Нефтегазоносные комплексы севера Лено-Тунгусского бассейна Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК 553.98.044.003.1(571.512)

НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ КОМПЛЕКСЫ СЕВЕРА ЛЕНО-ТУНГУССКОГО БАССЕЙНА

С.В.Фролов, Е.А.Бакай, Е.Е.Карнюшина, Н.И.Коробова, Е.В.Козлова, Г.Г.Ахманов (Московский государственный университет им. М.В.Ломоносова)

Северные районы Сибирской платформы остаются одними из наименее изученных потенциально нефтегазоносных территорий России. В то же время перспективы открытия здесь промышленных месторождений подтверждаются не только наличием нескольких некрупных залежей, но и большим количеством поверхностных нафтидопроявлений. В разрезе севера Лено-Тунгус-ского нефтегазоносного бассейна выделяется несколько нефтегазоносных комплексов в диапазоне от нижнего рифея до среднего палеозоя. Нефтяные системы этих комплексов отличаются по строению, особенностям формирования залежей и масштабам УВ-потенциала. С каждой из них связаны свои специфические перспективные поисковые объекты.

Ключевые слова: рифей; венд; кембрий; обстановки осадконакопления; материнские свиты; резервуары; перспективы нефтегазоносности.

Лено-Тунгусский нефтегазоносный бассейн (НГБ) занимает основную часть Сибирской платформы, за исключением Алданского и Анабарского щитов, а также периферических депрессий ее северной и восточной окраин. Северные районы этого бассейна относятся к наиболее привлекательным регионам для расширения ресурсной базы нефтегазовой промышленности России на ближайшие 10-летия. В пользу этого свидетельствуют прямые признаки нефтегазоносности (притоки в отдельных скважинах, многочисленные поверхностные нефте- и биту-мопроявления), большая мощность осадочного чехла, широкий стратиграфический диапазон материнских толщ и резервуаров (рис. 1), выгодное по сравнению с другими перспективными регионами (например, арктическим шельфом) положение относительно путей сообщения (реки Енисей, Лена, Северный морской путь) и наличие уже выявленных крупных месторождений нефти в соседних бассейнах (Ванкорское).

В настоящее время подавляющее большинство промышленных

залежей нефти и газа сосредоточено в южных и центральных районах бассейна (Непско-Ботуобинская ан-теклиза, Ангаро-Ленская ступень, юг Байкитской антеклизы). Отчасти это объясняется крайне низким уровнем геолого-геофизической изученности севера бассейна. Число пробуренных скважин здесь невелико и обычно они не вскрыли нижние горизонты осадочного чехла (рифей, венд, низы кембрия), которые являются комплексами-доминантами по запасам УВ более южных районов.

Для того чтобы оценить перспективы нефтегазоносности региона, необходимо определиться с четырьмя ключевыми вопросами: наличием природных резервуаров, материнских толщ, типами возможных ловушек и пространственно-временными соотношениями очагов генерации УВ и зон их возможной аккумуляции. Очевидно, что провести эту оценку целесообразно отдельно для разных структурных элементов и комплексов осадочного чехла.

Депоцентром северной части Лено-Тунгусского бассейна является Курейская синеклиза. Эта круп-

ная впадина (примерно 650х1000 км) выполнена мощной толщей (> 10 км по геофизическим данным) верхнепротерозойских и палеозойских осадочных образований, которые практически повсеместно перекрыты покровами основных лав и вул-каногенно-осадочными образованиями триаса толщиной до 1 км и более. К северу и северо-востоку от Курейской синеклизы находится Анабарская антеклиза — один из наиболее приподнятых элементов платформы. Центральную ее часть занимает одноименный щит, в пределах которого на поверхность выходят породы архей-раннепротеро-зойского кристаллического фундамента. Сюгджерская седловина представляет собой переходный структурный элемент, соединяющий Анабарскую антеклизу с Не-пско-Ботуобинской. На западе в пределы рассматриваемого региона входят северная часть Байкит-ской антеклизы и Турухано-Но-рильская гряда. Последняя представляет собой систему довольно сложнодислоцированных (для платформы) блоков, ограниченных, по всей видимости, крупными надвиго-выми зонами.

Рис. 1. ОПОРНЫЕ РАЗРЕЗЫ СЕВЕРА ЛЕНО-ТУНГУССКОГО НГБ (А-Г) И СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА ЛЕНО-ТУНГУССКОГО НГБ

Скв. Володинская-4

Скв. Чириндинская-271

В

Обнажения по бассейнам рек Котуй, Котуйкан

Обнажение по долине р. Арга-Сала

гп

О >

О

I т в ч

>

и >

5

СП 5

>

е

гп >

(Г

-1

гп

о >

о -1

5 5

-1

гп

о

х

Я 3 5 5 -1

з

х, Я X

Я

Я

О

ъ

сг

Я

TO THE JUBILEE OF FACULTY OF GEOLOGY AND GEOCHEMISTRY OF FOSSIL FUELS

l l Qo ^ c^

о m 2

3

н s

a я

о x о

^ 8

о 1

¡5 ^

о

и м

@ 2 S JH

3

Is ^

5 3

E 3

Ж I я я

J °

a s

и H

s s

; a

и g

3 Ж

£ b ж ^ я

2 1 s SP

-a н S

a и d

0 d

1 \Q

c^ и ■ ~ 3 3 Ж н

^ Й

о О

О H

m ж

и

« й

о Й

Ж т

а х

и з

и й

A Я

п

о « о a

S 12

ж I

Ж 0\

и

I и

*>о 3 ж

, ж

и я

3 о

Ж О

ж й-

ж

a >

>> -

н и

X 3 Ж ш о ж

(3 £

* Ж d

и

Ч (Я

■; Я

я а

ГС t

§ I

и

_ S & I

¡S ^ S

и я

° а

<J U

я ,

\0 I

„-^ о о

, ж я

н 1 о с^ S с^ ж

ж са

Щ У

у °

СХ и

ж к <

к 05

-а н S d О

-

я Я

ж 5

и 3 ж ж я ш

0

& F

IS04"

!§ 3 ь

1 *

Ж у

ж

а d

[2

и

ж

«

о

ж

_ ж з a

О t

Н К

s §

d й

ж и

0 ж

1 I 00 £

<в 3

з &

Н О

-а S

-

О

•е-

н я d с

1 >ж

^ ¡2

8 ж

¡5 ^ ж Л

ж U

2 «

я

is

к 3

S §

О U

>Ж -И Ж

a *

Is р

я

s; s^

<u

05

§ ¡2 сх ж

« ,

я ч

йй ¡5

~ л

Р t

о Ж

ж S

Ж О

S ^

К 0

^ и

и _

^ «в

J 3

со ж

Ж

, я

«в и

я %

н ^

о Ж

ж ¡3

ж ж

я н

^ ж

¡^ ¡а

^ Е Ж

, я

и

ж ж о

Я и

у ж

¡3

Ж

I "в"

К I ^

, сп и , 3 ж ж

&

I

-а

-

^ я

и >> ' Щ

ю S3

(0 н ж

ж

ж „

и и

' ж

я

a «

0 I § §

I— и

1 3 tr н ^ о

u I 3

[3 ^

0 н

s ^

■в ^

1 -в-

^ S3

.а и

н у

о s

5

а н

m у

и ж

d a

Я X

в S

•з

5 и ii !S ^

ж

Ц <ъ

S ж

О и

X d

о ,

в

ss ^

и g

ж a ж о и -Q-

и S

(и

и '5

и о

Si х

Я- °

т s

, ю I ж СО и

-а

-

Ж

о

X

В осадочном чехле рассматриваемой территории выделяется два структурных этажа. Нижний представлен рифейскими толщами, имеющими, как правило, более сложное строение, верхний — венд-палеозойскими образованиями. В большинстве случаев эти этажи разделены поверхностью резкого углового несогласия, их структурные планы обычно не совпадают.

Рифейские комплексы

Данных о рифейских толщах севера Сибирской платформы немного. Главным образом они изучены в естественных обнажениях Ту-рухано-Норильской гряды и Ана-барской антеклизы. Об их наличии и приблизительных толщинах в пределах Курейской синеклизы можно судить косвенно, лишь по гравимаг-нитным данным. Тем не менее можно предположить, что в рифейское время на севере Сибирской платформы существовало несколько бассейнов, часть которых была внутриплатформенными "синеклиз-ными" (Курейско-Анабарский), часть формировалась в пределах континентальной окраины (Туруханский) (рис. 2). Некоторые из них являлись "продолжением" палеобассейнов южных и центральных районов платформы (например, Иркинеево-Ванаварского), другие формировались только на севере [16].

Данные изотопной геохронологии свидетельствуют в пользу того, что эти бассейны развивались неодновременно. Так, в верхней части рифейского разреза Западного Прианабарья описана дайка с и-РЬ-возрастом по бадделеиту 1384±2 млн лет [15], что позволяет отнести весь этот комплекс к нижнему рифею. Сопоставление этих разрезов с разрезами Уджинского бассейна свидетельствует о предположительно раннерифейском возрасте и этого палеобассейна [17]. Рифейская терригенно-карбонатная последовательность Туруханского

поднятия, расположенного в южной части Турухано-Норильской гряды, относится к верхам среднего и верхнему рифею [14].

Рифейские комплексы могут служить как важным источником нефти и газа для резервуаров широко возрастного диапазона, так и сами содержать промышленные скопления УВ, как это было доказано на Юрубчено-Тохомском и Ку-юмбинском месторождениях Ка-мовского свода Байкитской антек-лизы. Ключевым вопросом при оценке перспектив нефтегазонос-ности рифейских толщ является прогноз коллекторов. Как показывают проведенные исследования, все рифейские коллекторы удовлетворительного качества вторичные и обычно связаны с карбонатными породами.

Коллекторские свойства терри-генных пород рифея, как правило, существенно ниже. Так, открытая пористость песчаников среднерифей-ской стрельногорской свиты и верх-нерифейской деревнинской свиты Ту-руханского поднятия обычно менее 1 %, изредка возрастая до 5-6 %. Это объясняется сильным уплотнением пород, что выражается в преобладании конформных контактов между обломочными зернами. На западных склонах Анабарской ан-теклизы, где погружение нижнери-фейских песчаников билляхской серии было не столь велико, их кол-лекторские свойства могут быть несколько выше.

На месторождениях Юрубче-но-Тохомской зоны промышленные притоки УВ приурочены к карбонатным породам. Наилучшие резервуары здесь связаны с парагенезом тектонических трещин и "нанизанных" на них каверн выщелачивания [2]. Значительную роль в формирование пустотного пространства вносят также процессы доломитизации известняков. Эти же особенности присущи и карбонатным резервуарам северных районов (Туруха-но-Норильская гряда, Анабарская

Рис. 2. СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ РИФЕЙСКИХ ПАЛЕОБАССЕЙНОВ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

1 - границы: Сибирской платформы (а), рифейских палеобассейнов (б), крупных структурных элементов в венд-палеозойских комплексах (в); 2 - выходы кристаллического фундамента Сибирской платформы; 3 - рифейские палеобассейны южной и центральной частей платформы и предполагаемый возраст пород, выходящих под поверхность предвендского несогласия: а - ^-2, б - Яг-з, в - Яз; 4 - оси рифейских палеобассейнов (а) и межбассейновых поднятий (б); 5 - прогнозное положение ри-фейских палеобассейнов севера платформы и предполагаемая мощность их осадочного выполнения

антеклиза). Однако, как показали полевые исследования, такие резервуары довольно редки по сравнению с общим объемом рифей-ских карбонатов. Для их формирования требуется благоприятное сочетание нескольких факторов: высокая плотность трещин, формировавшихся преимущественно в об-становках растяжения (именно они, в отличие от трещин скалывания, обычно создают пустотное пространство); безглинистый состав карбонатов (глинистая составляющая препятствует выщелачиванию и развитию трещин), присутствие поблизости в разрезе поверхности несогласия (области питания инфиль-трационных вод) и быстрое заполнение пустотного пространства УВ. Последнее служит препятствием для процессов цементации трещин, широко распространенных в ри-фейских разрезах.

Хорошим субстратом для формирования таких коллекторов являются строматолитовые разности, однако без благоприятного сочетания прочих факторов они практически непроницаемы, так как полностью утратили свои первичные фильтра-ционно-емкостные свойства. Такие резервуары редки (на Туруханском поднятии составляют доли процента от общего объема рифейских карбонатов) и главным образом концентрируются вблизи предвендской эрозионной поверхности (рис. 3).

Более важной представляется роль рифейских толщ как генератора нефти и газа. По объему рассеянной в породах органики они, вероятно, занимают первое место среди всех осадочных комплексов Лено-Тунгусского НГБ. В каждом из рифейских палеобассейнов севера платформы фиксируется (или, по крайней мере, предполагается) наличие одной или нескольких потенциально нефтематерин-ских толщ (рис. 4). Однако их роль в формировании промышленных скоплений нефти оценивается по-разному.

Рис. 3. ПРИМЕРЫ ВЕРХНЕРИФЕЙСКИХ КОЛЛЕКТОРОВ (р.Нижняя Тунгуска)

В пределах Туруханского поднятия в рифее известно несколько уровней, где встречены обогащенные ОВ породы. Нижний из них относится к среднерифейской стре-льногорской свите. По результатам пиролитических исследований коллекции образцов из обнажений рек Нижняя и Сухая Тунгуска концентрации Сорг в аргиллитах верхней части стрельногорской свиты составляют 0,3-1,0 %, в отдельных образцах достигают 2,5-4,2 %. В основании верхнего рифея в маломощных прослоях аргиллитов де-ревнинской свиты содержание ОВ изменяется от 0,1 до 0,3 %. Выше, в нижнетунгусской свите в районе нижнего течения р.Нижней Тунгуски, значения Сорг составляют 0,1-0,2 %. В верхней части рифей-ского разреза известно два уровня развития потенциально материнских толщ: верхнемироедихинский (существенно аргиллитовый) и реч-кинско-дашкинский (существенно карбонатный). Средняя концентрация Сорг не превышает 0,3 % [9]. Все эти горизонты известны только в пределах Туруханского поднятия. Их распространение восточнее, в прилегающих частях Ку-рейской синеклизы, маловероятно. По мнению ряда исследователей, нижнетунгусская свита рифея является главной обогащенной ОВ формацией и считается источником полупромышленных залежей нефти и газа в венде — кембрии и

многочисленных нафтидопроявле-ний Туруханского района [3]. Однако высокий категенез рифей-ских нефтематеринских толщ (МК4_5-АК1-2) и, главное, отсутствие корреляционных связей неф-тей и битумов в отложениях венда и кембрия с битумоидами рифей-ских нефтематеринских толщ (результаты хроматографии и хрома-то-масс-спектрометрии) не дают оснований рассматривать их в качестве источников УВ Туруханско-го поднятия.

На западе Анабарской антек-лизы (Котуйский палеобассейн) наиболее высокие концентарции ОВ характерны для аргиллитов усть-ильинской свиты (нижняя часть билляхской серии) нижнего рифея. По своему потенциалу она может рассматриваться в качестве одной из лучших нефтематеринских толщ северо-запада Восточной Сибири. В обнажениях рек Западного Приа-набарья(Котуй, Котуйкан, Чурбуха, Нижний Тогой) свита сложена переслаивающимися доломитами, аргиллитами и алевролитами мощностью 40-70 м. Средняя концентрация Сорг составляет 0,45-0,65 %, максимальные концентрации отмечаются в аргиллитах — 6-8 %. По комплексу геохимических характеристик усть-ильинской свиты нижнего рифея катагенез рифейских отложений в пределах Анабарского региона не превышает градаций катагенеза МК1-2.

Рис. 4. ПРОФИЛЬНЫЕ РАЗРЕЗЫ (положение профиля см. на рис. 2)

д

Турухано-

ЮЗ

Курейская антеклиза

^ Анабарская ^СВ

антеклиза

Енисейский кряж

Туруханский палеобассейн

Западно-Сибирский ^ бассейн

Байкитская антеклиза

^_Курейская ,

^ ^ синеклиза ' ^

Непско-Ботуобинская антеклиза

Б'

_Драдпатомский

Цтл ^ *проги£г 17921

150 200 км

Котуйский палеобассейн

Курейско-Анабарский палеобассейн

5

СП 5

>

е

гп >

сг гп

о >

о

"Ч

5 5

-ч

гп

о

х

Я 3 5 5 -ч

5 х Я

X

5

Я

О

а

£

з

сг X

TO THE JUBILEE OF FACULTY OF GEOLOGY AND GEOCHEMISTRY OF FOSSIL FUELS

S <o

S o.

UJ .by —

V Ж _D

» Q.

^ ST

CC

** §

а о

£

cc

й P-c

и a & с

я

U)

a:

8

m <J

m и £ \o

UJ

CC

S a £ ^ к 2 у £ X

£

О составе и даже возрасте пород, слагающих Курейско-Анабар-ский палеобассейн, нет никаких данных, однако весьма вероятно, что он является северным продолжением Иркинеево-Ванаварского бассейна, образуя единую Ангаро-Котуйскую систему рифейских прогибов, имеющих, возможно, рифто-генную природу [13]. Нефтемате-ринские толщи этого палеобассей-на изучены бурением в пределах Камовского свода и Катангского выступа. В основании Курейской синеклизы можно ожидать присутствие аналогов нефтематеринских толщ, выявленных в пределах Юрубчено-Тохомской зоны в составе среднерифейской мадринской и верхнерифейской ирэмэкэнской толщ. В мадринской толще преобладают глинистые доломиты и аргиллиты, мощность отложений увеличивается на северо-восток и восток от 28 до 370 м. Концентрации Сорг достигают 2,1 %, в среднем составляя 0,73 % [11]. Низкие значения параметров пиролиза ($2, Н1) образцов мадринской толщи с содержаниями Сорг > 1 % свидетельствуют о высоком катагенезе ОВ этих отложений и полной вырабо-танности нефтематеринского потенциала. Ирэмэкэнская толща в нижней части представлена переслаиванием доломитов и аргиллитов, в верхней — доломитов и алевропесчаников, толщина свиты > 200 м. В составе ирэмэкэнской толщи выделяется уникальная по обогащенности Сорг пачка аргиллитов толщиной около 10 м — содержания Сорг достигают 13,62 %, в среднем составляя 8,27 %. Катагенез ОВ оценивается как МК1-2 [12].

Венд-кембрийские комплексы

Венд-кембрийские комплексы слагают основную по объему пород часть разреза Лено-Тунгусского бассейна, и к ним приурочены основные запасы УВ. Нижняя часть этого комплекса на севере Сибир-

ской платформы изучена только в пределах Турухано-Норильской гряды и Анабарской антеклизы. До сих пор остается открытым вопрос о наличии здесь терригенной толщи нижней части венда — основного резервуара Непско-Ботуобинской антеклизы и прилегающих элементов. Эти толщи отсутствуют на Бах-тинском выступе Байкитской антек-лизы, Турухано-Норильской гряде и Анабарской антеклизе. Однако по геофизическим данным их присутствие возможно в основании Ку-рейской синеклизы. Во всяком случае, здесь наблюдается практически двукратное увеличение толщин вендского сейсмокомплекса по сравнению с прилегающими поднятиями. Это увеличение происходит главным образом за счет появления в разрезе все более древних горизонтов (рис. 5).

Венд-кембрийская седиментация на Сибирской платформе, начавшаяся в непское время, происходила главным образом в континентальной обстановке, сменявшейся мелководьем на южной, восточной и, возможно, западной перифериях бассейна (рис. 6). Области сноса осадочного материала находились на севере платформы и в пределах Алданской и Байкитской антеклиз. В тирское время мелководье с появившимися биогенными постройками опоясало север и восток платформы. На юго-востоке располагался солеродный бассейн, на западе — континентальная область. Даниловское время ознаменовалось значительным расширением мелководья. На северо-западе находился относительно глубоководный шельф, на юге — обширная переходная область.

В раннекембрийское время глубоководный шельф был приурочен к востоку и северо-западу платформы. На северном мелководье формировались зоны биогенных построек. К югу и западу от него располагалась переходная прилив-но-отливная область с биогенными

Рис. 5. РАЗРЕЗ ВЕНДСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЧЕРЕЗ КУРЕЙСКУЮ СИНЕКЛИЗУ

Отражающие горизонты: Б - кровля венда, - предвендская эрозионная поверхность; антеклизы: I- Байкитская, II- Анабар-

постройками вблизи уреза воды, южнее находился обширный соле-родный бассейн.

В средне-позднекембрийское время морской бассейн занимал максимальную площадь региона. Его основную часть занимало мелководье. Относительно глубоководный шельф обрамлял мелководье на северо-западе и востоке. Возможно, граница этих зон маркировалась биогенными постройками. Глубоководный шельф занимал крайний северо-восток платформы.

Природные резервуары венда — нижнего кембрия приурочены к разным этапам развития седимента-ционного бассейна. На раннем этапе его развития на склонах крупных поднятий формировались терриген-ные пластовые тела. Так, в пределах Турухано-Норильской гряды в основании платоновской свиты в некоторых разрезах залегает базаль-ный пласт песчаников небольшой мощности (от десятков сантиметров до 15-20 м), которые нередко обладают первичным пустотным пространством. Средние значения открытой пористости этих песчаников на Голоярской площади составляют 9 % (максимальные достигают 15 %), на Лебяжинской — 4-5 %, на Сухо-

тунгусской — 1-5 % [1]. В скв. Су-хотунгусская-3 из песчаного пласта в основании позднего венда был поднят нефтенасыщенный керн [8].

На позднем этапе развития бассейна преобладало карбонатонакоп-ление. Мелководные карбонатные тела формировались как на западе (Турухано-Норильская гряда), так и востоке платформы (районы, прилегающие к Анабарской антеклизе, Сюгджерская седловина, северные склоны Непско-Ботуобинской антек-лизы). Эти резервуары, как правило, связаны с трещинно-каверноз-ными разностями карбонатов, наиболее развитыми в зонах распространения биогенных построек. В обнажениях по р.Каменная (Турухано-Норильская гряда) такие постройки представлены водорослевыми био-стромами размерами от 2,0х0,7 до (7,0-5,0)х1,0 м, залегающими в толще линзовидного переслаивания доломитов, известняков и известко-вистых аргиллитов. Суммарная видимая толщина этого сложного резервуара составляет 16 м. Подобные образования встречены и в обнажениях по р.Нижняя Тунгуска (рис. 7). В результате бурения в Турухан-ском районе из одновозрастных отложений были получены притоки УВ.

В зоне развития органогенных построек значения пористости кавернозных карбонатов даниловского горизонта изменяются в широких пределах — от 0,05 до 12,40 %, в среднем составляя 4 %. При этом, несмотря на большой разброс, отмечается тенденция уменьшение пористости с современной глубиной: для глубин до 1,5 км более характерны значения в интервале 3-10 %, для глубин свыше 2,5 км — менее 2-3 %. Там, где карбонатных построек нет (например, скв. Володин-ская-4), значения пористости доломитов невысокие, составляют в среднем 0,9-1,2 % при средних значениях проницаемости (0,01-0,50)-10-3 мкм2.

В отложениях томмотского и нижней части атдабанского ярусов присутствуют в основном массивно-пластовые резервуары мелководных толщ, приуроченные к биогенным постройкам. Так, на юго-западе платформы в пределах Бахтинского выступа к рассматриваемой части нижнекембрийского разреза приурочен моктаконский горизонт (примерный возрастной аналог осинского), сложенный различными типами трещиноватых известняков, включающих водорослевые и археоциатовые биогермы

толщиной до 100 м. Тип коллекторов трещинно-поровый и трещин-но-каверновый, характерна пористость 3-15 % [5]. Флюидоупорами обычно являются сульфатно-карбонатные отложения.

В Туруханском районе, к одно-возрастным отложениям в этой части разреза приурочен природный резервуар мощностью до 30 м, расположенный в нижней части кос-тинской свиты. В процессе бурения из него получены притоки пластовой воды на Сухотунгусской и Голо-ярской площадях [8]. Значения открытой пористости варьируют от 1-3 до 12-15 %, а проницаемости — от 0,02 до 0,36 мкм2, увеличиваясь в зонах повышенной трещиноватости.

Природные резервуары атда-банского яруса также приурочены к карбонатным биогермным постройкам, с которыми связаны притоки УВ на Бахтинском выступе, а также в Туруханском районе на Су-хотунгусской и других площадях. Значения пористости пород-коллекторов здесь колеблются от 6,0 до 18,5 %, составляя в среднем 10,0 %. Проницаемые горизонты кавернозны, трещиноваты, эффективная мощность составляет 10-20 м.

В отложениях ботомского, тойонского и амгинского ярусов природные резервуары построены известняково-доломитовыми толщами (15-100 м), также содержащими строматолитовые и археоциа-товые биогермы, которые часто имеют слоистое строение. Эти отложения выходят на дневную поверхность в обнажениях по р.Ниж-няя Тунгуска (рис. 8). Резервуары продуктивны на Моктаконском и Таначинском месторождениях Бах-тинского выступа. На первом из них проницаемая часть разреза приурочена к карбонатной постройке высотой 150 м, дебиты газа здесь составляли 330 м3/сут [8].

В отложениях среднего — верхнего кембрия природные резервуары связаны с биогермными постройками зоны мелководья, осо-

бенно в участках перехода к более глубоководным отложениям шельфа.

Материнские толщи венда — кембрия в пределах Туруханского поднятия выделяются в составе карбонатных отложений платоновской и костинской свит, толщина обогащенных ОВ пачек составляет 100-120 и 150-180 м соответственно [10]. По данным А.Э.Конторови-ча, степень катагенетической пре-образованности ОВ пород платоновской свиты меняется от МК1 до МК4 и выше при содержании Сорг в породах платоновской свиты и ее аналогов на большей части территории Лено-Тунгусского НГБ от 0,05 до 0,50 %. В карбонатах платоновской свиты концентрации Сорг (по данным пиролиза исследованных образцов из обнажений рек Нижняя и Сухая Тунгуски) составляют 0,10-0,44 %. Катагенез ОВ вендских и кембрийских отложений Туруханского поднятия оценивается не выше градаций МК1_2 (7"тах = 426-440 оС). Особенности распределения биомаркеров в не-фтях месторождений Туруханского поднятия [7] и битумах костинской свиты обнажений р.Нижняя Тунгуска [4] характерны и для битумои-дов платоновской свиты: резкое преобладание этил-холестанов (стеранов состава С29), среди тер-панов наибольшие концентрации имеют хейлантаны (трицикланы), преобладает углеводород 123, равные концентрации гомогопанов Н34 и Н35. Установленное сходство индивидуального УВ-состава материнских толщ венда — нижнего кембрия с одновозрастными битумами и нефтями Туруханского поднятия свидетельствует о преобладающем венд-кембрийском источнике имеющихся здесь УВ.

На востоке Сибирской платформы развита нижне-среднекемб-рийская куонамская нефтепроизво-дящая толща, весьма богатая Сорг — до 18,0 % [7]. Куонамская формация битуминозных отложений глинисто-карбонатного и кремнисто-

карбонатно-глинистого составов распространена в пределах так называемой Юдомо-Оленекской фациа-льной области, которая простирается от бассейнов рек Оленек и Анабар в юго-восточном направлении до бассейнов рек Мая и Юдо-ма. На северо-востоке Сибирской платформы пока не встречено промышленных скоплений нефти или природных битумов, отвечающих по своим геохимическим параметрам куонамскому горючесланцево-му комплексу. Открыта лишь одна нефтяная залежь, источником УВ которой являются отложения куо-намской свиты, — в среднекембрий-ских отложениях на северном склоне Алданской антеклизы, в бассейне р.Амги, у пос.Бологур [6].

Ордовикские и силурийские комплексы

Для наиболее погруженных частей платформы перспективны также ордовикский и силурийский нефтегазоносные комплексы, включающие карбонатные и терригенные породы с преобладанием первых.

Среди природных резервуаров наибольший интерес представляют обломочные отложения аренигско-го яруса и его возрастных аналогов (рис. 9, А). Байкитские песчаники мощностью от 20 до 120 м формировались в подводных дельтовых конусах на мелководье. Их пористость достигает 20-22 % (средние значения 13-14 %), коэффициент проницаемости в отдельных случаях может достигать 0,6 мкм2. Наилучшие фильтрационно-емкостные свойства наблюдаются в центральных частях конусов, где песчанис-тость достигает 90 % и мощность песчаных слоев — от 30 до 60 м. Хорошими резервуарными свойствами могут обладать трещинные и кавернозные карбонатные породы биогенных построек усть-кутского горизонта тремадокского яруса. Эти постройки имеют мощность от 20 до 70 м, их открытая пористость до-

Рис. 6. СХЕМЫ ОБСТАНОВОК ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ ВЕНДА-КЕМБРИЯ В ЛЕНО-ТУНГУССКОМ НГБ

TO THE JUBILEE OF FACULTY OF GEOLOGY AND GEOCHEMISTRY OF FOSSIL FUELS

a

□

□

r— □

tc □

1Л □

□

<n □

см □

□

к я

ж §

X

fa

13 ж

s ^ 5 й

и &

iS00

x \D

I ^

1 P

§ K

О к

n to

.a 5

h 5

и О

Я и

d о

\о «

u

^ £

О с

I ж

и

Si g

о h

H я

о ж

x 5

ж ^

Я

и а ж 15 1

& СП

¡з ^

Я

Ж ^

О ж

й ж

я и

is §

к к

is is

и о

с &

Si ё

£ о

£ S

я о

о ж л d

I S

$ a

~ т

- § ° о

ад ж ад н

s °

I 1

ч ад ад

£ и

ж §

m

Si d и

s ä§ ^

1 я

u ®

§ S В §

3 а а £ c я

i s

\o О

§ !Ü

43 о

С T3

(N >

Uj

>

&

с >

I ^

? IS

CM CQ

U) s

I d

' fc

cq ?

, о

CT ж

is Eg d s а ж

CjjT c^

я и О

к

о х

S

ж

У

R

и

ж

«о

ж

■ж о а

н И

I 5 q

о '-ч

О ..

Я

О -О

Li S

13

"я

(а)

\о и

О « " п

в

к ж ш

н

стигает 14-18 %, проницаемость обычно составляет 0,002-0,015 мкм2 (максимальные значения до 0,04 мкм2).

Региональным флюидоупором ордовикских природных резервуаров служат мергельно-глинистые отложения лландоверийского, ка-радокского и ашгилльского ярусов, а в областях размыва — аналогичные по составу толщи лландоверий-ского яруса силура.

Отложения ордовика обычно обладают невысоким нефтемате-ринским потенциалом и незначительны по мощности и площади распространения. В основании нижнего ордовика выделяются глинистые известняки и мергели с содержанием Сорг — 0,9-1,3 % (скв. Туринская опорная, Кочумдекская), их толщина не превышает 7-10 м. В западной части платформы глинистые известняки криволуцкого яруса и аргиллиты верхней части мангазейского и долборского ярусов характеризуются содержанием Сорг от долей до 1-2 % (в среднем 0,3-0,5 %). Ката-генетическая преобразованность ОВ пород (не затронутых воздействием интрузий) соответствует градациям катагенеза МК1-МК3.

В разрезе силурийского возраста выделяется региональный венлокский коллектор, представленный известняками и доломитами биостромов и биогерм (см. рис. 9, Б). Толщина отдельных построек колеблется от нескольких сантиметров до 65 м, а протяженность — от десятков метров до нескольких километров. Средняя открытая пористость составляет в известняках 11,4-14,7 %, проницаемость достигает 0,33 мкм2. Венлокский резервуар в пределах Курейской сине-клизы перспективен в северной, северо-восточной и южной ее частях, где рифогенный коллектор экранирован мощной соленосно-сульфат-ной покрышкой верхнего силура — среднего девона. Толщина покрышки колеблется от 100-200 м на северо-востоке региона до 400-500 м в его центральных частях и резко воз-OIL AND GAS GEOLOGY, 32013-

растает до 1000 м на северо-востоке бассейна.

Для нефтяных систем севера Лено-Тунгусского бассейна важную роль могут играть нефтематерин-ские толщи майероканского горизонта в основании нижнего силура. Слагающие его граптолитовые сланцы (известковистые аргиллиты и мергели с фауной граптолитов) широко развиты в западной части платформы, где их мощность достигает 150 м. Концентрации Сорг в граптолитовых сланцах варьируют от 0,5 до 11,0 % (в среднем 2-3 %). В восточном и южном направлениях концентрации Сорг снижаются, изчезает фауна граптолитов. Для этой нефтематеринской толщи характерна невысокая степень зрелости ОВ. Очевидно, что в условия "нефтяного окна" она попадает лишь в наиболее прогнутых частях Курейской синеклизы.

Выводы

Северная часть Лено-Тунгус-ского бассейна, безусловно, имеет довольно высокие перспективы нефтегазоносности. Однако очевидно и то, что при поисковых работах здесь будут сталкиваться с немалыми трудностями, что главным образом определяется сложностью поисковых объектов.

Основные перспективы в рассматриваемом регионе связываются с вендскими и кембрийскими объектами. Здесь к первоочередной поисковым объектам относятся некрупные органогенные постройки в отложениях верхнего венда и особенно нижнего — среднего кембрия. Эти постройки формировались вдоль границ зоны мелководной седиментации (как со стороны суши, так и открытого моря) и в современном структурном плане сосредоточены главным образом на склонах поднятий, обрамляющих Курейскую синеклизу (запад Ана-барской антеклизы, северо-восток

Рис. 7. КАВЕРНОЗНЫЕ ДОЛОМИТЫ ВЕРХНЕЙ ЧАСТИ ПЛАТОНОВСКОЙ СВИТЫ В ОБНАЖЕНИИ р.НИЖНЯЯ ТУНГУСКА

Открытая пористость 5 %, проницаемость 0,006 мкм2

Рис. 8. КАВЕРНОЗНЫЕ ИЗВЕСТНЯКИ ВЕРХНЕЙ ЧАСТИ КОСТИНСКОЙ СВИТЫ В ОБНАЖЕНИИ р.НИЖНЯЯ ТУНГУСКА

А - выветрелая поверхность пласта, Б - свежий скол; открытая пористость 3-6 %

Рис. 9. СХЕМА ПРОГНОЗА КОЛЛЕКТОРОВ В ОТЛОЖЕНИЯХ АРЕНИГСКОГО ЯРУСА ОРДОВИКА (А) И ВЕНЛОКСКОГО ЯРУСА СИЛУРА (Б)

Области распространения коллекторов: 1 - терригенных, 2 - карбонатных, 3 - возможных карбонатных, 4 - отсутствия отложений; 5 - нефтегазопрояв-ления

Байкитской антеклизы, восток Ту-рухано-Норильской гряды). При этом надо учитывать, что коллек-торские свойства этих карбонатов во многом зависят от таких сложно прогнозируемых факторов, как масштаб их вторичных преобразований, степень перекристаллизации, выщелачивания, доломитизации, а также интенсивность трещи-новатости.

Если подтвердится прогноз распространения терригенной толщи основания венда на севере Восточной Сибири, то песчаные резервуары аналогов непского и тирско-го горизонтов станут весьма перспективным поисковым объектом. Как и в более южных районах бассейна, в строении ловушек данного комплекса очень важную роль будет играть литологический фактор, контролирующий распространение и строение локальных седимента-ционных тел пролювиального, аллювиального, дельтового и при-брежно-морского генезиса. Зоны распространения таких объектов связаны с бортовыми частями Ку-рейской синеклизы. В этих же районах перспективы связываются с венлокскими рифами и аренигски-ми песчаниками. Последним присуще линзовидное строение, что безусловно, осложнит поисково-разведочные работы.

Объекты в рифейских отложениях представляются наиболее рискованными, что определяется значительными глубинами, а главным образом, трудностями прогноза вторичных коллекторов. В связи с этим рифейские горизонты пока вряд ли стоит рассматривать в качестве первоочередных поисковых объектов, целесообразнее по возможности предусмотреть их вскрытие при бурении на вышележащие отложения.

В целом север Лено-Тунгусско-го бассейна остается самой крупной в мире (на суше) слабоизучен-ной территорией с несомненными признаками нефтегазоносности. Здесь вполне вероятно открытие не

только отдельных месторождений, но и новой нефтегазоносной провинции.

Литература

1. Анциферов A.C. Геология нефти и газа Сибирской платформы /

A.С.Анциферов, В.Е.Бакин, И.П.Варламов и др. / Под ред. А.Э.Конторовича,

B.С.Суркова, А.А.Трофимука. — М.: Недра, 1981.

2. Багринцева К.И. Атлас карбонатных коллекторов месторождений нефти и газа Восточно-Европейской и Сибирской платформ / Под ред. К.И.Багринцевой / К.И.Багринцева, А.Н.Дмитриевский, Р.А.Бочко. — СПб.: Изд-во Ивана Федорова, 2003.

3. Баженова Т.К. Масштабы и время нефтегазообразования в верхнепротерозойских материнских формациях Сибирской платформы // Сб.: Успехи органической геохимии. — Новосибирск: Изд-во ИГиГСОРАН, 2010.

4. Бакай Е.А. Перспективы нефте-газоносности Туруханского поднятия Восточной Сибири // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 8.

5. Иванов Ю.А. Новые аспекты перспектив нефтегазоносности северных районов Сибирской платформы / Ю.А.Иванов, И.П.Мясникова // Геология нефти и газа. — 2000. — № 4.

6. Каширцев В.А. Органическая геохимия нафтидов востока Сибирской платформы. — Якутск: Изд-во СО РАН, ЯФ, 2003.

7. Конторович А.Э. Состав углеводородов-биомаркеров в генетических семействах нефтей докембрия и кембрия Сибирской платформы /

A.Э.Конторович, В.А.Каширцев,

B.Н.Меленевский, И.Д.Тимошина // Докл. РАН. — 2005. — Т. 402. — № 5.

8. Назимков Г.Д. Анализ результатов глубокого бурения в пределах Ку-рейско-Сухотунгусского мегавала / Г.Д.Назимков, С.А.Кащенко // Тр. СНИИГГиМСа. — 1978. — Вып. 265.

9. Органическая геохимия палеозоя и допалеозоя Сибирской платформы и прогноз нефтегазоносности / Ред.: К.К.Макаров, Т.К.Баженова. — Л.: Недра, 1981.

10. Сулимов И.Н. Перспективы нефтегазоносности западной части Сибирской платформы. / И.Н.Сулимов и

др. // Материалы по геологии и нефтегазоносное™ Восточной Сибири. Тр. СНИИГГиМСа. - 1967. - Вып. 63.

11. Тимошина И.Д. Геохимия органического вещества нефтепроизводя-щих толщ и нефтей верхнего докембрия юга Восточной Сибири. — Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал Гео, 2005.

12. Филипцов Ю.А. Оценка катагенеза и нефтегазогенерационных свойств органического вещества отложений рифея и венда Байкитской и Ка-тангской нефтегазоносных областей / Ю.А.Филипцов, Ю.В.Петришина, Л.И.Богородская и др. // Геология и геофизика. — 1999. — Т. 40. — № 9.

13. Филипцов Ю.А. Рифейские прогибы — основные источники нефти и газа в западной части Сибирской платформы / Ю.А.Филипцов, В.С.Старосель-цев // Геология нефти и газа. — 2009. — № 6.

14. Bartley J.K. Global events across the Mesoproterozoic-Neoproterozo-ic boundary: C and Sr isotopic evidens from Siberia / J.K.Bartley, M.K.Semikha-tov, A.J.Kaufman et al. // Precambrian Research . — 2001. — 111.

15. Ernst R.E. Integrated paleo-magnetism and U-Pb geochronology of mafic dikes of the eastern Anabar Shield region, Siberia: Implications for Mesopro-terozoic paleolatitude of Siberia and comparison with Laurentia / R.E.Ernst, K.L.Buchan, M.A.Hamilton et al. // Journal of Geology. — 2000. — V. 108. — № 3.

16. Frolov S.V. Riphean basins of the central and western Siberian platform / S.V.Frolov, G.G.Akhmanov, E.V.Kozlova et al. // Marine and petroleum geology. — 2011 — V. 28.

17. Khudoley A.K. Meso- to Neop-roterozoic evolution of the Siberian cra-ton and adjacent microcontinents: an overview with constraints for Laurentian connection / A.K.Khudoley, A.P.Kropac-hev, V.l.Tkachenko et al.; eds.: P.K.Link, S.L.Reed // Proterozoic Geology of Western North America and Siberia. — SEPM Special Publication 86, 2007.

© Коллектив авторов, 2013

Сергей Владимирович Фролов, доцент,

кандидат геолого-минералогических наук, serfgeo@yandex.ru;

Елена Андреевна Бакай, младший научный сотрудник; кандидат геолого-минералогических наук, bakay_lena@inbox.ru;

Евгения Емельяновна Карнюшина, профессор,

доктор геолого-минералогических наук;

evgem@geol.msu.ru;

Наталья Ивановна Коробова, ассистент;

Елена Владимировна Козлова, старший научный сотрудник, кандидат геолого-минералогических наук;

miliyakozlova@mail.ru;

Григорий Георгиевич Ахманов, доцент,

кандидат геолого-минералогических наук;

akhmanov@geol.msu.ru.

OIL-AND-GAS BEARING COMPLEXES IN THE NORTHERN LENA-TUNGUSKA BASIN

Frolov S.V, Bakay E.A., Karnyushina E.E., Korobova N.I., Kozlova E.V., Akhmanov G.G. (Lo-monosov Moscow State University)

The northern areas of Siberian platform are still among poorly studied territories of Russia with oil and gas potentials. At the same time the perspective of commercial field discoveries here is confirmed not only by the presence of some hydrocarbon accumulations but also by a number of surface naphthyde shows. Several oil-and-gas bearing complexes, from Lower Riphean to Middle Paleozoic, can be distinguished in the northern Lena-Tunguska oil and gas basin. Petroleum systems of these complexes differ in structure, peculiarities of accumulations and hydrocarbon potential. Specific exploration objects can associate with any of these systems.

Key words: Riphean; Vendian; Cambrian; depositional environments; source rock formations; reservoirs; oil-and-gas potentials.