Західно-сибірський нафтогазоносний басейн, найбільший нафтогазоносний басейн світу, розташований в межах Західно-сибірської рівнини на території Тюменською, Омською, Курганною, Томськом і частково Свердловською, Челябінською, Новосибірською областей, Красноярського і Алтайського країв РРФСР. Площа близько 3,5 млн. км 2 .
В тектонічному відношенні З.-С. н. би. розташований в межах Західно-сибірської плити і обмежений на З. герцинськимі спорудженнями Уралу, на Ст — виступами древнього (байкальського) фундаменту Сибірської платформи, на Ю. — структурами Каледоній і герцинськимі Казахського, Алтайського, Томь-Коливанського, Алатауського і Западно-Саянського складчастих споруд; всі ці споруди мають похоронене продовження під осадовим чохлом плити.
Можливість нафтогазоносної Західно-сибірської плити вперше була висловлена І. М. Губкиним в 1932—34. Систематичні геологічні пошукові роботи із застосуванням геофизичних досліджень і глибокого опорного буріння були початі в 1947. У 1953 опорною свердловиною, закладеною в Березовському районі, в нізовьях р. Обі (Северо-Сосьвінський зведення), було розкрито перше газове родовище, а через 6 років в районі Шаїма, на р. Конда (Шаїмський мегавал), відкрито перше нафтове родовище. Протягом 1959—65, окрім підтвердження промислової газоносності Северо-Сосьвінського зведення і промислової нафтоносності Шаїмського мегавала і Красноленінського зведення, була встановлена промислова нафтоносність центральної групи зведень в межах Тюменської і Томська області, а також промислова газоносність північної частини З.-С. н. би. До березня 1971 відкрито 168 нафтових, газових і газонафтових родовищ (див. карту ).
Територія басейну складена теригенними відкладеннями юрського, мелового, палеогенового, у меншій мірі неогенового віку; більш древні відкладення (тріас, палеозой) розвинені лише в западинах, що ускладнюють фундамент. Ніжне- і среднеюрськие відкладення представлені континентальними піщано-глинистими породами з максимальною потужністю на С. басейну 1000 м-коду (на великій площі басейну потужність їх складає 200—600 м-коду ). Верхнеюрськие і ніжнемеловиє (валанжінськие) породи складені аргиллітамі і піщаниками; потужність верхнеюрських відкладень рідко перевищує 300 м-код, валанжінських — 500 м-код ; остання частина розрізу раннемелового віку складена лагунними і морськими глинисто-піщаними породами потужністю від 600 м-коду в центральній частині басейну і до 1000 м-код на півночі. Відкладення верхньої крейди, палеоцену і еоцену представлені морськими, у меншій мірі континентальними глинистими і песчаниковимі породами, потужністю від 800 до 1600 м. Олігоцен, що має потужність не понад 700 м-код, виражений континентальними пісками і глинами. Максимальна потужність (понад 5 км. ) осадових відкладень відома в північній частині басейну.
В осадовій товщі наголошується ряд крупних поднятій (зведень і мегавалов), западин і прогинів. У центральній частині басейну виділяються зведення — Сургутський Ніжневартовський, Александровський, Каймисовський, Средневасюганський, Сенькино-Сильгинський і Пудінський; на заході — Северо-Сосьвінський, Красноленінський і Лямінський; на півночі — мегавали: Медвежье-Ямальський, Уренгойський, Мессояхсько-рассохинський, Тазовський, Юбілейно-Варьеганський і ін. Глибина залягання фундаменту на місці зведень міняється від 1500 до 4000 м-код . Зведення розділені западинами і прогинами, з яких найбільш великими є Надимськая і Ханти-Мансійськ западини що відокремлюють західну групу зведень від центральної, і Усть-енісейськая, розташована на З.-В.(північний схід) басейну.
На крупних поднятіях і западинах розвинені локальні піднімання, серед яких є великі (40 Х 20 км. ), середні (15 Х 10 км. ) і дрібні (3 Х 5 км. ) . Понад 100 локальних поднятій виявилися нафтоносними або газоносними.
Нафтогазоносна басейну пов'язана з відкладеннями юрського і крейдяного віку, в розрізі яких виділяються понад 40 продуктивних пластів піщаників. У Березовському газоносному районі отримані припливи газу також з тріщинуватих граніто-гнейсов і метаморфічних сланців, що підстилають осадові породи. У юрських відкладеннях виділяються дві продуктивні товщі: средненіжнеюрськая і верхнеюрськая. У першій є 4—6 продуктивних пластів потужністю до 20 м-код кожен; товща продуктивна в межах всього басейну. Верхнеюрськая товща продуктивна на заході і в центрі басейну. Потужність продуктивних пластів 10—15 м. У відкладеннях меловоговозраста нафтогазоносними є як ніжнемеловиє неокомськие (аптськие), так і верхньокрейдяні породи. У неокоме налічується до 20 продуктивних пластів потужністю 15—20 м-коду кожен. Вони найбільш розвинені в родовищах центральної групи склепінних поднятій. У аптських відкладеннях нафтоносність встановлена на З. і С. басейну. З верхньокрейдяними піщаниками зв'язана газоносність північної групи родовищ. Потужність газоносних пластів тут доходить до 120 м.
Велика частина (понад 80% ) нафтових і газонафтових покладів знаходиться на глибині 2000—3000 м-коду ; газові і газоконденсатні поклади розвинені переважно (близько 80% ) на глибинах до 2000 м. Як нафтові, так і газові родовища басейну відрізняються високими дебітами: нафти до 200 т/сут газу до 5 млн. м 3 /сут. Нафта З.-С. н. би. — коштовна сировина для хімічної промисловості. Щільність її не більше 880 кг/м 3 , вміст сірки низький (до 1,1%), парафіну — менше 0,5%, вміст бензинових фракцій високий (40—60% ). У юрських відкладеннях нафта легша, ніж в мелових. Газ містить 90—98% метану, важких вуглеводнів 1—4%, азоту 3—6%, двоокиси вуглецю 0,1—2%. У деяких газових покладах (Мильджінськоє Усть-Сильгинськоє, Тазовськоє і ін. родовища) знаходиться в розчиненому стані легка нафта (газоконденсатні поклади).
Видобуток газу і нафти в Західно-сибірському нафтогазоносному басейні
Рік
Газ, млрд. м 3
Нафта, млн. т
1964
2,5·10 -3
0,21
1965
3,3·10 -3
0,95
1966
0,565
2,83
1968
8,2
12,18
1969
9,1
21,3
1970
9,4
31,4
По Директивах 24-го з'їзду КПРС в Західному Сибіру має бути створена найбільша в країні база нафтової промисловості з видобутком нафти в 1975 не менше 120—125 млн. т. До 1980 відповідно до постанови ЦК КПРС і Ради Міністрів СРСР (січень 1970) про заходи по прискореному розвитку нафтовидобувній промисловості в Західному Сибіру видобуток нафти буде доведений до 230—260 млн. т.
Нафта З.-С. н. би. прямує на Омський і Ангарський нафтопереробні заводи. Газ передається на Урал.
Літ.: Нафтові родовища Західного Сибіру, в кн.: Геологія нафти. Довідник, т. 2, кн. 1, М., 1968; Нафтогазоносні провінції і області СРСР, М., 1969; Нестеров Н. І., Салманов Ф. До., Шпільман До. А., Нафтові і газові родовища Західного Сибіру, М., 1971.
