4. История изучения нефте - и газоносных месторождений Таймыра. Моктаконское месторождение красноярский край

Зоны нефтегазонакопления в районах проведения геолого-разведочных работ Лено-Тунгусской провинции // Разведка и разработка // Наука и технологии

Установленные, выявленные и намеченные зоны нефтегазонакопления являются территориями размещения разведочных, поисковых и региональных геолого-разведочных работ (ГРР) на нефть и газ в Лено- Тунгусской провинции.

Охарактеризованы зоны нефтегазонакопления в Южно-Тунгусской, Байкитской, Присаяно-Ени- сейской, Ангаро-Ленской, Катангской, Непско-Ботуобинской нефтегазоносных областях и в Нижнеан- гарском самостоятельном нефтегазоносном районе.

Залежи нефти и газа установлены в рифейском, вендском и верхневендско-нижнекембрийском нефтегазоносных комплексах.

В нефтяной геологии зона нефтегазонакопления - это группа месторождений, связанная общностью нефтегазоносных свит, сходством формы залегания слоев, приуроченностью к определенным крупным структурным или седиментационно-денудационным единицам .

В геологической литературе по нефти и газу существует значительное число понятий, что такое зона нефтегазонакопления.

Обычно закреплены 4 главных признака, определяющих зоны нефтегазонакопления.

1. зона нефтегазонакопления - это группа месторождений нефти и газа.

2. однотипные ловушки, где находятся залежи нефти и газа данных месторождений.

3.структурный или литологический контур территории, внутри которого размещены месторождения.

4. к этому контуру направлены миграционные потоки углеводородов.

Эти 4 признака имеют место в определениях зоны нефтегазонакопления, приведенных во многих работах.

На территории Лено-Тунгусской НГП такие зоны единичны (Юрубчено-Тохомская, Ангаро-Ковыктинская, Ботуобинская).

Большая их часть - это участки недр, где находятся окончания миграционных потоков углеводородов.

Достоверность обоснования зон нефтегазонакопления различна, поэтому ниже они разделены на установленные, выявленные и намеченные.

Установленные зоны- открыты месторождения нефти и газа, известны типы ловушек, в основном определен контур зоны.

Ввыявленные зоны - открыто месторождение или из скважин получены притоки нефти, газа, установлен тип ловушек, намечен структурный или литологический контур, где завершаются миграционные пути углеводородов.

Намеченные зоны - расположены на окончаниях миграционных потоков углеводородов, где обозначены типы ловушек и контур зоны.

В Лено-Тунгусской провинции намеченные зоны нефтегазонакопления представляют собой территории размещения региональных ГРР на нефть и газ.

Выявленные и установленные зоны являются территориями размещения поисковых и разведочных работ на нефть и газ.

На современном этапе, когда изученность Лено-Тунгусской НГП остается низкой, возможно выделение только крупных зон нефтегазонакопления.

Площади выделенных зон меняются в интервале 6 - 16 тыс км2.

Но есть зоны площадью более 28 тыс км2, такие размеры площадей близки к нефтегазоносным районам.

Зоны нефтегазонакопления.

На первых этапах ГРР в Лено-Тунгусской провинции выделялись очень крупные (главные) зоны нефтегазонакопления.

В последующие этапы работ зоны нефтегазонакопления по различным комплексам признаков выделялись многими исследователями.

Чаще всего зоны выделены под разными названиями.

Ниже рассмотрены зоны нефтегазонакопления, находящиеся в 6 южных и центральных областях Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции и в Нижнеангарском самостоятельном нефтегазоносном районе (СНГР).

Области проведения ГРР - Южно-Тунгусская, Байкитская, Присаяно-Енисейская, Ангаро-Ленская, Катангская и Непско-Ботуобинская.

Распределение ЗНГН обусловлено изученностью областей и оценкой их нефтегазового потенциала.

В северных областях Лено-Тунгусской провинции геолого-разведочные работы проведены в небольших объемах. Кроме этого, Анабарской и Северо-Алданской НГО, Турухано-Норильскому СНГР дана низкая оценка плотности ресурсов углеводородов, а в слабоизученных Северо-Тунгусской, Западно-Вилюйской и Алдано-Майской НГО можно выделить перспективные объекты, но не зоны.

Нижеследующее описание ЗНГН дано по нефтегазоносным областям, в которых проводятся основные объемы геолого-разведочных работ (рис. 1).

Южно-Тунгусская НГО. Площадь области 177 тыс км2, оценка ресурсов около 3.6 млрд т условных углеводородов (УУВ). Северо-восточная часть области слабо изучена сейсморазведкой и бурением. В области выявлена Моктаконская и намечены Тынепская на западе, Ланчакская в центре и Чункинская ЗНГН на юго-востоке области.

Моктаконская выявленная ЗНГН охватывает центр и юг Сурингдаконского свода амплитудой до 200 м. Площадь зоны 12,7 тыс км2. Глубины фундамента находятся в пределах 4 км. В зоне нефтеносен верхневендско-нижнекембрийский НГК (моктаконская свита, аналог осинского горизонта) и газоносен кембрийский НГК. Притоки нефти (93 м3/сут) получены на Моктаконской площади из моктаконской свиты, притоки газа (1,6 млн м3/сут) и конденсата (1200 м3/сут) на этой же площади - из абакунской свиты нижнего кембрия, 160 тыс м3/сут из бурусской свиты на Усть-Дельтулинской площади и 100 тыс м3/сут из таначинской свиты нижнего-среднего кембрия на Таначинской площади.

Ловушка в моктаконской свите связана с рифами в абакунской и бурусской свитах - со структурами облекания рифов, в таначинской свите - с вершинами Таначи-Дельтулинского краевого рифа, обрамляющего с севера Таначинский прогиб среднекембрийского времени.

Залежи газа на Таначи-Дельтулинском краевом рифе содержат много азота и двуокиси углерода. Этот состав газа является результатом внедрения нескольких мощных (более 100 м) интрузий долеритового состава как выше рифа (майский ярус среднего - верхнего кембрия), так и ниже его.

Оценка ресурсов зоны приведена в таблице. Открытые залежи Моктаконской площади оценены так: нефти - 34 млн т, газа - около 60 млрд м3.

Тынепская намеченная ЗНГН примыкает с юга к Моктаконской. Площадь зоны составляет 15800 км2. Она охватывает Тынепский прогиб среднекембрийского времени.

Это - зона распространения одиночных среднекембрийских рифов, сложенных известняками. Источник углеводородов - карбонатноглинистая толща, подстилающая рифы.

Содержание Сорг в отдельных прослоях толщи достигает нескольких %. Рифы находятся на глубинах 2000-2500 м, их высота более 250 м, площадь рифов оценена в интервале 10 - 150 км2, эффективная толщина - до 40 м. Рифы перекрыты соленосно-доломитовой толщей, мощность последней меняется в интервале 100 - 400 м. На западе зоны сейсморазведкой выявлены 5 среднекембрийских рифов. Оценка углеводородов в них составила 330 млн т УУВ категории Д1 лок на площади 2900 км2. Плотность ресурсов 115 тыс т/км2. По фазовому составу здесь предполагаются нефте газоконденсатные залежи. В Тынепской ЗНГН находится подготовленное Хурингдинское поднятие, в котором геологические ресурсы С3 нефти - 600 млн т, газа - 440 млрд м3.

Ланчакская намеченная ЗНГН располагается восточнее Моктаконской. Здесь по результатам поисковой сейсморазведки в Сурингдаконской ловушке по категории С3 оценено 185 млн т нефти и 140 млрд м3 газа. Площадь зоны 10800 км2. Ланчакская зона охватывает восточное продолжение Таначи-Дельтулинского краевого рифа и прилегающую часть Тынепского прогиба.

В Ланчакской зоне основные перспективы связаны с кембрийским НГК. Здесь ловушками будут вершины краевого рифа и одиночные рифовые постройки среднего кембрия. В Ланчакской зоне вероятно распространение интрузий долеритов в верхней половине кембрия. В нижней половине интрузии в близпробуренных скважинах отсутствуют. Поэтому в моктаконской свите кембрия ожидаются залежи нефти и газа в ловушках рифового типа. Вышеприведенная оценка перспективных ресурсов частично охватывает эти ловушки.

Чункинская намеченная ЗНГН находится в юго-восточной части Южно-Тунгусской НГО. Здесь по данным сейсморазведки предполагается северо-западное окончание Чуньского венд-рифейского осадочного бассейна, а именно, на разрезах МОГТ находятся западные границы распространения рифейского и вендского НГК. Площадь зоны 15100 км2. Оценка ресурсов показана в таблице. В рифейском НГК перспективные объекты предполагаются на участках выходов вторично измененных карбонатных толщ под отложения венда вдоль границы распространения рифея в Южно-Тунгусской НГО. На западе Чуньского бассейна в Байкитской НГО в похожих условиях распространения рифея открыто крупнейшее Куюмбинское газонефтяное месторождение. В Чункинской ЗНГН находится в бурении Сурингдинская параметрическая скважина № 274.

Байкитская НГО охватывает Байкитскую антеклизу, а ее обширная вершина выделена в Камовский свод. Площадь области 118 тыс км2, свода - 40 тыс. км2. Оценка ресурсов области 13 млрд т УУВ. ГРР проводятся на лицензионных участках. Камовский свод достаточно изучен для выделения зон нефтегазонакопления. Здесь установлены Юрубчено-Тохомская, Оморинская зоны, выявлена Вайвидинская и намечена Таимбинская зоны нефтегазонакопления.

Юрубчено-Тохомская установленная ЗНГН выделена в центральной части Камовского свода. Основной нефтегазоносный комплекс - рифейский.

Контур Юрубчено-Тохомской зоны (ЮТЗ) проведен по нескольким критериям (рис. 2).

Главным из них является поле распространения мощных светло-серых карбонатных, в основном доломитовых рифейских толщ камовской серии, выходящих под вендскую покрышку. По этому признаку проведены западный и северо-западный контуры ЮТЗ. На этих контурах по амплитудным дизъюнктивам карбонаты рифея граничат с гранитами фундамента. 2й критерий - фациальная граница рифея, по которой карбонатная камовская серия сменяется глинисто-карбонатной тайгинской серией. В последней преобладают темно-серые мергели, аргиллиты, глинистые известняки и доломиты. Предполагается, что тайгинская серия рифея менее перспективна. По этому признаку проведена восточная граница зоны. 3й критерий - довольно крутой юго-западный склон Камовского свода, на котором только по скважинам погружение поверхности рифея составляет 250-300 м (рис. 2). Здесь зафиксированы водонефтяные контакты залежей в рифейском НГК. По этому признаку проведена юго-западная граница ЮТЗ. Северо-восточное окончание зоны не изучено. В приведенном контуре площадь ЮТЗ составляет 12400 км2. Фундамент в зоне находится на глубинах до 6 км. Небольшие глубины фундамента (2- 3 км) находятся северо-западнее ЮТЗ на участках, где отсутствует рифей.

В зоне разведываются 3 крупнейших нефтегазовых месторождения - Юрубченское, Куюмбинское и Терское, составленные из блоков с различными отметками жидкостных контактов. Блоки ограничены дизъюнктивами. Покрышкой являются глинистые и сульфатные карбонаты венда. Ловушки стратиграфического типа. В зоне запасы категории С1 - нефти 210,1 млн т, газа 166,5 млрд м3, категории С2 - нефти 540,5 млн т, газа 574,2 млрд м3.

Интрузии долеритов установлены в верхнем венде, кембрии и ордовике. Но они не оказали влияния на нефтегазоносность Юрубчено-Тохомской зоны.

Оморинская установленная ЗНГН находится на юго-западном склоне Камовского свода. Она граничит с юго-западом Юрубчено-Тохомской зоны (см. рис. 2). Здесь открыты 2 месторождения - Оморинское нефтегазовое и Камовское нефтяное, получены притоки нефти и газа из рифейского НГК.

Дебит нефти достигал 150 м3/сут, газа - 200 тыс м3/сут. Площадь зоны 10600 км2.В зоне запасы категорий С1 + С2 составляют по нефти - 92 млн т, газа - 6 млрд м3. Оценка ресурсов дана в таблице. Ловушки - структурно-литологического типа в песчаниках венда, стратиграфического типа в карбонатах рифея. Оморинская зона охватывает большинство выявленных и намеченных локальных объектов (дельты, зоны выклинивания пляжевых песчаников).

Оморинская зона находится на путях миграции углеводородов из Приенисейского прогиба к Юрубчено-Тохомской зоне нефтегазонакопления.

Пути миграции ожидаются по гипергенно измененным породам рифея, находящимся под подошвой венда.

Вайвидинская выявленная ЗНГН охватывает северо-западную периклиналь Камовского свода. Площадь зоны 13500 км2. Одной скважиной здесь открыто нефтегазовое Борщевское месторождение, подготовлен и выявлен ряд локальных структур. Продуктивные горизонты ожидаются в участках выходов карбонатов рифея под вендскую покрышку, в пластах песчаников ванаварской, оскобинской и низов тохомской свит венда. Региональным экраном вендского НГК являются глинисто-доломитовые породы тохомской свиты. Возможно обнаружение залежей нефти и газа в верхневендско-нижнекембрийском НГК в карбонатах тэтэрской свиты и осинского горизонта усольской свиты. Пути миграции углеводородов те же, что и в Оморинской ЗНГН.

Таимбинская намеченная ЗНГН занимает восток Камовского свода. Здесь пробурено несколько скважин, получены проявления нефти, притоки рассолов из песчаников венда. Оценка ресурсов в Таимбинской ЗНГН дана в таблице, 70-80 % ресурсов предполагаются в рифейском НГК, остальные - в вендском НГК. Площадь зоны 11000 км2.

Резервуары в рифее возможны в участках выходов карбонатов под вендские отложения. Ловушки стратиграфические, коллектор трещинно-кавернового типа, емкость образовалась выщелачиванием карбонатов из стенок трещин во время длительного предвендского перерыва. Резервуары в песчаниках венда имеют ограниченное распространение. Сортированность песчаников меняется в зависимости от палеогеографических обстановок. В половине скважин песчаники слабопроницаемые. В вендском НГК Таимбинской зоны выявлены структурные и литологические ловушки. Миграционные потоки углеводородов поступают в Таимбинскую зону по гипергенно разрушенным породам верхов рифея, находящихся под вендом. В северную часть зоны углеводороды поступают из Чуньского венд-рифейского бассейна, в южную и центральную части - из Иркинеевского рифейского авлакогена. Трапповый магматизм не повлиял на нефтегазоносность - одиночные интрузии находятся в верхней части разреза на глубинах до 800-1200 м.

Нижнеангарский СНГР выделен в 2010 г. из площади Байкитской НГО. Площадь района 20 тыс км2. Он охватывает Ангарскую зону складок. Складки очень амплитудные (до 1 км), разбиты про дольными и поперечными разрывами. Ресурсный потенциал около 3 млрд т УУВ. В районе открыты га зо конденсатные месторождения - Абаканское, Агалеевское, Берямбинское, Ильбокичское и Имбинское. Этаж газоносности Абаканского около 400 м. Но пока здесь выделена одна зона нефтегазонакопления - Агалеевская. Агалеевская ЗГН соответствует Агалеевскому и Берямбинскому лицензионным участкам. Она занимает восточную половину Нижнеангарского СНГР. Зона включает две крупные амплитудные складки - Агалеевскую и Берямбинскую. Площадь зоны 5400 км2. Фундамент предполагается на глубинах свыше 10 км. Рифей имеет толщины до 6 км, его литологический состав прогнозируется неоднозначно. Вендские отложения толщиной около 1.4 км составлены терригенными породами вендского НГК (до 780 м) в нижней части и карбонатными с пачками соли (до 650 м) в верхней части (верхневендско-нижнекембрийский НГК). Газоносность установлена в горизонтах рифейского, вендского и верхненижнекембрийского НГК. Ловушки литологического типа, но выдержанные по площади горизонты коллекторов отсутствуют. Тип углеводородного флюида - газоконденсат. Траппы единичны, не влияют на газоносность зоны.

Присаяно-Енисейская НГО находится на юге Лено-Тунгусской НГП. Площадь области 164 тыс км2, ресурсный потенциал 2.9 млрд т УУВ. Область изучена бурением и сейсморазведкой в северо-западной части, где выделен Богучано-Манзинский выступ. Остальная территория почти не изучена. Единичными скважинами вскрыт только ордовик и верхи кембрия. Поэтому в Присаяно-Енисейской НГО выделена одна Богучанская ЗГН. Богучанская намеченная ЗГН занимает северную и центральную части Богучано-Манзинского выступа. Это - наиболее поднятый участок Присаяно-Енисейской синеклизы. Площадь зоны 9500 км2. Фундамент находится на глубинах 5 - 8 км. Основные ресурсы углеводородов (1020 млн т УУВ) предполагаются в вендском и верхневендско-нижнекембрийском НГК. Основной перспективный объект зоны - Верхнеманзинское куполовидное поднятие. Его северная часть по амплитудному дизъюнктиву граничит с крупным Абаканским газоконденсатным месторождением, которое находится в Нижнеангарском СНГР. Верхнеманзинское куполовидное поднятие является крупной площадью на путях миграции газов из Долгомостовской впадины на Богучано-Манзинский выступ и в западную часть Нижнеангарского СНГР.1157 В контуре поднятия сейсморазведкой выявлен ряд локальных поднятий. Поэтому на первом этапе будут опоискованы структурные ловушки. По аналогии с Абаканским месторождением в Богучанской зоне газонакопления залежи ожидаются в продуктивных горизонтах вендского НГК (песчаники) и верхневендско-нижнекембрийского НГК (карбонаты, песчаники). Тип флюида - газовый конденсат. Сохранность залежей высокая. Покрышки - соленосные пачки в верхнем венде и в усольской свите кембрия. Траппы единичны, находятся в верхней части разреза кембрия.

Катангская НГО примыкает с востока к Байкитской, а с запада - к Непско-Ботуобинской НГО. Площадь области 157 тыс км2, ресурсная оценка 7,9 млрд т УВВ. Область включает Катангскую седловину на юге, разделяющую Непско-Ботуобинскую и Байкитскую антеклизы, и расположенную севернее моноклиналь. Сейсморазведкой и бурением детальнее изучена седловина. На севере области скважины находятся в приустьевой части бассейна р. Илимпея. В Катангской НГО выделены две зоны нефтегазонакопления - Собинская и Илимпейская. Собинская установленная ЗНГН находится в южной части Катангской НГО. Площадь составляет 9900 км2. Для зоны характерны структурные ловушки с тектоническими ограничениями. Дополнительным критерием для выделения зоны является наличие в составе ванаварской свиты всех песчаных пластов группы Вн (от Вн-1 до Вн-6). Зона включает Собинско-Пайгинский вал и прилегающую к нему с северо-запада моноклиналь, осложненную локальными поднятиями (рис. 3). Фундамент зоны находится на глубинах от 2.5 до 6.0 км. В пределах зоны разведано крупное Собинско-Пайгинское газонефтяное месторождение. Продуктивны пласты песчаников ванаварской свиты вендского НГК, ловушка структурного типа с дизъюнктивным юго-восточным экраном. Кроме этого, на северо-западе прогнозируется ряд структурных ловушек с тектоническим ограничением вверх по восстанию пластов. Объем начальных суммарных ресурсов в ловушках оценивается в 3600 млн т УУВ. Илимпейская намеченная ЗНГН прогнозируется в северной части Катангской НГО. Площадь зоны 16000 км2. Фундамент будет находиться на глубинах от 4 до 8 км. Сейсморазведкой намечено выклинивание вендского и рифейского НГК. Зона выклинивания этих комплексов рассматривается как территория окончания миграционных потоков углеводородов из северо-восточной части Чуньского венд-рифейского бассейна, как территория концентрации нефтяных и газовых флюидов. В местах выклинивания ожидается ряд стратиграфических ловушек в карбонатах рифея и структурно-литологических ловушек в вендском (песчаники) и верхневендско-нижнекембрийском (карбонаты) НГК. В рифейском и вендском НГК вероятны нефтегазовые литологические залежи, в верхневендско-нижнекембрийском - газовые. Интрузии долеритов находятся в верхней части разреза чехла. Они фиксируются в кембрийском НГК и выше. Поэтому не предполагается их отрицательного влияния на нефтегазоперспективные комплексы.

Непско-Ботуобинская НГО охватывает одноименную антеклизу с ее вершиной - Непским сводом. Площадь области 260 тыс км2. Оценка ресурсов 33 млрд т УУВ. Нефть добывается на Талаканском , Верхнечонском, Ярактинском, Дулисьминском, Алинском месторождениях, газ - на Среднеботуобинском. Центральная и юго-восточная части области хорошо изучены глубоким бурением. В разное время на территории НГО выделялись различные зоны нефтегазонакопления в соответствии с достигнутым уровнем изученности территории. Всего на настоящее время на территории Непско-Ботуобинской НГО выявлено более 30 месторождений нефти и газа. Многие открытия были сделаны в последние годы в связи с увеличением объемов ГРР на данной территории. Изменились и представления о зонах нефтегазонакопления. Выделяются четыре установленных (Ярактинская, Верхнечонская, Талакано-Чаяндинская и Ботуобинская), три выявленных (Тетейская, Ербогаченская и Чайкинская) и две намеченные зоны нефтегазонакопления (Кочемская и Гиллябкинская) (рис. 4). Ярактинская установленная ЗНГН расположена на юго-западе Непско-Ботуобинской НГО. Здесь открыт ряд месторождений с залежами в терригенном вендском комплексе - ярактинском, безымянном и верхнетирском горизонтах. Характерной особенностью месторождений зоны являются литологические ограничения залежей и их неантиклинальный характер. На северо-западе граница зоны определяется линией выклинивания ярактинского горизонта, на юго-востоке граница проводится на склоне антеклизы в междуречье Лены и Нижней Тунгуски. Площадь зоны около 17000 км2. Извлекаемые ресурсы нефти Ярактинской ЗНГН около 180 млн т, ресурсы газа достигают 370 млрд м3. Основные перспективы нефтегазоносности связываются с ярактинским продуктивным горизонтом венда. На части территории перспективны также осинский карбонатный горизонт нижнего кембрия и парфеновский песчаниковый горизонт венда. Наиболее перспективны на выявление залежей нефти и газа Северо-Марковская, Кутулейская и Ромашихинская площади.

Верхнечонская установленная ЗНГН расположена в центральной части Непско-Ботуобинской НГО (см. рис. 4). Она охватывает западную часть Непского свода. Границы зоны на севере, западе и юге определяются границами Непского свода. Здесь выявлен ряд месторождений нефти и газа. Самое крупное из них (Верхнечонское) введено в эксплуатацию. Прочие месторождения зоны - Вакунайское, Тымпучиканское, им. Лисовского и другие находятся на начальных стадиях разведки. Месторождения двухи многозалежные. Залежи нефти и газа в пределах Верхнечонской ЗНГН выявлены в терригенных продуктивных горизонтах ВЧ-1, ВЧ-2 и карбонатных горизонтах - преображенском, усть-кутском и осинском. Залежи литологически ограниченные, литологически и дизъюнктивно осложненные. Верхнечонская ЗНГН является одной из наиболее перспективных территорий Непско-Ботуобинской НГО. Площадь ее составляет около 25500 км2, нелокализованные извлекаемые ресурсы нефти оцениваются в 460 млн т, газа - около 600 млрд м3. Перспективны на выявление новых залежей нефти и газа Западно-Игнялинская, Преображенская, Западно-Чонская и Даниловская площади.

Талакано-Чаяндинская установленная ЗНГН находится к востоку от Верхнечонской. Она занимает восточную половину Непского свода, и ее граница на востоке и северо-востоке совпадает с границей этой структуры. В пределах зоны открыты уникальное по запасам газа Чаяндинское месторождение и крупное по запасам нефти Талаканское, центральный блок которого введен в разработку. Остальные месторождения - Северо-Талаканское, Южно-Талаканское, Алинское, Восточно-Алинское и др. находятся на разных стадиях разведки (см. рис. 4). От Верхнечонской ЗНГН Талакано-Чаяндинская отличается набором продуктивных уровней. Залежи нефти и газа здесь выявлены в ботуобинском, хамакинском и талахском терригенных продуктивных горизонтах венда и осинском горизонте нижнего кембрия.

Залежи зоны литологически ограниченные, дизъюнктивно осложненные. Площадь составляет 18400 км2, нелокализованные извлекаемые ресурсы нефти оцениваются в 150 млн т, газа - 900 млрд м3. Перспективы нефтегазоносности связываются здесь со слабоизученными территориями Кедрового и Пеледуйского лицензионных участков (Санга-Юряхская, Суолахская, Тымпычанская, Западная и другие площади). Ботуобинская установленная ЗНГН охватывает восточную и центральную части Мирнинского выступа Непско-Ботуобинской антеклизы и часть ее северо-восточного склона. Ее площадь более 16000 км2. Здесь открыт целый ряд месторождений нефти и газа: Среднеботуобинское, Тас-Юряхское, Маччобинское, Иреляхское и др. Залежи в основном выявлены в ботуобинском и улаханском песчаниковых продуктивных горизонтах венда. Характерной чертой строения всех залежей является наличие дизъюнктивных ограничений и осложнений, большинство из них относится к приразломным антиклинальным структурам. На территории зоны прогнозируется выявление мелких и средних месторождений с газоконденсатными с нефтяной оторочкой залежами, приуроченными к положительным структурным элементам: структурным носам и локальным структурам, ограниченным и осложненным нефтегазоконтролирующими дизъюнктивными нарушениями. Распространение перспективной территории на северо-восток за пределы Мирнинского выступа было подтверждено бурением Кугасской параметрической скважины, вскрывшей мощные водонасыщенные песчаники ботуобинского горизонта. Ресурсы нефти и газа Ботуобинской зоны оцениваются в 60 млн т и 200 млрд м3 соответственно. Гиллябкинская намеченная ЗНГН находится на северо-востоке Непско-Ботуобинской НГО. Она частично охватывает северный склон Непского свода и северо-западный склон Мирнинского выступа. Ее территория практически не изучена глубоким бурением. По данным сейсморазведки, структурным построениям и анализу изменений толщин вендского НГК здесь прогнозируется развитие зон улучшенных коллекторов в талахском горизонте и возможное появление в разрезах скважин аналогов улаханского горизонта. С подобными зонами на Непско-Ботуобинской антеклизе связаны залежи не только в терригенном комплексе, но и в карбонатных вышележащих горизонтах - осинском и юряхском. Площадь зоны 9500 км2, ресурсы нефти оцениваются в 80 млн т, газа - в 250 млрд м3. По аналогии с соседними изученными зонами Непско-Ботуобинской антеклизы здесь прогнозируются неантиклинальные, литологические и, возможно, стратиграфические газоконденсатно-нефтяные залежи. Поиски нефти и газа в Гиллябкинской ЗНГН только начинаются. Здесь запроектировано бурение Гиллябкинской параметрической скважины, на участках распределенного фонда недр планируются сейсморазведочные работы. Чайкинская выявленная ЗНГН расположена на юго-востоке Непско-Ботуобинской НГО. Она охватывает южный склон Непского свода. Ее площадь составляет 6200 км2. Территория зоны практически не изучена сейсморазведочными работами и очень слабо - глубоким бурением. Пробуренная в ее пределах Чайкинская параметрическая скважина показала отсутствие солей в усольской и вышележащих свитах. Также доказано существование крупной антиклинальной структуры, контуры которой еще не определены. Надежная солевая покрышка здесь только в тирской свите. Бурением Чайкинской параметрической скважины выявлена газоконденсатная залежь в чайкинском горизонте - карбонатном аналоге хамакинского горизонта. Предполагается наличие нефтяной оторочки. Запасы открытого месторождения оцениваются в 52 млрд м3 газа и 15 млн т нефти. Прогнозные ресурсы зоны составляют 300 млн т УУВ. Для уточнения геологического строения Чайкинской ЗНГН планируются сейсморазведочные работы и бурение второй параметрической скважины на севере зоны. Вилючанская установленная ЗНГН расположена в пределах Вилючанской седловины. Здесь открыты Верхневилючанское, Вилюйско-Джербинское и Иктехское месторождения. Главной особенностью месторождений зоны является наличие залежей в юряхском продуктивном горизонте. Границы проводятся в соответствии с предполагаемыми границами зоны распространения коллекторов в юряхском горизонте. Продуктивны также вилючанский и харыстанский горизонты венда. Площадь зоны 7000 км2, ресурсы нефти оцениваются в 50 млн т, газа - в 280 млрд м3. Ербогаченская выявленная ЗНГН расположена на севере Непско-Ботуобинской НГО. В тектоническом отношении она расположена на склоне Непско-Ботуобинской антеклизы, примыкающем к северу Непского свода. Здесь выявлены месторождения им. Савостьянова и им. Синявского. Отличительная особенность месторождений - залежи в ербогаченском карбонатном горизонте венда. Перспективны здесь также преображенский вендский и осинский нижнекембрийский горизонты. Залежи, вероятнее всего, неантиклинальные, литологически ограниченные. Границы зоны распространения коллекторов в ербогаченском горизонте еще точно не определены, поэтому и границы Ербогаченской ЗНГН также будут уточняться по мере изучения территории глубоким бурением. Площадь зоны 16200 км2, извлекаемые ресурсы нефти оцениваются в 250 млн т, ресурсы газа - в 200 млрд м3. Тетейская выявленная ЗНГН расположена на северо-западе Непско-Ботуобинской НГО. Она выделяется на склоне Непско-Ботуобинской антеклизы, обращенном в сторону Катангской седловины. Перспективы нефтегазоносности данной территории связаны преимущественно с подсолевыми карбонатными горизонтами венда и нижнего кембрия: преображенским, усть-кутским, осинским. Приток нефти на территории зоны был получен из преображенского горизонта в Южно-Тетейской скважине 207. Площадь зоны 19300 км2, извлекаемые ресурсы нефти оцениваются в 330 млн т, ресурсы газа - в 350 млрд м3. Кочемская намеченная ЗНГН выделяется на северо-западе Непско-Ботуобинской НГО. Она расположена на осложненном структурными террасами склоне Непско-Ботуобинской антеклизы, обращенном в сторону Курейской синеклизы, на краю Чуньского рифейского осадочного бассейна. Предполагается, что на этой территории заканчивались миграционные потоки УВ из Чуньского бассейна и формировались залежи УВ в карбонатных горизонтах верхневендско-нижнекембрийского НГК. На территории зоны пробурена Среднекочемская параметрическая скважина. Притоков УВ в ней получено не было, таким образом, выявление Кочемской зоны остается за последующими геолого-разведочными работами на данной территории. Площадь зоны 13200 км2, извлекаемые ресурсы нефти оцениваются в 100 млн т, ресурсы газа - в 160 млрд м3. Тэтэринская намеченная ЗНГН находится на западном краю Непско-Ботуобинской НГО. Она охватывает часть западного моноклинального склона Непско-Ботуобинской антеклизы на стыке с Катангской седловиной. Здесь находится Тэтэринский структурный мыс, ограниченный с севера прогибом, отделяющим мыс от Собинско-Пайгинского вала. Площадь зоны 6700 км2. Ее перспективы связаны с пластами песчаников ванаварской свиты (Вн-2 и Вн-4). Эти песчаники выклиниваются вверх по восстанию в восточном направлении, а прогибы с севера и юга создают крупнейшую Тэтэринскую структурно-литологическую ловушку площадью около 3000 км2, оценка геологических ресурсов данной ловушки составляет 1300 млн т УУВ, извлекаемых - 600 млн т УУВ. Предполагается в основном нефтяное насыщение песчаников венда.

Ангаро-Ленская НГО охватывает всю территорию Ангаро-Ленской ступени и юго-западную оконечность Непско-Ботуобинской антеклизы. Она изучена глубоким бурением неравномерно. Наиболее исследованными являются ее центральные районы. Это область преимущественного газонакопления. Оценка ресурсов 12.7 млрд т УУВ. Всего на настоящее время на территории Ангаро-Ленской НГО выявлено более 10 месторождений газа. Здесь выделяются одна установленная (Ангаро-Ковыктинская) и две намеченные зоны газонакопления (Верхоленско-Кудинская и Братская). Ангаро-Ковыктинская установленная ЗНГН выделяется в центральной части Ангаро-Ленской НГО. Здесь открыто и разведано уникальное по запасам газа Ковыктинское месторождение с залежью в парфеновском песчаниковом горизонте венда. В непосредственной близости от него выявлены Чиканское и Ангаро-Ленское газоконденсатные месторождения. Последнее на начальной стадии изученности также оценивается как уникальное по запасам газа. Чиканское месторождение крупное. Основные продуктивные горизонты зоны - парфеновский и боханский. Четких структурных границ у зоны нет. Газоконденсатные залежи приурочены к неантиклинальным литологически ограниченным ловушкам на структурных террасах и мысах. Ковыктинское месторождение приурочено к одноименному структурному выступу, но его замыкание на востоке по данным бурения Хандинских скважин по парфеновскому горизонту еще не установлено. Площадь зоны 28800 км2, нелокализованные извлекаемые ресурсы нефти оцениваются в 10 млн т, ресурсы газа - в 1700 млрд м3. Верхоленско-Кудинская намеченная ЗНГН выделяется на востоке Ангаро-Ленской НГО. Она протягивается полосой с юго-запада на северо-восток вдоль Прибайкальского рифейского прогиба. На вендском уровне здесь выделяется структурная терраса, в пределах которой на пути миграции УВ из прогиба в благоприятных структурных условиях, похожих на Ангаро-Ковыктинскую зону, прогнозируются газовые залежи в парфеновском и боханском горизонтах венда. Площадь зоны 17200 км2, нелокализованные ресурсы газа оцениваются в 1400 млрд м3. Братская намеченная ЗНГН выделяется на западе Ангаро-Ленской НГО в зоне ее сочленения с Присаяно-Енисейской НГО. На борту рифейского бассейна, где миграционные потоки выходят под вендские терригенные продуктивные горизонты, прогнозируется крупная зона газонакопления. Перспективны вендские терригенные продуктивные горизонты. Точные границы зоны еще не установлены. Для уточнения перспектив газоносности здесь планируется пробурить Желдонскую параметрическую скважину. Площадь зоны 14000 км2, нелокализованные ресурсы газа оцениваются в 800 млрд м3.

В материале сформулировано понятие о принципах выделения зон нефтегазонакопления как о геологическом объекте, который необходимо рассматривать с двух сторон. С одной стороны, это геологический объект, выделяющийся на фоне остального осадочного чехла особенностями строения и историей развития, позволившими сформировать и сохранить месторождения нефти, газа и конденсата.

С другой, - это основной объект нефтегазопоисковых работ, и от того, насколько верно нефтяники представляют его ресурсный потенциал, настолько грамотно, рачительно и самое главное успешно будут спланированы и проведены поиски и разведка месторождений углеводородов. Исходя из этого, авторами рассмотрена территория нефтегазопоисковых работ на Сибирской платформе. Удалось выделить и обосновать 26 крупных зон нефтегазонакопления, оценить их ресурсный потенциал и осветить важнейшие особенности геологического строения. В перечисленных зонах нефтегазонакопления компактно сосредоточено около 46 % ресурсов углеводородов шести упомянутых нефтегазоносных областей и одного самостоятельного района. Несомненно, сложность геологического строения Сибирской платформы в целом и крайняя неравномерность ее изученности не дают на сегодня снять все нерешенные вопросы, в частности, касающиеся и выделения самих зон нефтегазонакопления, ни даже выработать однозначные и принимаемые всеми геологами-нефтяниками принципы такого выделения. Тем не менее авторы предложили один из возможных вариантов решения этого вопроса.

ЛИТЕРАТУРА

Аксенов А.А., Гончаренко Б.Д., Калинко М.К., Капустин И.Н., Кирюхин Л.Г., Размышляев А.А. Нефтегазоносность подсолевых отложений. М., Недра, 1985, 206 с. Бакиров А.А. Геологические принципы районирования нефтегазоносных территорий // Принципы нефтегазогеологического районирования в связи с прогнозированием нефтегазоносности недр. М., Недра, 1976, с. 145-156. Битнер А.К., Кринин В.А., Кузнецов Л.Л., Назимков Г.Д., Накаряков В.Д., Нешумаев В.А., Правоторов С.Б., Распутин С.И., Скрылев С.А. Нефтегазоносность древних продуктивных толщ запада Сибирской платформы. Красноярск, ПГО Енисейнефтегазгеология, КФ СНИИГГиМС, 1990, 114 с. Брод И.О. Залежи нефти и газа. М., Л., Гостоптехиздат, 1951, 350 с. Дмитриевский А.Н., Самсонов Ю.В., Илюхин Л.Н., Кузнецов В.Г., Вагин С.Б., Миллер С.А., Постникова О.В., Московнина Е.Ю. Зоны нефтегазонакопления в карбонатных отложениях Сибирской платформы. М., Недра, 1993, 158 с. Еременко Н.А. Геология нефти и газа: учебник для вузов. М.; Л., Гостоптехиздат, 1961, 372 с. Конторович А.А., Конторович А.Э., Кринин В.А., Кузнецов Л.Л., Накаряков В.Д., Сибгатуллин В.Г., Сурков В.С., Трофимук А.А. Юрубчено-Тохомская зона газонефтенакопления - важный объект концентрации региональных и поисково-разведочных работ в верхнем протерозое Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции // Геология и геофизика, 1988 (11), с. 45-55. Конторович А.Э., Сурков В.С., Трофимук А.А. Геология нефти и газа Сибирской платформы. М., Недра, 1981, 550 с. Конторович А.Э., Сурков В.С., Трофимук А.А. Главные зоны нефтегазонакопления в Лено-Тунгусской провинции // Развитие учения академика И.М. Губкина в нефтяной геологии Сибири. Новосибирск, Наука, 1982, с. 20-42. Корж М.В., Мазанов В.Ф. Зоны нефтегазонакопления и перспективы нефтегазоносности рифейско-вендских отложений юга Сибирской платформы // Верхнедокембрийские отложения Сибирской платформы и их нефтегазоносность. М., ИГиРГИ, 1990, с. 33-43. Ларичев А.И., Самсонов В.В. Перспективные нефтегазоносные комплексы и зоны южной части Сибирской платформы // Нефтегазовая геология. Теория и практика, 2008, № 3. Ларичев А.И., Соловьев В.В., Чеканов В.И. Выделение новых зон нефтегазонакопления в южных районах Ангаро-Ленской ступени // Методы прямого прогнозирования залежей углеводородов. Новосибирск, СНИИГГиМС, 2009, с. 181-185. Мельников Н.В., Шемин Г.Г., Стариков Л.Е. Прогноз зон нефтегазонакопления в подсолевых карбонатных отложениях центральных районов Лено-Тунгусской провинции // Прогноз зон нефтегазонакопления и локальных объектов на Сибирской платформе. Л., ВНИГРИ, 1988, с. 5-15. Мельников Н.В., Килина Л.И., Кринин В.А., Хоменко А.В. Нефтегазоносность кембрийских рифов Сурингдаконского свода // Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. Новосибирск, Наука, 1991, с. 180-189. Мельников Н.В., Филипцов Ю.А., Вальчак В.И., Смирнов Е.В., Боровикова Л.В. Перспективы нефтегазоносности Чуньского рифей-вендского осадочного бассейна на западе Сибирской платформы // Геология и геофизика, 2008, т. 49 (3), с. 235-243. Сафронов А.Ф. Зоны нефтегазонакопления на северо-востоке Непско-Ботуобинской антеклизы // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2006, № 7, с. 18-25. Спутник полевого геолога-нефтяника / Ред. Н.Б. Вассоевич. М., Л., Гостоптехиздат, 1952, 504 с. Степаненко Г.Ф., Мельников П.Н., Окулов С.Б. Перспективы наращивания сырьевой базы углеводородов Чонско-Талаканской зоны нефтегазонакопления // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М., ВНИИОЭНГ, 2002, № 9, с. 36-39. Топешко В.А., Рябкова Л.В. Ярактинско-Чонская зона нефтегазонакопления Непско-Ботуобинской антеклизы // Геология и геофизика, 1999, т. 40 (11), с. 1694-1699. Трофимук А.А., Карогодин Ю.П., Мовшович Э.Б. Проблемы совершенствования понятийной базы геологии нефти и газа на примере понятия «зона нефтегазонакопления» // Геология и геофизика, 1982 (5), с. 5-11. Трофимук А.А., Карогодин Ю.П., Мовшович Э.Б. Методологические вопросы геологии нефти и газа. Новосибирск, ИГГ СО АН СССР, 1983, 124 с. Шемин Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина). Новосибирск, Изд-во СО РАН, 2007, 476 с.

neftegaz.ru

Строение и перспективы нефтегазоносности древнейших карбонатных формаций западной части Сибирской платформы + "

Автореферат диссертации по теме "Строение и перспективы нефтегазоносности древнейших карбонатных формаций западной части Сибирской платформы"

Министерство природных ресурсов Российской Федерации Красноярский комитет по геологии и использованию недр (Красноярскгеолком)

КРИНИН Владимир Александрович

Строение и перспективы нефтегазоносности древнейших карбонатных формаций западной части Сибирской платформы

04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Диссертация

в форме научного доклада на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

РГБ 0Л

2 о ^

На правах рукописи

Новосибирск 1997

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, профессор Н.В.Мельников

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук

Фрадкин Г.С. (ОИГГиМ, г.Новосибирск) - кандидат геолого-минералогических наук Степаненко Г.Ф. (СНИИГГиМС, г.Новосибирск) Ведущая организация: КНИИГГиМС, г.Красноярск

Защита состоится ил?-? 1997 г. в 10 часов на заседании Диссертационного совета К.071.13.01 в Сибирском научно-исследовательском институте геологии, геофизики и минерального сырья (СНИИГГиМС) по адресу: 630091, г. Новосибирск, Красный проспект, 67.

С диссертацией в виде научного доклада можно ознакомиться в библиотеке СНИИГГиМСа.

Диссертация в виде научного доклада разослана 51997г. Ученый секретарь Диссертационного совета (В.Г.Матухина

Введение

Актуальность работы. Переход к рыночным отношениям в экономике сопровождается резким сокращением финансирования геологоразведочных работ на нефть и газ в Красноярском крае из средств госбюджета. В России формируется новая система управления недрами, основывающаяся на новой законодательной базе о недрах ("Закон о недрах", закон "О соглашениях в разделе продукции"). Поэтому в комитете по геологии и использованию недр Красноярского края (Красноярскгеолком) осуществляется систематическая работа по привлечению инвестиций на основе лицензирования. Для этого используется большой массив геолого-геофизической информации, накопленной в процессе нефтегазопоисковых работ на территории края в предшествующее время. Между тем с появлением современных требований к пакетам информации, представляемой на конкурсы, она требует новых обобщений и системного научного анализа с целью обоснования приоритетных направлений в области управления недропользованием на 'нефть и газ в Красноярском крае. Часть такого обобщения проведена в настоящей работе.

Цели и задачи исследования. Главной целью исследований являлось создание основы геологической информации по обеспечению эффективного лицензирования участков недр, предлагаемых для геологического изучения, и последующего освоения открываемых месторождений нефти и Газа в древних отложениях западной части Сибирской платформы.

При этом решались следующие задачи:

- уточнение стратиграфической основы, используемой при нефтегазопоисковых работах в древних отложениях;

- уточнение схемы индексации продуктивных горизонтов в древних отложениях;

- обоснование зон нефтегазонакопления, описание их геологического строения и нефтегазоносности;

- разработка методов прогноза структурных планов опорных горизонтов древних толщ в районах с высокой насыщенностью интрузиями осадочного чехла;

- разработка методов выявления разрывных нарушений в продуктивной части рифейского нефтегазоносного комплекса;

- предложения по направлению нефтегазопоисковых работ на древние толщи западной части Сибирской платформы.

Фактический материал. В основе работы лежат личные исследования автора во время его работы с 1975 по 1997 гг. в должностях геолога, главного геолога партии, Главного геолога Туруханской НГРЭ, главного геолога ГГП "Енисейнефтегазгеология", заместителя председателя "Красноярскгеолкома". Автором изучены материалы по результатам бурения, опробования и испытания глубоких скважин, данные каротажа, сейсморазведочных и электроразведочных работ на большинстве площадей нефтегазопоисковых работ в западной части Сибирской платформы.

Защищаемые положения. На защиту выносятся следующие разработки:

1. Прогноз геологического разреза и рабочие схемы стратиграфии древних толщ западной части Сибирской платформы, применяемые геологами Красноярского края /Кринин, 1988, 1990; Мельников... Кринин, 1985; Мельников... Кринин.., 1989; Краев-ский... Кринин.., 1991; Битнер, Кринин и др., 1990/. Автор спрогнозировал границы выклинивания солей в разрезах свит нижнего кембрия, участвовал в разработке первых стратиграфических схем рифея Юрубчено-Тохомской зоны и кембрия Сурингда-конского свода.

2. Индексация продуктивных горизонтов в кембрийском, верхневендско-нижнекембрийском, вендском и рифейском нефтегазоносных комплексах западной части Сибирской платформы /Килина.., Кринин, 1988; Битнер, Кринин.., 1990/. Схемы индексации продуктивных горизонтов ранее были разработаны для терригенных и карбонатных отложений венда и низов кембрия. Нами создана схема индексации продуктивных горизонтов в кембрийском разрезе для западной части Сибирской платформы.

3. Зоны нефтегазонакопления в древних толщах западной части Сибирской платформы /Битнер, Кринин и др., 1990; Кринин и др., 1989; Битнер, Кринин, Распутин, 1990; Конторович, Конторович, Кринин и др., 1988/. Пять зон нефтегазонакопления установлены по результатам нефтегазопоисковых работ в различных нефтегазоносных областях запада Сибирской платформы в отложениях рифея, венда и кембрия.

4. Методика прогноза структурных планов древних толщ в областях с высоко^ насыщенностью осадочного чехла интрузиями долеритов /Кринин, 1991/. Автором выявлены зависимости между гипсометрией структурных поверхностей девона, силура и кембрия и толщиной интрузий, залегающих ниже его. Установлено аналогичное влияние суммарной толщины интрузий в разрезе на морфологию рельефа.

5. Методика выявления разрывных нарушений в рифее Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления по изменениям направленности геологических связей /Кринин,

1990; Кринин, Гутина, 1997/. Основными признаками для выделения разрывных нарушений являются изменение положения интрузий внутри свит и соответствие направленности изменения мощностей этих свит современному структурному плану.

Научная новизна. По единым признакам выделены продуктивные горизонты и зоны нефтегазонакопления в различных нефтегазоносных областях западной части Сибирской платформы. Впервые разработаны методики прогноза структурных планов подинтрузивных интервалов осадочного чехла и разрывных нарушений по анализу размещения интрузий долеритов.

Практическая ценность. Полученные результаты использовались при размещении региональных работ, нефтегазопоискового и разведочного бурения в основных областях западной части Сибирской платформы. Во время пребывания автора на посту главного геолога ГГП "Енисейнефтегазгеология" и заместителя председателя "Красноярскгеолкома" были установлены Таначи-Моктаконская и Нижнеангарская зоны нефтегазонакопления. Планируется использовать результаты исследования при геологическом обосновании работ по лицензированию.

Апробация. Защищаемые положения и основные результаты работы докладывались на конференциях по геологии и нефтегазоносности Красноярского края в г. Красноярске (1979, 1981^ 1984, 1985, 1987, 1988, 1990, 1996) и в г. Новосибирске (1991). Автором опубликовано 30 работ, в которых отражены все основные положения диссертации, автор также участвовал в составлении семи тематических отчетов (ВГФ, ТГФ, 1977-1996

г)-

Работа выполнена в "Красноярскгеолкоме". Автор выражает сердечную признательность геологам, общение с которыми помогло ему в составлении и завершении настоящей работы: А.Н.Азарнову, А.К.Битнеру Ю.Л.Брылкину, К.Н.Васильевой, В.Н.Воробьеву, О.Н.Гутиной, А.С.Ефимову, Ю.А.Жуковину, В.В.Забалуеву, А.Н.Золотову, В.Е.Касаткину, М.Б.Келлеру, Л.И.Килиной, В.И.Коваленко,

A.А.Конторовичу, Л.Л.Кузнецову, Т.Р.Кудриной, А.И.Ларичеву, Г.Д.Назимкову,

B.А.Нешумаеву, А.Л.Проскурякову, С.Н.Распутину, В.В.Самсонову, В.Г.Сибгатуллину, П.П.Скоробогатых, Л.К.Теплову, Ю.А.Филлипцову, Ю.А.Шарыгину и ушедшим из жизни Г.И.Качасову, С.А.Кащенко. Особенно благодарен автор своим руководителям и наставникам А.Э.Конторовичу, Н.В.Мельникову, В.Д.Накарякову, В.С.Староселыдеву.

Западная часть Сибирской платформы включает нижние части бассейнов рек Нижней Тунгуски, Подкаченной Тунгуски и Ангары, а также бассейны рек Курейка и Вахта. Административно эти территории входят в Красноярский край и Эвенкийский

автономный округ. В нефтегазогеологическом районировании это - западная часть Ле-но-Тунгусской нефтегазоносной провинции, куда входят Турухано-Норильская, СевероТунгусская, Южно-Тунгусская и Байкитская нефтегазоносные области(НГО). Области оконтурены по крупнейшим структурам осадочного- чехла - Турухано-Норильскому поднятию, Курейской синеклизе и Байкитской антеклизе.

Нефтегазопоисковое бурение проводилось в южной части Турухано-Норильской НГО, в центральных районах Южно-Тунгусской НТО, в центральных и южных районах Байкитской НГО. Одиночные параметрические скважины пробурены и на остальных территориях. На ряде участков осадочный чехол вскрыт скважинами на всю мощность. Большинством скважин полностью вскрыты палеозойские и вендские отложения. Бурением и сейсморазведкой выявлен ряд крупных и средних структур в Курейской синеклизе и Байкитской антеклизе, таких как Бахтинский мегавыступ, Сурингдаконский, Ка-мовский своды, Нижнетунгусский, Теринский мегапрогибы.

В результате нефтегазопоисковых работ в западной части Сибирской платформы открыта Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления (ЮТЗ) с крупными запасами углеводородов в карбонатах рифея, получены промышленные притоки из карбонатных пород венда и кембрия. Большие площади запада Сибирской платформы остаются почти не изученными геолого-геофизическими методами.

Дальнейшие нефтегазопоисковые работы в западной части Сибирской платформы возможны на лицензионных участках. Для геологического обоснования лицензионных предложений, стандартизации сведений по стратиграфической, нефтегазогеологи-ческой индексации и номенклатуре ниже охарактеризованы три основные позиции -стратиграфия древних толщ, продуктивные горизонты (ПГ), зоны нефтегазонакопления (ЗНГН). Основной упор сделан на карбонатные комплексы, которые составляют основную часть древних толщ в западной части Сибирской платформы.

1. СТРАТИГРАФИЯ ДРЕВНИХ ТОЛЩ

РИФЕЙ. Рифейские отложения в западной части Сибирской платформы вскрыты скважинами в Байкитской и Турухано-Норильской НГО (в последней на ряде участков рифейские отложения выходят на дневную поверхность).

Основой стратиграфии рифея Байкитской антеклизы служат разрезы скважин Юрубчено-Тохомской зоны, а именно разрез скв. Мадринской 156 и дополняющие его разрезы Юрубченских скв. 30 и 110, установившие стратиграфическое положение большинства рифейских толщ.

В подошве рифея вскрыта терригенная, преимущественно песчаниковая делин-гдэкэнская толща (260 м). Выше залегают преимущественно красноцветные аргиллиты и алевролиты (вэдрэшевская толща, 360 м) и глинистые доломиты и мергели (мадринская толща, до 370 м). Еще выше залегают пять мощных (450-570 м) доломитовых толщ, разделенных толщами глинистых доломитов (110-220 м). Доломитовые толщи получили названия (снизу вверх): юрубченская, куюмбинская, юктэнская, вингольдинская и ирэ-мэкэнская, а разделяющие их глинисто-доломитовые толщи - долгоктинская, копчер-ская, рассолкинская и токурская. Незначительные литологические отличия доломитовых толщ, наличие крупноамплитудных дизъюнктивов, различная глубина размыва рифея во время предвендского перерыва затрудняют корреляцию рифейских разрезов ЮТЗ в тех скважинах, где они вскрыты на глубину 200-400 м. Поэтому не исключено, что рядом Юрубченских скважин под вендом вскрыта юктэнская свита.

Базальные терригенные отложения по цифрам абсолютного возраста отнесены к нижнему рифею, вышележащие толщи - вэдрэшевская, мадринская и юрубченская - к среднему рифею, остальные - к верхнему.

ВЕНД. Вендские отложения распространены повсеместно в западной части Сибирской платформы (рис.1). Они представлены (снизу вверх) ванаварской, оскобинской, катангской и собинской свитами (возрастные аналоги тэтэрской свиты имеют небольшие мощности - до 30 м, и этот интервал разреза включается в состав собинской свиты).

Ванаварская и оскобинская свиты распространены на юге и юго-западе Байкитской антеклизы. Они с угловым несогласием залегают на различных толщах рифея или на кристаллическом фундаменте. Ванаварская свита (0-320 м) сложена пестроцветными терригенными породами - песчаниками, аргиллитами и алевролитами.

Исрхншг

ИОЛСИНI

Рифей

Сурингдаконская свита

Бурусская свита

Абакунская свита

Марская свита

Моктаконская свита

Ясенгская свита

Верхняя подсвита

Нижняя подсвита

Верхняя подсвита

Средняя (осинская) подсвита

Нижняя подсвита

Собинская свита

Катангская свита

Рио 1 Корреляция вендских и кембрийских отложений и нефтегазоносные комплексы западной части . Сибирской платформы

Оскобинская свита сложена в нижней части доломито-ангидритами, глинисто-сульфатно-доломитовыми породами (оскобиты). Среднюю часть свиты составляют преимущественно терригенные пестроцветные породы, среди которых спорадически распространены пласты песчаников. Верхняя часть свиты представлена доломитами и ангидритистыми доломитами. Мощность оскобинской свиты изменяется от 0 до 135 м.

Катангская и собинская свиты распространены на Байштской антеклизе и на юге Курейской синеклизы. Катангская свита представлена доломитами, глинистыми доломитами, мергелями. Мощность свиты - 55-300 м. Собинская свита сложена светлосерыми массивными доломитами, ангидритистыми доломитами. Мощность свиты - 100400 м.

КЕМБРИЙ. Разрез кембрия на юге территории составляют усольская, бель-ская, булайская, ангарская, литвинцевская соленосно-доломитовые и доломитовые свиты нижнего и частично среднего кембрия и эвенкийская глинисто-карбонатная свита среднего-верхнего кембрия (см. рис. 1).

На юго-западе Курейской синеклизы (Бахтинский мегавыступ) литологический состав кембрия меняется. Здесь выделены (снизу вверх) соленосно-доломитовая ясенг-ская свита, доломитовая моктаконская и сульфатно-глинисто-доломитовая марская свиты (усольский горизонт), доломитовая абакунская свита (эльгянский горизонт), доломитовая с пачкой солей бурусская свита, соленосно-доломитовая сурингдаконская свита (толбачанский горизонт), карбонатная булайская свита (урицкий, олекминский горизонты), доломитовая рифогенная дельтулинская свита (чарский горизонт), доломитовая таначинская свита (ичерский горизонт), мергельно-доломитовая летнинская свита (майский ярус) и глинисто-доломитовая усть-пелядкинская свита (верхний кембрий).

Северная граница распространения солей в усольском горизонте проходит от истоков р.Летняя на восток через среднее течение р.Нимдэ, затем поворачивает на северо-восток, пересекая реки Тутончана (110 км от устья), Виви (180 км от устья). Далее она уходит на юго-восток, пересекает р.Нижняя Тунгуска в 40 км ниже устья р.Кочечум и далее, очевидно, уходит к среднему течению р.Илимпея /Кринин, 1990/. В толбачан-ском горизонте предполагается отсутствие солей уже в среднем течении рек Тутончана и Виви. Граница распространения солей проходит от истоков р.Сухая Тунгуска на северо-восток через верховья рек Нимдэ, Кочумдек, затем поворачивает на восток и проходит вдоль р.Тутончана, пересекая р.Нижняя Тунгуска в устье р.Виви и далее проходит вдоль р.Илимпея. В чарском горизонте и амгинском ярусе соли прослежены только на Байкитской антеклизе и юго-востоке Курейской синеклизы (бассейн р.Илимпея).

Севернее границы распространения солей разрез нижнего и части среднего кембрия (под летнинской свитой) представлен мощной (до 1500 м) толщей доломитов, часто органогенных - костинская свита на юге Турухано-Норильского поднятия.

В юго-западной части Курейской синеклизы скважинами установлена субширот-но вытянутая Тынепская зона (30-50 х 200 км) с иным составом отложений тойонского, амгинского и майского ярусов (см. рис.1). В зоне фациальным аналогом 500-метровой дельгулинской свиты является 45-метровая толща темно-серых глинистых известняков и мергелей. Выше залегает 200-метровая толща известняков амгинского яруса, перекрытая 130-метровой соленосно-доломитовой толщей и вышележащей 120-мегровой олен-чиминской свитой - аргиллиты, доломиты, мергели, каменные соли. Предполагается, что это - компенсационные среднекембрийские толщи, заполнившие Тынепский прогиб, возникший в тойонском веке раннего кембрия. К северу от этого прогиба сформировалась система Таначи-Дельтулинского краевого рифа.

Анализ суммарных мощностей свит нижнего-среднего кембрия (без майского яруса) показывает однозначное последовательное уменьшение их в северо-восточном направлении с 1750 до 1300 м от р.Ангара до р.Нижняя Тунгуска /Кринин, 1990/. Только над краевым Таначи-Дельтулинским рифом фиксируется узкая зона увеличения общих толщин на 50 м.

Резюмируя вышеизложенное, можно сделать некоторые выводы:

1. На значительной территории запада Сибирской платформы выявлено отсутствие отложений рифея и нижнего венда (герригенного). В зонах их отсутствия существенно сокращены мощности верхнего венда и нижнего кембрия.

2. В северной части в отложениях нижнего кембрия прогнозируется отсутствие солей, являющихся в южных районах основными региональными флюидоупорами. Намечены границы распространения солей.

3. К северу от границы солей разрез нижнего кембрия сложен органогенными карбонатами, здесь выявлены рифовые постройки, вплоть до системы краевых рифов.

4. Современный структурный план начал формироваться после образования древних рифей-кембрийских толщ. Это должно негативно отразиться на их нефтегазо-носности - переформирование залежей привело к "размазыванию" скоплений углеводородов.

2. ПРОДУКТИВНЫЕ ГОРИЗОНТЫ В ДРЕВНИХ ТОЛЩАХ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

Развитие нефтегазопоисковых работ на Сибирской платформе привело к ситуации, когда появилась целесообразность разработки буквенно-цифровой системы индексов ПГ. В 1983-1984 гг. на совещаниях в Новосибирске было рекомендовано продуктивным и возможно продуктивным горизонтам присвоить следующие буквенные индексы: в рифее - букву Р, в терригенных отложениях венда - букву В, в подсолевых карбонатных отложениях верхов венда - низов кембрия - букву Бив карбонатах кембрия -букву А. Внутри буквенных групп принята цифровая индексация ПГ по правилу "сверху-вниз" (например, в подсолевых отложениях Б-1 - осинский горизонт, Б-12 - Преображенский горизонт).

Описанная выше схема буквенно-цифровой индексации ПГ разработана для терригенных отложений вендского и карбонатов верхневендско-нижнекембрийского нефтегазоносных комплексов (НГК). Для кембрийского НГК цифровой схемы индексации ПГ не существовало. Ее первый вариант отработан нами на площадях бурения в ЮжноТунгусской НГО, где в пределах Бахтинского выступа выявлена приуроченность коллекторов к ряду стратиграфических уровней кембрийского разреза. Впоследствии эта буквенно-цифровая индексация была уточнена и доработана. В разрезе кембрия выделено шесть возможно продуктивных и продуктивных горизонтов: таначинско-дельтулинский А-1, сухотунгусский А-П, подсолевой А-Ш, кочумдекский А-1У, нижнетунгусский А-У и моктаконский А-У1.

Горизонт А-1 выделен в дельтулинской и таначинской свитах. Строение горизонта меняется по территории Бахтинского мегавыступа. Так, в зоне Таначи-Дельтулинских краевых рифов распространен массивный тип коллектора, севернее выделяются отдельные пласты коллекторов. Пласты А-1-1, -2, -3 и -4 находятся в таначинской свите, в дельтулинской свите выделены проницаемые пласты А-1-5, -6, -7 и -8. Наиболее распространенными и выдержанными являются пласты таначинской свиты и пласты А-1-5 и -6, приуроченные к кровле дельтулинской свиты (рис. 2).

Проницаемые пласты таначинской свиты часто смыкаются, их мощности изменяются от 8 до 30 м. Они разделены пластами глинистых карбонатов. Верхние проницаемые пласты сложены преимущественно темно-серыми и черными известняками водорослевыми, микрофитолитовыми, нижний пласт составлен доломитами массивными

Кочумдекский горизонт А-IV-!

Нижнетунгусскнй горизонт А-У

Осинский с 1 горизонт

ТПяПГ

А-Ш-1

10

А-1-1

Рис.2. Разрез кембрийских отложений Нижнетунгусской скв. 6 1 - известняки; 2 - доломиты; 3 - доломиты водорослевые; 4 - карбонаты глинистые; 5 - доломиты сульфатоносные; 6 - мергели; 7 - каменная соль; 8 - траппы; 9 - кавернозность; 10 - интервалы испытания; 11 - горизонты-коллекторы

оолитовыми, обломочными. Открытая пористость пород достигает 26,7 %, ее средние значения - 5-15 %\ проницаемость пород не превышает 27,6x10 '5 м2.

Пласты А-5 и -6, расположенные в кровле дельтулинской свиты, сложены доломитами светло-серыми, мелкозернистыми массивными, пористо-кавернозными. Мощность пластов изменяется от 20 до 60 м. Значения открытой пористости пластов достигают 28,7 %, газопроницаемости - до 107х1015 м2.

Пласт А-7 выделяется в средней части дельтулинской свиты. Сложен он доломитами светло-серыми, мелкозернистыми, пористыми, мелкокавернозными. Пористость составляет 13-17 %, газопроницаемость - 63х1015 м2. Мощность пласта 24-44 м.

Пласт А-8 расположен в приподошвенной части свиты, мощность его 50-64 м, сложен он доломитами серыми и темно-серыми мелкозернистыми и мелкокавернозными с прослоями и линзами белых сульфатов. Пористость пород изменяется от 4,5 до 13,5 %, газопроницаемость 6,7х10-'5 м2.

Возможно продуктивный горизонт А-П (сухотунгусский) приурочен к булайской свите. В горизонте выделены два пласта коллекторов. Пласт А-П-1 находится в кровле свиты, имеет ограниченное распространение. Основной пласт А-П-2 мощностью от 12 до 62 м сложен доломитами серыми, темно-серыми, коричневатыми с прослоями ангид-рито-доломитов и линзами сульфатов. В нижней части доломиты водорослевые. Пористость пород достигает 12,8%.

Следующий горизонт А-Ш (подсолевой) находится в верхней части бурусской свиты. Он сложен доломитами известковистыми и известняками преимущественно водорослевыми, серыми и светло-серыми тонкозернистыми, волнисто-слоистыми с прослоями глинистых известняков, желваками кремния, мелкими линзами сульфатов. В горизонте выделены два пласта: пласт А-Ш-1 мощностью от 20 до 50 м и пласт А-Ш-2 мощностью 34-44 м. Пористость пород достигает 8 %, газопроницаемость - до 6х I О15 м2.

В нижней части бурусской свиты находится возможно продуктивный горизонт А-1У (кочумдекский). Он сложен доломитами разнозернистыми серыми, темно-серыми и черными с прослоями сульфатов и известняков. Многочисленны остатки колониальных водорослей и микрофитолитов. Мощность горизонта изменяется от 34 до 128 м. Пористость пород изменяется от 2,6 до 7,2 %, проницаемость достигает 6,7x1015 м2.

Продуктивный горизонт А-У (нижнетунгусский) выделен в абакунской свите. Сложен он доломитами черными мелкозернистыми битуминозными, пористыми и кавернозными и известняками серыми, темно-серыми мелкозернистыми водорослевыми. В горизонте выделены два пласта: верхний, (мощность 12-30 м) находится в средней час-

ти свиты, нижний, более выдержанный (мощность 12-17 м) - в подошве свиты. Пористость пород достигает 25,7 %, проницаемость - 370х1015 м2.

Продуктивный горизонт А-У1 (моктаконский) приурочен к одноименной свите. Предполагается, что он является возрастным аналогом осинского ПГ. Горизонт сложен доломитами серыми, темно-серыми до черных, мелко- и среднезернистыми, часто водорослевыми, микрофитолитовыми, иногда кавернозными. Такой состав горизонта зафиксирован в пределах рифовых банок. Вне их моктаконская свита сложена чередованием доломитов и сульфатов. Пористость доломитов достигает 14,8 %, средние значения пористости - 3,6-7,5 %. Проницаемость их низкая, едва достигает ЗхЮ15 м2, но, судя по дебитам, здесь имеет место трещинная проницаемость пород.

В венд-нижнекембрийском нефтегазоносном комплексе в западной части Сибирской платформы выявлены продуктивные пласты в катангской и оскобинской свитах на Байкитской антеклизе. Они получили индексы Б-УП, Б-УШ и Б-1Х.

Пласт Б-УП находится в подошве катангской свиты. Он сложен песчаниками красноцветными мелко-среднезернистыми с прослоями гравелитов, алевролитов, с гнездами ангидрита и доломита. Пласт распространен полосой шириной от 5 до 15 км, вытянутой вдоль палеосклона в юго-восточном направлении. По краям полосы песчаники переходят в алевролиты. Мощность пласта песчаников не превышает 5 м, их пористость изменяется от 8 до 13 %, проницаемость - от 9 до 313х1015 м2.

Пласт Б-УШ находится в средней (терригенной) пачке оскобинской свиты. Он составлен песчаниками и алевролитами. Достаточно узкие, вытянутые песчаные тела ориентированы перпендикулярно к линии распространения и изопахитам средней пачки оскобинской свиты. Мощность пласта достигает 5 м, открытая пористость изменяется от 6 до.20 %, проницаемость достигает 475x10*15 м2.

Пласт Б-1Х приурочен к нижней пачке оскобинской свиты. Сложен доломитами темно-серыми, песчаниковидными с прослоями ангидрито-доломитов, доломитовых песчаников. Мощность пласта достигает 7 м, пористость изменяется от 2 до 12 %, проницаемость - от 2 до29х10"15 м2.

В вендском терригенном НГК западной части Сибирской платформы ПГ выявлены в Нижнем Приангарье на Имбинской и Агалеевской площадях. Здесь из верхней части терригенного венда получены промышленные притоки газа, но стратиграфическое положение ПГ остается неясным.

В рифейском НГК пока выявлен один ПГ, развитый под вендской покрышкой. Он объединяет зоны развития вторичных коллекторов в местах выходов разновозрасг-

ных рифейских толщ под вендские отложения. Основная причина формирования таких коллекторов - карстование рифейских карбонатов во время предвендского перерыва. Процесс карстования проходил по сети открытых трещин и межзерновым каналам, что привело к увеличению полостности трещин и возникновению кавернозности пород. Продуктивный горизонт охватывает разновозрастные карбонатные толщи рифея, поэтому предлагается выделять его под индексом Р-1. Суммарная емкость таких коллекторов около 2 %, проницаемость создана сетью открытых трещин, а мощность зависит от мощности карбонатных толщ, которая составляет 450-570 м.

3. ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ

Понятие "Зона нефтегазонакопления" (ЗНГН) используется для оконтуривания территории с одинаковыми или близкими типами месторождений. Это позволяет более целенаправленно подходить к размещению нефгегазопоисковых работ. Каких-либо единых принципов выделения ЗНГН не существует /Трофимуки др., 1983/. Обычно учитываются нахождение залежей в НГК, в типах ловушек, структурные элементы и другие признаки, контролирующие размещение месторождений нефти и газа. Наборы этих признаков могут быть различными в каждой ЗНГН. В целом же зона нефтегазонакопления - это часть нефтегазоносной области, которая объединяет группу близких по строению месторождений, в одном или двух нефтегазоносных комплексах.

С таких позиций с определенной долей условности в западной части Сибирской платформы выделены пять ЗНГН, в которых открыты месторождения нефти и газа: Су-хотунгусско-Летнинская в Турухано-Норильской НГО, Таначи-Моктаконская в ЮжноТунгусской НГО, Юрубчено-Тохомская, Оморинская и Нижнеангарская в Байкитской НГО. Наиболее изучена бурением Юрубчено-Тохомская ЗНГН, наименее - Нижнеангарская ЗНГН.

3.1. Сухотунгусско-Летнинская ЗНГН

Зона находится в южной части Турухано-Норильской НГО, в юго-восточной части Курейско-Бакланихинского мегавала. Здесь открыто забалансовое Подкаменное месторождение газа, получены промышленные притоки нефти и газа на трех площадях -Сухотунгусской, Володинской и Нижнелегнинской. Скопления нефти и газа открыты в карбонатах верхней части платоновской свиты (венд-кембрий) и костинской свиты (нижний - средний кембрий). В структурном плане они приурочены к локальным струк-

турам, осложняющим Сухотунгусско-Летнинский вал. Это - приразломная структура,

так как с востока она ограничена Имангдино-Летнинской флексурой, на отдельных уча-

\

стках включающей дизъюнктивные нарушения типа взбросов.

Платоновская свита с размывом залегает на различных свитах рифея - нижнетунгусской, шорихинской, деревнинской. Она разделена на две подсвиты. Нижняя, мощностью до 90 м, сложена доломитами серыми глинистыми слоистыми, в основании подсвиты находится пласт песчанистых алевролитов, реже - песчаников. Верхняя подсвита, мощностью 110-150 м, сложена доломитами серыми, желтовато-серыми с прослоями глинистых доломитов.

Костинская свита сложена доломитами кремово-желтыми, массивными кавернозными. Мощность костинской свиты на севере зоны 1375 м, на юге - 1380-1490 м.

Сухотунгусско-Летнинский вал вытянут в меридиональном направлении на 150 км. Вал имеет амплитуду до 300 м, осложнен цепочкой локальных структур. На востоке вала погружение слоев по Имангдино-Летнинской флексуре достигает 1500-2000 м.

Сухотунгусская брахиантиклиналь находится в 90 км к юго-востоку от пос. Туру-ханск, она имеет размеры 11x4 км, амплитуду 130 м. По данным колонкового бурения, она осложнена двумя куполами - Дьявольским и Горным - амплитудой 30 и 90 м. Промышленный приток нефти до 10 м3/сут получен на Горном куполе при испытании в колонне верхней части платоновской свиты. Доломиты плотные, трещиноватые, их пористость не превышает 1-3 % и только в одном прослое достигает 12-15 %. Эффективная мощность - около 1 м, проницаемость обусловлена трещиноватостью доломитов. Резервуары костинской свиты насыщены рассолами, дебит которых составлял от 40 до 4500 м3/сут.

Подкаменная брахиантиклиналь находится в 12 км к югу от Сухотунгусской. По данным колонкового бурения, ее размеры - 19x4 км, амплитуда - 600 м. Промышленный приток газа получен в своде структуры из кровли костинской свиты (глубина 720 м) при опробовании в процессе бурения, дебит газа превышал 50 тыс. м3/сут. Из среднекостин-ской подсвиты получен приток воды с нефтью (нефти - 1,4 м3/сут). Пористость доломитов в среднем составляет 14-17 %.

Володинское поднятие находится в 25 км к северу от Сухотунгусского, его размеры приблизительно оценены от 3,5-7 км в ширину до 3,5-12 км в длину. Поднятие вытянуто в меридиональном направлении, его амплитуда - не менее 130 м. Приток газа'дебитом 9-13 тыс. м3/сут получен из верхней части платоновской свиты с глубины 1100 м. Открытая пористость доломитов очень низкая (1-3 %), проницаемость не определялась.

Нижнелетнинское поднятие расположено в 40 км к востоку от Туруханска в северной части Сухотунгусско-Летнинского вала. Складка вытянута в меридиональном направлении, ее размеры 2-3x12 км, амплитуда в широтном пересечении свыше 300 м. Брахиантиклиналь, по данным геологической съемки, осложнена двумя куполами. На северном куполе в верхней части платоновской свиты на отметке -1210 м выявлен газоносный пласт, дебит газа - 22,3 тыс. м3/сут. Мощность пласта, по данным ГИС, свыше 3 м. На южном куполе из этого пласта (отметка -1218 м) получен приток воды с нефтью, нефти - 0,14 м3/сут.

Нефти в Сухотунгусско-Летнинской зоне легкие (плотность 0,83), по составу наф-теново-метановые, малопарафинистые (до 1,9 %), сернистые (0,87 %), по составу близки нефтям из карбонатов венда на Непско-Ботуобинской НГО.

Состав газов из костинской свиты - азотно-метановый, из платоновской свиты -углекисло-азотно-метановый. Газ жирный (ТУ - 9-11 %), содержание азота достигает 614 %, углекислоты - до 6 %. Состав растворенных в рассолах газов более разнообразен: метановый, углекисло-метановый и азотно-метановый.

Сухотунгусско-Летнинская ЗНГН отнесена большинством геологов к малоперспективным территориям на обнаружение крупных или средних залежей нефти или газа. Данный вывод обосновывается результатами бурения: здесь дебиты нефти и газа небольшие, большинство притоков получено из плотных доломитов платоновской свиты, бурение проведено на шести структурах, но запасов нефти или газа не подготовлено. Высокоемкие пористо-кавернозные проницаемые пачки костинской свиты насыщены рассолами, но у этих коллекторов нет выдержанных покрышек, а региональная покрышка - летнинская свита - на севере зоны выходит на дневную поверхность. Перспективы имеются только по южной части ЗНГН, где кровля костинской свиты погружается на глубины свыше 1000 м. Но структурный план этой части ЗНГН не изучен.

3.2. Таначи-Моктаконская ЗНГН

Таначи-Моктаконская ЗНГН находится в центральной части Южно-Тунгусской НГО в бассейне рек Дельтула, Таначи, Сурингдакон - правых притоков Бахты. В тектоническом плане зона находится в южной части Сурингдаконского свода, расположенного в центральной части Бахтинского мегавыступа, который, в свою очередь, находится в юго-западной части Курейской синеклизы.

Основанием для выделения зоны послужило открытие Таначинского газоконден-сатного и Моктаконского газонефтяного месторождений. Нефтегазоносными являются

кембрийские отложения, которые образуют единый НГК. Территория зоны контролируется областью перехода сульфатно-галогенно-карбонатных пород нижнего-среднего кембрия в галогенно-карбонатные. Резервуары выявлены в моктаконской, абакунской, верхней пачке бурусской, булайской, дельтулинской и таначинской свитах. Региональными экранами являются ясенгская, сурингдаконская и летнинская свиты.

В Таначи-Моктаконской ЗНГН широко распространены интрузии долеритов. В кембрийском НГК они находятся в его верхней части - от таначинской до бурусской свиты. Почти повсеместно они внедрились в соленосную сурингдаконскую свиту. Но основное количество интрузий находится в верхней части осадочного чехла.

Анализ результатов бурения показал, что скважины, расположенные на возвышенностях, вскрыли опорные горизонты девона - среднего кембрия на более низких отметках, чем скважины, находящиеся на склонах и в долинах. Попарно сравнивая скважины, мы получили зависимости между разницами высот рельефа и абсолютных отметок стратиграфических горизонтов /Кринин, 1991/. Для опорных горизонтов подтверждены известные зависимости между их гипсометрией.

Анализ гипсометрии отдельных опорных горизонтов показал, что чем гипсометрически выше находится тот или иной горизонт, тем больше суммарная толщина интрузий, залегающих ниже его. Четкие связи гипсометрии опорных горизонтов и суммарных толщин интрузий выявлены для горизонтов девона, силура и кембрия. Установлено аналогичное влияние интрузий на морфологию рельефа. С увеличением их суммарной толщины в разрезе девона - среднего кембрия увеличивается и средняя высота рельефа. Все это позволило создать методику прогноза структурных планов опорных горизонтов нижнего кембрия в зонах с высокой насыщенностью интрузиями верхней части осадочного чехла/Кринин, 1991/.

Выявленные зависимости позволяют предполагать активное воздействие траппо-вого магматизма на формирование структуры осадочного чехла, особенно его верхней части. В результате внедрения интрузий образовались структурные элементы сложного блокового типа, контрастность которых постепенно увеличивается с уменьшением глубины их залегания. Распределение интрузий во многом определялось палеоструктурны-ми условиями региона. Наибольшие суммарные толщины интрузий приходятся на сводовые части палеоподнятий, вследствие чего последние по верхним горизонтам осадочного чехла становятся более выразительными. Вывод - в современном структурном плане структуры первого и второго порядков являются сквозными с тенденцией увеличения амплитуды и усложнения морфологии от подсолевых горизонтов к поверхности.

С использованием выявленных зависимостей построены структурные карты Та-начи-Моктаконской ЗНГН и ее обрамления. На картах наметились ранее неизвестные структурные элементы в осадочном чехле. Карты явились дополнительной основой для перспективного планирования нефтегазопоисковых работ.

Типы ловушек в Таначи-Моктаконской ЗНГН окончательно не установлены. По данным сейсморазведки, здесь распространены структурные ловушки. По результатам бурения установлены ловушки двух типов г рифовые и структурные, в том числе структуры облекания рифов. Рифы обоснованы геологическими построениями, а также наличием фауны трилобитов, характерной для рифовых систем Западной Якутии.

Рифогенные образования фиксируются на двух стратиграфических уровнях: та-начи-дельтулинском (амгинский-тойонский ярусы) и моктаконском (атдабанский и томмотский ярусы). Органогенные постройки таначи-дельтулинского уровня образуют систему краевых рифов, вытянутую в северо-западном направлении. Они обрамляют с юга карбонатную Костинскую платформу, существовавшую в тойонском и амгинском веках кембрия. К краевым рифам и прилегающим частям карбонатной платформы приурочены высокоемкие массивные резервуары. Они вскрыты во всех скважинах, пробуренных на Сурингдаконском своде.

Рифовые постройки моктаконского уровня составлены доломитами биогенной природы и выделяются в плане по увеличению в 1,5-2 раза мощностей моктаконской свиты. Такие участки имеют размеры до 15x20 км, они являются, видимо, рифовыми банками. На структурных планах по подошве моктаконской свиты на их месте фиксируется очень пологая моноклиналь, а по кровле свиты - поднятия амплитудой 60-85 м. В перекрывающих частях разреза над этими поднятиями находятся структуры облекания. Таким путем в абакунской подсвите возникли структурные пластовые ловушки.

В Таначи-Моктаконской ЗНГН открыты Таначинское и Моктаконское месторождения, получены промышленные притоки газа на Нижнетунгусской и Усть-Дельтулинской площадях.

Таначинское газоконденсатное месторождение находится на междуречье Дельту-лы и Таначи - правых притоков Вахты. Залежи открыты в таначинском ПГ (горизонт А-1), они находятся в ловушке структурного типа, разбитой на ряд блоков. Таначинское поднятие по кровле продуктивного горизонта (изогипса -1540 м) является брахиантик-линалью субширотного простирания размерами 15x24 км с приподнятым блоком, охватывающим его восточную и северную части. Блоковость, вероятно, обусловлена нижележащими интрузиями долеритов.

В таначинском ПГ коллекторами являются пористые известняки и доломиты та-начинской свиты амгинского яруса среднего кембрия. Продуктивны три пласта, разобщенные слабо глинистыми тонкозернистыми доломитами. Пористость коллекторов составляет в среднем 5-15 %, проницаемость - до 213х1015 м2. Общая мощность пластов составляет 28 м.

Дебиты газа из таначинского ПГ составили 60 тыс. м3/сут, положение газоводян-ного контакта, размеры и запасы залежи не установлены. Свободный газ содержит (%): метана - 43,3; ТУ - 9,6; углекислоты - 47,1; есть сероводород. Количество конденсата достигает 50 г/м3, плотность его 808-834 кг/м3, содержание серы - 4,5 %. Общий выход фракции до 200° изменяется от 42 до 74 %, ароматических УВ - до 30 %. Это в основном низшие ароматические УВ - бензол, толуол, ксилол. Они не характерны для нефгей и конденсатов других районов запада Сибирской платформы.

Продуктивные горизонты в низах кембрийского НГК на Таначинском месторождении вскрыты за контурами структуры. Косвенным признаком существования залежи в моктаконском ПГ (А-VI) на Таначинском месторождении является приток газонасыщенного рассола дебитом 150 м3/сут с пленкой нефти.

Моктаконское нефтегазоконденсатное месторождение находится в 15 км к востоку от Таначинского в междуречье Таначи и Сурингдакона, оно является многозалежным: притоки нефти и газа получены из таначинского (А-1), нижнетунгусского (А-У) и моктаконского (А-У1) продуктивных горизонтов.

В горизонте А-1 под региональной летнинской покрышкой открыта газоконден-сатная залежь структурно-литологического типа, осложненная дизъюнктивами. Коллекторами являются порово-кавернозные доломиты на вершине таначи-дельтулинской рифовой постройки. Пористость по керну достигает 23 %. Свободный дебит газа составил 330 тыс. м3/сут. Газ по составу близок к газам этого же горизонта Таначинского месторождения, а именно: он углекисло-метановый. Его состав (%): метан - 55,7; ТУ - 5,8; углекислота - 24,6; азот - 3,0. Сходство газов указывает на однонаправленность процессов, которые испытали залежи в течение геологического времени.

Ниже следующей региональной покрышки - соленосной сурингдаконской свиты -вскрыта газоконденсатная залежь в горизонте А-У, который состоит из двух пачек пористо-кавернозных доломитов, разделенных плотными известняками и сульфатными доломитами. Мощность слоев коллекторов достигает 17 м, а суммарная эффективная мощность коллекторов - 40 м. Открытая пористость по керну достигает 25,7 %, ее средние значения изменяются по скважинам от 10,8 до 18,6 %, проницаемость достигает

370х1015 м2. Свободный дебит газа при опробовании составил 1620 тыс. м3/сут, а конденсата -1200 м'/сут. В составе газа присутствуют (%): метан - 46-75, среднее 69; ТУ -1124; углекислота - 0,2-20; азот - 10-13; сероводород - 0,7. В конденсате (плотность 834 кг/м3) преобладают ароматические УВ (73 %), доля метановых - 21 %. Содержание серы достигает 2 %, большая часть ее находится в меркаптановых соединениях.

Нижележащая залежь в горизонте А-У1 - нефтяная. Коллекторами являются доломиты плотные, местами пористо-кавернозные, трещиноватые. Открытая пористость доломитов достигает 14,8 %, ее средние значения изменяются от 3,6 до 7,5 %. Проницаемость межзерновая не превышает 2,5х1015 м2, вероятно, в горизонте А-У1 распространены порово-трещинные коллекторы.

Дебит нефти при испытании составил 93 м3/сут. Нефть имеет плотность 830 кг/м3. Во фракции до 200° метановые УВ составляют 45,8; ароматические - 37,7 и нафтеновые -16,5 %, серы - 1,4-2,0 %. Фиксируется высокое содержание бензола и толуола. Растворенный газ очень жирный (ТУ-41 %). Высокое содержание низкомолекулярных ароматических УВ и высокая сернистость нефти являются, вероятно, результатом длительного температурного воздействия на нефть.

В Таначи-Моктаконской ЗНГН на двух площадях получены промышленные притоки газа. На Усть-Дельтулинской площади получены притоки газа при опробовании горизонтов А-У (161 тыс. м3/сут) и А-У1 (до 500 тыс. м3/сут). На Нижнетунгусской площади газ дебитом 216 тыс. м3/сут получен из горизонта А-П, состав его близок таковому в горизонте А-1 Таначинского месторождения (%): метан - 42-57; ТУ - I; углекислота -32-46; азот - 10-15.

Изучение составов свободного и водорастворенного газов в Таначи-Моктаконской ЗНГН показало, что сухие углекисло-метановые газы характерны для верхней части кембрийского НГК, а жирные метановые - для его нижней части. Такое изменение состава газов является следствием влияния интрузий на углеводороды и вмещающие карбонаты. Образовавшиеся в результате температурной деструкции сероводород и углекислота сохранились в составе газов внутритраппового горизонта А-1. Об этом свидетельствует и возраст газов, определенный по величине гелий-аргонового соотношения: от 183 до 204 млн лет, что соответствует среднему и верхнему триасу.

Анализ геолого-геохимических материалов по Таначи-Моктаконской ЗНГН свидетельствует о больших масштабах миграции флюидов, прошедшей в осадочном чехле в эпоху внедрения траппов. При этом частично разрушились и переформировались ранее существовавшие залежи. В результате сохранились небольшие залежи углеводородов,

что позволяет относить Таначи-Моктаконскую ЗНГН к разряду малоперспективных для поиска крупных залежей нефти и газа. Ценность этой зоны - в уникальном составе углеводородов, которые могут быть индивидуальным сырьем для получения органохи-мических соединений.

В целом для Южно-Тунгусской НГО необходим прогноз новых зон нефтегазона-копления. Очевидно, что более перспективны те территории, где низка насыщенность осадочного чехла интрузиями долеритов.

3.3. Юрубчено-Тохомская ЗНГН

Юрубчено-Тохомская ЗНГН находится в центральной части Байкитской НГО, в 135 км к югу от пос. Байкит на правобережье Подкаменной Тунгуски в нижних частях бассейнов Тохомо и Камо. Зона занимает северо-западную часть Камовского свода на Байкитской антеклизе. В пределах ЮТЗ главные залежи нефти и газа открыты в рифей-ском НГК в горизонте Р-1 (разновозрастные части карбонатных рифейских толщ, залегающие под вендским экраном) на Юрубченском, Устькуюмбинском, Среднекуюмбин-ском месторождениях, Терском и Мадринском продуктивных блоках. Тип коллектора -каверново-трещинный. Кавернозность и трещиноватость возникли во время длительного предвендского перерыва в осадконакоплении. Внутри рифейских толщ выявлена.од-на залежь нефти. Небольшие залежи открыты в оскобинской свите венда, но они, видимо, имеют гидродинамическую связь с рифейскими залежами.

Разрез осадочного чехла ЮТЗ составлен двумя структурными ярусами - рифей-ским и венд-палеозойским. Отложения рифея, мощностью свыше 3 км, смяты в складки, в основном в пологие, а венд-палеозойские отложения субгоризонтальны и залегают на различных горизонтах рифея или на кристаллическом фундаменте. В результате под просто построенными венд-палеозойскими отложениями находятся дислоцированные, разбитые на блоки образования рифея.

Структурный план рифейских толщ имеет небольшое значение в оконтуривании ЮТЗ. Основную роль имеет структурный план подошвы венда, он определяет как контур ЮТЗ, так и этаж нефтегазоносности. По подошве венда здесь находится Юрубчен-ское куполовидное поднятие амплитудой около 60 м, ограниченное с юго-востока разрывом. Контуры месторождений в ЮТЗ контролируются тектоникой рифейского структурного яруса. Они ограничены или пликативными выходами глинисто-карбонатных толщ под вендский флюидоупор или крупноамплитудными дизъюнктива-ми в рифейском структурном ярусе.

Юрубченское нефтегазоконденсатное месторождение (площадь около 7500 км2) находится в юго-западной части ЮТЗ. Оно приурочено к выходам юрубченской толщи рифея (резервуар) под отложения оскобинской и катангской свит венда (покрышка). Зоны выходов мадринской толщи рифея исключены из контуров месторождения, так как в них отсутствуют коллекторы, что подтверждено испытаниями скважин - притоков нефти или газа не получено. На западе и юге месторождение ограничено погружением подошвы венда, на севере - блоками выходов фундамента или непроницаемых толщ низов рифейского разреза, на востоке и юго-востоке - крупноамплитудными дизъюнкти-. вами, за которыми находятся Терский и Мадринский продуктивные блоки.

Юрубченское месторождение является однозалежным, стратиграфически экранированным, с дизъюнктивными и литологическими боковыми экранами. Залежь массивная, газоконденсатно-нефтяная, водоплавающая. Высота залежи -140 м, в том числе нефти - 50 м, газа - до 90 м. Дебиты газа достигали 218 тыс. м3/сут (на шайбе 12 мм), нефти - 216 м3/сут (на штуцере 8 мм).

Коллекторские характеристики рифейского резервуара нестандартны. Общая эффективная емкость пород составляет около 2 %. Емкость образована в основном ще-левидными расширениями трещин, возникшими при карстовании доломитов. Но в отдельных прослоях есть межзерновая пористость, а также кавернозность.

Судя по резким изменениям дебитов скважин, на месторождении есть узкие зоны с повышенной проницаемостью пород, которым соответствуют зоны сгущения трещин. Последние, в свою очередь, корреспондируются с дизъюнктивами в рифейсхом карбонатном массиве, поэтому нужно прогнозировать такие разрывы. Нами предложена методика выявления разрывных нарушений в верхней части рифейских толщ /Кринин, 1990/, основными признаками которой являются: 1 - гипсометрическое положение свит, вмещающих интрузии долеритов; 2 - положение интрузий относительно подошвы или кровли этих свит; 3 - соотношения мощности вендских отложений (ванаварская и оско-бинская свиты) и современного структурного плана.

Направленность изменения мощностей вендских свит и ее соответствие современному структурному плану является основополагающим для принятия тезиса об унаследованности в развитии данного участка на протяжении всего периода формирования структурного плана.

Выявленная направленность геологических процессов обычно определяет местоположение интрузий от границ свит. Если местоположение интрузий не подчиняется направленности геологических процессов, это явление можно рассматривать как воз-

никшее после формирования структурного плана, оно могло произойти в эпоху внедрения интрузий или в более позднее время. Таким путем были спрогнозированы разрывные нарушения, обусловленные многоэтапностью геологического развития (рис.3).

Дополнительные признаки выделения разрывов выявляются в процессе анализа гипсометрии опорных границ в карбонатно-соленосной части разреза нижнего кембрия и распределения интрузий, залегающих в них. Разнообразие гипсометрического положения интрузий, "удаление" ими из разрезов разных по мощности пачек вмещающих пород, большой разброс значений их мощности - все это свидетельствует о широком распространении секущих интрузий, что тесно связано с тектоническими разрывами осадочного чехла.

Выполненные по данной методике работы позволили отразить блоковое строение Юрубченского месторождения на структурных построениях по поверхности рифея. Простирание наиболее протяженных разломов преимущественно субширотное, углы падения сместителей составляют 70-90°, амплитуды смещения пород достигают 40-50 м. Внутри блоков выделены разломы, по которым не происходило значительных перемещений пород.

Таким образом, дизъюнктивные нарушения сыграли решающую роль в формировании современной геометрии Юрубченского месторождения. Они различаются по времени и интенсивности проявления, по глубинности заложения и морфологии. Несомненно, разрывные нарушения предопределили строение внутренней структуры самого рифейского массива пород, вмещающих основную залежь углеводородов.

Нефти Юрубченского месторождения имеют плотность 822-828 кг/м3, они метановые, малосернистые (0,18-0,37), малосмолистые (2,43-6,50), парафинистые (1,63-4,37). Газовый фактор - 270 м3/м3. Конденсаты легкие, почти бессернистые. До 200° выкипает 71 -84 % конденсата.

Свободный газ по составу изменяется от метанового до азотно-метанового и во-дородно-метанового и содержит (%): метана - 69-97, среднее 81; ТУ - до 15, среднее 10; азота - до 22, среднее 9.

Терский продуктивный блок находится к юго-востоку от Юрубченского месторождения и отделен от него и от Мадринского блока внутририфейскими дизъюнктива-ми, которые Гидродинамически разобщили Терский блок. Площадь Терского блока -

Рис. 3. Фрагмент геологического профиля Юрубченского месторождения 1 - зона древнего разлома, 2 - разлом более поздпего заложения, 3 - интрузии

2500 км2. В его пределах блока пробурено несколько скважин, открывших в верхах ри-фея газоконденсатнонефтяную залежь с меньшей толщиной нефтяной подушки по сравнению с Юрубченской. Под оскобинской свитой венда здесь установлены резервуары в юрубченской, куюмбинской и юктэнской толщах рифея. Залежь Терского блока массивная, водоплавающая, с малоемкими коллекторами каверново-трещинного типа, ограниченная на северо-западе и юге дизъюнктивами, на западе - погружением поверхности рифея, на юго-востоке - непроницаемыми породами рифея. Восточное окончание блока не установлено.

Мадринский продуктивный блок площадью 1200 км2 содержит залежь газа в верхах юктэнской и ирэмэкэнской толщ под вендской покрышкой и залежь нефти внутри рифейских пород. Мадринский блок отграничен амплитудными дизъюнктивами от Терского и Куюмбинского. По сути, он является грабеном, в котором под отложения венда выходят наиболее молодые толщи венда. Состав газа на Мадринском блоке тот же, что и на Юрубченском месторождении (%): метана - 84, ТУ - 10, азота - 6.

Среднекуюмбинское (250 км-2-) и Устькуюмбинское (380 км2) месторождения находятся в восточной части ЮТЗ в бортах долины Подкаменной Тунгуски. Они приурочены к рифейским брахиантиклиналям, вытянутым в северо-восточном направлении. По вендскому структурному плану они находятся на востоке Юрубченского поднятия.

Залежи этих месторождений газоконденсатно-нефтяные, массивные, сводовые, стратиграфически экранированные. Нефтегазоносны доломиты куюмбинской толщи в зонах ее выходов под катангскую свиту венда. Боковыми экранами являются глинистые доломиты долгоктинской толщи, реже - амплитудные дизъюнктивы. Емкость каверно-во-трещинного коллектора оценивается здесь выше - до 6,5 %. Высота залежи достигает 250 м, она определена по нижним интервалам притоков нефти.

Нефти месторождений имеют плотность 807-844 кг/м3. По составу они метановые, парафинистые (1,7-3,0), подобны нефтям Юрубченского месторождения. Газы месторождений содержат (%): метана - 72-91, среднее 78; ТУ -1-20, среднее 12; азота - 3-25, среднее 10; плотность конденсата 764 кг/м3, содержание серы повышенное, выход фракции до 200° составляет 79 %.

Юрубчено-Тохомская ЗНГН - единственная, где нефтегазоносен рифейский НГК. Перспективы открытия новых ЗНГН в этом комплексе следует обосновывать на геологической модели ЮТЗ. В последней главным фактором формирования ловушек нефти и газа является сочетание вторичных коллекторов в карбонатных толщах рифея и покрышек в перекрывающих свитах венда. Следующим фактором является наличие в ри-

фейском разрезе боковых экранов - глинисто-доломитовых толщ и амплитудных дизъ-

Ю11КТИВОВ.

3.4. Оморинская ЗНГН

Оморинская ЗНГН находится в центральной части Байкитской НГО на юго-западном склоне Камовского свода. Географически это - верхняя часть бассейна Тохо-мо. К востоку от нее расположена Юрубчено-Тохомская ЗНГН. В Оморинской зоне открыто одно месторождение с литологическими залежами газа в катангской и оскобин-ской свитах венда. В ЮТЗ на Юрубченском месторождении также выявлены небольшие литологические залежи в оскобинской свите. Все это и позволило выделить Оморин-скую ЗНГН с ловушками литологического типа в вендском НГК, который составляют ванаварская, оскобинская и катангская свиты. Терригенность разреза возрастает к Енисейскому кряжу.

На Оморинском месторождении газоносны два пласта - Б-ПУ в подошве катангской свиты и Б-ШУ в средней части оскобинской свиты. В соседней ЮТЗ продуктивны пласты Б-ШУ и Б-1Х, последний находится в нижней пачке оскобинской свиты.

Пласт Б-IX сложен доломитами и песчаниками. Доломиты песчаниковидные, кавернозные; песчаники кварцевые, разнозернистые с доломитовым цементом. Кавернозные прослои доломитов имеют сотовидный облик. Коллекторы кавернового, тре-щинно-порового типов. Эффективная толщина изменяется от 2,3 до 7,0 м. Средние значения открытой пористости доломитов - до 4,7 %, суммарная емкость пор и каверн достигает 12 %, пористость песчаников - 20 %.

Пласт Б-ШУ сложен песчаниками и алевролитами, образующими узкие вытянутые тела перпендикулярно к изопахитам оскобинской свиты. Мощность пласта не превышает 6 м (обычно 2-4 м). Открытая пористость низкая, не более 11 %.

Пласт Б-ПУ в катангской свите сложен песчаниками мощностью 2-5 м. Открытая пористость пород изменяется от 8 до 13 %. Пласт шириной от 5 до 15 км прослежен на расстояние 30 км вдоль изопахит нижней пачки катангской свиты. С этим пластом связана основная залежь Оморинского месторождения. Дебит газа достигал 470 тыс. м5/сут, дебит конденсата - 51 м3/сут.

Газы Оморинского месторождения содержат (%): метана - 75-89, среднее - 79; ТУ- 11-16,среднее 13; азота-до 13,среднее8.

Перспективы Оморинской ЗНГН па поиски крупных залежей нефти и газа связаны с участками выклинивания песчаниковых тел. Но пока работы по прогнозу песчаниковых тел не проведены, а по лицензированию - не начаты.

3.5. Нижнеангарская ЗНГН

Нижнеангарская ЗНГН находится на юге Байкитской НГО и охватывает правобережье Ангары на участке устье Ковы - устье Иркинеевой. Это - Ангарская зона складок, которую в последних тектонических схемах начали относить к Байкитской антек-лизе. Здесь открыто Агалеевское газовое месторождение и получены промышленные притоки газа на Имбинской площади. Газоносны вендский и верхневендско-нижнекембрийский НГК. Эти результаты позволяют выделить Ангарскую зону складок в самостоятельную зону нефтегазонакопления.

Ангарская зона складок включает ряд высокоамплитудных (несколько сотен метров) антиклиналей, мысов и куполов, вытянутых узкой зоной по правобережью Ангары. Все структуры картируются на поверхности по выходам карбонатов нижнего кембрия в поле развития терригенно-карбонатных пород среднего, верхнего кембрия и ордовика. Структуры осложнены дизъюнктивами различной ориентировки.

Разрез Нижнеангарской ЗНГН составлен отложениями рифея, венда и палеозоя. Рифейские отложения обнажены на Иркинеевском выступе и вскрыты скважинами на Имбинской площади. Вышележащие терригенные отложения венда имеют мощность до 550 м. Они включают возрастные аналоги ванаварской и оскобинской свит центральных районов Байкитской антеклизы. Вышележащие карбонатные свиты венда - катанг-ская и собинская - содержат ряд пачек каменной соли.

Агалеевское месторождение газа открыто в антиклинальной складке, центральная часть которой приходится на устье Чадобца. Складка имеет размеры 5-7x60 км, амплитуду свыше 300 м, вытянута в субширотном направлении. По северному крылу складки проходит крупный разрыв, по которому северное крыло опущено на 900 м. На месторождении пробурены две скважины, в обеих получены притоки газа. Газоносный пласт в скв. 1 находится в 220-250 м ниже кровли терригенного венда. Дебиты составили 40-70 тыс. м3/сут. Вторая скважина дала открытый фонтан газа после вскрытия 30 м верхов терригенного венда. Притоки газа получены из пластов песчаников. Пористость их низкая, достигает 7,4 %.

Имбинская площадь находится на правом берегу Ангары в 15 км восточнее пос. Богучаны. Здесь расположен структурный мыс, погружающийся в восточном направле-

нии от Иркинеевского выступа. Структурный мыс осложнен Имбинским локальным поднятием размерами 5x15 км, амплитудой 250 м. Поднятие ограничено разрывами субширотного и северо-восточного направлений. На Имбинской площади газ получен в двух скважинах из карбонатов собинской свиты верхнего венда (34 тыс. м3/сут) и из тер-ригенного венда (слабый приток). Последний уровень коррелируется с верхним продуктивным горизонтом Агалеевского месторождения.

Нижнеангарская ЗНГН включает еще несколько крупных поднятий. Сочетание высокоамплитудных крупных структур, пластов коллекторов в терригашом и карбонатном венде, солей в разрезе верхнего венда позволяет очень высоко оценивать перспективы Нижнеангарской ЗНГН на открытие крупнейших и уникальных месторождений газа в вендском и верхневендско- нижнекембрийском НГК.

4. НАПРАВЛЕНИЯ НЕФТЕГАЗОПОИСКОВЫХ РАБОТ

Западная часть Сибирской платформы изучена неравномерно. В соответствии с изученностью выбраны и направления геологоразведочных работ на нефть и газ. Рассмотрим их раздельно по нефтегазоносным областям.

Северо-Тунгусская НГО. В области пробурено восемь параметрических скважин. По результатам работ дана очень высокая оценка потенциальных ресурсов углеводородов, основная часть которых предполагается в кембрийском НГК. Можно утверждать, что в Северо-Тунгусскую НГО продолжаются системы кембрийских рифов и карбонатных платформ, выявленные в Западной Якутии. Поэтому для Северо-Тунгусской НГО основным направлением являются региональные работы по выявлению карбонатных платформ и систем рифов. По нашему прогнозу распространения солей и данным сейсморазведки, зоны возможного распространения рифов находятся в сложных физико-географических обстановках горного рельефа, что резко осложняет проведение работ. Перспективы их постановки в современных экономических условиях нереальны.

Турухано-Норильская НГО. В этой области по результатам бурения ресурсы углеводородов оценены как средние, они сосредоточены в верхневендско-нижнекембрийском и кембрийском НГК на юге области. Но в разрезе верхневендско-нижнекембрийского НГК нет выдержанных резервуаров, а высокоемкие резервуары кембрийского НГК часто раскрыты на дневную поверхность.

Предположение о погружении кембрийского НГК на большие глубины на юге области, принятое при подсчете ресурсов, не подтвердилось: колонковая скважина на

крайнем юге области вскрыла под мезозойскими породами карбонаты низов кембрия (Имбакская площадь). Мелкие залежи нефти и газа Сухотунгусско-Летнинской ЗНГН не имеют потребителей. Все изложенное позволяет сделать вывод, что не следует возобновлять нефтегазопоисковые работы в Турухано-Норильской НГО.

Южно-Тунгусская НГО. В области выполнен значительный объем нефтегазопо-исковых работ, особенно в ее центральной части, перспективы нефтегазоносности оценены очень высоко, ресурсы углеводородов сосредоточены в кембрийском и верхне-вендско-нижнекембрийском НГК.

В Таначи-Моктаконской ЗНГН установлена нефтегазоносность рифовых построек и структур облекания рифов в кембрийском НГК. Но выявленные залежи мелкие, коэффициент заполнения ловушек небольшой. В целом данная зона малоперспективна на обнаружение крупных или средних месторождений нефти и газа.

В Южно-Тунгуской НГО предлагается проводить региональные работы по выявлению участков, где сочетаются благоприятные критерии нефтегазоносности, т.е. распространение рифов в отложениях кембрия, низкая насыщенность разреза интрузиями долерита, особенно в разрезе кембрия, нахождение рифов на крупных и средних положительных структурах. Такие участки можно передавать на лицензирование. Предполагается сосредоточить региональные работы на западе области, находящейся недалеко от основной транспортной артерии - р.Енисей.

Байкитская НГО. В области выявлены три ЗНГН с залежами в рифейском, вендском и верхневендско-нижнекембрийском НГК. Ресурсы углеводородов этих зон и области в целом очень значительны. В Байкитской НГО выданы лицензии на ряд участков Юрубчено-Тохомской и Нижнеангарской ЗНГН.

Региональные работы предлагается проводить в северо-восточной части области, где бурения не было, но сейсморазведкой выявлен ряд замкнутых и полузамкнутых крупных положительных структур. Здесь нужно изучить геологическое строение разреза вендских и рифейских карбонатных отложений, оценить возможности распространения емких резервуаров.

Планируются также работы с целью выявления новых ЗНГН и лицензирования новых участков в уже известных ЗНГН. Так, в ЮТЗ новые перспективные участки в рифейском НГК выделены в северной части и по ее восточной окраине, в Нижнеангарской зоне - в ее восточной части, где перспективен терригенный венд.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Принятые стратиграфические схемы отражают состояние изученности древних толщ запада Сибирской платформы. По отложениям кембрия они отражают четыре типа разрезов - карбонатно-соленосного, карбонатного рифогенного, глинисто-карбонатно-соленосного узких некомпенсированных прогибов и глинисто-карбонатного обширных некомпенсированных впадин. По отложениям рифея стратиграфическая схема выработана только для Юрубчено-Тохомской зоны в Байкитской НГО. Сопоставление ее со схемой Енисейского кряжа остается в достаточной мере проблематичным.

2. Индексация продуктивных горизонтов проведена в соответствии с правилами, принятыми на совещании в Новосибирске: ПГ кембрийского НГК присвоен индекс "А", верхневендско-нижнекембрийского - "Б", вендского - "В" и рифейского - "Р". В кембрийском НГК выделено пять продуктивных горизонтов, представленных поровыми и кавернозными карбонатами. Покрышками являются мергельные и соленосные толщи.

3. Охарактеризовано геологическое строение, нефтегазоносность и перспективность пяти установленных зон нефтегазонакопления в Турухано-Норильской, ЮжноТунгусской и Байкитской НГО. Наиболее перспективны Юрубчено-Тохомская и Нижнеангарская ЗНГН в Байкитской НГО. В Юрубчено-Тохомской ЗНГН основным НГК является рифейский, а в Нижнеангарской - вендский и верхневендско-нижнекембрийский.

4. Разработанная методика прогноза структурных планов древних толщ в ЮжноТунгусской НГО для зон с высокой насыщенностью интрузиями позволяет по первым скважинам уточнять положение структуры на местности благодаря взаимосвязям между толщиной вышележащих интрузий и отметками рельефа. Таким путем была уточнена структурная карта центральных районов Южно-Тунгусской НГО по продуктивным горизонтам кембрия.

5. Прогноз местоположения разрывных нарушений в рифейском НГК Юрубчено-Тохомской зоны позволяет наметить полосы с повышенной трещинной проницаемостью в каверново-трещинном резервуаре. Этим методом выявляются разрывные нарушения, возникшие после внедрения интрузий долерита на рубеже перми-триаса. Зоны повышенной трещиноватости более раннего заложения данным методом не выявляются. Выявленные зоны разрывных нарушений характеризуются более высокими дебита-ми нефти и газа из карбонатных толщ рифея.

6. Даны заключения о перспективности или бесперспективности ряда территорий для проведения геологоразведочных работ на нефть и газ по нефтегазоносным областям запада Сибирской платформы. Предложено концентрировать работы в Юрубчено-Тохомской и Нижнеангарской зонах нефтегазонакопления.

Список работ по теме диссертации

Битнер А.К., Качасов Г.И., Кринин В.А. Результаты опробования гидробиохимического метода в западной части Тунгусского бассейна //Гидрогеология нефтегазоносных областей Сибирской платформы. - Новосибирск, 1982. - С. 60-69.

Мельников Н.В., Килина Л.И., Кудрина Т.Р., Назимков Г.Д. (СНИИГГиМС), Кузнецов Л.Л., Азарнов А.Н., Кринин ВА. (ПГО "Енисейнефтегазгеология"). Венд и нижний кембрий Бахтинского мегавысгупа //Региональная стратиграфия нефтегазоносных провинций Сибири. - Новосибирск, 1985, - С. 3-14.

Битнер А.К., Жуковин Ю.А., Кринин В.А. Гидрогеологические условия и критерии поиска зон нефтегазонакопления на западе Сибирской платформы //Геология и нефтегазоносность перспективных земель Красноярского края. - Тюмень, 1987. -СТ. 28-37.

Кринин В.А., Азарнов А.Н., Распутин С.Н. Способ структурных построений по перспективный горизонтам нижнего кембрия, в условиях насыщенности разреза траппами //Геология и нефтегазоносность перспективных земель Красноярского края. - Тюмень, 1987. - С. 18-27.

Бакин В.Е., Воробьев В.Н., Конторович А.Э., Кринин В.А., Мандельбаум М.М., Перо» С.С., Рыбмхов Б.Л., Накаряков В.Д., Кузнецов ЛЛ. Пути оптимизации и методика разведки месторождений нефти и газа Сибирской платформы. - Новосибирск, 1988. -С. 5-13.

Килина Л.И., Кащенко С.А., Кринин В.А. Критерии литояогического контроля залежей нефти и газе в кембрийских областях на Сурингдаконском своде //Геология и методика разведки месторождений нефти и газа Сибирской платформы. - Новосибирск, 1988. - С. 88-94.

Кокгорсвич A.A., Конторович А.Э., Кринин В.А., Кузнецов Л.Л., Накаряков В.Д., Сибгатуллин В.Г., Сурков B.C., Трофимук A.A. Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления //Геология и геофизика, 1988, № 11. • С. 45-55.

Касаткин В.Е., Кринин В.А., Конторович A.A., Кузнецов Л.Л., ПустылЬников A.M. Особенности методики поисково-разведочных работ на рифейские залежи нефти и газа Байкитской антеклизы //Геология и методика разведки месторождений нефти и газа Сибирской платформы. - Новосибирск, 1989. - С. 51-56.

Мельников Н.В., Егорова Л.И., Килина Л.И., Кудрина Т.Р., Кринин В.А., Распутин С.Н. Стратиграфия кембрия Бахтинского мегавыступа //Геология и геофизика, 1989, №3.-С. 9-21.

Кринин В.А., Кащенко С.А., Распутин С.Н. Геологическое строение и нефтегазо-носность юго-западной части Бахтинского мегавыступа //Геология и геофизика, 1989, № 11.-С.90-95.

Битнер А.К., Кринин В.А., Распутин С.Н. Комплексное изучение залежей нефти и газа в древних коллекторах Бахтинского мегавыступа //Поиски и разведка залежей нефти и газа в древних продуктивных коллекторах. - Тюмень, 1990. - С. 13-34.

Кащенко С.А., Кринин В.А., Распутин С.Н., Филипцов Ю.А. Условия формирования залежей углеводородов в кембрийских отложениях западной части Сибирской платформы //Поиски и разведка залежей нефти и газа в древних продуктивных коллекторах. - Тюмень, 1990. - С. 22-34.

Кащенко С.А., Кринин В.А., Распутин С.Н. Геохимические особенности природных газов в кембрийских отложениях Байкитского мегавыступа //Поиски и разведка залежей нефти и газа в древних продуктивных коллекторах. - Тюмень, 1990. - С. 42-50.

Кринин В.А. Прогноз геологического разреза и перспективы нефтегазоносносги северо-западной части Сибирской платформы //Поиски и разведка залежей нефти и газа в древних продуктивных коллекторах. - Тюмень, 1990. - С. 6-12.

Битнер А.К., Кринин В.А., Кузнецов ЛЛ., Назимков Г.Д., Накаряков В.Д., Не-шумаев В.А., Приваторов С.Б., Распутин С.Н., Скрылев С.А. Нефтегазоносность древних продуктивных толщ запада Сибирской платформы. - Красноярск: Енисейнефтегаз-геология, КФ СНИИГГиМСа, 1990. -114 с.

Кринин В.А. Разрывные нарушения Юрубченского газонефтяного месторождения //Поиски и разведка залежей нефти и газа в древних продуктивных коллекторах. - Тюмень, 1990. - С. 68-72.

Битнер А.К., Кринин В.А., Распутин С.Н. Геологические и геохимические особенности формирования Таначи-Моктаконской зоны нефтегазонакопления //Геология и геофизика, 1991, № 2. - С. 89-93.

Илюхин Л.Н., Кузнецов В.Г., Постникова О.В., Бутырин М.Н., Кринин ВА. Строение и перспективы нефтегазоносности осинского горизонта Камовского свода //Геология нефти и газа, 1991, № 5. - С, 5-8.

Брылкик Ю.А., Кринин В.А., Скрылев С.А. Прогнозирование зон трещиновато-сти карбонатных отложений рифея Юрубчено:Тохомской зоны по данным ГИС //Геология нефти и газа, 1991, № 9. - С. 22-27.

Краевский Б.Г., Пустыльников A.M., Кринин В.А., Краевская М.К., Леднева Е.А. Новые данные по стратиграфии рифейских отложений Байхитской антеклизы //Геология и геофизика, 1991, № 6. - С. 103-110.

Кринин В.А., Ларичев А.И., Патрикеева Т.В., Соловьева H.H. Закономерности изменения состава нефтей и газов в рифейских и вендских резервуарах Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления //Геохимия нефтегазоносных отложений Сибири. - Новосибирск, 1991. - С. 138-150.

Кринин В.А. Особенности взаимосвязи рельефа и структуры осадочного чехла в районах палеовулканизма западной части Сибирской платформы //Палеовулканизм Алтае-Саянской складчатой области и Сибирской платформы. - Новосибирск, 1991. -С. 83-87.

Мельников Н.В., Килина Л.И., Кринин В.А., Хоменко A.B. Нефтегазоносносгь кембрийских рифов Сурингдаконского свода //Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. - Новосибирск, 1991. - С. 180-189.

Кринин В.А., Ларичев А.И., Соболев П.Н., Васильева Э.Г., Соловьева Н.С. Распределение органического вещества в рифейских нефтегазопроизводящих площадях Байкитскон и Катангской нефтегазоносных областей //Геология и проблемы поисков новых крупных месторождений нефти и газа в Сибири. - Новосибирск,1996. - С. 136.

Кринин В.А., Донцов В.В. Оценка катагенеза и прогноз фазового состояния углеводородов докембрийских отложений на юге Сибирской платформы на территории Красноярского края //Геологическое строение и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья - Красноярск, 1996, - С. 26-28.

Кринин В.А., Гутина О.В. Природа и некоторые особенности строения коллекторов рифейских отложений Юрубченского месторождения //Геологическое строение и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья. -Красноярск, 1996. - С. 48-49.

Кринин В.А., Линд Э.И., Гутина О.В. Ориентировка макротрещиноватости рифейских отложений Юрубчено-Тохомского месторождения //Геологическое строение и

- перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья. -Красноярск, 1996. - С. 70-71.

Кринин В.А. Некоторые аспекты стратегии и тектоники перспектив освоения нефтегазовых месторождений на территории Нижнего Приангарья //Геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья: Сб. докл. Всерос. конф. - Красноярск, 1997. - С. 5-10. ! Кринин В.А., Гутина О.В. Природа и некоторые особенности строения коллекто-

ров рифейских отложений Юрубченского месторождения //Геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья: Сб. докл. Всерос. конф. - Красноярск, 1997. - С. 153-167.

Кринин В.А., Линд Э.И., Гутина О.В. Ориентировка макротрещиноватости рифейских отложений Юрубчено-Тохомского месторождения //Геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья: Сб. докл. Всерос. конф. - Красноярск, 1997. - С. 168-174.

Подписано в печать 09.04.1997 г. Формат бумага 60*90/16 Печ. л. 2,1. уч.изд. 2,2. Тираж 100 экз. Заказ 1463 Бесплатно. Новосибирск, Красный проспект, 67. Ротапринт, СНИИГГиМС

earthpapers.net

4. История изучения нефте - и газоносных месторождений Таймыра. Геологическое изучение Таймыра. Исторический экскурс и современные достижения

Похожие главы из других работ:

Анализ разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

1. История разработки межсолевых залежей Давыдовского и Южно-Сосновского нефтяных месторождений

...

Антарктида. Общая характеристика

1.1 История изучения континента

Первым существование на холодном юге континента предположил Джеймс Кук. Однако очень сложная ледовая обстановка не позволила ему достичь берегов континента...

Геологическое изучение Таймыра. Исторический экскурс и современные достижения

3. История изучения полиметаллических и каменноугольных месторождений Таймыра

Если история российской геологии насчитывает 300 лет, то век таймырской несколько короче, что вполне логично объясняется удаленностью от "материка". Однако уже...

Горючие полезные ископаемые Беларуси

ГЛАВА 2. ИСТОРИЯ ОТКРЫТИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ

...

Грунтовые воды и оползни

Глава II. История изучения оползней Симбирского края

За более чем трехсотлетнюю историю существования города Симбирска-Ульяновска оползнями в разное время были разрушены и повреждены очень многие жилые дома, общественные и производственные здания, хозяйственные постройки...

Землетрясения: пространственное распределение, проблемы предсказания

Глава 1. История изучения землетрясений

1.1 Землетрясения прошлого землетрясение сейсмический волна разлом Первые систематические и свободные от мистики представления о землетрясениях возникли в Греции...

Золотоносные коры выветривания Амурской области

1 ИСТОРИЯ ИЗУЧЕНИЯ КОР ВЫВЕТРИВАНИЯ В АМУРСКОЙ ОБЛАСТИ

Последние десятилетия ознаменовались подробным изучением золотоносных кор выветривания, связанных с открытием, разведкой и вводом в эксплуатацию ряда как новых, так и ранее известных объектов (Олимпиадинское, Светлинское и др.)...

Лахары Камчатки

2. Методика и история изучения лахаров

Случаи вулканогенных селей известны с давних времен. Так, с ними могут быть связаны некоторые фразы из Библии, упоминания из книги пророка Иезекииля, фразы из Нового Завета. Многие исследователей полагают, что первым...

Методы определения двухвалентного железа в почве

1. История изучения железа двухвалентного в почвах

На железо как на элемент, входящий в состав почв, было обращено внимание еще в 18 в., в период агрогеологического направления в почвоведении. Уже тогда железо привлекло внимание...

Обоснование постановки поисково-оценочных работ на Южно-Орловском месторождении

1. История геолого-геофизического изучения Южно-Орловского месторождения

Геологическое строение месторождения в 1965-1966 г. г. было изучено по материалам сейсморазведочных работ. В 1966 -1967 г. г...

Общая характеристика тектонического строения литосферных плит Республики Татарстан

2.2 Краткая история изучения тектоники Татарстана

Впервые были установлены такие крупные тектонические элементы, как Вятский Вал, Сокско-Шемшинская, Грахано-Елабужская зоня поднятий и ряд локальных структур...

Овражная эрозия

Глава 1. История изучения овражной эрозии

Покорение овражной эрозией равнинных просторов Центра Русской равнины началось еще до агрикультурного периода, когда их проявление являлось результатом экстремальных природных воздействий. Первые сведения об оврагах относятся к XIV веку...

Оледенения и причины их возникновения

1. История изучения оледенений

В 1837 году, когда швейцарский геолог Л. Агассис выдвинул свою теорию существования в истории Земли ледникового периода, основываясь именно на сходстве между эрратическими валунами равнинной Европы и теми окатанными штрихованными булыжниками...

Определение удельного электрического сопротивления горных пород методом бокового каротажа

1.2 ИСТОРИЯ ИЗУЧЕНИЯ РАЙОНА

Детальное изучение геологического строения Туймазинского района было начато в 1934 году по рекомендации К. Р. Чепикова и Е. И. Тихвинской...

Разработка месторождений и обогащение полезных ископаемых в РСО-Алании

1.2 История разработки месторождений полезных ископаемых

Подземная переработка месторождений известна ещё в глубокой древности. До Октябрьской революции 1917 подземная переработка месторождений в России была развита относительно слабо. Подземным способом добывали уголь в Донбассе...

geol.bobrodobro.ru

Смотрите также

• 
  Рп5 тарутино красноярского края
• 
  Манзенское лесничество красноярского края
• 
  Ст кемчуг красноярский край
• 
  Красноярский край ермаковское фото
• 
  Красноярский край заозерный население
• 
  Станция солянка красноярский край
• 
  Красноярский край ермолаево погода
• 
  Кабан в красноярском крае
• 
  Светлогорск красноярский край погода
• 
  Погода светлогорск красноярский край
• 
  Снежница погода красноярский край