CC BY
478
УДК 551.243.6:(553.982:551.72)(571.5)
М.И. Баранова
ФГУП «СНИИГГиМС», Новосибирск
СДВИГОВАЯ ТЕКТОНИКА И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ КУЮМБИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (СИБИРСКАЯ ПЛАТФОРМА)
В статье рассмотрена вероятностная глубинная структурная модель рифейского резервуара Куюмбинского месторождения. Показана определяющая роль сдвигов в формировании ловушек нефти и газа.
M.I. Baranova SNIIGGiMS, Krasny Pr., 67,
Novosibirsk
FAULT TECTONICS AND PETROLEUM POTENTIAL OF KUYUMBINSKOYE FIELD (SIBERIAN PLATFORM)
Probabilistic structural depth model of the Riphean reservoir within the Kuyumbinskoe field is considered in the paper. Fault domination in oil and gas trap formation is shown.
Куюмбинское газонефтяное месторождение находится на северо-востоке Камовского свода Байкитской антеклизы и является составной частью гигантской Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления Сибирской платформы. Работы здесь со значительным перерывом ведутся начиная с 70-х годов прошлого столетия, когда была пробурена первооткрывательница месторождения - скважина Куюмбинская - 1, вскрывшая газовую залежь. В дальнейшем на этой площади было пробурено еще 15 скважин, из которых только две дали промышленные притоки нефти и газа. В связи с низкой экономической эффективностью разведочных работ бурение скважин было приостановлено и возобновилось только в конце 90-х годов в связи с лицензированием участка ОАО «НГК Славнефть».
Значительная сложность геологического строения рифейского резервуара Куюмбинского месторождения существенно отражается на сейсмической информации, которая трактуется по-разному.
Геологическая модель ВНИГНИ [1] показывает определяющую структурно-морфологическую роль выделенного Куюмбинского грабена при субгоризонтальном залегании слагающей его рифейской толщи осадков. При этом в грабене выделяется субмеридианальная погруженная зона, как возможное проявление древнейшего рифтогенеза.
Сибирскими геологами [2] была разработана модель строения докембрийских образований, которая основывается на выклинивании разновозрастных, фациально однородных толщ на предвендскую эрозионную поверхность, причем притоки углеводородов, приурочены, преимущественно, к доломитовым каверново-трещинным породам-коллекторам. Последние перекрыты венд-нижнепалеозойской покрышкой.
В результате геолого-разведочных работ, проведенных в пределах Куюмбинского месторождения недропользователями (ОАО «НГК Славнефть», ОАО «ВСНК»), последними были опубликованы новые структурная и тектонофизическая модель, в основу которых легли материалы площадных сейсморазведочных работ 3D и использование методики фокусирующего преобразования (ФП), посредством которой формировались поля, несущие информацию о рассеивающих свойствах среды. Выделенные зоны дезинтеграции соответствуют участкам интенсивной трещиноватости, с которыми связаны ловушки УВ.
В последней структурной модели недропользователей [7] рифейский мегакомплекс разделен региональными несогласиями на 5 терригенно-карбонатных комплексов, отвечающих крупным циклам рифейского осадконакопления. Верхний залегает субгоризонтально и заполняет наиболее прогнутые части Мадринского прогиба. Нижние комплексы сложены наклонно погружающимися в юго-восточном направлении верхне-среднерифейскими породами, характеризуются интенсивной дизъюнктивной нарушенностью и формировались в условиях клиноформного заполнения бассейна. Рифтогенные процессы, по мнению авторов модели, расчленили всю толщу рядом пологих сбросов, которые в конце рифея были трансформированы в крупные надвиги. Надвиговые дислокации являются частью крупной сдвиговой системы северо-восточного направления. Кроме того, были выделены менее проявленные сдвиги северо-западного простирания. Вдоль сдвиго-сбросов породы дезинтегрированы и обрамлены полосами аномальной трещиноватости. Нефтегазовые залежи связываются, преимущественно, с рифоподобными строматолитовыми постройками, расположенными над глубинными субвертикальными зонами дезинтеграции.
Анализ тектонической изученности Куюмбинского месторождения показывает сложную структурную обстановку, обусловленную, по всей видимости, проявлением байкальского тектогенеза на рубеже 800 млн. лет, во время которого происходила перестройка всей осадочной толщи рифея.
Платформенный осадочный чехол в этой части платформы сложен двумя структурными ярусами, разделенными резким угловым несогласием. Нижний структурный ярус, представленный терригенно-карбонатными породами рифея, по мнению ряда исследователей (Краевский Б.Г., 1995 г.),
формировался в довольно спокойной структурно-фациальной обстановке при колебательных движениях земной коры. Наличие блоковых выходов фундамента на предвендскую эрозионную поверхность, углового несогласия между отложениями рифея и вышележащими, залегающими практически горизонтально, осадками венда, говорит о значительном временном перерыве в осадконакоплении на рубеже рифей-венд. Этот период сопровождался амплитудными тектоническими подвижками, во время которых происходила как активизация, так и заложение новых глубинных разломов.
Исследования кинематики дизъюнктивов всей земной коры позволили сделать вывод, что около 75 % разрывных нарушений являются сдвигами [Х. Бениофф, 1966]. При этом для зоны сдвигов, так же, как и для любого
типа деформаций, характерен свой парагенез структур. Детальное изучение всех типов дислокаций Куюмбинского месторождения позволяет предположить, что локализацию залежей УВ контролируют сдвиги и связанные с ними структуры, причем само месторождение приурочено к узлу их пересечения. В соответствии со схемой распространения сдвигов на Сибирской платформе [4], это правосторонний Ангаро-Катангский сдвиг север-северо-западного простирания и Большепитско-Кислоканский -северо-восточного.
Приуроченность газонефтяных месторождений к зонам сдвигов обнаружена во многих регионах мира, в том числе и в Восточной Сибири. На территории Непско-Ботуобинской антеклизы выявлено несколько разрывных зон предположительно сдвиговой природы. В узлах пересечений некоторых из них обнаружены месторождения нефти и газа [5].
Впервые крупный глубинный разлом, впоследствии названный АнгароКатангским, выделили Г.Ф. Лунгерсгаузен и др. (1955). В дальнейшем южная его часть была детально описана С.М. Замараевым и Г.А. Кузнецовым как крупнейшая Окино-Вихоревская флексура. Проявление основных характеристик этого сдвига можно видеть на Куюмбинском месторождении. Важнейшими из них являются: 1 - наличие флексурных перегибов по подошве пролетарской свиты ордовика, фиксируемых по рекам Корде и Подкаменной Тунгуске; 2 - четко выраженный глубинный разлом,
выделенный на региональных сейсмических профилях - «Батолит» и «Рассечка» на пикетах соответственно 332 и 55.
Зона проявления левостороннего Большепитско-Кислоканского сдвига северо-восточного простирания в районе Куюмбинского грабена хорошо видна на сейсмическом кубе 3D в виде разрывов, пронизывающих всю осадочную толщу рифея [6] и присутствие ее в настоящее время у большинства исследователей не вызывает сомнений.
За основу в предлагаемом варианте тектонического строения Куюмбинского месторождения (рис. 1) автором статьи взяты структурные построения по эрозионной поверхности рифея (Кощук Е.П. и др., 2001 г.). Выделенные разрывы имеют отчетливо выраженное северо-восточное и субширотное простирание. Характерной чертой их является веерообразный структурный рисунок. С северо-запада эта зона разломов примыкает к основной ветви Большепитско-Кислоканского сдвига, который в данном месте является разломным ограничением блока фундамента.
Одной из важнейших особенностей сдвигов является их свойство при отклонении от прямолинейного движения создавать структуры растяжения и сжатия на обеих крыльях в зависимости от поворота основной оси. Так, при изгибе осевой поверхности левостороннего сдвига налево образуется зона растяжения в виде пулл-апарта (депрессии). Аналогичным образом ведет себя Большепитско-Кислоканский сдвиг. В результате образуется впадина. Мозаичный рисунок всей деструктивной зоны обусловлен пересечением северо-восточного направления разрывов с северо-западным (Ангаро-
Катангским). Последний, по всей вероятности, является более древним и менее проявленным на этой территории.
Рис. 1 Тектоническая схема Куюмбинского участка Составлена по материалам Кощука Е.П.,Кощук Н.П. (2001г.) с изменениями и дополнениями.
Разломы: 1 - по данным Кощука Е.П. и др.,2001 г.; 2 - выделенные по геологической съемке; сдвиги: 3 - предполагаемые (а - простые, б - сбросо-сдвиги); 4 - уверенные; 5-а - горсты, б - грабены; 6 - сейсмические профили; 7 -перспективная зона нефтегазонакопления; 8 - зоны предполагаемых надвигов; 9 - выходы пород фундамента на предвендскую эрозионную поверхность; 10 -скважина и ее номер, а - без притока УВ, б - с притоком УВ; 11- трубка взрыва.
Тектонотипом рифейского резервуара Куюмбинской структуры может служить, предположительно, зона левостороннего сдвига в Линьи, входящая в состав Бохайской впадины Китайско-Корейской платформы. Чаша Бохайского залива представляет собой третичный нефтегазоносный резервуар, рассеченный разломами северо-восточного и северо-западного простираний на блоки разного размера [3]. Первое направление характеризуется как сдвиго-раздвиг, второе образовалось в условиях сдвиго-сжатия. Сбросовые структурные модели блоков являются главными типами вторичных структурных зон, которые контролируют накопление нефти и газа в районе, причем, изыскательская практика говорит, что одна зона разлома второго порядка обычно представляет собой одну зону скопления УВ. Это структуры клетчатой, веерообразной, У - образной формы, типа конькового хода и горстообразные в виде иероглифа. Последний тип структур является самым распространенным. Он представляет собой горст, по краям которого находятся грабены, поэтому его называют центральной складкой волочения. В плане горстообразные зоны образуют единую структуру типа иероглифа и
прослеживаются в виде кулис. Аналогичным образом ведут себя горсты и грабены, выделенные по поверхности рифея в центральной части Куюмбинской структуры и являются дополнением к структурному рисунку веерообразной тектонической зоны разлома Линьи, который выбран за основу.
Таким образом, есть основания предполагать, что перспективная зона нефтегазонакопления в Куюмбинской структуре контролируется выделенной отрицательной структурой растяжения типа пулл-апарт, а ловушки внутри ее связаны с разломами дугообразной формы, образованными пересечением сдвигов северо-восточного и северо-западного направлений, а также с горстообразными поднятиями и ограничивающими их разломами.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Геологическая модель рифейского резервуара Куюмбинского месторождения / В.С. Славкин, В.Е. Зиньковский, Н.Е. Соколова, Е.А. Давыдова // Геология нефти и газа. - 1999. - № 11-12. - С. 13-21.
2. Геологическое строение и условия формирования гигантской Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления в верхнем протерозое Сибирской платформы / А.Э. Конторович, А.Н. Изосимова, А.А. Конторович и др. // Геология и геофизика. - 1996. - Т. 37. - № 8. - С. 166-195.
2. Линь Дяньчжун / Признаки сдвиговых структур во впадине Бохайского залива и их контроль за нефтью и газом // Шию юй тяньжаньпи дичжи. - КНР. - 1982. - Т. 3. - С. 16-24.
3. Мигурский А.В., Старосельцев В.С. / Дизъюнктивная тектоника и нефтегазоносность юга Сибирской платформы // Доклады секции Всероссийского съезда геологов и научно-практической геологической конференции «Состояние и перспективы развития сырьевой базы углеводородов России». - Санкт-Петербург: ВНИГРИ, 2000. - С. 159-168.
4. Мигурский А.В., Мазаева П.К. / Зоны сдвигов Непско-Ботуобинской антеклизы и их возможное влияние на нефтегазоносность // Новые данные по геологии и нефтегазоносности Сибирской платформы. Новосибирск, СНИИГГиМС,1980. - С. 67-76.
5. Новые данные о геологическом строении Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления и пути дальнейшего освоения ее нефтегазового потенциала / А.П. Афанасенков, Н.Г. Бухаров, Р.Н. Мухаметзянов и др. // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2004. - № 1. - С. 34-44.
6. Результаты геолого-разведочных работ на Куюмбинском месторождении ЮрубченоТохомской зоны / В.В. Харахинов, С.И. Шленкин, В.А. Зеренинов и др. // Пути повышения эффективности геолого-разведочных работ на нефть и газ в Восточной Сибири и Республике соха (Якутия): Тез. Докл. Всерос. науч.-практ. конф. - Новосибирск : СНИИГГиМС, 2006. - С. 67-78.
© М.И. Баранова, 2010
