CC BY
125
ПЕРСПЕКТИВЫ ОСВОЕНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ТЕРРИТОРИЙ РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ)
М.П. Юрова (ИПНГ РАН)
Республика Саха (Якутия) по величине запасов углеводородного сырья, подготовленных к промышленному освоению, и суммарным прогнозным ресурсам нефти и газа занимает ведущее место в Дальневосточном регионе [1]. На территории Республики Саха (Якутия) с момента открытия первого газового месторождения (Усть-Вилюйское, 1956 г.) и появления в госбалансе страны первых разведанных запасов нефти (1985 г.) создана крупная минерально-сырьевая база для газовой и нефтяной промышленности.
До недавнего времени освоение углеводородов (УВ) Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) было инвестиционно непривлекательно для недропользователей. В связи с этим лицензирование территории проводилось формально, за недропользователями не было четко закреплено никаких лицензионных обязательств по изучению и освоению углеводородного потенциала, на участках практически не проводились геолого-разведочные работы. Все это негативно сказалось на освоении углеводородных богатств и создании топливно-энергетического комплекса региона. В последнее время наметились перемены в лучшую сторону - разработана программа лицензирования, прописываются обязательные объемы геолого-разведочных работ, меры по повышению инвестиционной привлекательности участков, проводится оценка их углеводородного потенциала. Однако нерешенных проблем остается достаточно. Фактически геолого-разведочные работы в объемах, позволяющих расширить сырьевую базу на территории Республики Саха (Якутия), проводит лишь ОАО «Сургутнефтегаз». С 2009 г. к разведке Чаяндинского НГКМ приступил владелец лицензии -ОАО «Газпром». Сдерживающим фактором являются финансовые затруднения, связанные с кризисом мировой экономики [2].
В связи с неравномерной геолого-геофизической изученностью территории Якутии показатель освоенности прогнозных ресурсов составляет по нефти 12 %, по газу - 20 % [3]. В данной статье речь идет о перспективах нефтегазоносности двух регионов нефтегазодобычи Республики Саха: Непско-Ботуобинской антеклизе (НБА) и Вилюйской синеклизе.
По результатам исследований Непско-Ботуобинской антеклизы в пределах Республики Саха (Якутия) на обширной территории Мирнинского свода между известными и уже открытыми месторождениями предполагается наличие в терригенных отложениях позднего докембрия единого супергигантского нефтегазоконденсатного месторождения. В южных районах НБА, которые изучены хуже, чем северные, могут быть открыты залежи, также контролирующиеся тектоническим и литологическим факторами [2].
В месторождениях преобладают углеводородные газы, нефть присутствует в виде нефтяных оторочек. Соотношение нефти и газа в Западной Якутии в прогнозных ресурсах, учтенных госбалан-сом, составляет примерно 1:6 [3]. Освоение запасов нефти в указанных условиях является достаточно сложной проблемой. Месторождения разбиты на ряд нефтеносных и водоносных блоков, которые характеризуются различными ГНК, ГВК, ВНК, а также отсутствием связи между отдельными частями (блоками) залежи [4].
Детальное изучение нефтегазовых месторождений Мирнинского свода показало необходимость тщательного анализа возможной изоляции отдельных блоков, а также выяснения палеоположения структуры и заполнения ее углеводородами в процессе образования [5].
Несомненный интерес на юго-западе Республики Саха в отношении поисков крупных скоплений УВ, в том числе нефти, представляет область сочленения Непско-Ботуобинской, Предпатомской и Западно-Вилюйской НГО [2]. Для решения проблем газоснабжения западных районов Республики Саха (Якутия) рассматриваемая территория является наиболее перспективной. В настоящее время промышленная нефтегазоносность терригенных и карбонатных отложений рифей-венда и кембрия установлена не только на площадях Непско-Ботуобинской антеклизы, но и непосредственно на территории Нюйско-Джербинской впадины (Хотого-Мурбайское, Отраднинское месторождения), прилегающей к Предпатомскому нагорью. Перспективы нефтегазоносности этой территории на основе общих геологических представлений положительно оценивались С.П. Ситниковым, Ф.Г. Гурари
и другими исследователями еще в 1940 г. Эта оценка была подтверждена в дальнейшем геологической съемкой, проведенной Г.В. Бархатовым, А.К. Бобровым, О.И. Карасевым и др. [6].
Геологический разрез на большей части Нюйско-Джербинской впадины сложен двумя тектоническими комплексами. Пассивный комплекс (автохтон) представлен в основном рифейскими и вендскими породами, моноклинально погружаюшимися в сторону Патомского нагорья, и серией надвинутых на платформенный склон тектонических нарушений (аллохтон) вендского и кембрийского возраста, скользящих по пластичным каменным солям торсальской пачки венда.
Данные о тектонических особенностях рассматриваемого района в сочетании с литолого-страти-графической характеристикой позволяют выделить зону сочленения НБА и Вилючанской седловины с Предпатомским региональным прогибом (Нюйско-Джербинской впадиной - НДВ) как весьма перспективную зону нефтегазонакопления (Чаяндинская, Юктекянская, Иллегинская, Олдонская, Хотого-Мурбайская, Иктехская, Восточно-Ихтекская и южная часть Средне-Ботуобинской структуры) [6]. Плотность ресурсов углеводородов здесь превышает 100 тыс. т УУВ/км2. Глубины залегания пластов - 1700-2000 м. Залежи в талахском и хамакинском горизонтах предполагаются газовые с литологическим и дизъюнктивным контролем. Высота залежей по отдельным пластам может превышать 100 м. Район Иктехской и Восточно-Иктехской площадей, а также территория к югу от них имеют существенные отличия. Продуктивные пласты связаны в этом районе не только с терригенным (талах-ский, хамакинский), но и с карбонатным (телгеспитский, юряхский) комплексами. Глубина залегания продуктивного карбонатного комплекса - 1700-2000 м, терригенного - 2000-2300 м. Талахский, хама-кинский и телгеспитский продуктивные комплексы содержат газовые залежи, юряхский - нефтегазовые. Высота залежей во всех горизонтах может достигать 100 и более метров [6].
Количественная оценка масштабов нефтегазообразования в рифейских толщах Байкало-Патом-ского прогиба была дана А.Э. Конторовичем и др. [7]. В пределах этой зоны основные ресурсы УВ, по-видимому, будут сосредоточены в хамакинском и талахском горизонтах терригенного комплекса рифея. Насыщение предполагается преимущественно газовое, высота более 100 м.
Как показывают результаты изучения уже открытых нефтегазовых залежей НБА (Средне-Ботуобинское, Иреляхское, Маччобинское, Верхне-Чонское, Ярактинское, Аянское и др.), современное состояние залежей контролируется литологическим и тектоническим факторами. Залежи, как правило, разбиты на ряд блоков, связь между которыми зависит от литологии и тектоники. Детальное изучение вышеперечисленных месторождений показало, что для рациональной разработки таких залежей необходимо изучать палеоусловия их формирования и выявлять следы древних ВНК в виде битумных включений, которые обусловлены характером движения пластовых вод и цикличностью заполнения ловушки. Это позволит детально изучить фрагменты древних залежей в их современном разобщенном состоянии и выявить степень их вертикальной и горизонтальной запечатанно-сти. Таким образом, качественно новый уровень познания формирования залежей УВ путем изучения древних ВНК дает возможность менять методологию исследований с регионального и зонального уровней на локальный [5].
Представляют определенный интерес перспективы нефтегазоносности фундамента НБА. Испытания скважин, вскрывших фундамент в пределах НБА, в большинстве скважин не проводились. Исключение составляют Верхне-Чонская и Аян-Ярактинская площади, где продуктивный ярактин-ский горизонт залегает на породах фундамента, и из образований кор выветривания получены притоки нефти и газа [8]. Фундамент НБА является складчато-блоковым сооружением, сформированным архейскими и нижнепротерозойскими породами, как результат тектонических процессов, происходивших в смежных областях платформы, что и определило неоднородность структуры и состава магматических и метаморфических комплексов. Подавляющее большинство скважин вскрыли гранитои-ды, филлиты, сланцы и метаморфизованные вулканогенно-осадочные образования (Старосельцев, 1992). Породы кристаллического фундамента перекрываются иногда осадочными толщами рифея-венда с несогласием. Максимальные мощности кор выветривания на территории НБА отмечаются на Чонском поднятии Непского свода, на Пеледуйском выступе. Коры выветривания размыты, частично они сохраняются на Талаканской и Аян-Ярактинской площадях. На Мирнинском своде коры выветривания сохраняются в виде реликтов на Средне-Ботуобинском и Таас-Юряхском месторождениях. Мощности кор выветривания площадного типа невелики и составляют в среднем 3,5-7,7 м. Коры выветривания линейного типа установлены на Верхне-Чонской площади, здесь с
выветрелыми кристаллическими породами связана нефтяная залежь. На Аян-Ярактинской площади породы фундамента представлены аянской серией нижнего архея, а ярактинская продуктивная пачка залегает на породах фундамента [8].
Наряду с НБА на территории Республики Саха (Якутия) в ее восточной части (Вилюйская сине-клиза) в начале 50-х годов прошлого столетия открыты и частично законсервированы газовые месторождения Хапчагайского мегавала и Средне-Тюнгского выступа. Цепочка залежей (Усть-Вилюйская, Неджелинская, Соболохская, Толонская, Мастахская, Средне-Вилюйская и Средне-Тюнская) приурочена к пермо-триасовым отложениям и первоначально считалась связанной с пластовыми телами терригенного комплекса нижнего триаса и верхней перми.
Результаты детального литологического анализа этих отложений показали, что пермские отложения имеют русловый характер и представлены действительно терригенными породами [9], а нижнетриасовые приурочены к региональным покрышкам, сложенным в различной степени переработанными вулканогенными породами [10].
На территории бывшего СССР залежи УВ в вулканитах открыты в Якутии, на Сахалине, в Азербайджане, Грузии, Крыму, Украине. Особенность этих пород заключается в том, что они являются неустойчивыми после извержений или излияний и подвергаются значительным вторичным преобразованиям, так как в основном состоят из вулканического стекла (от 70 до 100 %). В отличие от нормально-осадочных пород образование глинистых минералов в вулканитах приводит к увеличению объема порового пространства за счет возрастания доли пор субкапиллярного размера. Карбонатизация породы и выделение аморфного кремнезема способствуют уменьшению порово-го пространства.
Существенной чертой вторичного минералообразования является высвобождение кристаллизационной воды: при разрушении цеолитов - адсорбированной и связанной, при гидрослюдизации и хлоритизации монтмориллонита - межслоевой. При выделении массы свободной воды объем поро-вых флюидов возрастает, что приводит к формированию очагов повышенного давления и способствует формированию трещиноватости, приуроченной обычно к границам микронеоднородностей породы и слойков разного литологического состава. Трещинная емкость вулканогенных коллекторов связана с проявлением палеосейсмичности в районах распространения вулканизма и литогенетическими трещинами. Часть пустотного пространства образуют каверны за счет выноса вещества при вторичных преобразованиях породы.
В силу слабой механической прочности и высокой пластичности рассматриваемые коллекторы не выдерживают значительных механических напряжений (например, высокого давления на пласт в процессе бурения, значительных депрессий в процессе опробования и эксплуатации).
Выделенные в пределах Хапчагайского мегавала природные резервуары вулканитов в нижнем триасе (Неджелинский, Мономский и Таганджинский) связаны с региональными флюидоупорами, которые в этом районе являются продуктивными. Вулканогенные коллекторы относятся к порово-кавернозно-трещинному типу. На Соболох-Неджелинском и Средне-Вилюйском месторождениях выявлены залежи в вулканитах массивного типа. На Толонском и Мастахском месторождениях залежи УВ приурочены к пластовым телам.
Переоценка запасов УВ массивной залежи вулканитов Соболох-Неджелинского месторождения позволяет говорить о возможном увеличении запасов УВ в несколько раз по сравнению с ранее подсчитанными [10].
Дальнейшие перспективы поисков углеводородных скоплений на территории Вилюйской си-неклизы связаны с пермско-нижнетриасовым, нижнетриасовым и нижнеюрским нефтегазоносными комплексами на склонах Хапчагайского мегавала, Логлорском мегавале, Линденской и Тангнаринской впадин, а также с Тюкян-Чебыдинской моноклиналью и Хоргочумской ступенью. Кроме того, в результате структурных построений, выполненных для выяснения соотношения тектонических мегакомплексов рифея-среднего палеозоя, в платформенном чехле Вилюйской синекли-зы выявлены области со значительно сокращенными мощностями вышеуказанного возраста. Эти поднятия выделялись по данным сейсморазведки в пределах Тюкян-Чебыдинской моноклинали, вдоль северного борта Линденской впадины и южнее Хапчагайского мегавала [11].
Отмечены определенные закономерности простирания выявленных палеоподнятий, тяготеющих к зонам пересечения разломов северо-восточного и северо-западного простираний. По мнению
B.С. Ситникова [2], газоконденсатные месторождения Xапчагая являются «реликтовыми производными» крупных палеонефтяных залежей, существующих в палеозойском разрезе и разрушенных в нижнем мелу при формировании Xапчагайского мегавала и осложняющих его структур. В других районах Вилюйской синеклизы В.С. Ситников также предполагает наличие сохранившихся крупных нефтяных залежей.
Tаким образом, в настоящее время на территории Республики Саха (Якутия) с позиции освоения нефтегазовых территорий ведущее место занимает Hепско-Ботуобинская антеклиза, где уже открытые месторождения УВ готовы к промышленному освоению и приближены к федеральному нефтепроводу ВСТО, проходящему через центральную и южную Якутию (^3^^^ - Tалакан - Ленск -Олекминск - Ъэммот - ^інда). Перспективы открытия залежей УВ в западных районах Якутии связываются с Hюйско-Джербинской впадиной (зоной сочленения ^A с Предпатомским прогибом). Определенные надежды связаны с корами выветривания фундамента (Верхне-Чонская и Aян-Ярактинская площади). Другим объектом, частично освоенным в восточной части Республики Саха (Якутия), является Вилюйская синеклиза, где открыты месторождения УВ на Xапчагайском мегава-ле и Средне^юнском поднятии. Hефтегазоносными являются пермско-триасовые и нижнеюрские отложения, присутствие которых прогнозируется на склонах Xапчагайского и Логлорского мегавалов, Линденской и Tангнаринской впадин, на ^кян-Чебыдинской моноклинали и Xоргочумской ступени.
Структуры с возможной нефтегазоносностью рифейского и среднепалеозойского комплекса Xапчагайского мегавала по данным сейсморазведки выделяются на ^кян-Чебыдинской моноклинали, вдоль северного борта Линденской впадины.
Список литературы
1. Kopжyбaeв A.r. Перспективы добычи нефти и газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке России / AX. ^ржубаев // Проблемы Дальнего Востока. - 2005. - № 6. - С. 46-60.
2. Ситнитв B.C. Эволюция представлений о нефтегазоносности восточных территорий Сибирской платформы - тектоника и прогноз / В.С. Ситников, ИА. ^шмар, КВ. Лобода // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2011. - № 3. - С. 4-13.
3. Ситнитв B.C. Прогноз приоритетных направлений поисков нефти на востоке Сибирской платформы / В.С. Ситников // Aктуальные проблемы прогнозирования поисков, разведки, добычи нефти и газа в России и странах СШ". - СПб: Шдра, 2006. - С. 433-439.
4. Белинкин B.A. Специфика освоения ресурсов углеводородов Сибирской платформы / ВА. Бе-линкин, ИА. ^шмар, Л.К Яшенкова // Aктуальные проблемы прогнозирования, поисков, разведки и добычи нефти и газа в России и в странах Сет. - СПб: Шдра, 2007. - С. 389-402.
5. Toмилoвa H.H. Локальный прогноз нефтегазоносности по данным литологии и ГИС / H.H. T> милова, M.^ Юрова // Генезис углеводородных флюидов и месторождений. - M.: ГЕОС, 2006. -
C. 303-312.
6. Pябкoвa Л.B. Перспективы нефтегазоносности зоны сочленения Шпско-Ботуобинской и Предпатомской нефтегазоносных областей / Л.В. Рябкова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2002. - № 9. - С. 32-35.
7. Koнmopoвич A.Э. Разновозрастные очаги нафтидообразования и нафтидонакопления на Севе-ро-Aзиатском кратоне / A3. ^игоров^, Р.Ф. Бахтуров, A.K. Башарин // Геология и геофизика. -1999. - T. 40. - № 11. - С. 1676-1693.
8. Ивaнoвcкaя A.B. Взаимосвязь пород фундамента с базальными отложениями рифей-венда и их нефтегазоносностью (Восточная Сибирь, Hепско-Ботуобинская антеклиза) / A.B. Ивановская, ТД. Ши-бина, ТБ. Волченкова // Сб. статей Mежд. науч.-практ. конф. «Геологические проблемы развития углеводородной сырьевой базы Дальнего Востока и Сибири». - СПб: BHИГРИ, 2006. - С. 277-297.
9. Илюхин Л..H. Палеогеоморфологический метод корреляции русловых песчаников как основа поисков литологических ловушек верхнепермских отложений Xапчагайского мегавала Вилюйской синеклизы / ЛЛ. Илюхин, Г.И. ^хомирова. - BИHИTИ, 307В 91, 1990. - С. 160-166.
10. Дмиmpиeвcкий A.H. Вулканогенные природные резервуары Якутии / A.H. Дмитриевский, H.H. ^милова, M.^ Юрова, A.A. Рудов. - M.: ГЕОС, 2002. - С. 80.
11. Дoнгapян Л.Ш. Геолого-геохимические условия формирования месторождений Вилюйско-Приверхоянского осадочного бассейна / Л.Ш. Донгарян: автореф. диссерт. на соискание ученой степени канд. геол.-мин. наук. - M.: MИHXиГП, 1985. - 25 с.
