CC BY
422
УДК 551.24:553.98(571.53+571.56)
А.В. Мигурский, Т.И. Ларионова ФГУП «СНИИГГиМС», Новосибирск
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОПОИСКОВЫХ РАБОТ В АЛЛОХТОНЕ ПРЕДПАТОМСКОГО РЕГИОНАЛЬНОГО ПРОГИБА (СИБИРСКАЯ ПЛАТФОРМА)
A.V. Migursky, T.I. Larionova
Federal State Unitary Enterprise «Siberian Research Institute of Geology, Geophysics and Mineral Resources» (FGUP SNIIGGiMS)
67 Krasny Pr., Novosibirsk, 630091, Russian Federation
OIL AND GAS EXPLRATION PROSPECTS IN ALLOCHTHON OF THE PRED-PATOM REGIONAL TROUGH (SIBERIAN PLATFORM)
Three hydrocarbon deposits (Pilyudinskoye, Otradninskoye and Basakhtakhskoye) have already been discovered in poorly studied allochthon. The survey technique of these deposits is inefficient owing to inadequate record of morphological features of traps. It is necessary to change the pattern arrangement system of prospecting boreholes taking into account achievements in petroleum geology of more investigated regions with similar structure.
Предпатомский региональный прогиб (ПРП) обрамляет с запада, севера и востока Байкало-Патомское нагорье (рис. 1). Он представляет собой основную область питания углеводородами (УВ) месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы и частью транзитную территорию, через которую осуществлялась миграция УВ из Байкало-Патомского палеобассейна.
Осадочный чехол в ПРП по характеру дислоцированности делится на два основных структурных уровня - автохтонный рифейско-нижневендский и аллохтонный поздневендско-нижнесилурийский. Это деление происходит по уровню тирских солей венда и связано с резко выраженной дисгармоничностью структурных планов подсолевой и соленосно-надсоленосной толщ из-за осложненности верхней части разреза контрастными складчато-надвиговыми дислокациями.
Формирование аллохтона происходило на рубеже 400 млн. лет [5]. Поскольку основным очагом генерации УВ для большей части юга Сибирской платформы была область Байкало-Патомского палеопрогиба, все первичные ловушки его внутренней части должны были быть заполнены нефтью и газом уже к концу кембрия [3, 7]. Процессы шарьирования периода поздний силур - ранний девон совпадали со временем, когда основная часть рифейских образований прошла главные фазы нефте- и газообразования, а самые верхи рифея и породы венда, по крайней мере, на части Предпатомского регионального прогиба еще испытывали катагенетические преобразования.
Перемещения покровов сопровождались разрушениями и перераспределениями первичных залежей УВ. В условиях высокой тектонической активности, повышенной миграционной способности
флюидов, возникающие ловушки складчато-надвиговой природы заполнялись УВ, видимо, сразу после своего становления. В процессе шарьяжеобразования флюиды отжимались из центра палеобассейна к его периферии [6].
Рис. 1. Складчато-надвиговые дислокации и нефтегазоносность Предпатомского регионального прогиба
Зоны [5]: 1- складчато-надвиговая, чешуйчато-надвиговая, внутренняя (покровы основания). 4 - разрывные нарушения: установленные (а), предполагаемые (б), в том числе с указанием наклона сместителя (в). 5 -основные линейные складки. 6 - складчато-надвиговые структуры, скрытые на глубине. 7 - фронт аллохтона. 8 - контур выклинивания вендских солей. Уровни детачмента: рифейский (9), вендский (10), нижнекембрийский /усольская (11), бельская и ангарская (12) свиты/. Газонефтяные месторождения: 13 - аллохтона, 14 - автохтона. Границы: 15 - Лено-Тунгусской НГП, 16 - Предпатомского регионального прогиба
Благоприятными моментами для образования в этой толще залежей нефти и газа является присутствие в ней горизонтов коллекторов -
преображенского и устькутского (юряхского). Ловушки, создаваемые в толще карбонатного венда, являлись самыми близкими и наиболее вероятными объектами для заполнения УВ во время активизации миграционных процессов при шарьяжеобразовании.
Типы ловушек в аллохтоне образуют весьма широкий спектр - это взбросо-складки, вдвиговые, дуплексные, рамповые осложнения, сводовые части валов, антиклиналей, круто наклонные блоки, экранированные как продольными, так и поперечными разрывами,. Определенную роль играют и конседиментационные особенности пластов-коллекторов [9, 8, 2] Самыми привлекательными с нефтегазопоисковой точки зрения ловушками являются просто построенные поднятия крупных антиформных структур. Их объемы зависят от размеров, напряженности складок, наклонов осевых поверхностей и от мощности компетентных пластов - чем они мощнее, тем проще и относительно крупнее структурные формы. Для условий юга платформы наиболее объемные ловушки прогнозируются в карбонатной толще венда и нижнебельской подсвите, мощность которых достигает 250300 м. Близость карбонатов венда к нефтематеринским толщам рифея-венда делает их более предпочтительными объектами для поисков нефти и газа по сравнению с нижнебельской подсвитой.
Для уточнения перспектив нефтегазоносности аллохтонных ловушек был проведен [4] сравнительный анализ структур ПРП с более изученным регионом близкого строения - Месопотамским прогибом Персидского залива - богатейшим по запасам нефти и газа. Этот анализ показал, что толща карбонатов венда на территории развития тирских солей ПРП может быть сопоставлена с асмарийской формацией, а усольско-ангарский соленосный комплекс пород - с формацией гачсаран. Аналогия намечается не только по близости составов, мощностей этих интервалов, но и по характеру дислоцированности. Отложения карбонатного венда, судя по строению Пилюдинского месторождения (рис. 2), образуют валообразные структуры с осложнением взбросами, надвигами. Их амплитуды достигают сотен метров. По морфологии они близки асмарийским дислокациям. Структурный план перекрывающих соленосных и надсоленосных пород отчетливо дисгармоничен таковому подусольской толщи пород. Особенно ярко это проявлено в районе погребенной Пилюдинской взбросо-антиклинали, над которой по отложениям ордовика фиксируется синклиналь [4].
Детальное исследование строения Пилюдинского нефтяного месторождения выявило в районах скважин 277,2 и 1 присутствие рампового осложнения с переходом детачмента из тирского уровня венда в усольскую свиту нижнего кембрия (см. рис. 2). Залежь нефти в осинском пласте в районе скважин 277,2 и проявления, примазки нефти в скв. 1 свидетельствуют о том, что взбросонадвиг служил проводником УВ, по крайней мере, в период его формирования. В настоящее время на Пилюдинском месторождении из пяти пробуренных скважин, по сути, лишь одна оказалась в контуре залежи (рис. 3). Обусловлено это тем, что в основе размещения скважин лежал структурный план кровли усольской свиты. Складка же продуктивного
осинского пласта существенно более контрастная и узкая (см. рис. 2). В результате, более перспективная сводовая часть структуры, расположенная северо-восточнее скв. 1, осталась не опоискованной.
Рис. 2. Блок-диаграмма Пилюдинской площади (усольская свита и
подстилающие отложения)
1 - границы стратиграфических подразделений на видимых гранях (а), на невидимой (б); 2 - предполагаемые шарьяжи, надвиги на видимых гранях
(а), на невидимой (б); 3 - следы сейсмических профилей; 4 - изогипсы кровли усольской свиты; 5 - шарнир линейной структуры. Породы преимущественно: 6 - соленосные, 7 - карбонатные, 8 - терригенно-сульфатно-карбонатные, 9 - терригенные; 10 - осинский пласт; 11 -фундамент. Свиты: Упр - непская, Ук - катангская, Vsb - собинская, У-СШ -тэтэрская, С1ш- усольская.
На Пилюдинской площади возможно обнаружение скоплений УВ в бельской свите. Обусловлено это практически полным отжатием надосинских солей в сводовой части Пилюдинской структуры (см. рис. 2) Отсюда, вполне вероятен переток УВ из осинского пласта в пределы бельской свиты.
Поскольку залежи в аллохтоне являются вторичными, важным аспектом их изучения является возможность прогноза питающих залежь в автохтоне. На Пилюдинской площади автохтон образует пологую (менее 1,6 м/км) моноклиналь с наклоном пород к юго-юго-востоку. Поиск материнской залежи надо вести вблизи рампа детачмента из тирской свиты в усольскую со стороны наклона рампа и в направлении регионального погружения автохтона - к югу от Пилюдинской залежи (см. рис. 3б). Эта рекомендация
была дана ранее (Мигурский, 1990). Пробуренная позднее году скважина 3 дала из марковского пласта песчаников приток фильтрата бурового раствора (дебит около 2 М3/сут. с содержанием нефти 125 л/сут). Вероятно, это скважина расположена у контура материнского скопления УВ, поиск которого, несомненно, надо продолжить.
Рис. 3. Прогноз скоплений УВ на Пилюдинской площади в аллохтонном (а),
автохтонном (б) комплексах пород
1 - изогипсы кровли усольской свиты (а), марковского пласта песчаников
(б); 2 - сейсморазведочные профили; 3 - разрывы по данным
сейсморазведки; 4 - рампы детачмента из под- в надосинскую части усольской свиты, из тирской свиты в усольскую; 5 - прогнозируемые залежи УВ в осинском пласте (а), в бельской свите (б); 6 - рекомендуемый район поиска материнской залежи, питавшей УВ осинскую залежь; 7 -предполагаемое направление миграции УВ; 8 - глубокие скважины.
Практически все асмарийские залежи связаны с повышенной трещиноватостью коллекторов. Вероятно, трещинную природу имеет и Пилюдинская залежь в осинском пласте. Ожидается, что и в других ловушках в карбонатах аллохтона важная роль в создании залежей УВ будет принадлежать трещиноватости. О ее важной роли в строении Бысахтахского газового месторождении свидетельствуют результаты исследований А.Г.Поплюйко (1988).
Исходя из того, что в Месопотамском прогибе основные месторождения асмарийской группы локализуются в районе четко выраженного изгиба
градиентного погружения фундамента Аравийской платформы [1], следует ожидать и в ПРП концентрацию подобных ловушек в западной части Нюйско-Джербинской впадины, где также фиксируется выраженного изгиба градиентного погружения фундамента. Это новое направление поиска объемных и высокодебитных скоплений нефти и газа.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Бека К., Высоцкий И. Геология нефти и газа. - М.: Недра, 1976. - 592 с.
2. Гайдук В.В., Прокопьев А.В. Методы изучения складчато-надвиговых поясов. -Новосибирск: Наука, 1999.
3. Мельников Н.В. Сравнительная оценка нефтегазоносных комплексов венда Лено-Тунгусской провинции / Новые данные по геологии и нефтегазоносности Лено-Тунгусской провинции. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1982. - С. 72-88.
2. Мигурский А.В. Структурно-парагенетический метод поиска ловушек углеводородов в осадочном чехле Сибирской платформы // Комплексирование геологогеофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия)): Материалы науч.-практ. конф. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 2009. - С. 126-131.
2. Мигурский А.В., Старосельцев В.С. Шарьяжное строение зоны сочленения Сибирской платформы с Байкало-Патомским нагорьем // Советская геология, 1989. - № 7. - С. 9-15.
3. Мигурский А.В., Старосельцев В.С. Зоны разломов - естественные насосы природных флюидов // Отечественная геология, 2000. - № 1. - С. 56-59.
4. 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, 1986.-245с.
5. Harding T.P., Tuminas A. Structural interpretation of footwall (lowside) fault traps sealed by reverse fault and convergent wrench faults // Bull. AAPG, 1988. - V. 72. - № 6. - P. 738-757.
6. Lowell J.D. Structural styles in petroleum exploration. - Tulsa, Oklahoma: Oil and Gas Consultants International, 1985. - 477 p.
© А.В. Мигурский, Т.И. Ларионова, 2009
