CC BY
48
УДК 551.262/263.12+550.834.05
ОЦЕНКА МАСШТАБОВ ТРАППОВОГО МАГМАТИЗМА В ЮЖНО-ТУНГУССКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ НА ОСНОВЕ РЕГИОНАЛЬНОЙ СТРУКТУРНОЙ СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
И.А.Губин, А.О.Гордеева, Е.Н.Кузнецова (ФГБУ «Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. ААТрофи-мука СО РАН.)
На основе обширного фактического материала, собранного по территории Южно-Тунгусской нефтегазоносной области и прилегающих территорий, который включает информацию по более чем 350 глубоким и колонковым скважинам и 300 сейсмическим профилям общей протяженностью более 20 тыс. км, была создана региональная структурная сейсмогеологическая модель, позволившая дать оценку объема трапповых тел в районе исследований и выявить закономерности размещения пластовых интрузий в осадочном чехле как по площади, так и разрезу. Предложенная методика оценки зараженности траппами осадочного чехла учитывает сложное полифациальное строение кембрийский отложений исследуемой территории. Зоны, наименее затронутые процессами траппового магматизма, перспективны в нефтегазоносном отношении.
Ключевые слова: Южно-Тунгусская НГО; трапповый магматизм; структурно-фациальный район; кембрий; сейсмический разрез; осадочный комплекс.
Южно-Тунгусская нефтегазоносная область (НГО) относится к регионам Сибирской платформы, которые испытали значительное влияние позднепермско-ран-нетриасового траппового магматизма. Более 70 % территории занимают выходы на поверхность нижнетриасовых вулканогенно-осадочных толщ. Повсеместно распространены силлы, дайки и штоки раннетриа-сового возраста, сложенные долеритами, габбро-до-леритами, отображенные на геологической карте в виде дугообразных и овальных тел неправильной формы. Пластовые интрузии встречены по всему разрезу осадочного чехла Южно-Тунгусской НГО — от венда до перми.
Исследованием трапповых интрузий, широко развитых на западе Сибирской платформы, анализом их генезиса, объемов внедрения, влияния на нефтегазо-носность и структуры осадочного чехла занимались с 60-х гг. XX в. В.В.Золотухин, В.И.Казаис, А.Э.Конто-рович, Т.Р.Кудрина, В.М.Лебедев, Н.В.Мельников, А.В.Мигурский, А.Л.Павлов, Г.Ф.Попелуха, В.В.Ревер-датто, В.С.Старосельцев, А.В.Хоменко, В.Н.Шарапов, а позднее - А.О.Гордеева, С.Н.Гришина, Л.В.Жидкова, Е.Н.Кузнецова и др.
Несмотря на интенсивное насыщение осадочного чехла трапповыми телами и слабую изученность территории геолого-геофизическими работами в Южно-Тунгусской НГО открыты четыре месторождения УВ: Мок-таконское, Таначинское, Усть-Дельтулинское и Нижне-
тунгусское, строение которых детально рассмотрено в работе [1], а также выявлено большое количество биту-мо- и газопроявлений в колонковых скважинах и естественных обнажениях, связанных с долеритами [2, 3]. К северо-западу от Южно-Тунгусской НГО в Туруха-но-Норильском нефтегазоносном районе открыты Су-хотунгусское и Нижнелетнинское месторождения и газопроявление на Володинской площади. Все это свидетельствует, что рассматриваемая НГО является территорией, перспективной для обнаружения месторождений нефти и газа.
Тунгусский нефтегазоносный бассейн относится к типу осадочных бассейнов, в которых основные нефте-материнские формации (в данном случае рифейские) к началу эпохи траппового магматизма уже исчерпали свой генерационный потенциал, и дополнительный нагрев пород здесь не мог привести к интенсивной генерации нефти и газа [4]. Внедрение траппов обусловило деградацию существующих месторождений в кембрийских отложениях. В таком случае, для оценки количества сохранившихся от термического разрушения УВ в залежах и их успешного прогноза необходимо выявить в различных интервалах осадочного чехла зоны, наиболее насыщенные трапповыми интрузивами и максимально свободные от них. Очевидно, что первые будут являться наименее перспективными в нефтегазоносном отношении, а вторые — первоочередными объектами для постановки поискового бурения.
OIL AND GAS GEOLOGY ISSUES OF SIBERIA
lyptiaiKKO i
Онгкскшн
RyuottHiifbUH
шятттш > •noiiHr
rif/H>/tJt ф
Ayn/ii-aMMi'ifiiuuimAiiv
QTMimlifiii
[I»iH.yn-At1«
Лин* limt ким B>Mlll0tr
Для решения поставленной задачи необходимо восстановить как можно более детальную картину распределения силлов в разрезе. Скважины дают точечную информацию, поэтому пространственную картину для всей территории по ним восстановить не удается. Исключение составляют локальные хорошо разбуренные площади, например Таначинская, по которой Н.В.Мельниковым составлены разрезы и карты распределения толщин интрузий в осадочном чехле [5]. В настоящей статье предпринята попытка использовать для этой цели данные сейсморазведки. Региональные структурные построения позволили создать интерполяционную модель пространственного распределения траппов по комплексам, которая основывается на одиночных удаленных скважинах, в том числе колонковых.
Опираясь на обширный фактический материал по территории Южно-Тунгусской НГО и прилегающих районов Байкитской, Северо-Тунгус-ской и Катангской НГО, который включает около 300 сейсмических профилей общей протяженностью более 20 тыс. км, а также данные бурения по 191 глубокой и 178 колонковым скважинам, была построена региональная структурная сей-смогеологическая модель исследуемого региона. Эта модель состоит из набора карт изохрон, структур-
Рве. 1. ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ КЕМБРИЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮЖНО-ТУНГУССКОЙ НГО И ПРИЛЕГАЮЩИХ ТЕРРИТОРИЙ
50 км
UW4 fc JM
Граница: 1 - Южно-Тунгусской НГО; 2 - СФР: Иркутско-Байкитской (АЗ - Бай-китско-Катангский), Бахтинской (В1 - Светлинский, В2 -Тынепский, ВЗ- Суринг-даконский) и Туруханской (Г1 - Турухаиский) фашальных областей [61; 3 - линия композитного сейсмического профиля; 4 - гидросеть; 5 - глубокие скважины; плошали: Бл - Бильчанская, Вк - Вакунайская, ВЛт - Верхиелетнинская, ВНм - Верх-ненимдинская, ЗМл - Западно-Малькитконская, Ир - Ирбуклинская, Кр - Кирам-кинская, Кч - Кочумдекская, Мк - Моктаконская, Мл - Малькитконская, НИм -Нижнеимбакская, Н/1т - Нижнелетнинская, НТн - Нижнетунгусская, Ср - Суринг-даконская, СГн - Сухотуигусская, Тн - Таначинская, Тт - Тэтэнчиминская, Ттч - Ту-тончанская, УЛл - Усть-Дельтулинская, УКч - Усть-Кочумдекская, Уч - Учамин-ская, Хл - Холминская, Хр - Хурингдинская, Чс - Чисковская
ных карт (10 уровней, начиная от кровли фундамента и заканчивая поверхностью рельефа), карт изопахит сейсмокомплексов, карт средних скоростей, литолого-акустических разрезов по скважинам, временных и глубинных сейсмогеологических разрезов по композитным профилям.
Сейсмосшратиграфическая характеристика Южно-Тунгусской НГО
Территория Южно-Тунгусской НГО характеризуется наиболее сложными сейсмогеологическими условиями по сравнению с южными и центральными районами Сибирской платформы. Помимо высокой насыщенности разреза интрузиями траппов, этому способствуют расчлененный рельеф и крайне неоднородная по скоростям распространения сейсмических волн верхняя
часть разреза. Так, согласно данным сейсмокаротажа по Моктаконской площади, в ордовик-пермском комплексе градиент пластовых скоростей достигает 1,3 км/с на 10 км. Кроме того, поля туфогенно-лавовых образований, выходящие на дневную поверхность, в разной степени поглощают и рассеивают энергию сейсмического сигнала. Все это негативно влияет на характер прослеживания отражающих горизонтов и усложняет интерпретацию сейсмических данных. Отдельно следует упомянуть о проблеме взаимоувязки сейсмических данных МОГТ, полученных в 1983-2008 гг. разными сейс-мопартиями.
Дополнительные сложности при интерпретации сейсмического материала были обусловлены тем, что Южно-Тунгусская НГО охватывает разнофациальные области кембрийских отложений (рис. 1). Исследуемая
Рис. 2. КОМПОЗИТНЫЙ ВРЕМЕННОЙ РАЗРЕЗ, ПРОХОДЯЩИЙ ЧЕРЕЗ СВЕТЛИНСКИЙ, ТЫНЕПСКИЙ И ТУРУХАНСКИЙ СФР
1 - отражающие горизонты (кровля: ev - эвенкийской (усть-мундуйской) свиты, H - таначинской свиты, Нк - костинской свиты, Sd - хурингдинской (соленосно-доломитовой) толши, Ki - сурингдаконской свиты, Кг - бурусской свиты, Uo - усольской (марской) свиты, Ksi - нижней подсвиты костинской свиты, Б - татарской свиты (средней подсвиты платоновской свиты), Ro -подошва венда; 2 - сейсмостратиграфические комплексы (bl-tn - булайско-таначинский, sr - сурингдаконский, ab-sr - абакун-ско-сурингдаконский, ab-br - абакунско-бурусский, us - усольский, yas-mr - ясенгско-марский)
территория приурочена к шести структурно-фациальным районам (СФР), каждый из которых характеризуется своим набором свит и соответственно литологией [6].
Анализ временных разрезов показал, что каждый СФР имеет свою сейсмостратиграфическую характеристику, при этом практически невозможно непрерывное фазовое прослеживание отражающих горизонтов в кембрийской части разреза по всей территории Южно-Тунгусской НГО. В связи с этим некоторые исследователи предлагают районировать территорию междуречья Нижней и Подкаменной Тунгусок по характеру волнового поля и набору опорных отражающих горизонтов на различные литосейсмофациальные зоны [7], которые хорошо коррелируют с существующим лито-фациальным районированием (рис. 2).
Нижне-среднекембрийские отложения являются со-леносно-карбонатными в Байкитском, Светлинском, Ты-непском и Сурингдаконском СФР. Бессолевой тип разреза характерен для Туруханского и Лебяжинского СФР.
Наиболее ярким сейсмическим репером на большей части Красноярского края и Иркутской области является отражающий горизонт А, приуроченный к кров-
ле осинского горизонта усольской свиты, развитой в Байкитском и Светлинском СФР и которой соответствуют ясенгская, моктаконская и марская свиты, выделяемые в Тынепском и Сурингдаконском СФР. В моктакон-ской свите установлены рифовые постройки, сложенные водорослевыми и органогенно-обломочными карбонатными породами. Эта свита сопоставляется с осин-ским горизонтом, а поскольку, как и марская свита, она бессолевая и акустической дифференциации в этом интервале разреза нет, опорный отражающий горизонт А на территории Южно-Тунгусской НГО отсутствует. По этой же причине отсутствует сейсмический репер А в Туру-ханском СФР.
Одним из наиболее устойчивых реперов, хорошо прослеживаемых в пределах практических всех СФР (таблица), является волновой пакет Б, приуроченный к кровле тэтэрской свиты, который формируется на границе доломитов даниловского горизонта и солей, развитых в низах усольского горизонта.
Бельской свите в Байкитском СФР соответствуют сурингдаконская, бурусская и абакунская свиты в Светлинском, Тынепском и Сурингдаконском СФР.
Стратификация отражающих горизонтов в Южно-Тунгусской НГО
Байкитский Светлинский, Сурингдаконский Тынепский Туруханский
Кровля эвенкийской свиты, £3 (еу) Кровля усть-мундуйской свиты, £3 (ev)
- - Кровля соленосно-доло-митовой толщи, £2 (Sd) -
Кровля литвинцевской свиты, €2 (Н) Кровля таначинской свиты, е2 (Н) - Кровля костинской свиты, £2amg (Нк)
Кровля бельской свиты, в! (*1) Кровля сурингдаконской свиты, £j (К1) Кровля нижнекостинской подсвиты, £1 (Ksi)
Кровля нижнебельской подсвиты, £1 (Кг) Кровля бурусской свиты, €, (К2) - -
Кровля усольской свиты, £1 (и„) Кровля марской/усольской свиты, £•) (U0) -
Кровля татарской свиты, V-£i (Б) Кровля среднеплатонов-ской подсвиты, V-€f (Б)
Подошва венда (Rg)
Мощности этих соленосно-карбонатных свит изменяются при переходе от одного СФР к другому. Так, в Свет-линском СФР мощности абакунско-булайского комплекса свит достигают 1000-1250 м, а при переходе к Тынепскому СФР они сокращаются до 700-750 м. Это сокращение прослеживается и на временных разрезах (интервал, ограниченный отражающими горизонтами U0 и К,), при этом исчезает горизонт К2, приуроченный к кровле бурусской свиты (см. рис. 2). В Туруханском СФР эти отложения замещаются на однородную 600-м известково-глинистую толщу доломитов среднекостин-ской подсвиты, где отражающие горизонты отсутствуют.
Выше булайской свиты находится таначинско-де-льтулинский комплекс карбонатных пород мощностью 700 м и более в Светлинском СФР и 500-600 м — в Су-рингдаконском. К таначинской свите приурочены рифовые образования - перспективные объекты в нефтегазоносном отношении. В Туруханском СФР таначинская свита сопоставляется с верхнекостинской подсвитой. К кровлям этих свит приурочен отражающий горизонт Н (Нк — в Туруханском районе), который одновременно маркирует поверхность раннемайского регионального перерыва.
В Тынепском СФР к концу формирования булайской свиты (конец ботома — начало тойона) зарождается «голодный бассейн» с некомпенсированным осадко-накоплением, в котором накапливается маломощная (45 м) толща глинистых известняков [6]. Толща компенсации Тынепского палеобассейна представлена известняковой (имбакской) толщей мощностью до 190 м и со-леносно-доломитовой (хурингдинской) толщей, мощность которой достигает 390 м [8]. К кровле последней
приурочен ярко выраженный отражающий горизонт Бс1, который резко обрывается при выходе за пределы Тынепского СФР (см. рис. 2).
Выше отражающего горизонта Н (Бс!) устойчивых отражений не фиксируется. Горизонт ev, приуроченный к кровле кембрия, прослеживается фрагментарно. Надежность его корреляции существенно повышается за счет того, что он вскрыт практически всеми глубокими и многими колонковыми скважинами.
Таким образом, при оценке масштабов траппового магматизма на территории Южно-Тунгусской НГО следует учитывать полифациальный характер кембрийских отложений.
Методика оиенки масштабов траппового магматизма
Известно, что галогенно-карбонатное осадкона-копление в кембрийском солеродном бассейне сопровождалось длительным устойчивым погружением Сибирской платформы и характеризовалось равномерным чередованием соленосных и карбонатных толщ, имеющих цикличное строение. Мощность и литологиче-ский состав таких циклитов не претерпевают существенных изменений на огромных территориях в пределах СФР, входящих в состав Турухано-Иркутско-Олек-минского региона. Выдержанность толщин отдельных свит (или комплексов свит) свойственна и некоторым смежным СФР в пределах кембрийского солеродного бассейна.
Выровненный структурный план и параллельно-слоистый характер эвапоритовых толщ прослеживаются
АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА СИБИРИ
Рис. 3. СТРУКТУРА ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА В ПРЕДЕЛАХ ЦЕНТРАЛЬНЫХ ЧАСТЕЙ АНГАРО-ЛЕНСКОЙ СТУПЕНИ И НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ НА ПРИМЕРАХ РЕГИОНАЛЬНЫХ СЕЙСМИЧЕСКИХ ПРОФИЛЕЙ:
ПРИСАЯНО-ЛЕНСКИЙ (А) И БАТОЛИТ (Б)
в тех СФР, где трапповый магматизм развит слабо либо отсутствует. На примере региональных сейсмических профилей Батолит и Присаяно-Ленский, выровненных по кровле тэтэрской свиты и проходящих через Анга-ро-Непский СФР Иркутско-Байкитской фациальной области, видно, что постоянство толщин отдельных комплексов нижнего — среднего кембрия в центральных частях Ангаро-Ленской ступени (рис. 3, А) и Непско-Ботуо-бинской антеклизы (см. рис. 3, 6) сохраняется на десят-
ки и даже первые сотни километров. Следовательно, резкие изменения толщин комплексов в пределах одного СФР могут быть обусловлены влиянием траппового магматизма.
Независимо от того, пассивно заполняла трапповая магма возникающие в процессе деформации полости в осадочном чехле или внедрялась под давлением, раздвигая соседние слои, установлено, что силлы, мощность которых менее 600 м, не ассимилировали окру-
Рис. 4. СХЕМАТИЧЕСКИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ДВУХ СФР ДО (А) И ПОСЛЕ (Б) ВНЕДРЕНИЯ ТРАППОВ И ЗАВИСИМОСТИ ТОЛЩИН ТРАППОВ ОТ ТОЛЩИН КОМПЛЕКСОВ ДО (В) И ПОСЛЕ (Г) РАЗДЕЛЕНИЯ ВЫБОРКИ ПО СФР
irr
Толщ«*-» комплекса
Комплексы: 1 - П-1, 2- Ш-П
жающие толщи пород [5, 9-11]. Пренебрегая уплотнением пород под воздействием траппового магматизма, можно считать, что изменение мощности осадочных комплексов будет прямо пропорционально связано с изменением толщин содержащихся в них пластовых интрузий. Это утверждение справедливо для данных, полученных в пределах одного СФР.
Для примера рассмотрим модель внедрения траппов на гипотетическом разрезе, пересекающем два принципиально различных СФР (рис. 4, А). Каждый СФР характеризуется набором двух выдержанных по толщине свит, ограниченных поверхностями I, II и III. После внедрения интрузий происходит искажение структурных планов поверхностей II и III, а также истинных мощностей осадочных комплексов II-I и III-II (см. рис. 4, 6).
Если равномерно исследовать этот разрез 30 скважинами, определив в каждой из них общую мощность комплексов и суммарное содержание в них толщин траппов, то можно построить зависимости изменения толщин по каждому комплексу (см. рис. 4, В). Хотя они и верно отражают общую тенденцию увеличения толщин комплексов по мере увеличения суммарной толщины содержащихся в них пластовых интрузий, ошибки количественного определения насыщенности разреза траппами по уравнениям линейной регрессии могут быть значительными. При разделении выборки по СФР суммарная толщина долеритов в каждом комплексе находит однозначное соответствие общим толщинам комплексов (см. рис. 4, Г).
В данном примере принято, что за счет внедрения траппов приподнимались вышележащие толщи, но это не принципиально, так как прогибание нижележащих толщ на характере зависимостей толщин пластовых интрузий от толщин комплексов не отразится.
При переходе к реальным данным по скважинам, пробуренным в пределах Южно-Тунгусской НГО и прилегающих территорий, наблюдается аналогичная картина (рис. 5). Для поиска зависимостей было проанализировано около 900 интервалов долеритов, вскрытых глубокими и колонковыми скважинами. В соответствии со стратиграфическими разбивками, актуализированными специалистами ИНГГ СО РАН,
•
i ■
A*]/ jjl(
1 1
1 1 < f fc * . >/
I i» "7 Iv
J / Л/ .
r
i f 1
Толщина комплекса
Ш1 ш
каждый интервал траппа отнесен к одному из семи комплексов: оскобинско-тэтэрскому, усольскому, ниж-небельскому, сурингдаконскому, булайско-таначинско-му, средне-верхнекембрийскому и ордовик-пермскому. Разбиение разреза на комплексы осуществлялось исходя из стратиграфической приуроченности основных отражающих горизонтов.
Рассмотрим пример зависимости для ангарского комплекса (см. рис. 5, >4). Коэффициент линейной корреляции между общими толщинами комплекса и суммарными толщинами содержащихся в нем пластовых интрузий значительно увеличивается при разделении выборки по отдельным СФР (см. рис. 5, б, В). Определив для каждого СФР свой тип зависимости у = (кх+Ь), сеточные модели карт изопахит, полученные на основе сейсмических данных, можно трансформировать в карты суммарных толщин пластовых интрузий по каждому комплексу.
Проблема сшивки карт, полученных в пределах каждого СФР, решается путем создания переходных зон между соседними СФР и введением весовых коэффициентов для каждого района. Путем перемножения сеточных моделей, полученных для каждого СФР, на соответствующие весовые коэффициенты и сложения полученных произведений строятся карты суммарных толщин траппов, которые после коррекции по скважинам приводятся к окончательному варианту.
Рис. 5. ОБЩАЯ ЗАВИСИМОСТЬ ТО/НЦИН ТРАППОВ ОТ ОБЩИХ ТОЛЩИН ДЛЯ БУЛАЙСКО-ТАНАЧИНСКОГО КОМПЛЕКСА (А) И ПО ОТФИЛЬТРОВАННОЙ ВЫБОРКЕ ДЛЯ ТЫНЕПСКОГО (Б), БАЙКИТСКО-КАТАНГСКОГО (В) И СУРИНГДАКОНСКОГО (Г) СФР
Распределение траппов по комплексам
С использованием рассмотренной методики были построены карты распределения толщин траппов по семи комплексам, охватывающим стратиграфический интервал разреза от венда до перми.
В оскобинско-тэтэрском комплексе долериты вскрыты единичными скважинами и их мощность не превышает 30 м (скв. Нижнелетнинская-3).
Следующий уровень локализации интрузивных тел находится в интервале ясенгской, моктаконской и морской свит (аналоги усольской свиты) нижнего кембрия. Скважинами он исследован значительно лучше. Продуктивным горизонтом здесь является пласт A-VI — моктаконская свита (осинский горизонт среднеусольской подсвиты). Анализ распределе-
ния толщин траппов в этом комплексе показал, что северо-восточная часть Южно-Тунгусской НГО в районе Моктаконской, Таначинской, Кочумдекской и Нижнетунгусской площадей не затронута процессами триасового магматизма. Максимальные толщины силлов (более 200 м) прогнозируются на западе в окрестностях Светлой и Нижнеимбакской площадей. На Светлой площади трапповый силл располагается в кровле ниж-неусольской подсвиты, а в моктаконской свите, по данным бурения и результатам интерпретации ГИС, долериты отсутствуют на всей территории Южно-Тунгусской НГО, за исключением скв. Малькитконская-211. Из моктаконского горизонта, не затронутого влиянием траппового магматизма, получены промышленные притоки нефти (скв. Моктаконская-1) и газа (скв. Усть-Дельтулинская-214).
Нижнебельский комплекс содержит проницаемые горизонты A-1V (бурусская свита) и A-V (абакун-ская свита). Пласт A-V газоносен. Локальными флюи-доупорами являются соленосные пласты внутри бурус-ской свиты. Полученные результаты по распределению пластовых интрузий в этом комплексе позволили выделить две зоны практически полного отсутствия траппов -северо-западную, включающую Светлую, Хурингдин-скую, Нижнеимбакскую и Западно-Малькитконскую площади, и северо-восточную, охватывающую Таначин-скую, Моктаконскую, Бурусскую, Усть-Кочумдекскую и Тэтэнчеминскую площади. Полностью траппы исчезают на юге Южно-Тунгусской НГО и южнее линии, соединяющей Лебяжинскую, Полигусскую, Намурскую и Ар-гишскую площади, не встречаются.
Промышленные притоки УВ из абакунской свиты получены в тех же скважинах, что и в моктаконской свите: газа и конденсата — в скв. Моктаконская-1, газа — в скв. Усть-Дельтулинская-214. В абакунской свите, как и в моктаконской, траппы не встречаются, за исключением скв. Холминская-212, расположенной на севере изучаемой территории, что, несомненно, способствовало сохранению залежей УВ на этом стратиграфическом уровне.
Согласно данным бурения, в нижнебельском комплексе траппы локализуются, как правило, в верхней части бурусской свиты в виде одной или двух пластовых интрузий. Максимальные суммарные толщины пластовых интрузий в диапазоне 100-200 м прогнозируются в центральных частях Южно-Тунгусской НГО, в районе Усть-Дельтулинской и южнее Моктаконской площадей.
Вышележащий сурингдаконский комплекс включает соленосную сурингдаконскую свиту (стратиграфический аналог верхнебельской подсвиты в Байкит-ском СФР). Сурингдаконская свита является флюидо-упором для пластов-коллекторов абакунской и бурусской свит. В отличие от нижнебельского комплекса здесь траппы распространены преимущественно в южной части НГО, где их мощность достигает более 400 м (рис. 6, А). В скв. Полигусская-1 на этом уровне вскрыто 438 м долеритов, что составляет 82 % общей толщины сурингдаконского комплекса. Не затронутыми ран-нетриасовым магматизмом являются практически вся западная часть НГО и отдельные участки в центральной и северо-восточной частях, включающие юг Моктаконской площади, а также районы Пойменной, Сурингда-конской и Чисковской площадей.
При внедрении магмы в соленосную сурингдаконскую свиту она сформировала одиночный силл. Исключение составляют разрезы скважин Холминская-212 и Таначинская-1, 7, где на уровне сурингдаконской свиты вскрыты два пластовых тела. В булайской свите, содержащей проницаемый горизонт A-il, траппы присутствуют только на севере НГО в разрезах скважин Запад-
но-Ногинская-1, Западно-Малькитконская-216 и Тана-чинская-9.
Булайско-таначинский комплекс представлен рифогенными известняками и доломитами таначинской и дельтулинской свит, сформированными на периферийных частях Тынепского некомпенсированного па-леобассейна, которые подстилаются доломитами булайской свиты. В пределах Тынепского СФР этот комплекс включает, помимо булайской свиты, толщу глинистых известняков, а также имбакскую и хурингдинскую толщи.
Внедрение интрузий в этот комплекс происходило преимущественно в южной части НГО по тектонически раздробленным зонам, линейно протягивающимся с запада на восток от Листвиничной площади через Полигусскую до Среднетаймуринской площади и, возможно, восточнее (см. рис. 6, Б). Здесь толщины долеритов достигают около 450-500 м. В таначинской свите они присутствуют, как правило, в виде одного-двух пластов.
Весь комплекс, за исключением части Тынепского СФР, в той или иной степени заражен траппами. На Таначинской площади максимальная суммарная толщина пластовых интрузий может достигать 200 м, что составляет 21 % толщины булайско-таначинского комплекса. На Кочумдекской площади насыщение силлами долеритов оценивается в 200-270 м и более, т.е. около 30 %. Интенсивное развитие траппового магматизма в этом комплексе прогнозируется в районах Усть-Кочумдек-ской и Западно-Малькитконской площадей, где суммарные толщины трапповых тел могут составлять около 350 м, что соответствует насыщенности разреза интрузиями 30-40 %.
В булайской свите выделен проницаемый продуктивный горизонт A-II, в таначинской и дельтулинской -A-I. Из горизонта A-I получены промышленные притоки газа на Таначинской (скв. 2, 3), Моктаконской (скв. 1) и Нижнетунгусской (скв. 3) площадях. В тех скважинах, где из горизонта A-I получена только пластовая вода, таначинская и дельтулинская свиты заражены траппами.
Средне-верхнекембрийский комплекс включает (снизу-вверх) оленчиминскую, летнинскую, усть-пе-лядкинскую и усть-мундуйскую свиты среднего - верхнего кембрия. Комплекс интенсивно насыщен пластовыми интрузиями (см. рис. 6, В). Здесь встречаются целые группы пластовых тел либо сплошные тела мощностью 200 м и более. Некоторые скважины вскрывают секущие тела (магмоподводящие каналы), и разрез становится аномально насыщен интрузиями. Например, на Нижнетунгусской площади в скв. 4 вскрыто 52 м долеритов, а в соседней скв. 3 — почти в 10 раз больше (485 м). Такие скважины приходится исключать из выборки.
Максимальные суммарные толщины пластовых интрузий достигают 400 м и находятся в отложениях лет-
Рис. 6. КАРТЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ СУММАРНЫХ ТОЛЩИН ТРАППОВ ПО КОМПЛЕКСАМ
ЕЕЗ 1 ЕЭ 2
% 4 4ДС/ I
А - сурингдаконскому, Б - булайско-таначинскому, В - средне-верхнекембрийскому, Г- ордовик-пермскому; 1 - изопахиты суммарных толщин траппов, м; .2- контур Южно-Тунгусской НТО; скважины: 3-включенные в выборку, 4 - то же, но вскрывающие комплекс на неполную мощность, 5 - исключенные из выборки, 6 - не вскрывающие комплекс
нинской, усть-пеляткинской и усть-мундуйской свит. Зоны, свободные от влияния траппов, прослеживаются на севере Южно-Тунгусской НГО, в протягивающейся с северо-запада на юго-восток и проходящей через Ниж-нелетнинскую, Тунгусскую, Усть-Кочумдекскую, Чис-ковскую и Учаминскую площади полосе. На юге валовое содержание траппов резко падает. Здесь они вскрыты лишь в одиночных скважинах Куюмбинской площади.
Верхняя часть разреза сложена ордовик-пермскими отложениями. Карта распределения пластовых интрузий (см. рис. 6, Г) строилась с учетом материалов по колонковым скважинам. Максимальная концентрация интрузий наблюдается на северо-востоке территории, ближе к центральным частям Курейской синекли-зы. Увеличение содержания траппов на северо-восток хорошо демонстрирует распределение траппов по линии скважин Тутончанская-1 - Вивинская-1 - Кирамкин-
ская-1 — Кочечумская-2, которые в ордовик-пермском комплексе вскрыли соответственно 368; 509; 1000 и 1219 м траппов, причем забой последней не достиг подошвы ордовика. На юге и юго-западе Южно-Тунгусской НГО насыщенность траппами уменьшается до 0. Секущие тела в большом количестве вскрыты скважинами на Моктакон-ской и Таначинской площадях [5].
Выводы
Подводя итог оценке масштабов траппового магматизма в пределах Южно-Тунгусской НГО, следует отметить, что исследуемая территория повсеместно насыщена сил-лами долеритов. Однако в отдельных комплексах, как правило, встречаются зоны, свободные от влияния траппового магматизма. Эти зоны представляют наибольший интерес в отношении нефтегазоносности.
Для разрезов Южно-Тунгусской НГО актуальна проблема раздельной идентификации трапповых и ри-фогенныхтел на временных разрезах. Например, рифы в моктаконской свите, которые прогнозировались по рисунку волнового поля на Нижнеимбакской площади, дальнейшим бурением параметрической скважины не подтвердились. На этом уровне был вскрыт мощный трапп. Несмотря на то, что на временных сейсмических разрезах однозначно распознать трапповые тела не удается, можно косвенно оценить суммарное количество пластовых интрузий по комплексам по предложенной методике, используя карты изопахит и исходя из предположения, что при внедрении траппы раздвигали осадочные толщи.
Полученные карты суммарных толщин траппов по комплексам позволили оценить общий объем внедрившейся магмы в раннем триасе в пределах Южно-Тунгусской НГО, который составил примерно 156 тыс. км3 без учета секущих тел и вулканических покровов, т.е. на каждый 1 км2 площади приходится в среднем 0,9 км3 интрузивов. Из распределения средневзвешенного и объемного содержаний пластовых интрузий по комплексам следует, что количество траппов убывает с глубиной по экспоненциальному закону (рис. 7).
Что касается распределения траппов по площади, то здесь можно отметить две особенности. Первая заключается в том, что общее количество силлов уменьшается в южном направлении, в сторону Байкитской антеклизы, где в целом по чехлу оно составляет 300-400 м. К северо-востоку, в направлении к централь-
Рис. 7. ГРАФИКИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТРАППОВ ПО КОМПЛЕКСАМ
1 - значения средневзвешенных толщин траппов; 2 - значения объемного содержания траппов; остальные усл. обозначения см. на рис. 2
ным частям Курейской синеклизы, оно увеличивается и достигает максимальных значений (до 2000-2500 м) в пределах Северо-Тунгусской НГО.
Вторая особенность состоит в том, что зонам с низкой концентрацией траппов в одних комплексах отвечают зоны с высокой насыщенностью интрузиями в соседних комплексах, что хорошо видно на примере нижнебельского и сурингдаконско-булайского, а также ангарского и литвинцевско-эвенкийского комплексов (см. рис. 6, Б, В). Это хорошо согласуется с гипотезой многоактного последовательного внедрения магмы в осадочный чехол [5], при котором она заполняла наиболее проницаемые участки разреза, не занятые ранее внедрившимися интрузивами.
Используя полученные карты толщин траппов, можно прогнозировать долю осадочного чехла, подвергнутого максимальному прогреву в эпоху траппового магматизма, и процент сохранившихся от высокого термического воздействия пород в каждом комплексе. Эти данные могут быть использованы при оценке перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений в пределах Южно-Тунгусской НГО и локализации зон, наиболее благоприятных с точки зрения сохранности залежей УВ.
Литература
1. Кузнецова E.H. Модели строения месторождений нефти и газа Южно Тунгусской нефтегазоносной области / Е.Н.Кузнецова, А.О.Гордеева, Л.Н.Константинова // Геология нефти и газа. — 2014. — № 1.
2. Конторович А.Э. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 5. Тунгусский бассейн / А.Э.Конторович,
В.С.Старосельцев, В.С.Сурков, и др.; гл. ред. А.Э.Конторо вич. — Новосибирск: Иэд-во СО РАН, 1994.
3. Хоменко A.B. Влияние траппового магматизма на нефтегазоносность Тунгусского осадочного бассейна; дис.... д-ра геол.-минер. наук: 04.00.17 / А.В.Хоменко. - Новосибирск, 1997.
4. Конторович А.Э. Теоретические основы прогноза нефтегазоносности осадочных бассейнов с интенсивным проявлением траппового магматизма / А.Э.Конторович, А.В.Хоменко // Геология и геофизика. — 2001. — Т. 42. — № 11-12.
5. Мельников Н.В. Интрузии долеритов на Таначинской площади Бахтинского мегавыступа (запад Сибирской платформы) / Н.В.Мельников // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. — 2015. — № 4 (24).
6. Мельников Н.В. Венд-кембрийский соленосный бассейн Сибирской платформы (стратиграфия, история развития) / Н.В.Мельников — Новосибирск: Иэд-во СО РАН, 2009.
7. Мельников Н.В. (Радиальное районирование нижнего-среднего кембрия междуречья Подкаменной и Нижней Тунгусок / Н.В.Мельников, А.В.Исаев, Е.В.Смирнов и др. // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. — 2012. — № 3 (19).
8. Мельников Н.В. Уточнение стратиграфии кембрия Бахтинской области Турухано-Иркутско-Олекминского региона Сибирской платформы (по результатам изучения параметрической Нижнеимбакской скв. 219) / Н.В.Мельников, О.С.Шабанова, И.Е.Горяева // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. — 2013. — № 2 (14).
9. Асташкин В.А. Влияние пластовых трапповых интрузий на структуры осадочного чехла Сибирской платформы / В.А.Асташкин, А.В.Хоменко, Б.Б.Шишкин // Геология и геофизика. - 1994. - Т. 34. - № 1.
10. Мельников Н.В. Геология и нефтегазоносность Ле но-Тунгусской провинции / Н.В.Мельников // Тр. СНИИГТиМСа. Вып. 228. - М.: Недра, 1977.
11. Конторович А.Э. Влияние интрузивных траппов на нефтегазоносность палеозойских отложений Сибирской
платформы / А.Э.Конторович, Н.В.Мельников, В.С.Старо сельцев, АВ.Хоменко // Геология и геофизика. - 1987. - № 5.
О И.А.Губин, А.О.Гордеева, Е.Н.Ку знецова, 2016
Игорь Алексеевич Губин, старший научный сотрудник, кандидат геолого-минералогических наук, GubinlA@lpgg.sbras.ru;
Алевтина Олеговна Гордеева, научный сотрудник, кандидат геолого-минералогических наук, GordeevaAO@ipgg.sbras.ru;
Елена Николаевна Кузнецова, научный сотрудник, KuznetsovaEN@lpgg.sbras.ru.
THE ASSESSMENT OF THE TRAPPEAN MAGMATISM SCALE IN THE SOUTH-TUNGUSSKAYA OIL-GAS AREA BASED ON REGIONAL STRUCTURAL SEISMIC GEOLOGICAL MODEL
Gubin I A., Gordeeva A.O., Kuznetsoua E.N. (FSB1 ■Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of the Siberian Brunch of RAS»)
Extensive data collected for the South-Tungusskaya oil-gas area and the adjacent territories includes data on more than 350 deep and core wells and approximately 300 seismic profiles with total length exceeding 20 thousand km. Based on the material regional structural seismic-geological model was constructed which provided basis for trappean body volume estimation In the investigated area and revealed both areal and vertical sills arrangement regularities in the sedimentary cover. The proposed method for the assessment of trapps content in sedimentary cover considers complex pollfacies structure of the Cambrian deposits in the studied area. Zones less affected by trappean magmatism are oll-and-gas promising.
Key wordsr. South-Tungusskaya oil-gas area; trappean magmatism; structural-facies region; Cambrian; seismic section; sedimentary complex.
