ОСОБЕННОСТИ СОСТАВА И ФОРМИРОВАНИЯ ГЕОФЛЮИДАЛЬНЫХ СИСТЕМ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО МЕГАБАССЕЙНА

В.М. Матусевич, И.И. Ушатинский (Тюменский государственный нефтегазовый университет)

Изв. ВУЗ. «Нефть и газ». –1998. -№ 4. –с. 28-35

Исходя из общепланетарной концепции геофлюидальных систем (ГФС), рассмотренной нами ранее [11], в Западно-Сибирском нефтегазоносном мега-бассейне (ЗСМБ) под ГФС понимаются региональные гидрогеологические комплексы (мегарезервуары), включающие совокупность вмещающих пород, флюидоупоров и насыщающих флюидов. Они образуют единую систему порода-вода-нефть (газ). Согласно принятой гидрогеологической стратификации [4, 9] в разрезе ЗСМБ выделяются три сложных, наложенных друг на друга, гидрогео­логических бассейна: палеозойский, мезозойский, кайнозойский и гидрогео­логические комплексы: олигоцен-четвертичный, турон-олигоценовый, апт-алъб-сеноманский, неокомский, юрский и триас-палеозойский.

В связи с проходкой на севере ЗСМБ ряда сверхглубоких (более 5000м) скважин и получением новых материалов в нижней части разреза можно выде­лить среднеюрский (тюменский), нижнеюрский (лейасовый), триасовый (лейас-триасовый) и, возможно, палеозойский водоносные горизонты. Последний представляет собой кровлю палеозойского гидрогеологического бассейна.

Наибольший интерес с точки зрения нефтегазоносности представляет мезо­зойский гидрогеологический бассейн с приуроченными к нему почти всеми вы­явленными нефтегазоносными комплексами (НГК) региона (покурский, не­окомский, ачимовский, баженовский, васюганский, тюменский, лейасо­вый).

С некоторым приближением эти комплексы можно рассматривать как геофлюидальные системы. В центральных и южных районах ЗСМБ они являются преимущественно нефтеносными, включая крупнейшие залежи нефти Среднего Приобья. На севере преобладают газовые и газово-конденсатные залежи (в том числе гигантские залежи покурского НГК).

Характеристика гидрогеологических и геотермических условий, геохимии подземных вод и нефтегазоносных комплексов ЗСМБ приведена в ряде моно­графий и статей [4, 6-9, 14]. Стратиграфия отложений приводится в соответст­вии с региональными стратиграфическими схемами (1991г.).

Изучение водонапорных систем ЗСМБ [10] показало, что с позиций плит­ной тектоники их распространение контролируется положением разновозраст­ных мегаблоков земной коры в фундаменте Западно-Сибирской плиты с раз­личными геодинамическими показателями: активными в западном мегаблоке и более пассивными - в восточном. Различная геодинамика этих блоков в мезо­зойское время повлияла на гидрогеологическую обстановку, литогеохимию отложений в западных, восточных и северных районах ЗСМБ.

В центральной части западного мегаблока толщина осадочного (мезозой­ского) чехла составляет 3-4 км. Геофлюидальные системы юры и неокома пред­ставлены в литологическом плане преимущественно глинистыми осадками (абалакская, баженовская, фроловская свиты) часто с высоким содержанием са­пропелевого органического вещества (в баженовской свите до 15-20 %). В верх­ней части осадочного чехла развиты кремнистые породы (диатомиты, опоки). Среди песчаников преобладают мелкозернистые полимиктовые разности, где основными минералами служат полевые шпаты, кварц, слюды (табл. 1). Цемент представлен аутигенными глинистыми и карбонатными минералами (каолинит, кальцит и др.). В строении песчаников почти до основания разреза мезозоя прослеживаются первичные структуры, сравнительно высокие значения открытой пористости и проницаемости. Обычно это коллекторы II-IV классов.

Таблица 1

Основные минералы, содержание поглощенных катионов и стадии катагенеза в отложениях ЗСМБ

Примечание. Пш - полевые шпаты; Кв - кварц; Сл - слюды; Обл - обломки пород; М - монтмориллонит (смектит); Oп - опал; Крб - кристобалит; СО1СО2,СО3 - смешанослойные смектитовые (смектит-гидрослюдистые) образования с высоким, средним и низким числом набухающих слоев; СХ - серпентин-хлоритовые минералы; Г - гидро­слюда; X - хлорит; К - каолинит; нд - нет данных. Температура и отметки кровли даны по скв. СГ-6.

Среди глин распространены тонкопелитовые разности, основными минера­лами которых являются смектит и смешанослойные смектитовые образования с высоким числом набухающих слоев. Содержание поглощенных катионов в гли­нах обычно не опускается ниже 10-12 мг-экв., а величина натрий-кальциевого отношения - не ниже 1,2-1,5 (см. табл. 1), что свойственно сравнительно пла­стичным тонкопелитовым глинам с малой фильтрационной и диффузионной проницаемостью.В большинстве случаев они относятся к экранам II-III клас­сов [17] , способным изолировать в ГФС скопления жидких и газообразных углеводородов (кошайская, пимская, чеускинская, надачимовская, подачимовская, нижневасюганская пачки). Осадки западного мегаблока отлагались боль­шей частью в морских фациях с восстановительной обстановкой в диагенезе. В связи с относительно невысоким геотермическим градиентом (около 3°С/100м) при ограниченной мощности разреза пластовые температуры даже с учетом палеоколебаний [8] в большинстве случаев не превышали 100 ° С (в обособленной баженовской ГФС до 150 °С), метаморфизм рассеянного органи­ческого вещества (ОВ) достигает лишь градаций ДГ-Г, а общий уровень литификации осадков - стадии МК2-МК3.Таким образом, отложения еще не вышли за пределы главной зоны нефтеобразования (ГЗН). Все указанные литогеохимические факторы сыграли положительную роль при формировании здесь крупных залежей нефти.

В породах восточного мегаблока увеличиваются общая песчанистость мезо­зойской части разреза и гранулометрические показатели песчаников. В глини­стом веществе возрастает роль серпентиновых и хлоритовых минералов. В ряде свит неокома (мегионская, тарская) они становятся доминирующими минера­лами (см. табл. 1), что связано с активизацией Алтае-Саянской области питания. Содержание в породах смектитовых минералов, поглощенных катионов, ОВ и значения экранирующих параметров по сравнению с западным мегаблоком снижаются, что, соответственно, сказывается на нефтегазоносности этой об­ласти.

В северных районах ЗСМБ в связи с проходкой сверхглубоких скважин, включая СГ-6 глубиной 7500м, получена новая информация по геологии, гео­динамике мегабассейна, развитию рифтовых зон, триасовому магматизму, литогеохимии осадочного чехла [1-3, 7, 15]. За счет активной геодинамики фун­дамента мощность чехла здесь возрастает до 7 км и более (с прибавлением отложений нижней, средней юры и триаса). В скв. СГ-6 подошва триаса вскрыта на глубине 7309м. В составе осадков установлена более существенная доля мор­ских фаций, чем предполагалось ранее. Широкое развитие рифтовых зон спо­собствует взаимосвязи в ареалах трещиноватости геофлюидальных систем.

Породы низов триаса (коротчаевская свита) слагаются главным образом ба­зальтами (трапповая формация), они подвергнуты интенсивной трещиноватости (рифтовая зона), сильно изменены постмагматическими гидротермальными процессами. В верхнем триасе и низах юры значительная роль принадлежит конгломератам, гравелитам, гравелитовым песчаникам. Песчаники триаса и нижней юры относятся к граувакковым разностям, содержание обломков пород (кремнистые сланцы, эффузивы и др.) и кварца достигают 70-80%. В средней и верхней юре преобладают аркозовые и полимиктовые разновидности. Цемент песчаников гидрослюдисто-хлоритовый, нередко с каолинитом, иногда в це­менте превалирует карбонатный (кальцит, сидерит) материал [2, 3, 15, 16].

Коллекторский потенциал пород, включая вторичные коллекторы, сохраня­ется по всему разрезу; открытая пористость триас-юрских песчаников, гравели­тов и конгломератов достигает 20 %, проницаемость- 10-20 мД (рис.1).

В глинах преобладают гидрослюды и хлориты, однако смектиговые образова­ния в их составе, а также высокая обменная емкость и удовлетворительные эк­ранирующие свойства фиксируются по всей толще (см. табл. I).

В региональных и субрегиональных нефтематеринских глинистых толщах (баженовская, радомская, тогурская, пурская свиты) содержание битумоидов и органического вещества (до 10%) остается значительным. Точно так же остают­ся высокими и концентрации большинства микроэлементов в триас-юрских отложениях на севере ЗСМБ (табл.2), которые сопоставимы с их концентрация­ми в продуктивных НТК бассейна. Аномально высокие концентрации микроэле­ментов, особенно развитые и зонах ВНК нефтяных залежей, используются в качестве геохимических показателей нефтегазоносности [17].

Таблица 2

Содержание (10-3 %) микроэлементов в триас-юрских отложениях северного района ЗСМБ

Элементы Отложения
1 2 3 4 5
Ванадий 48 19 11 8,3 11
Хром 10 18 17 16 15
Марганец 22 65 71 36 68
Кобальт 2,1 1,8 1,3 1,1 1,8
Никель 25 32 38 37
Медь 5,0 4,1 4,0 з,ь 3,4
Цинк 25 19 8,0 5,7 6,4
Галлий 1,4 1,6 2,0 1,7 1.5
Стронций 20 22 29 26 23
Цирконий 25 23 30 17 16
Барий 68 60 61 34 29
Свинец 2,5 2,1 2,0 2,0 1,2

Примечание. 1 - баженовская свита;2, 3, 4 - верхняя, средняя, нижняя юра;5 - триас.

Оценки стадий катагенеза триас-юрских отложений по шкалам изменения минерального и органического вещества, как отмечалось [12, 13, 16], заметно различаются, по шкале ОВ оценка обычно существенно завышена (до метагене­за по скв. СГ-6). Вместе с тем состав, строение и свойства пород (плотность, пористость, обменная емкость и др.), структура кристаллической решетки ми­нералов, присутствие неустойчивых в жестких термобарических условиях разно­видностей (смектитовые образования, гидрослюды модификации 1М, желези­стые хлориты и др.), фоновый (региональный) температурный режим (см. табл.1, рис.1) не позволяют однозначно относить нижнюю часть разреза к зоне крайнего катагенеза - метагенеза. Эти показатели обычно соответствуют лишь завершающим стадиям мезокатагенеза (МК4 – МК5). По району катагенез осадков происходил в условиях ограниченного теплового потока [8]. Минераль­ные преобразования протекали в сравнительно умеренном режиме [16]. Высокая степень углефикации ОВ отражает относительно кратковременное тепловое влияние триасового эффузивного магматизма (с учетом ограниченного ареала прогрева и быстрого остывания очага) и не может служить единственным кри­терием регионального уровня литогенеза пород. Базирующиеся на такой основе негативные оценки перспектив нефтегазоносности этих отложений нельзя при­знать убедительными.

Различия в геодинамике и температурных режимах западного и восточного мегаблоков проявляются и в составе подземных вод. В погруженной части ЗСМБ по мере повышения геотермического градиента (от 2,8 до 4,1 °С/100м) возрастают общая минерализация вод, концентрации большинства микроэле­ментов (табл.3, 4).

Вблизи залежей нефти в совокупности с воднорастворенным органическим веществом (ВРОВ) они образуют водные ореолы рассеяния, которые нами вы­явлены ранее и используются в качестве поисковых критериев на нефть [9]. Гидрогеологические сведения по глубоким горизонтам северной части региона носят ограниченный характер. По данным И.Н. Шестова и др. [15] в скв. СГ-6 в интервале 3870-4040 м (васюганская и тюменская свиты) полученный при ис­пытании фильтрат имел гидрокарбонатный натриевый состав и минерализацию 7,3 г/л. Исследование поровых растворов песчаников показало присутствие пре­имущественно щелочных вод с минерализацией 6-10 г/л. В пурской свите (ниж­ний - средний триас) в интервале 6174-6300 м исследование поровых растворов песчаников также показало наличие аналогичных по составу вод, но с минера­лизацией около 1 г/л.

Таблица 3

Среднее содержание (мг/л) основных компонентов в подземных водах неокома центральных районов ЗСМБ

Ионы Районы
1 2 3 4
Натрий 3900,0 5640,0 6349,0 8410,0
Кальций 86,1 261,9 1410,6 1633,0
Магний 18,7 36,8 30,9 53,4
Аммоний 21,5 19,7 18,5 15,1
Хлор 5400,0 9078,0 12268,0 16190,0
Сульфат- ион 19,7 8,3 8,9 6,3
Карбонат-ион 24,3 6,4 4,0 5,0
Гидрокарбонат 1314,6 581,7 259,0 245,6
Бром 36,1 64,4 58,2 59,6
Йод 16,1 28,9 13,7 8,2
Минерализация 14100,0 15642,0 20462,0 26730,0

Примечание. 1- Салымский, 2 - Сургутский, 3 - Нижневартовский, 4 - Александров­ский районы. Содержание натрия приведено совместно с калием; кальция - со строн­цием [6].

Анализ водопритоков из кавернозных базальтов красноселькупской серии (нижний триас) показал, что это также гидрокарбонатные натриевые воды с ми­нерализацией 7 г/л, содержащие до 7 мг/л йода и до 13 мг/л брома.

Изучение геологической информации показывает, что с тектоническими мегаблоками фундамента пространственно совпадают водонапорные системы, отличающиеся друг от друга историей развития и, как следствие, современными гидрогеологическими условиями (рис. 2). Так, к восточному и юго-западному мегаблокам приурочены преимущественно инфильтрационные водонапорные системы, являющиеся отражением геодинамического режима  пассивной ок­раины континента. Замедленное прогибание, относительная приподнятость мегаблоков, их близость к областям денудации способствовали, как отмечалось выше, накоплению песчаного материала и преобладанию процессов инфильтрационного водообмена [10] . Поэтому современная гидрогеологическая обста­новка имеет здесь черты классического артезианского бассейна. Начальные пла­стовые давления близки к условным гидростатическим, поверхности равных напоров подземных вод закономерно понижаются от области питания в север­ном и западном направлениях. Общая минерализация подземных вод законо­мерно возрастает с глубиной, то есть наблюдается нормальная вертикальная гидрогеохимическая зональность.

Таблица 4

Содержание (мкг/л) микроэлементов в подземных водах неокома центральных районов ЗСМБ

Элементы Р  а  й  о  н  ы
1 2 3 4
Ванадий 46,8 521 1,6 16 15,5 176 12,3 97
Кобальт 25,2 283 3,3 39 4,4 45 25,6 238
Никель 227,9 4000 12,5 112 35,4 264 46,3 249
Медь 89,2 796 7,5 80 6,7 73 17,8 189
Цинк 1286 6000 226 2240 176 1660 612 400
Молибден 22,7 205 2,8 19,8 3,8 23 6,2 42
Свинец 19,8 400 2,5 11 4,9 93 5,8 26

Примечание. I - Салымский, 2 - Сургутский, 3 - Нижневартовский, 4 - Александ­ровский районы.

В числителе даны средние, а знаменателе - максимальные содержания микроэлементов.

Водонапорная система в пределах западного мегаблока развивалась в про­цессе его устойчивого прогибания и накопления в мезозое глинистых толщ большой мощности, обогащенных органическим веществом. Элизионный водо­обмен обусловил формирование гидродинамической системы с повышенным напором подземных вод. Ее реликты в современном гидродинамическом поле представлены сверхгидростатическими (СГПД) пластовыми давлениями, достигающими 1,3-1,5 условного гидростатического. В баженовской ГФС кратность превышения гидростатических давлений достигает 1,8-2,0 [13] . Пьезометрическая поверхность имеет куполообразную форму с пьезомаксимумом в области распространения глин фроловской свиты. Для данной водона­порной системы характерна инверсионная вертикальная гидрогеохимическая зональность. Уменьшение общей минерализации вод, от 16 г/л в апт-альб-сеноманских до 5 г/л в юрских отложениях сопровождается ростом содержания гидрокарбонат-иона и уменьшением иона кальция [6, 10] .

Таким образом, область западного мегаблока представляет реликтовую экс-фильтрационную водонапорную систему, не оформившуюся в водонапорную систему классического (инфильтрационного) типа.

Латеральная неоднородность геофлюидальных систем особенно рельефно выступает на участках сочленения восточного и западного мегаблоков фунда­мента, наиболее изученная нами в пределах Омско-Гыданской структурной зо­ны (ОГСЗ). Здесь наблюдаются как сверхгидростатические давления (до 1,8 ус­ловного гидростатического), так и минимальные начальные пластовые давления (до 0,8). Отклонения от гидростатического давления в ту или иную сторону по-видимому связаны с особенностями геодинамического развития рифтовых зон - растяжением земной коры, инверсионным сжатием. При этом сверхгид­ростатические пластовые давления контролируются геодинамическим уплотне­нием глинистых толщ в пределах надрифтовых депрессий. Пространственное совпадение СГПД и высокой минерализации вод (рассолы в породах неэвапоритового облика) объясняем вертикальными перетоками флюидов из палеозой­ского гидрогеологического бассейна в мезозойский. Наоборот, снижение напо­ров происходит благодаря значительному увеличению перового объема и трещиноватости пород, которым сопровождается растяжение земной коры при рифтогенезе, как это и имеет место в ОГСЗ [5,  10,  18]. Последняя с точки зре­ния распространения пластовых давлений неоднородна и  по простиранию. Ее южная часть (от г. Омска до широты Сибирских увалов) характеризуется сни­жением напоров подземных вод по сравнению с примыкающими мегаблоками. Кроме того, здесь присутствуют рассолы не только в юрских, но и неокомских отложениях, что обычно объясняют проникновением их из толщ палеозоя  в связи с опесчаниванием разреза. На севере ОГСЗ видимое снижение напоров свойственно верхней части разреза. Наоборот, в отложениях юры и берриаса-валанжина фиксируются наибольшие значения СГПД. Рассолы встречаются только в юрских отложениях (Тарасовская, Восточно-Таркосалинская и другие площади), так как их проникновению вверх по разрезу препятствуют водоупор­ные глины баженовской и мегионской свит. Лишь в местах пересечения рифтовых зон различного времени заложения, где по данным сейсморазведки фиксируются разрывные нарушения, воды меловых отложений имеют минерализацию рассолов (Вэнга-Яхинская, Северо-Губкинская, Комсомольская площади). Че­редование рифтовых систем с участками растяжения и сжатия - благоприятный фактор формирования не только зон СГПД, но и гидродинамических систем депрессионного типа (снижение напоров вниз по разрезу), рассмотренных нами ранее [5]. В рифтовой системе Омско-Гыданской зоны (особенно в ее юж­ной части), а возможно, и Восточно-Уральского краевого шва (рис.2) также могли образоваться депрессионные системы с перетоком флюидов из мезозой­ского бассейна в палеозойский. Признаки таких процессов наблюдаются на Илей-Егайской площади, где дефицит начальных пластовых давлений в палео­зойских отложениях достигает 3,8 МПа [10, 18], и на прилегающих к ОГСЗ Каимысовском и Нижневартовском сводах, где фиксируются пониженные пластовые давления в юрских геофлюидальных системах.

Достаточно сложные гидрогеологические условия имеют место и в пределах молодых субширотных рифтовых зон, возникших в результате океанизации ко­ры в мезозое. В пределах Среднеобского, Чузикского, Хадуттэйского и Хатангского рифтов фиксируются СГПД, рассолы и повышенная температура вод (Ноябрьская, Фестивальная, Сандибинская площади).

Таким образом, в пределах погруженной части ЗСМБ, благоприятной для нефтегазообразования, можно выделить три основных типа водонапорных сис­тем: инфильтрационную (восточная и юго-западная части), элизионную лито-статическую (западная и северная части) и элизионную геодинамическую (ОГСЗ и другие надрифтовые зоны). Заложение и формирование водонапорных систем тесно связано с развитием геоблоков земной коры и рифтогенезом. Вы­сокие перспективы нефтегазоносности связаны с элизионными

Рис. 2. Водонапорные системы Западно-Сибирского мегабассейна:

1 - 3 - водонапорные системы; 1 - инфильтрационная (1а - восточная, 16 - юго-западная, 1в - приуральская зоны), 2 - элизионная литостатическая (западный мегаблок); 3 - элизионная гсодинамическая (За-Омско-Гыданская структурная зона, 36 - Восточно-Уральский краевой шов)

системами в мо­бильных участках земной коры, в том числе в глубокозалегающих ГФС на севере региона. Полученные к настоящему времени гидрогеологические и литогеохимические данные показывают наличие здесь благоприятных условий для фор­мирования и сохранности углеводородных скоплений по всему разрезу триас-юрских отложений. В нижней части разреза условия более благоприятны для генерации газовых УВ, в средней - газовожидких, в верхней - жидких. Прояв­ляемое иногда скептическое отношение к перспективам нефтегазоносносит этих отложений связано в первую очередь с их недостаточной изученностью.

Список литературы

  1. Геология и нефтегазоносностъ нижних горизонтов чехла Западно-Сибирской плиты. Сборник научных трудов. Под ред. Ф.Г. Гурари.- Новосибирск: СНИИГГи МС, 1990. - 106 с.
  2. Геология и нефтегазоносностъ триас-среднеюрских отложений Западной Сибири. Сборник научных трудов. Под ред. Ф.Г. Гурари. - Новосибирск: СНИИГГи МС, 1991. -144 с.
  3. Геология и нефтегазоносность Надым-Пур- Тазовского междуречья. Труды 1-й Пуровской геологической конференции. Ред. Н.Х. Кулахметов, Б.В. Никулин. -Тюмень-Тарко-Сале: ЗапСибНИГНИ, 1995. - 258 с.
  4. Карцев А.А., Вагин, СБ., Матусевич. В.М. Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов. - М.: Недра, 1986. - 224 с.
  5. Карцев А.А., Матусевич В.М., Яковлев Ю.И. Связь аномально-низких пластовых давлений с рифтогенными зонами  Сибири. // Геотектоника, 1989, №2. -С. 86-89.
  6. Конторович А.Э., Нестеров  И.И., Салманов Ф.К. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. - М., Недра, 1975. - 680с.
  7. Конторович А.Э., Сурков B.C., Трофимук А.А. и др. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 2. - Новосибирск СОРАН, 1994. - 201с.
  8. Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Геотермия нефтегазоносных областей Западной Сибири. - М.: Не­дра, 1987. - 134 с.
  9. Матусевич В.М. Геохимия подземных вод Западно-Сибирского бассейна.- М.: Недра, 1976. - 157с.
  10. Матусевич В.М., Бакуев О.В. Геодинамика водонапорных систем Западно-Сибирского  нефтегазо­носного бассейна. // Советская геология, 1986,  №2.- С. 117-122.
  11. Матусевич В.М., Резник А.Д., Чистякова НФ. Концепция геофлюидальных систем гидрогеологиче­ских бассейнов. Материалы XV совещания «Подземные воды Востока России». ТюмГНГУ, 1997. - С. 41-42.
  12. Нестеров И.П., Ушатинский И.Н., Рыльков А.В. Перспективы нефтегазоносных комплексов мезозоя южных районов Западной Сибири. // Отечественная геология, 1995, № 10. - С. 18-25.
  13. Нестеров Я.П., Ушатинский И.Н., Ставицкий Б.П. и др. Нефтегазоносность глинистых пород Западной Сибири. - М.: Недра, 1987. - 256 с.
  14. Рудкевич  М.Я., Озеранская Л. С, Чистякова Н.Ф. и др. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна. - М.: Недра, 1988. - 303 с.
  15. Тюменская сверхглубокая скважина. Результаты бурения и исследования. Сборник научных докладов. Под ред. В.Б. Мазура  - Пермь: КамНИИКИГС, 1996. -376 с.
  16. Ушатинский И. П. Изменение минерального и органического вещества глубокозалегающих пород в геотермических условиях Уренгойского района. Нефтегеологические интерпретации теплового режима недр Западной Сибири. Сборник научных докладов. Под ред. И.И. Нестерова. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1988. - С. 86-92.
  17. Ушатинский И.Н., Зарипов О.Г. Минералогические и геохимические показатели нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты. - Свердловск: Среднеуральское издательство, 1988. - 208с.
  18. Matasevich KM., Myasnikova G.P., Maximov E.M., Volkov A.M. Chistikova N.F., Kanalin VG. and Pupilli M. Abnormal formation pressures in the West  Siberian Mega-basin, Russia. London:  Petroleum Geoscience, Vol. 3 1997, pp. 269-283.