CC BY
78
УДК 553.98:551.509.5 (571.5)
П.Н.Соболев,О.В. Шиганова ФГУП «СНИИГГиМС», Новосибирск
ПАЛЕОФЛЮИДОДИНАМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ФОРМИРОВАНИЯ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ В ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ЛЕНО-ТУНГУССКОЙ НГП
Увеличение ресурсной базы УВ Лено-Тунгусской НГО является особо важной задачей. Федеральным Агентством по недропользованию РФ принимаются значительные меры по резкому увеличению объемов сейсморазведочных работ на территории Восточной Сибири. На наш взгляд, необходимо также усилить внимание и к проблемам нефтеопроизводящих толщ и палеоочагов нефтегазообразования на сложно построенной территории Лено-Тунгусской НГО.
К настоящему времени большинство исследователей в качестве основного нефтегазопроизводящего комплекса рассматривают рифейские отложения, распространенные в окраиннократонных и внутрикратонных бассейнах Сибирской платформы. Согласно последним сейсмическим данным, в ряде случаев толщины их достигают 10-15 км. При этом постепенно появляется информация о широком распространении нефтепроизводивших толщ в составе рифейских отложений, во внутренних районах Сибирской платформы.
Ведущая роль рифейских отложений в процессах нефтегазообразования подтверждается характером распределения в пределах Лено-Тунгусской НГП уже известных месторождений нефти и газа, а также скоплений битумов различных масштабов и классов. Так, на востоке Ангаро-Ленской ступени и на юго-восточном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы заметна линейная ориентировка всех месторождений (от Ковыктинского до Вилюйско-Джербинского) в северо-восточном направлении, вдоль зоны выклинивания рифейских пород Прибайкальского и Нюйско-Джербинского палеобассейнов. На Байкитской антеклизе скопления УВ ЮТЗ локализуются непосредственно к югу от участков выклинивания рифейских отложений. Крупные скопления битумов, которые широко распространены на склонах антеклиз, в основной массе также тяготеют к зонам выклинивания рифейских отложений.
Такое распределение скоплений нафтидов позволяет предполагать, что в пределах крупных рифейских палеобассейнов активно проходили процессы нефтегазообразования с последующим перемещением УВ к краевым частям палеоочагов, формированием их скоплений в рифее и большей частью в резервуарах венда, венда-нижнего кембрия за счет латерально-ступенчатой миграции.
В настоящее время в результате проведения больших объемов сейсморазведочных работ, в том числе выполнения геотраверсов («Алтай-Северная Земля», «Батолит»), получен новый большой фактический материал по распространению потенциально нефтегазоносных и нефтематеринских отложений докембрия, свидетельствующий о более значительных объемах рифейских отложений на западе Сибирской платформы.
С учетом этих новых материалов необходимо проведение палеогеохимических и палеогидродинамических построений с реконструкцией процессов нефтегазообразования в докембрийских отложениях НГП, что позволит значительно уточнить количественные оценки масштабов нефтегазообразования, распределение палеоочагов нефтегазообразования, зон нефтегазонакопления и выделить новые зоны.
В результате объемно-генетических расчетов, учитывающих новые данные по строению рифейских осадочных бассейнов, на территории центральной части НГП можно выделить ряд основных (региональных) очагов нефтегазообразования.
Их названия даны по соответствующим рифейским бассейнам. Первый из них, одноименный с Иркинеево-Ванаварским рифейским бассейном, один из наиболее крупных по площади и интенсивности процессов нефтегазообразования. В его центральной части мощности рифейских отложений достигают 6-15 км. Процессы нефтегазообразования в его пределах, очевидно, были инициированы уже в среднерифейское время. С вендского времени, в результате формирования Байкитской антеклизы, появились предпосылки для латеральной миграции УВ в северном и северозападном направлениях, в сторону ее центральной части. При сохранении регионального структурного плана этот крупный очаг оставался активным в течение всего фанерозойского времени.
Предъенисейский очаг в плане отвечает одноименному передовому прогибу, с юго-запада примыкающему к Юрубчено-Тохомской зоне нефтегазонакопления. При меньшей площади и меньших мощностях рифейских отложений (до 4-х км) этот очаг был менее мощным по сравнению с Иркинеево-Ванаварским. Время активизации этого очага - с позднего рифея по фанерозой.
Следующий региональный очаг, вероятно, наиболее мощный, отождествляется с Чуньским палеобассейном. При значительной площади этого очага мощности рифейских пород здесь достигают 5-7 км. Судя по геохимическим данным, полученным по его южной части, в составе рифейских пород имеются темноцветные, глинистые разности, обладавшие высоким исходным потенциалом. Положение Чуньского очага по отношению к Байкитской антеклизе и Катангской седловине позволяет предполагать участие генерированных здесь УВ в формировании скоплений на обеих структурах, причем в большей степени на Катангской седловине и в зоне сочленения ее с Непско-Ботуобинской антеклизой. Начало активизации этого очага, предположительно, можно связывать уже со второй половиной рифейского времени. В течение вендского времени и до конца кембрийской эпохи, учитывая консервативность крупных надпорядковых структур Лено-Тунгусской НГП, были созданы предпосылки для формирования зон нефтегазонакопления, связанных с краевыми участками Чуньского палеобассейна. Формирование их могло протекать с разной степенью интенсивности в течение фанерозоя.
Интенсивно процессы нефтегазообразования проходили в пределах
Енисейского регионального очага (территориально отвечающего району современного Енисейского кряжа), причем также уже в рифейское время. Произошедшие в ходе предвендского перерыва тектонические
преобразования рифейских толщ, связанный с ними жесткий
динамокатагенез РОВ, привели к разрушению первичных скоплений УВ еще до накопления вендских пород, и тем более, до формирования
нижнекембрийского регионального солевого флюидоупора. Вследствие этого Енисейский очаг (точнее - палеоочаг) в формировании выявленных к настоящему времени скоплений УВ на Байкитской антеклизе не играл значительной роли.
Анализ ранее проведенных работ по гидрогеологии древнейших толщ Лено-Тунгусской НГП (А.С. Анциферов, Е.А. Басков, В.И. Вожов, А.А. Дзюба и др.) показал, что в региональном плане на элизионном этапе зоны палеонапоров соподчинены с Предпатомским, Присаянским, Теринским и Нижнетунгусским прогибами и впадинами синеклиз. Устойчивые во времени зоны палеопъезоминимумов прирочены к центральным районам Непско-Ботуобинской и Байкитской антеклиз, Ангаро-Ленской ступени, которые и представляли собой крупные палеозоны нефтегазонакопления.
Формирование залежей здесь происходило по законам фазовой дифференциации УВ, т.е. нефть оттеснялась газом в наиболее приподнятые участки.
Эти данные позволяют провести ретроспективный анализ с использованием палеотектонических, палеогидрогеологических и
палеогеографических реконструкций, позволяющий оценить потенциальные условия миграции флюидов на региональном уровне, их преобладающие направления и, в результате, дать прогноз зон нефтегазонакопления.
Возможность проведения таких исследований сегодня вполне реальна, учитывая имеющийся ряд работ по реконструкции палеогеографических и литолого-стратиграфических условий нефтегазоносного разреза (Н.В. Мельников, и др., В.С. Старосельцев, В.С. Сурков, В.И. Лотышев и др.).
Начальная стадия формирования седиментогенных вод тесно связана с палеогеографической обстановкой бассейна седиментации. Поэтому на основе палеогеографических и литолого-фациальных карт можно строить палеогидрогеологические схемы, отражающие условия формирования подземных вод и в различных палеогеографических обстановках накопления осадков. Гидродинамические условия на элизионном этапе
гидрогеологического цикла можно реконструировать основываясь на анализе распределения мощностей осадков. Для такого анализа были изучены литолого-палеогеографические карты для рифейского (нижний-средний), рифей-вендского (талаканское, непское время), вендского (тирское,
даниловское времея) комплексов с позиций изменчивости обстановок осадконакопления и распределения суммарных мощностей глинистой составляющей в разрезе, как по латерали, так и по вертикали, соподчиняясь с пространственной структурой геофильтрационного поля.
Обобщение материалов геохимических исследований, анализ современных и палеогидродинамических обстановок флюидных систем позволяют сделать следующие основные выводы, на основе которых базируется прогноз крупных зон нефтегазонакопления.
1. Согласно оценкам масштабов нефтегазообразования рифейский генерационный комплекс играл основную роль в продуцировании УВ. Вследствие этого основные палеоочаги нефтегазообразования были связаны по отношению к Байкитской и Катангской НГО с прогибами рифейского возраста разнообразной геотектонической природы: это перикратонный Предьенисейский прогиб, вероятно, прогиб авлакогенной природы Чуньский и краевой поперечный авлакоген Иркинеево-Ванаварский.
2. Характер размещения скоплений нафтидов по отношению к положению рифейских палеоочагов позволяет сделать выводы о миграционных перетоках УВ-х флюидов по направлению от центральных частей палеоочагов к их периферии.
3. Согласно палеогидродинамическим данным, в региональном плане, на элизионном этапе зоны палеонапоров также связаны с крупными рифейскими прогибами. Устойчивые во времени зоны палеопъезоминимумов прирочены к склонам и, в большей степени, к центральным районам Непско-Ботуобинской и Байкитской антеклиз, к смежному склону Катангской седловины и Непско-Ботуобинской антеклизы, которые и представляли собой крупные палеозоны нефтегазонакопления.
4. Палеогидрогеологические построения, выполненные для основных нефтегазоносных комплексов рифей-венд-нижнекембрийского возраста, свидетельствуют о том, что основные зоны пъезомаксимумов (отождествляемые с зонами нефтегазогенерации) соподчинены с отрицательными надпорядковыми структурами, крупными рифейскими прогибами. Для всех рассматриваемых комплексов можно отметить одну, но достаточно четко выраженную региональную закономерность - все ныне известные зоны локализации УВ (месторождения) сосредоточены в зонах пъезоминимумов (отождествляемых с зонами нефтегазонакопления).
5. Таким образом, можно вести речь о том, что и на современном этапе известные зоны локализации УВ (месторождения) сосредоточены в зонах пъезоминимумов (зон нефтегазонакопления), а зоны пъезомаксимумов сопряжены с территориями крупных палеоочагов нефтегазообразования. Эта консервативность в распределении гидродинамических условий нефтегазоносных комплексов региона, вероятно, связана с достаточно устойчивым в течение целых геологических эпох структурным планом региона.
Полученные выводы позволяют прогнозировать кроме уже установленных новые зоны нефтегазонакопления на территории центральных районов Лено-Тунгусской НГП. Положение их представлено на рис.
Первая зона, названная нами условно Восточно-Тунгусской, наиболее перспективная и крупная, связана с существованием Чунского рифейского бассейна - одного из наиболее мощных палеоочагов нефтегазообразования. Зона выделяется в восточной части Катангской седловины у границы с Непско-Ботуобинской антеклизой. Она с востока примыкает к протяженной в субмеридиональном направлении зоне палеопъезомаксимумов в отложениях рифейского и рифей-нижневендского комплексов. Она протягивается в направлении, близком к меридиональному, от верховьев р. Катанга на север-северо-восток, до коленообразного изгиба долины р. Ниж. Тунгуска. В ее границы возможно включение Собинского и Пайгинского месторождений.
Вторая зона, меньших размеров, локализуется на участке сочленения Присаяно-Енисейской, Катангской, Ангаро-Ленской и Непско-Ботуобинской НГО. Она выделена под названием Восточно-Катской. Благоприятными предпосылками для формирования здесь скоплений УВ являются: положение ее в краевой части зон палеопъезомаксимумов по рифейскому и рифей-нижневендскому комплексам, близость к Иркинеево-Ванаварскому региональному палеоочагу нефтегазообразования. Перспективным горизонтом в ее пределах рассматриваются песчаники ванаварской свиты и рифейские отложения.
Рис. 1. Схематическая карта прогноза нефтегазоперспективных зон в рифей-вендских отложениях Лено-Тунгусской НГП по геохимическим и гидрогеологическим показателям
Третья зона выделяется на смежной территории Байкитской, Катангской и Южно-Тунгусской НГО. Она связана с западным бортом Чуньского палеоочага.
Перспективными уровнями в ее пределах предполагаются терригенные образования оскобинской и ванаварской свит.
© П.Н. Соболев, О.В. Шиганова, 2007
