстояние нескольких км. Слой бокситов осадочного происхождения мощностью до 10 м непосредственно примыкает с востока к латеритным бокситам, а еще восточнее бокситы фациально замещаются сероцветными угленосными осадками. Бокситообразование связано с корой выветривания эффузивных пород основного состава.

Главными компонентами бокситовых пород являются: гиббсит (10-70%), каолинит (10-80%), сидерит (10-20%). Для бокситов с высоким содержанием глинозема (30-45%) характерно почти полное отсутствие гидроокислов железа. Цвет бокситов красно-бурый, сложение руд оолитовое, бобово-оолитовое или обломочное.

Перспективной на бокситы считается вся территория между Волчанско-Богословским и Саранпаульским районами, вдоль зоны развития девонских известняков. В пределах Саранпаульской депрессии перспективной на бокситы является западная прибортовая часть Вольинской и Турупьинской впадин (Сидоренков, Нежданов, Копашин, 1976). В последней выявлено Турупьинское проявление бокситов, расположенное в междуречье Турупьи и Туяхланьи. Остаточные бокситы приурочены к коре выветривания по палеозойским породам основного состава Хорасюрского габбро-перидотитового массива. Бокситы осадочного генезиса относятся к семьинской свите верхнего триаса континента