CC BY
95
РЕЗУЛЬТАТЫ ПАЛЕОТЕКТОНИЧЕСКОГО АНАЛИЗА ПО ИЗУЧЕНИЮ ИСТОРИИ ФОРМИРОВАНИЯ ПЛИКАТИВНЫХ СТРУКТУР И ЛОВУШЕК НЕФТИ И ГАЗА СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ РАЙОНОВ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ И ИХ НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗНАЧЕНИЕ
Георгий Георгиевич Шемин
ФГБУН Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр -т Академика Коптюга, 3, доктор геолого-минералогических наук, главный научный сотрудник лаборатории геологии нефти и газа арктических регионов Сибири, тел. (383)335 -64-20, e-mail: Shemin GG@ipgg.sbras.ru
В статье рассмотрены факторы, ограничивающие применение метода мощностей и приемы их учета, результаты палеотектонических реконструкций ловушек нефти и газа и крупных пликативных структур и их научно-практическая значимость.
Ключевые слова: залежь, ловушка, структуры, метод мощностей,
палеотектонический анализ, генезис.
RESULTS OF PALEOTECTONIC ANALYSIS ON INVESTIGATION OF FORMATION HISTORY OF FOLD STRUCTURES AND OIL AND GAS TRAPS IN STRUCTURALLY COMPLEX REGIONS OF THE SIBERIAN PLATFORM AND THEIR RESEARCH AND PRACTICAL IMPLICATION
Georgiy G. Shemin
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics Siberian Branch of Russian Academy of Sciences, 630090, Russia, Novosibirsk, Aсad. Koptyug av., 3, Dr. Sci., chief researcher, tel. (383)335-64-20, e-mail: Shemin GG@ipgg.sbras.ru
The article discusses the factors restricting the use of the method of thicknesses and techniques of their accounting, the results of paleotectonic reconstructions of oil and gas traps and large fold structures, and their theoretical and practical implication.
Key words: accumulation, trap, structures, method of thicknesses, paleotectonic analysis, genesis.
Введение
Существует общепринятое мнение, что современные пликативные структуры осадочного чехла древних платформ имеют древний (конседиментационный) генезис и унаследованное развитие. Это представление, применительно
к Сибирской платформе, констатировалось в литературных источниках на протяжении длительного периода. Оно отражено и в последней крупной монографии, в которой приведены результаты исследований по изучению геологического строения и нефтегазоносности Сибирской платформы [1].
Выполненные автором палеотектонические исследования, на базе результатов детальной корреляции отложений осадочного чехла Сибирской платформы, с учетом факторов, ограничивающих применение метода мощностей, позволили сформулировать иной вывод, чем выше отмеченный. Пликативные структуры осадочного чехла Сибирской платформы имеют
постседиментационный, а не древний генезис, ловушки нефти и газа не древнего заложения, а относительно молодые. Ниже приведены методические аспекты и результаты исследований по обоснованию этого вывода.
Методические аспекты палеотектонических реконструкций
Тектоническое обоснование и примеры практического использования метода мощностей палеотектонических исследований изложены в работах
Н.С. Шатского, В.В. Белоусова, Н.Н. Форша, В.Е. Хаина, Р.Г. Гарецкого,
A.Л. Яншина, В.Б. Неимана и др. исследователей. В настоящее время метод
мощностей является основным инструментом при выполнении палеотектонических реконструкций. Однако, имеются исследователи, которые до сих пор не разделяют некоторые теоретические положения этого метода, оспаривают широкое его применение (Б.М. Келлер, А.В. Пейве, В.Н. Бобров). Несостоятельность многих их этих возражений обстоятельно показана В.Е. Хаиным,
B.Б. Нейманом, К.А. Машковичем и другими.
Основоположники метода мощностей предупреждали исследователей, что использовать метод мощностей необходимо весьма осторожно, поскольку не всегда мощность отложений является мерилом тектонического прогибания. Есть факторы, ограничивающие применение метода мощностей, которые рассмотрены ими. Они специфичны для каждого конкретного региона.
В процессе проведения исследований, автором, применительно к осадочному чехлу Сибирской платформы, выявлены факторы, ограничивающие применение метода мощностей и разработаны приемы их учета. В основе их выделения положены результаты детальной корреляции отложений [4]. Они подразделяются на седиментационные и постседиментационные. К первому типу относятся перерывы и некомпенсированное прогибание осадочного бассейна, ко второму -проявления разрывной тектоники, начальной стадии соляного тектогенеза, траппового магматизма и растворение солей инфильтрационными водами.
Наличие перерывов характерно для седиментационных бассейнов, в том числе и для рассматриваемого. Они, чаще всего, связаны с наиболее ранними этапами развития платформ, с образованием базальных горизонтов осадочного чехла. Отмеченная закономерность характерна и для рассматриваемого региона, в пределах которого в нижней части осадочного чехла выявлено четыре перерыва [5]. Толщина базальных отложений отражает не только тектоническое прогибание, но и, как свидетельствуют результаты исследований, выравнивание осадками палеорельефа «срезанных» перерывом образований. Поэтому при разработке палеотектонических реконструкций локальных участков (месторождений, площадей бурения) автором не использовались базальные отложения терригенного венда.
Некомпенсированное прогибание является одним из признаков развития седиментационных бассейнов. Оно существовало в венский и кембрийский периоды на территории Сибирской платформы. Подобные обстановки
осадконакопления существовали в отмеченном бассейне в осинское и олекминское время [2]. Поэтому кровли современных отложений осинского горизонта и олекминской свиты являются диахронными и не могут использоваться при разработке палеотектонических реконструкций.
Разрывные нарушения интенсивно проявились в осадочном чехле Сибирской платформы, особенно в разрезах солевого и надсолевого кембрийских комплексов. В этих образованиях отмечается многократное (до четырех) повторение свит и подсвит, а иногда их опрокинутое залегание. Отмеченные постседиментационные деформации отложений образованы в основном за счет проявления надвиговых движений. Эти дислоцированные разрезы не использовались автором при выполнении палеотектонических реконструкций.
В кембрийских галогенно-карбонатных отложениях Сибирской платформы проявилась начальная стадия соляного тектогенеза, за счет которого происходили постседиментационные изменения толщин галогенных тел (слоев пачек), вздутие или утонение. Для выяснения этого вопроса производился анализ толщин галогенных и карбонатных пород в пачках галогенно-карбонатного комплекса. Если таковые изменения толщин солей по сравнению с карбонатными породами были отмечены, то эти разрезы не использовались при выполнении палеотектонических исследований.
Отложения подсолевого карбонатного и галогенно-карбонатного венд-кембрийских комплексов Сибирской платформы осложнены пластовыми трапповыми образованиями - силлами. Результаты выполненных исследований свидетельствуют, что они не изменили стратиграфические объемы вмещающих пород, а лишь уплотнили их [5]. Это уплотнение примерно соответствует 20% толщины трапповых тел. Более точное его значение определялось по специально построенному автором графику оценки влияния траппового магматизма на толщину вмещающих галогенно-карбонатных пород (рис.).
^ -£
к ^ й ЇЇ
К к
* Т
5 ^
120-
100-
1 - средняя толщина пачек на участках, неподвергшихся внедрению пластовой интрузии,
2 - средняя толщина пачек на участках, подвергшихся внедрению пластовой интрузии,
3 - характер изменения толщин пачек в зависимости от толщины пластовой интрузии,
4 - поправка влияния пластовой интрузии на толщину вмещающих ее пород (поправка на траппы)
Толщина пластовой интрузии, м
1 1 20 1 40 1 1 60 1 1 1 1 80 100 1 1 120 1 1 140
1 2 3 4
Рис.
Оценка влияния траппового магматизма на толщину вмещающих галогенно-карбонатных пород усольской свиты в пределах Ярактинского и Аянского месторождений
В нижнекембрийских отложениях рассматриваемого региона отсутствуют пласты каменной соли на глубинах до 500-800 м несмотря на то, что типичные галогенно-карбонатные разрезы свит в некоторых участках залегают на поверхности. Это явление обусловлено процессами вымывания солей инфильтрационными водами [2]. Отложения, подверженные процессам растворения солей, не использовались при выполнении палеотектонических реконструкций.
Учет отмеченных факторов при проведении палеотектонических реконструкций осадочного чехла Сибирской платформы позволил получить более достоверные результаты по истории формирования осложняющих его пликативных структур.
При выполнении палеотектонических исследований региона использовался метод изопахических схем (схем равных мощностей): простых изопахит - для региональных палеотектонических реконструкций и изопахического треугольника - для локальных участков (месторождений нефти и газа и площадей бурения).
Результаты палеотектонических исследований
Выполненные палеотектонические реконструкции для Атовского, Куюмбинского, Братского, Ярактинского, Аянского, Верхнечонского, Собинского, Верхневилючанского, Среднеботуобинского, Марковского месторождений
и Усть-Кутского поднятия свидетельствуют, что структурные планы перспективных на нефть и газ горизонтов в вендский и кембрийский периоды значительно отличались от современных. Братскому, Усть-Кутскому, Среднеботуобинскому, Верхневилючанскому поднятиям соответствовали
моноклинали.
В пределах Марковского месторождения развивалась моноклиналь, осложненная двумя относительно приподнятыми участками. Она имела югозападный наклон (в отличие от юго-восточного в настоящее время). На территории Ярактинского и Аянского месторождений существовали моноклинали, наклоненные в юго-западном направлении (теперь в южном). Структурный план Куюмбинской площади в вендский и кембрийский периоды отражают моноклиналь, имеющую юго-западный наклон (в отличие от северо-восточного в настоящее время). В пределах Верхнечонского месторождения в вендско-кембрийский период существовал структурный нос, приподнятая часть которого находилась
в его северо-западной части в отличие от современного структурного носа, наиболее приподнятая часть которого расположена в юго-восточной части. Проведенные исследования в пределах Атовского месторождения свидетельствует о том, что оно приурочено к складке облекания контрастного выступа фундамента.
Результаты палеотектонических исследований Непско-Ботуобинской и Байкитской антеклиз свидетельствуют о том, что эти структуры имеют постседиментационный генезис. В вендский, кембрийский и последующие периоды они представляли собой южные склоны Катангской палеоантеклизы, выделенные еще в пятидесятые годы прошлого столетия Д.А. Туголесовым [3]. Как автономные структуры они были образованы лишь в позднепалеозойско-триасовый период.
Научно-практическое значение выполненных исследований
1. В изученной бурением и сейсморазведкой южной половине Сибирской платформы структурные (антиклинальные) объекты имеют весьма ограниченное распространение. Это связано с тем, что на большей части территории отмеченного региона мелкоблоковые подвижки, за счет которых обычно формируются локальные поднятия, на протяжении всей истории формирования осадочного чехла практически не проявились. Исключения составляют лишь некоторые районы юга Сибирской платформы, в которых проявились постраннепалеозойские тектонические движения, существенно осложнившие предшествующий структурный план. В результате их проявления сформировались антиклинальные ловушки. К таким районам относятся: северо-восточная периклинальная часть Непско-Ботуобинской антеклизы, северо-западный и северо-восточный склон соответственно Непско-Ботуобинской и Байкитской антеклиз и югозападное окончание Байкитской антеклизы.
2. Уточнено время формирование ловушек нефти и газа южной половины Сибирской платформы. Показано, что они имеют не конседиментационный,
а постседиментационный генезис, т.е являются более молодыми, чем представлялось ранее. Время формирования ловушек нефти и газа в отмеченном регионе постсреднепалеозойское.
3. Результаты региональных палеотектонических исследований позволили автору обосновать отсутствие перспективных на нефть и газ терригенных отложений на северо-западном и северо-восточном склонах соответственно Непско-Ботуобинской и Байкитской антеклиз. Они обеспечили достоверный прогноз нефтегазосборных площадей и путей миграции углеводородов в южной половине Сибирской платформы.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Геология нефти и газа Сибирской платформы / Под ред. А.Э. Конторовича, В.С. Суркова, А.А. Трофимука. - М.: Недра, 1981. 552 с.
2. Некомпенсированные прогибы и зоны вымывания солей в разрезе кембрия юга Сибирской платформы / Н.В. Мельников, А.О. Ефимов, И.Г. Сафронова и др. // Новые данные по геологии и нефтегазоносности Сибирской платформы / СНИИГГиМС. Новосибирск, 1980. - С. 36-50.
3. Туголесов Д.А. К тектонике юго-восточной части Сибирской платформы // Из-во АН СССР. Сер. геол. 1952. - С. 12-16.
4. Шемин Г.Г. Циклостратиграфия венда и нижнего кембрия центральных районов Ленно-Тунгусской провинции // Строение и нефтегазоносность карбонатных резервуаров Сибирской платформы /СНИИГГиМС. Новосибирск. 1991. - С. 10-22.
5. Шемин Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина). - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2007. - 467 с.
© Г. Г. Шемин, 2014
