CC BY
77
УДК 550.8.01, 550.8.05, 553.98
ПАЛЕОТЕКТОНИЧЕСКИЕ РЕКОНСТРУКЦИИ И ПРОГНОЗ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ БАЗАЛЬНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ
1 2 Б.А.Лысов , Д.Д.Попов
1Иркутский государственный технический университет, 664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83. 2Иркутский государственный университет, 664003, г. Иркутск, ул. Карла Маркса, 1.
Совместный анализ палеотектонических условий формирования нефтегазоперспективных комплексов и их современного гипсометрического положения служит ключом в понимании геологического развития района, а следовательно, размещения открытых и прогнозируемых залежей нефти и газа. Показана связь их образования с палеопланом, а пространственного расположения - с современной структурой и фаци-альным строением. На основании этого сделан прогноз нефтегазоносности базальных терригенных и карбонатных отложений венда центральной части Непско-Ботуобинской антеклизы. Ил. 4. Библиогр. 15 назв.
Ключевые слова: палеореконструкция; нефть; газ; терригенные, карбонатные отложения; венд; кембрий.
PALEOTECTONIC RECONSTRUCTIONS AND PREDICTING PROSPECTS OF THE OIL AND GAS CONTENT OF BASAL SEDIMENTS FROM THE SEDIMENTARY COVER OF THE CENTRAL PART OF NEPA-BOTUOBA ANTECLISE
B.A.Lysov, D.D.Popov
National Research Irkutsk State Technical University, 83, Lermontov St., Irkutsk, 664074. Irkutsk State University, 1 Carl Marx St., Irkutsk, 664003.
A combined analysis of paleotectonic formation conditions of promising oil and gas complexes and their modern hypsometric position is the key to the understanding of the geological evolution of the area and, therefore, the location of opened and prospective oil and gas deposits. The article demonstrates the connection between the deposit formation and a paleostructure, their spatial location and the modern structure and facial composition. On this base a prediction of oil and gas content of Vendian basal terrigenous and carbonate rocks of the central part of the Nepa-Botuoba anteclise is made. 4 figures. 15 sources.
Key words: paleoreconstruction; oil; gas; terrigenous; carbonate deposits; Vendian, Cambrian.
Геология и перспективы нефтегазоносности Сибирской платформы в целом и Непско-Ботуобинской антеклизы в частности изучались многими авторами (Конторович А.Э., Старосельцев ВС., Мельников Н.В., Шемин ГГ., Ка-рогодин Ю.Н., Трофимук А.А., Баженова Т.К., Мандельбаум М.М., Мигурский
А.В., Ващенко В.А., Железнова А.П., Тыщенко Л.Ф., Постникова О.В., Фортунатова Н.К. и. др.). Отмечается большой потенциал венд-нижнекембрийских подсолевых терригенных и терригенно-сульфатно-карбонатных пород непской, тирской и даниловской свит
1Лысов Борис Антонович - кандидат геолого-минералогических наук, доцент кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405099.
Lysov Boris - Candidate of Geological and Mineralogical sciences, Associate Professor of the Department of Oil and Gas Engineering, tel.: (3952) 405099.
2Попов Дмитрий Дянович - аспирант кафедры геологии нефти и газа, тел.: (3952) 243280, e-mail: popov_dd@mail.ru.
Popov Dmitry - Postgraduate of the Department of Oil and Gas Engineering, tel.: (3952) 243280, e-mail: po-pov_dd@mail.ru.
в нефтегазоносном отношении, подтвержденных открытием нескольких крупных и большого числа мелких месторождений нефти и газа. Поиск новых залежей сопряжен с возрастающей сложностью геологических условий, что приводит к уменьшению результативности поискового бурения, в том числе и из-за несовершенства геофизических методов разведки. Особую роль в такой ситуации играет правильное понимание истории геологического развития региона. На территории юга Сибирской платформы установлены перерывы в осадконакоплении, перестройки структурного плана, несогласное залегание отложений и т.д. Все это говорит о сложном и многоэтапном геологическом развитии, которое в значительной мере затрудняет поиск промышленных скоплений углеводородов (УВ). В таких условиях нельзя ограничиваться исключительно современным гипсометрическим положением перспективных отложений. Применение палеотектониче-ских исследований оказывает значительную помощь в прогнозировании нефтегазоносности территории.
Метод анализа толщин, впервые использованный Шатским Н.С., нашел широкое применение после работ Бело-усова В.В. [1]. Суть метода заключается в том, что в условиях морского бассейна, располагающегося в области устойчивого шельфа, который подвергается только спокойным эпейрогеническим движениям, толщина осадков является преимущественно функцией темпа и амплитуды тектонических движений. Именно такие палеоусловия были распространены на юге Сибирской платформе в венд-нижнепалеозойское время.
Как и любой другой, палеотекто-нический метод имеет свои сильные и слабые стороны, которые были подробно проанализированы в работах К.А.Машковича [6] и В.Б.Неймана [9]. Несомненным преимуществом метода
можно считать выяснение тектонического развития региона, выявление погребенных структур и размывов.
Наибольшие вопросы вызывает горизонтальность поверхности накапливающихся осадков в условиях недо-компенсации или перекомпенсации как фактор, который может внести серьезные искажения в толщины и в интерпретацию получаемых результатов.
Губкин ИМ., Форш Н.Н., Белоусов В В., Хаин В.Е., Розанов Л.Н., Ле-ворсен А. И. отмечают, что накопление осадков происходит на поверхности, близкой к горизонтальной. Тем не менее, возникает опасение, что самые древние этапы развития юга Сибирской платформы еще не характеризовались устойчивым плитным режимом и свойственными ему тектоническими закономерностями.
Рифейское время характеризуется формированием обширных прогибов и рифтов, но по опыту работ на Сибирской платформе установлено, что ри-фейские отрицательные структуры, в т. ч. грабены в Непско-Пеледуйском районе, целиком заполнены осадками, а отложения венда ложатся практически на выровненную эрозионную поверхность. Это установлено в том числе и для западной части Сибирской платформы, где особенно четко проявлены субвертикальные тектонические движения большой амплитуды [14]. Таким образом, длительный и масштабный предвендский перерыв сыграл решающую роль в пенепленизации поверхности. Этот вывод позволяет проводить палеотектонические исследования венд-ско-нижнепалеозойской толщи, являющейся основным нефтегазоперспектив-ным интервалом разреза в пределах Не-пско-Ботуобинской нефтегазоносной области (НГО).
Некоторые авторы [6, 15] предостерегают от возможных ошибок при анализе толщин некомпенсированных прогибов. Более того, факт наличия
некомпенсированного осадконакопле-ния установлен для Сибирской платформы [7, 10]. Нейман В.Б. в своей работе [9] не отводит явлению недоком-пенсации существенной роли, т. к. процесс медленного формирования осадочных толщ в условиях платформенных эпиконтинентальных морей в полной мере может обеспечиваться притоком взвеси. В свою очередь, явление перекомпенсации выведет осадок выше базиса действия волн, где он после пере-мывания будет унесен и отложен в более глубоких частях седиментационного бассейна [1].
Важным моментом является определение границ интервалов отложений, принимаемых для палеотектонического анализа, т. к. неудачный их выбор может исказить истинные закономерности и привести к неправильным выводам. В связи с этим были выбраны два наиболее крупных ритма осадконакопления подсолевой осадочной толщи юга Сибирской платформы. Нижним интервалом является М2-Ф, в который входят отложения рифея, непского и тирского горизонтов венда, а вышезалегающим -Б-М2, состоящий из даниловского горизонта и его стратиграфических аналогов в разных литолого-фациальных зонах. Обоснованием этого выбора служит следующее. Нижней границей всего осадочного чехла служит поверхность кристаллического фундамента, верхняя часть которого частично была вовлечена в осадконакопление в рифейское время. Граница распространения ри-фейских отложений в современных публикациях показана Мельниковым Н.В. [8], Постниковой О.В. и др. [11]. На территории внутренних частей Сибирской платформы нет однозначной интерпретации границы рифей-венда, т. к. здесь рифей сложен терригенными образованиями, перекрываемыми аналогичными по литологии породами венда [12]. Также предложено отнести вилючанский и непский горизонты в верхний байкалий - нижний венд, а собственно вендские отложения начать
с тирского горизонта [8]. Поэтому, во избежание ошибок корреляции в интервал М2-Ф объединены как рифейские, так и вендские отложения, а его верхней границей выбрана подошва даниловского горизонта, ознаменовавшая начало накопления преимущественно карбонатных пород после позднетирско-раннеданиловского регионального перерыва. В данном случае, как отмечает Леворсен А.И.[5], поверхность несогласия является хорошим опорным горизонтом для построения карт изопахит. Этот выбор подтверждается тем, что перекрывающие эту поверхность отложения интервала Б-М2 характеризуются выдержанными толщинами.
Интервал разреза Б-М2 выделен как даниловский горизонт, включающий породы одноименной свиты. На территории Байкитской антеклизы и Катангской седловины стратиграфическими аналогами этих отложений являются породы катангской, собинской и тэтэрской свит. В северо-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы (НБА) данный интервал представлен отложениями успунской, кудулахской и юряхской свит. Нижняя часть интервала сложена терригенно-сульфатно-
карбонатной толщей переслаивания доломитов, глинистых доломитов, доло-мито-ангидритов. В подошве интервала залегает массивный пласт доломитов, выделенный как преображенский нефтегазоперспективный горизонт. Верхняя часть интервала представлена сульфатно-карбонатными осадками: доломитами с прослоями ангидрито-доломитов и ангидритов. Литологиче-ский состав отложений указывает на значительную удаленность зон осадко-накопления от береговой линии. Наличие регионально прослеживаемых цик-литов в составе интервала и их слабо, но закономерно меняющиеся толщины говорят об обширном мелководном море в период накопления этих отложений. Отсутствие областей сноса терригенно-го материала в пределах рассмотренной территории обусловило особую чув-
ствительность толщин интервала к тектоническому режиму.
Наличие перерывов в осадкона-коплении не приводит к заметному искажению результатов. Выбранные интервалы разреза характеризуются большими толщинами и отражают региональные, наиболее общие закономерности в тектоническом развитии территории. Границы интервалов выбраны как наиболее хорошо опознаваемые и прослеживаемые репера по данным промысловой геофизики и геологии. Ярким примером служит даниловский горизонт, отождествляемый с интервалом Б-М2. Он сложен относительно однородными породами, но существенно отличающимися по литологии от подстилающих. В его подошве фиксируется значительный региональный перерыв, по которому, собственно, и происходит разделение выбранных для исследования интервалов. Кровля интервала находится в согласном залегании с вышележащими отложениями и успешно опознается по каротажным данным из-за резкой смены литологии (появление галогенных пород усольской свиты либо доломитов с прослоями известняков и аргиллитов нижнебилирской подсви-ты в северо-восточной части НБА).
Некомпенсированное осадкона-копление, о чем уже было сказано, выявлено в усольском (осинский горизонт) и олекминском (булайская свита) рего-циклитах [15], которые принадлежат к солевой формации Сибирской платформы и в рамках данного исследования не рассматриваются. Соляная тектоника и выщелачивание солей по периферии платформы также не отражаются на нижележащих породах.
Разрывная тектоника со значительными искажениями толщин и глубинного положения комплексов пород проявляется также в солевом структурно-тектоническом комплексе и в настоящем исследовании не анализируется. Большинство разломов, выявленных в подсолевой части осадочного чехла по многочисленным сейсморазведочным
работам, проводимым в регионе, имеют малую амплитуду вертикальных перемещений, что позволяет пренебречь их влиянием на рассматриваемые процессы палеодинамики развития территории.
Толщина пластовых интрузий до-леритов, в случае их нахождения под кровлей даниловского горизонта, была исключена из общих толщин интервала Б-М2.
В итоге на анализ были выбраны достаточно большие и наиболее достоверные интервалы разреза, проведена работа по отбраковке данных и устранению искажающих факторов для уменьшения возможных ошибок интерпретации.
Исходными данными служили материалы по скважинам юга Сибирской платформы. В первую очередь - это комплекс геофизических исследований скважин (ГИС). По некоторым скважинам имелись такие данные, как литоло-гические колонки, описание кернового материала, результаты опробования и испытания пластов. Была создана база данных, в которую, помимо прочих сведений, были занесены альтитуда и удлинение ствола скважин для расчета абсолютных отметок и координаты положения скважин для построений пространственных моделей.
В процессе выполнения корреляций по разрезам скважин были выделены стратиграфические, а где это было возможно - литологические границы разных по классу циклитов (ритмов осадконакопления). Несмотря на более детальное расчленение подсолевой части осадочного разреза, было принято решение использовать в палеотектони-ческом и палеодинамическом анализе ритмы более высокого порядка. Это позволило перейти к глобальным реконструкциям на значительной площади, а не на отдельно взятых структурно-фациальных зонах, где ритмам низкого порядка могут быть свойственны значительные изменения.
В целях стратиграфической корреляции часто применялся метод про-
фильного выравнивания на заранее известную поверхность, имевшую на момент накопления осадков субгоризонтальное положение. Правомерность этих действий доказана в методике па-леореконструкций [6, 9]. Такими поверхностями чаще всего оказывались кровля и подошва даниловского горизонта. В случае необходимости, в т.ч. для контроля и проверки получаемых результатов, использовались и другие поверхности выравнивания.
После выделения всех необходимых границ по разрезам скважин, были построены карты, которые дали представление о площадном развитии процессов осадконакопления.
Степень изученности бурением юга Сибирской платформы не равномерная. Наибольшее количество скважин расположено в пределах уже открытых месторождений либо на участках, считавшихся перспективными. В таких местах стратиграфическая привязка и анализ закономерностей наиболее достоверны. На участках, слабо освещенных бурением, анализ во многом полагался на интерполяционные и экстраполяционные зависимости, выявленные в ближайших относительно хорошо изученных областях. Таким образом, некондиционность сети расположения скважин явилась причиной разной степени достоверности результатов на разных участках территории.
Были получены профильные схемы корреляций и геологические разрезы по скважинам, структурные карты по современному положению кристаллического фундамента, подошве и кровле даниловского горизонта, карты толщин интервалов Б-М2 и М2-Ф, построены графики зависимости абсолютной отметки кровли интервалов от их толщин.
Отложения венда в интервале Б-Ф по Вассоевичу Н.Б. [2] на юге Сибирской платформы выделены в макроцикл третьего порядка, с общей направленностью смены фаций от терригенно-обломочных до карбонатно-галогенных. В вендских образованиях непской, тир-
ской и даниловской свит доминируют циклиты прогрессивной направленности [4]. В основаниях циклов осадконакоп-ления, как правило, присутствует регионально продуктивный пласт-коллектор, сложенный песчаным или карбонатным материалом.
Интервал М2-Ф включает отложения от кровли тирской (а в зонах ее отсутствия - непской) свиты до поверхности кристаллического фундамента, представляет собой начальный цикл осадконакопления на юге Сибирской платформы в рифей-вендское время. Характеризуется в нижней части преимущественно терригенным, в верхней - терригенно-сульфатно-карбонатным составом. В областях, близких к Пред-патомскому региональному прогибу, в ритме М2-Ф встречены пласты галогенных отложений, т.н. Торсальские соли (Даниловская, Частинская, Ичерская, Демьяно-Ичерская, Рассохинская площади). На большей части Ангаро-Ленской ступени (АЛС), в Предпатом-ском прогибе, Присаяно-Енисейской синеклизе, Байкитской антеклизе и Ка-тангской седловине осадконакопление началось в рифейское время. В венде трансгрессия моря привела к постепенному затоплению палеосклонов НБА, а затем и ее палеосвода. Наименьшие толщины вендских отложений находятся в центральной части НБА. На границе данной зоны расположены Верхне-чонское газоконденсатонефтяное (ГКН), Тымпучиканское нефтегазовое (НГ) месторождения, Вакунайская, Преображенская, Санарская, Юктанская, Ниж-ненепская и другие площади бурения (рис. 1).
На рис. 2 показана зависимость современного гипсометрического положения кровли интервала М2-Ф от его толщины. Минимальные толщины интервала говорят о существовавшей па-леоструктуре, которая была расположена примерно на 200 км западнее современного Непского свода. В раннем венде свод занимал обширную площадь и
Рис. 1. Стратиграфическая корреляция подсолевых отложений на палеосводе Непско-Ботуобинской антеклизы (по направлению I-I на рис. 4). Виды каротажа: GK - гамма; NGK - нейтрон-гамма; DT - акустический; KC - кажущихся сопротивлений. Литолого-стратиграфические границы: B - кровля даниловской свиты, поверхность выравнивания; M2 - подошва даниловской свиты; M2ter - кровля непской свиты; F - поверхность кристаллического фундамента
Толщина интервала от подошвы даниловской свиты до фундамента, м
100 200 300 400 500 600 700
800
900
О -200 -400 -600 -800 -1000 -1200 -1400 -1600 -1800 -2000 -2200 -2400 -2600 -2800 -3000 -3200 -3400
1 1 1 1 iiii i i i i i i i i 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 lili lili
тлк •У __3 Tf
: вчн __ — 1 > ^ *
\ .^ W". у1 1 tí * * у* . q3p * * * • ц iixm , час
* • \ :
1 /'-л * ■ • \ ТТТ ПН тттмн гаг 1 осн
LLLJlrl ^им
- '■■» НГПЪ" ^ \ елг \ ков Í
N тирк ÍTTTTT * -"""зим чик
[1J1K Л вкт *чрк ^ 1бр
\ \ Е \
\ \ * лео \
\ \ сосу
Площади бурения:
АТВ
Atoe екая
днл
Даниловская
МРК
ПБР
Правобережная
УИЛ
Усть-Илим екая
АХН
Ахинская
ДУЛ
Дулись минская
НРГ
Нарьягинская
ПРФ
Парфенов оая
ЧАС
Частинская
АЯН
Аянская
ЕРБ
Ербогаченская
НХМ
Нижнехамакинскн
СДН
Седанов екая
ЧИК
БЛГ
Балаганкинская
ЗИМ
Зиминская
ОЗР
Озерная
СКЧ
Среднекочемская
ЧНД
Чаяндинская
БОХ
Боханская
ЗНМ
Знаменская
КОВ
Ковыктинская
снж
Снежинская
ЧРК
БРТ
илм
Илимская
КРК
Коркинская
СОС
Сосновская
ШЛН
Шелонинская
вкт
КАТ
Катская
ЛЕО
ТАГ
Тагнинская
шмн
Шаманов екая
ВЧН
Верхнечонская
КВН
Ковинская
ЛИТ
Литвинцевская
ТЖ
Талаканская
Ж
Ялыкекая
ГАЖ
Гажен екая
кзч
Казачин екая
ОСИ
Осинская
ТУТ
Тутурская
ЯРК
Яракшнская
|МГД
Могдинская
ТЫР
Тыретская
Рис. 2. График зависимости абсолютных отметок подошвы даниловской свиты от суммарной толщины непской, тирской свит и отложений рифея:
внутри пунктирной области - точки значений скважин региональной зависимости; 1, 2, 3 - отклонения от региональной зависимости (описание в тексте)
был в значительной степени пенеплени-зирован. В пользу последнего говорят выдержанные и слабоменяющиеся толщины интервала. Прирост толщин, очевидно, происходил во всех направлениях от палеосвода. В силу ограниченного количества доступных к изучению скважин и некондиционной сети их расположения, интерполяция изменения толщин проведена с разной степенью точности. Наиболее детально были изучены южный, юго-западный и восточный склоны НБА. В этих направлениях наблюдается закономерное увеличение толщины отложений М2-Ф по мере погружения поверхности фундамента. Это указывает на конседиментационное заполнение осадочным материалом бассейнов седиментации при унаследованном прогибании земной коры. Такое строение НБА наблюдается по направлению северо-восток - юго-запад вплоть до Сосновской площади (скв. 158), где установлена наибольшая толщина осадочных пород интервала М2-Ф. Эта зависимость характерна для значительного числа наблюдений (более 80% от всей выборки; на рис. 2 точки значений этих скважин - внутри пунктирной области), что позволяет сделать вывод о выявлении региональной зависимости в строении осадочной толщи южной части НБА. Меньшая часть скважин расположилась на графике со значительным
отклонением от общей зависимости, что говорит о нарушении процесса унаследованного прогибания дна бассейна седиментации постседиментационными процессами, смене знака тектонических движений после накопления осадков. Такие условия наблюдаются в трех значительно разнесенных друг от друга областях.
Первая область (на рис. 2 точки графика, близкие к линии 1) расположена в южной части АЛС. Коллизия горно-складчатых сооружений Восточного Саяна на южное обрамление Сибирской платформы привела к общему подъему этой территории в постсреднепалеозой-
ское время. Толщина интервала М2-Ф в этом районе варьирует от 240 до 480 м, причем, чем больше толщина, тем более высокое гипсометрическое положение занимает комплекс. Такое строение наблюдается на Зиминской, Тагнинской, Тыретской, Бильчирской, Осинской площадях.
На Шелонинской, Балаганкин-ской, Шамановской, Карасайской площадях, расположенных внутри АЛС, данный интервал разреза имеет меньшие толщины и расположен гипсометрически на более низких отметках.
Вторая область (на рис. 2 точки графика, близкие к линии 2) простирается в широтном направлении от центральной части АЛС к Предпатомскому региональному прогибу. Здесь также наблюдаются черты строения, характерные для территорий, подвергшихся подъему. В направлении на восток, северо-восток от Подволочной площади через Правобережую, Знаменскую, Грузновскую, Ковыктинскую площади к Хандинской наблюдается одновременный рост толщин (240-440 м) и уменьшение абсолютной глубины залегания кровли интервала М2-Ф с -2500 до -2100 м, что позволяет сделать вывод о том, что в южной и восточной частях АЛС наблюдается тектоническая инверсия, выраженная в общем постседиментаци-онном подъеме данной территории, местами со значительной амплитудой (Тагнинская площадь на 2,2-2,5 км, Ко-выктинская -на 1,1 км).
Третья область (на рис. 2 точки графика, близкие к линии 3) находится на северо-восточном палеосклоне НБА. Она охватывает территорию восточнее Верхнечонского ГКН месторождения до современного Непского свода, где обнаружены наиболее крупные месторождения нефи и газа Восточной Сибири (Верхнечонское, Чаяндинское, Тымпу-чиканское, Талаканское, Среднеботу-обинское). Современный структурный план по кровле базальных терригенных отложений венда характеризуется наличием свода в районе Талаканского ме-
сторождения, образованием структурного носа в западном направлении от свода и равномерным погружением отложений в северо-северо-западном и юго-юго-западном направлениях. Таким образом, тектоническая инверсия центральной части НБА привела к изменению оси структуры с северо-восточного (в палеоплане) на широтное (современное) направление. Практически все обнаруженные залежи УВ пространственно принадлежат либо к осевой части современного структурного носа (Верхне-чонское ГКН месторождение), либо находятся на северном или южном крыльях свода (Чаяндинское нефтегазокон-денсатное месторождение). Фазовый состав залежи ботуобинского пласта Ча-яндинского месторождения, подчиняясь структурному фактору, имеет нефтяную оторочку в северо-восточной части. Если анализировать суммарные толщины тирской и непской свит на Чаяндинском месторождении (без рифейских отложений, выполняющих грабены), наблюдается устойчивый рост значений от 170 до 415 м в юго-восточном направлении. Совместный анализ толщин и современного структурного плана этих отложений говорит о проявлении разных тектонических режимов на территории в период седиментации и при последующем развитии района, т. е. о палеотекто-нической инверсии. Чаяндинское и Тымпучиканское месторождения вторичны и по времени формирования значительно моложе Верхнечонского, т. е. залежи этих месторождений разновременные по образованию.
Большой географический разрыв между второй и третьей областями обусловлен крайне некондиционной сетью скважин, сгущение которой наблюдается в пределах месторождений, и практически полным отсутствием данных бурения на землях сравнительно невысоких перспектив, каковой, например, является территория Предпатомского регионального прогиба. По профилю скважин Демьяно-Ичерской - Рассохин-ской - Частинской площадей установ-
лено уменьшение абсолютных глубин с запада на восток на 170 м при увеличении толщины с 235 до 812 м.
В каждой из трех выявленных областей наблюдаются локальные отклонения второго порядка. Особенно заметно это в местах с высокой плотностью скважин, как правило, на месторождениях нефти и газа.
Подводя итог, можно сказать, что южная и восточная окраины Сибирской платформы подверглись обширному подъему вследствие коллизии Байкало-Патомской горной системы, который способствовал переформированию и образованию залежей УВ, подчиненных новому структурному плану. Наибольшие перспективы нефтегазоносности базальных отложений связаны с этими районами.
Интервал Б-М2 (рис. 3) включает в себя карбонатные и глинисто-карбонатные породы даниловской свиты. Толщина циклита изменяется в пределах 200-622 м. Стоит отметить, что 80% скважин вскрыли толщину в диапазоне 200-280 м. Такие выдержанные значения интервала на протяжении почти 800 км и однотипный характер отложений говорят о чрезвычайно выровненном участке дна бассейна осад-конакопления, равномерном погружении всей территории и отсутствии близких областей сноса материала. В юго-западном и северном направлениях от современного Непского свода происходит погружение отложений с -700 м до -1900 м, толщины при этом возрастают незначительно - на 20-40 м.
Таким образом, наблюдаются значительные приращения по современной глубине залегания комплексов и малые изменения их толщин, т.е. постседимен-тационный градиент подъема осадков на северо-востоке значительно превосходил градиент их накопления, что повышает значимость структурного фактора. Следовательно, в палеоплане территория должна характеризоваться очень малыми углами наклона дна бассейна
100
Толщина даниловской свиты, м
200 300 400 500
600
700
£ г л ЕС
I
Б
3
□
II
с
0 -200 -400 -600 -800 -1000 -1200 -1400 -1600 -1800 -2000 -2200 -2400 -2600 -2800 -3000 -3200 -3400
тлк
; ч^1
вч 1 М .* * ттдг
5.. • АХН
мгд ■А. п, Ч: ос:
ГАЖ ЕРЕ * V зим г*-"' • ' /* * > * **
ДУ. I ТЬ . / у?** А ТВ
'У* ' 1 «в»**!5*™» • ^ ТУТ
; .илм*""' ЛИТ
ЕКТ *" "V, ЕРТ.
скч КАТ """""¿ЕЕО, ■ ' / А 4
""""■х УИЛ* N сос\ •
\
\ 1
\* КВН
Условные обозначения:
Рис. 3. График зависимости абсолютных отметок кровли даниловской свиты от ее толщины: 1 - точки скважин; 2 - точки скважин, подвергшихся влиянию тектонической инверсии восточного борта НБА; 3 - отклонения от региональной зависимости (описание в тексте). Остальные условные обозначения см. на рис 2.
седиментации, соответствующими
склонам НБА.
На рис. 3 выделено несколько зависимостей. Одна из них (рис. 3, точки графика внутри пунктирной области) характеризует строение юго-западной части НБА. Ориентировка облака распределения этих значений связана с конседиментационным характером накопления карбонатных отложений и может быть принята за основную (главную). На Братской, Литвинцевской и близких к ним площадях отмечаются повышенные толщины этого интервала - 400-500 м; на Седановской и Ковин-ской площадях - 550-622 м. Прирост толщин по глубине стал более значительным, что говорит об увеличении степени прогибания этой территории в период накопления отложений интерва-
ла Б-М2, в связи с чем снижаются перспективы нефтегазоносности этих районов (рис. 3, точки графика, близкие к линии 1).
Скважины, близкие к линиям 2 и 3 на рис. 3, соответствуют юго-восточному борту НБА и южной периферии Сибирской платформы. Как и в случае с нижележащими отложениями, из-за влияния на юго-западную окраину платформы горно-складчатых сооружений Байкало-Патомской и Восточноса-янской систем, наблюдается проявление тектонической инверсии. Исходя из толщин интервала следует, что район Осинской и Парфеновской площадей в период седиментации осадков интервала Б-М2 находился в одинаковых структурно-тектонических условиях с районом Братской площади. По современ-
ному структурному положению они отличаются по высоте на 1 км, причем по мере приближения к Саянам амплитуда подъема возрастает, что повышает перспективность данного горизонта на юге.
Если объединить Талаканскую, Нижнехамакинскую, Частинскую, Ахи-нскую площади, то образуется единая область поднятия восточного борта НБА (рис. 3, линия 4).
Выводы
Совместный анализ изменения толщин нефтегазоносных комплексов и современного структурного плана позволяет прогнозировать условия образования и расположения залежей, их приуроченность к стратиграфическим комплексам.
По результатам сопоставления па-леотектонических условий формирования интервала М2-Ф и современного структурного плана (рис. 4) сделан прогноз нефтегазоносности базальных тер-ригенных отложений венда центральной части НБА.
Проведенная палеореконструкция процессов осадконакопления на территории центральной части НБА позволила установить, что прогноз нефтегазо-носности этого региона должен опираться на совместное изучение пяти главных факторов:
- палеотектонического строения;
- палеотектонического развития района;
- современного структурного строения нефтегазоносных комплексов;
- фациального анализа нефтегазоносных толщ;
- образования вторичных зон трещино-ватости и выщелачивания вследствие палеотектонического развития территории, особенно в карбонатных отложениях.
Значимость этих факторов для стадий нефтегазообразования, миграции и аккумуляции УВ различна. В вопросе первичного образования залежей УВ и изменения фаций преобладает значение
палеотектонического строения региона. Очевидно, что в зонах с толщиной ба-зальных отложений 10-20 м (палеосвод) выделяется малоперспективная область в нефтегазопоисковом отношении. Низкие перспективы для этих отложений имеют также зоны с толщиной комплексов более 450 м (палеовпадины) вследствие замещения отложений на глинистые (возникновение литологиче-ских экранов).
При решении вопросов миграции УВ и образования вторичных залежей главными становятся палеодинамиче-ское развитие территории и распределение фаций. Пространственное расположение залежей нефти и газа в настоящее время определяется современным структурным строением нефтегазоносных толщ и их фациальными особенностями.
По толщинам нефтегазоносных комплексов и распределению фаций выделяются области высоких категорий перспективности нефтегазообразования. Для базальных терригенных отложений это области с толщиной 40-150 м.
Совместный анализ палеоразвития и распределения фаций в пределах центральной части НБА позволяет выделить зону наибольших перспектив для базальных терригенных отложений на западном, северном, северо-восточном и юго-западном склонах современного свода, где возможно образование единой крупной зоны нефтегазонакопле-ния, объединяющей в единую залежь Верхнечонское, Тымпучиканское, Ча-яндинское месторождения. Возможно продолжение этой зоны к югу и востоку от Непского свода.
По мере движения к палеосводу, зоны наибольших перспектив нефтега-зоносности смещаются из нижних, преимущественно терригенных интервалов разреза в карбонатные, занимая все более высокое стратиграфическое положение.
Рис. 4. Карта результатов исследования: 1 - скважины глубокого бурения; 2 - изолинии современного структурного плана подошвы даниловской свиты; 3 - изопахиты интервала М2-Ф; 4 - контуры НБА и АЛС [3,13]; 5 - направление стратиграфической корреляция подсолевых отложений на палеосводе НБА (к рис. 1); 6 - ось современного структурного плана подошвы даниловской свиты для центральной части НБА; 7 - ось палеоструктурного плана НБА на время формирования интервала М2-Ф; 8 - зона наибольших перспектив для базальных терригенных отложений. Остальные условные обозначения см. на рис 2.
Так, например, при сокращении толщин терригенных отложений на па-леосводе до минимальных (10-20 м), перспективным становится вышележащий нефтегазоносный комплекс даниловского резервуара. Это связано с фа-циальным замещением песчаных терри-генных отложений на глины, что увеличивает перспективы нефтегазоносности карбонатных отложений вторичных зон трещиноватости и выщелачивания для карбонатных нефтегазоносных отложений. По этому интервалу разреза наиболее перспективна центральная часть Не-пского свода (Талаканская, Верхнечон-ская площади).
В самом базальном терригенно-карбонатном комплексе (непская и тир-ская свиты и их аналоги) также наблюдается смена стратиграфических уровней залегания залежей вкрест современной структуры. В Марковско-Ярактинской зоне и на Верхнечонском ГКН месторождении миграция произошла сверху вниз, т. к. по мере выклинивания песчаного материала парфенов-ского горизонта (В5) продуктивными становятся нижележащие ярактинский и верхнечонский горизонты (В10, В13).
Перспективы нефтегазоносности западных палеобортов НБА точно не определены, т. к. не ясен вопрос об областях сноса осадочного материала, градиентов палео- и современных структур. По современному структурному плану перспективы нефтегазоносности терри-генных отложений здесь средние или невысокие.
В позднепалеозойско-триасовый период закладывается и развивается Тунгусская синеклиза, которая своей южной частью оказывает влияние на Катангскую палеоантеклизу [3]. В связи с этим Шемин Г. Г. отмечает [15], что формирование закартированных положительных структур связано, наиболее вероятно, с этими тектоническими подвижками. Последнее утверждение более характерно для северной и центральной частей Катангской седловины и северо-восточного склона Байкитской
антеклизы. На северо-западном склоне НБА выявлена лишь одна структура второго порядка: Алтыбское куполовидное поднятие [13].
Глубоким бурением на Аргиш-ской, Моровской, Среднекочемской, Хошонской площадях установлено как значительное погружение базальных отложений в сторону Курейской сине-клизы, так и рост их толщин. Эти данные позволяют в общих чертах оконтурить северо-западную часть НБА. Изо-пахиты интервала М2-Ф образуют вытянутые в северо-восточном направлении кольцевые зоны вокруг палеосвода. Сокращение толщины базальных отложений на территории северо-западного склона НБА происходит с одновременным подъемом в юго-восточном направлении. Совокупность этих факторов, а также малое количество положительных структур позволяют прогнозировать возможные залежи УВ с литоло-го-стратиграфическим ограничением.
Библиографический список
1. Белоусов В.В. Основные вопросы геотектоники. Изд. 2-е. М.: Гос-топтехиздат, 1962. 608 с.
2. Вассоевич Н.Б. Уточнение понятий и терминов, связанных с осадочными циклами, стадийностью литогенеза и нефтегазообразова-ния // Основные теоретические вопросы цикличности седимен-тогенеза. М.: Наука, 1977. С. 3458
3. Геология нефти и газа Сибирской платформы / под ред. А.Э.Конторовича, В.С.Суркова, А.А.Трофимука. М.: Недра, 1981. 552 с.
4. Карогодин Ю.Н. Седиментаци-онная цикличность. М.: Недра, 1980. 242 с.
5. Леворсен А. Геология нефти и газа. М.: Мир, 1970. 640 с.
6. Машкович К. А. Методы палео-тектонических исследований в
практике поисков нефти и газа. М.: Недра, 1970. 151 с.
7. Мельников Н.В., Ефимов А.О., Сафронова И.Г. и др. Некомпенсированные прогибы и зоны вымывания солей в разрезе юга Сибирской платформы // Новые данные по геологии и нефтегазо-носности Сибирской платформы. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1980. С. 36-50.
8. Мельников Н.В., Якшин М.С., Шишкин Б.Б. и др. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Рифей и венд Сибирской платформы и ее складчатого обрамления. Новосибирск: Академическое издательство «Гео», 2005. 428 с.
9. Нейман В.Б. Теория и методика палеотектонического анализа. М.: Недра, 1984. 80 с.
10. Непско-Ботуобинская антеклиза - новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР/под ред. А.Э.Конторовича, В.С.Суркова, А.А.Трофимука. Новосибирск: Наука, Сиб. отделение, 1986. 245 с.
11. Постникова О.В., Фомичева Л.Н., Соловьева Л.В. Палеогеографические и палеогеодинамические
условия формирования рифей-вендского осадочного бассейна юга Сибирской платформы в связи с его нефтегазоносностью // Геология нефти и газа. 2008. № 1. С. 8-15.
12. Решения Всесоюзного стратиграфического совещания по докембрию, палеозою и четвертичной системе Средней Сибири. Новосибирск: Изд-во ИГиГ СО АН СССР, 1983. 216 с.
13. Тектоническая карта нефтегазоносных провинций Сибирской платформы / под ред. В.С.Старосельцева; СНИИГГиМС. Новосибирск, 2001.
14. Филипцов Ю.А., Старосельцев В.С. Рифейские прогибы - основные источники нефти и газа в западной части Сибирской платформы // Геология нефти и газа. 2009. № 6. С. 40-56.
15. Шемин Г. Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкин-ская антеклизы и Катангская седловина). Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2007. 467 с.
Рецензент: кандидат геолого-минералогических наук, профессор Национального исследовательского Иркутского государственного технического университета М.С.Учитель
