CC BY
240
УДК 552.1
О.В. Ивченко, Е.Е. Поляков, М.В. Ивченко
Влияние разрывной тектоники на нефтегазоносность вендско-нижнекембрийских отложений южных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская антеклиза и сопредельные территории)
Ключевые слова:
Непско-
Ботуобинская
антеклиза,
перспективы
нефтегазоносности,
вендско-
нижнекембрийский
резервуар,
разрывная
тектоника,
разлом,
надвиговая
дислокация,
интрузивный трапп,
трапповый
магматизм.
Keywords:
Nepsk-Botuobinsk anteclise, prospects for oil-and-gas-bearing capacity, Vendian-Lower-Cambrian reservoir, fault tectonics, fault,
imbricated overthrust, intrusive trap, trap magamatism.
В настоящее время район Непско-Ботуобинской антеклизы (НБА) является основной нефтегазоносной областью в Республике Саха (Якутия) и Иркутской области. Здесь ведется большой объем геологоразведочных работ, проводится 3Б-сейсморазведка. В результате переинтерпретации профилей прошлых лет и интерпретации новых данных изменяется представление о структурно-тектоническом строении месторождений. Выявление особенностей влияния разрывной тектоники на нефтегазонос-ность позволит в дальнейшем усовершенствовать методику проектирования разработки месторождений и определить оптимальные места заложения проектируемых добывающих скважин.
НБА является одним из важнейших нефтегазоносных поясов Восточной Сибири. По современным представлениям она имеет слегка асимметричную веретенообразную форму и протягивается на расстояние более 1000 км при ширине до 400 км. Ее площадь превышает 250 тыс. км2. Мощность осадочного чехла изменяется от 1,5 км в сводовой части до 3 км по периферии [1]. В административном отношении юго-западная часть антеклизы входит в состав Иркутской области и частично Красноярского края, а северо-восточная - Республики Саха (Якутия). Рассматриваемая структура вытянута от широты 56° (междуречье Лены и Илима) в северо-восточном направлении до широты 64° (водораздел рек Вилюя и Моркоки) (рис. 1). По количеству открытых месторождений и подготовленных запасов нефти и газа НБА занимает ведущее место в Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП). Она входит в состав одноименной нефтегазоносной области (НГО) и является основным объектом поисков нефти и газа на всей Сибирской платформе.
Тектонический фактор оказывает существенное влияние на генерацию и аккумуляцию углеводородов. Значительная часть месторождений углеводородов (УВ) приурочена к разломным антиклинальным структурам различного порядка. Особое значение на исследуемой территории тектонический фактор приобретает вследствие весьма сложного строения осадочного чехла - присутствия линейной складчатости, обилия разрывных нарушений, насыщенности трапповыми интрузиями, развития карстовых процессов.
В работе [2] сделаны следующие статистические выводы по типизации залежей УВ относительно структурного и литологического контроля:
• большинство залежей УВ по форме структурного контроля ловушек являются неантиклинальными (58 %), по типу резервуара - пластовыми (90 %), по строению - блоковыми (60 %);
• литологический контроль определяет границы залежей в 27 (54 %), тектонический - в 29 (58 %), стратиграфический - в 8 (16 %) случаях; для залежей, контролируемых литологическим фактором, наиболее распространены (60 %) такие ограничения, как тектоническое экранирование (48 %) и стратиграфическое выклинивание (12 %). При этом следует отметить, что исследователями были учтены лишь основные, наиболее крупные, залежи УВ, поскольку мелкие, как правило, литологически замкнутые, самостоятельной промышленной ценности не представляют.
\ N-1 \ «р /Л / \/ ТолонскЛ
ч '/ ■""■А.. } Г*Вилюйс»^Ч
ОЧ,
ГЧ< . ¡.¡ЫК I Верхев«^®<^"\,
Влади^/ровкаЖ^ [Бердигестях Яикимдя^
месторождения УВ нефтегазоносные области населенные пункты
основные региональные разломы разрывы, подтвержденные бурением
Рис. 1. Обзорная карта нефтегазоносности НБА (с сопредельными территориями) с указанием основных элементов разломной тектоники (по данным лаборатории геолого-экономической эффективности недропользования Центра ресурсов и запасов углеводородов ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2015 г.)
В тектоническом отношении НБА расположена в южной половине Сибирской платформы и на юго-западе, северо-западе и юго-востоке граничит с крупными отрицательными структурами - Присаяно-Енисейской, Курейской си-неклизами и Предпатомским региональным прогибом (рис. 2). На юге она обрамляется Ангаро-Ленской ступенью, а на западе и севере через Катангскую и Сюгджерскую седловины сочленяется с Байкитской и Анабарской антеклизами. К юго-востоку от Сюгджерской седловины расположена Вилючанская седловина, которая разделяет антеклизу и Сунтар-ский свод. Северо-западный склон исследуемой структуры осложнен наложенной в позднепалеозойско-раннемезозойское время Тунгусской синеклизой, а также среднемезо-зойским Ангаро-Вилюйским прогибом, которые во многом способствовали становлению современных контуров НБА.
В пределах НБА в настоящее время выявлены следующие тектонические типы дислокаций [3]: дизъюнктивные; пликативные (прерывистая складчатость, линейная складчатость, трапповые нарушения, прочие нарушения). Превалирующее влияние на процесс УВ-накопления и тектонический контроль залежей УВ оказывали дизъюнктивные дислокации и трапповые нарушения, которые и будут рассмотрены далее в статье.
Оценка влияния разломов и надвиговых дислокаций на перспективы нефтегазоносности вендско-нижнекембрийских резервуаров
Тектоническое развитие региона прямым образом влияло на характер локализации залежей УВ. Для определения их приуроченности к структурам особо важно изучение не современного, а древнего структурного плана. Еще
месторождения
основные региональные разломы разрывы, подтвержденные бурением
Пли кати вные структуры:
| мезозоя | палеозоя
контуры структур первого порядка тектонические элементы:
Контуры структур второго порядка:
отрицательные положительные ■I- промежуточные
гемисинеклиза
^ антеклиза ^ синеклиза | | седловина [] вал | | свод, выступ
впадина
Рис. 2. Тектоническая карта (выкопировка) нефтегазоносное™ Сибирской платформы (СНИИГГиМС МПР России, 2005)
одна сторона этого процесса - неоднозначное влияние на нефтегазоносность осадочного чехла разрывных нарушений. Положительная роль разломов проявляется в экранировании миграционных потоков УВ, что при наличии прочих благоприятных условий приводит к возникновению комбинированных ловушек нефти и газа (рис. 3). Разломы способствуют также созданию зон трещиноватости, значительно увеличивающих проницаемость коллекторов [4]. Однако дизъюнктивы могли интенсифицировать вертикальную миграцию нефти и газа, что вело к полному или частичному разрушению залежей или вертикальному перемещению углеводородов. Кроме всего перечисленного, дизъюнктивная тектоника определяла направление и скорость движения пластовых вод, их разгрузку и т.д., т.е. весь гидродинамический режим недр.
Определенные трудности при доразведке и разработке залежей нефти и газа обусловлены сложным геологическим строением большинства месторождений УВ в изучаемом регионе. При относительно простой морфо-структуре залежей распределение коллекторов и неколлекторов, как правило, определяется не столько литологическим фактором, сколько наличием отдельных блоков залежей, сформировавшихся в результате тектонических нарушений. Блоковое строение залежей подтверждается также различными уровнями флюидных контактов (газонефтяных - ГНК, газоводяных - ГВК, водонефтяных - ВНК) в блоках, а также отсутствием гидродинамической связи между отдельными частями залежей. Часто амплитуда отдельных нарушений незначительна, что затрудняет их выявление геолого-геофизическими методами [5, 6].
аз
« к
«
я &
ю
>я я
Пласт МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Ангаро-Ленская НГО Непско-Ботуобинская НГО
Иркутская область Республика Саха (Якутия)
Ковыктин-ское Марковское Аянское Дулисьмин-ское Даниловское Верхнечон-ское Тымпучикан-ское Талаканское Чаяндинское Средне-ботуобинское Тас-Юряхское Иктехское Верхне-вилючанское Вилюйско-Джербинское
Б,, * #1 Л
Бз
Б4 у 'f
Б5
Б12 &
Вз
в5 у
вм & £
вц №
В,з Г
В14
Залежи:
пластовая антиклинальная
пластовая неантиклинальная
Контроль:
литологический
стратиграфический
Насыщение коллекторов: газовое
и газоконденсатное нефтяное
массивная
тектоническии
блоковая
отсутствие залежи отсутствие пласта
Рис. 3. Типы залежей НБА и сопредельных территорий (В.А.Топешко, Л.В. Рябкова, 2000, дополнено с изменениями О.В. Ивченко)
Необходимо также учитывать, что многие месторождения являются многофазными (не фтегазоконденсатными).
В настоящей статье наибольшее влияние уделено дизъюнктивным нарушениям, которые в рассматриваемом регионе выполняют две основные функции - разграничения разных блоков одной залежи и экранирования потоков УВ на внешнем контуре залежи. Наиболее интенсивно разломная тектоника проявилась на северо-востоке НБА (в якутской части), где 24 залежи из 38 разбиты на блоки и 26 из 38 ограничены (или чаще всего экранированы) плоскостью разломов по внешнему контуру. В юго-западном направлении, в иркутской части НБА и Ангаро-Ленской ступени, интенсивность проявления пликативной и разломной тектоники падает. В центральной части НБА расположено крупное Верхнечонское нефтега-зоконденсатное месторождение (НГКМ), приуроченное к слабо выраженному структурному мысу. Многочисленные разломы выполняют здесь роль барьеров, разделяющих участки с различным насыщением коллекторов и уровнями газожидкостного контакта (ГЖК) [7]. Субширотный Могдинско-Ленский разлом, пересекающий месторождение с северо-запада на юго-восток, выделен по данным грави- и магниторазведки и подтвержден результатами глубокого бурения. Разлом сопровождается выходом на поверхность цепочки секущих даек траппов. С северо-востока Верхнечонское месторождение экранировано Верхнечонско-Талаканским грабеном, отделяющим его от смежных Вакунайского и Тымпучиканского месторождений. По поверхности кристаллического фундамента вертикальное смещение достигает 100 м.
Непско-Ботуобинская антеклиза осложняется целым рядом пликативных форм, самой крупной из которых является Непский свод (см. рис. 2), охватывающий вершину ан-теклизы. По опорной структурной поверхности большая часть свода близка к изогипсе 1,5 км. Непский свод осложнен двумя куполовидными поднятиями: Пеледуйским (амплитуда 250 м) и Верхнечонским (амплитуда 50 м). В юго-восточной части Пеледуйского поднятия располагается Талаканская положительная структура (замыкающая изогипса 1,1 км), являющаяся вершиной Непско-Ботуобинской антеклизы. Кроме Непского свода на территории Непско-Ботуобинской антеклизы выделяется еще одна
положительная структура - Мирнинский свод (225^110 км, амплитуда до 500 м). К нему приурочены 8 нефтегазовых месторождений, в том числе Среднеботуобинское, Тас-Юряхское, Иреляхское, Маччобинское, Иктехское и др. Крупнейшее из них - Среднеботуобинское -осложнено разрывными нарушениями, делящими месторождение на ряд тектонических блоков. Размер брахиантиклинали составляет 75^80 км, амплитуда поднятия по кровле боту-обинского горизонта достигает 50 м. Промышленная нефтегазоносность связана с карбонатными отложениями осинского горизонта и тер-ригенными коллекторами ботуобинского и ула-ханского горизонтов.
Все залежи являются пластовыми, сводовыми, тектонически экранированными. На Среднеботуобинском месторождении выделяют до 6 тектонических блоков с разными гипсометрическими отметками газожидкостных контактов. Восточнее Среднеботуобинского месторождения расположено Тас-Юряхское нефтегазовое месторождение, приуроченное к брахиантиклинали (38*19 км, амплитуда до 40 м). Структура разбита на десять блоков северо-восточного простирания. Основной продуктивный горизонт - ботуобинский. Газожидкостные контакты в блоках отбиваются на разных абсолютных отметках [8]. Иреляхское и Маччобинское месторождения имеют аналогичное строение и приурочены к брахиантикли-налям, разбитым серией малоамплитудных разрывных нарушений субмеридионального простирания. Газонефтяные залежи приурочены к ботуобинскому и улаханскому горизонтам.
Цикличность заполнения ловушек УВ фиксируется в виде сохраненных древних ВНК. За счет существенного растворения минералов цемента и скелетной части пород под воздействием продуктов биогенного и абиогенного окисления нефтей (двуокись углерода, сероводород, органические кислоты и т.д.) на уровнях древних ВНК образуется зона растворения (разуплотнения) пород, а ниже нее - область диффузионного оттока в подошвенные воды растворимых компонентов (гипс, ангидрит, кальций, доломит, полевые шпаты, кварц и глинистые минералы). Зоны растворения современных и древних ВНК не всегда сохраняются. Главным образом это связано с неустойчивостью положения самих ВНК [9].
Изучение вторичных изменений зон древних ВНК залежей позволит уточнить
первичное положение флюидного контакта нефтяных скоплений и выяснить причины перераспределения УВ по блокам, что необходимо для рационального планирования доразвед-ки и последующей разработки месторождения. В качестве примера в работе [10] рассмотрена северная группа месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы Сибирской платформы (Мирнинский свод) - Среднеботуобинское, Тас-Юряхское, Иреляхское и Маччобинское, продуктивность которых связана с терриген-ными отложениями венд-кембрийского возраста. У этих месторождений выявлен ряд характерных особенностей, определяющих общий подход к изучению перспектив их дораз-ведки и разработки: прежде всего это близкие фациальные условия формирования (цепочки баров вдоль древней береговой линии) за счет единого источника сноса, преимущественно с северо-запада, а также синхронное многократное заполнение ловушек УВ и разрушение залежей; аномальные геохимические процессы на границах современных и древних контактов «газ - нефть» и «газ - вода»; окончательное расформирование единых залежей УВ на ряд блоков, изолированных в различной степени. Существование первоначально единой древней залежи УВ подтверждено также геохимическими данными по пластовым флюидам и вмещающим породам.
В вендском и венд-кембрийском терриген-ных комплексах (рис. 4) установлены два продуктивных горизонта - ботуобинский и улахан-ский, которые на Иреляхском и Маччобинском месторождениях хорошо коррелируются и представлены песчаниками. Во всех скважинах (кроме скв. 711 и 15507) они разделены песчано-аргиллитовой «перемычкой». Общая мощность терригенной пачки от кровли боту-обинского до подошвы улаханского горизонта в пределах обоих месторождений сохраняет практически постоянное значение (25-26 м). Во всех рассмотренных разрезах скважин в подошве терригенной пачки выделяется пласт мощностью 1-4 м, однозначно коррелируемый в пределах рассматриваемых площадей. По описанию керна этот пласт характеризуется как плотный ангидритизированный песчаник. Его геофизическая характеристика выражена повышенными значениями (3 усл. ед.) показаний нейтронного гамма-каротажа (НГК) и пониженными показаниями гамма-каротажа (ГК). В промежуточном (между улаханским
и ботуобинским) песчано-аргиллитовом горизонте (так называемой «перемычке») около половины песчаников содержат в среднем более 15 % цемента (глинистого, карбонатного и сульфатного). Изучение пород терригенно-го комплекса (скв. 712, 714 и 738 Иреляхского, а также скв. 902 и 904 Маччобинского месторождений) в шлифах позволило выделить зоны аномального (60-70 % и более) содержания карбонатного и ангидритового цемента в подошве улаханского горизонта, что, с точки зрения исследователей [10], обусловило повышенные значения показаний НГК.
На Иреляхском месторождении (скв. 712 и 714 на глубинах 2137,5 и 2119,9 м соответственно) по описанию керна отмечены зоны брекчированных пород. Непроницаемость «перемычки» обусловлена приуроченностью к ней древнего ВНК, а также изменением пород под воздействием гидротерм и взрыва пара (трубки взрыва). Такие факты, как наличие мета-морфизованной нефти, аргиллитизированных глинистых прослоев, сланцеватых текстур пород, кварцитовидных структур песчаников, зон брекчирования, подтверждают соседство изученных пород с трубками взрыва (скв. 712, 714, 738). Наложение зоны контактного изменения пород (под воздействием трубок взрыва, гидротерм и др.) на зону древнего ВНК привело к полной непроницаемости пород в «перемычке» (скв. 712, 714). Следует подчеркнуть, что непроницаемый горизонт превышает по мощности «перемычку», которая заключена в нем или находится вне его. По-видимому, благодаря трубкам взрыва произошло полное разрушение залежи. Следы древней палеозалежи в виде участков окисленной нефти, рассредоточенных во всем ее объеме выше древнего ВНК, свидетельствуют о том, что в дальнейшем ловушка вновь заполнилась нефтью. В восстановительных условиях по твердому битуму развивался пирит. Максимальное содержание пирита отмечено в скв. 904 на глубине 2113 м; в скв. 902 -на глубине 2119 м (Маччобинская площадь); в скв. 738, 736, 712 и 714 - на глубинах 2188,8; 2148,6; 2136,3 и 2116,2 м (Иреляхская площадь) соответственно, т. е. на верхней границе древнего ВНК (первый древний ВНК палео-залежи). При реконструкции эта граница была принята за горизонтальную и использована для восстановления границ палеозалежи. От этой границы откладывались мощности улахан-ского горизонта, «перемычки» ботуобинского
Разломы, проявившиеся в платформенный этап развития:
© - Вилюйско-Мархинский © - Ангаро-Вилюйский © - Ангаро-Алымджинский (4) - Марковский © - Ербогачено-Чуйский © - Маркокинский © - Ангаро-Катангский ® - Вельминско-Чунский
Положительные структуры 1-го порядка:
I - Непский свод
II - Мирнинский выступ
III - Камовский свод
IV - Иркинеево-Чадобецкий сложный выступ
V - Сибирско-Тогурский выступ)
Положительные структуры 2-го порядка:
1 - Верхневилючанское куполовидное поднятие
2 - Пеледуйское куполовидное поднятие
3 - Верхнечонский структурный мыс
4 - Алтыбское куполовидное поднятие
5 - Усть-Кутский вал
6 - Таимбинский структурный мыс
7 - Муторайский структурный мыс
8 - Сользаводской структурный мыс
9 - Оленчиминский вал
10 - Вайвидинский структурный мыс
11 - Юрубченский структурный мыс
12 - Пайгинское куполовидное поднятие
13 - Оскобинский вал
14 - Чадобецкое куполовидное поднятие
15 - Верхнетеринская котловина
16 - Ярактинская котловина
17 - Иркинеевский структурный мыс
18 - Восточно-Теринская котловина
19 - Кодинское куполовидное поднятие
20 - Собинский вал
21 - Елохтинский вал
надпорядковые структуры (антеклизы, синеклизы) седловины
зона шарьяжных перекрытий с контурами структур аллохтона на изученных участках
прогнозируемые зоны позитивного влияния дизьюнктивов на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород карбонатных резервуаров
прогнозируемые зоны проявления надвиговых деформаций, в которых предполагаются улучшение ФЕС пород резервуаров и образование дополнительных тектонически экранированных и антиклинальных ловушек
административные границы
Рис. 4. Оценка влияния разломов и надвиговых дислокаций на перспективы нефтегазоносности вендско-нижнекембрийских резервуаров
центральных районов Сибирской платформы (Г.Г. Шемин, 2007)
горизонта, т.е. мощности тех горизонтов, которые лежали выше древнего ВНК.
Первый палеоконтакт отмечается внутри современных залежей. Это свидетельствует о том, что древняя ловушка заполнялась как минимум 2 раза. Первоначальный объем залежи, значительно меньший современного, был заполнен нефтью. Об этом говорит тот факт, что после взрыва (трубки взрыва) часть нефти метаморфизовалась (скв. 712, интервал глубин 2135-2137,5 м) или окислилась, а затем при повторном заполнении твердый битум пиритизи-ровался (следы древней нефти - твердого битума - отмечены в шлифах пород по всему объему структурной ловушки во время стабилизации второго древнего ВНК). Помимо хемоген-ного цемента в подулаханских песчаниках широко распространен регенерационный кварцевый цемент, который полностью заполнил полезную емкость, превратив песчаники в квар-цитовидные породы. Мощности «запечатанных» зон на Иреляхской площади в скв. 738, 736 и 712 составляют 3, 5 и 7 м соответственно. В скв. 714 второй древний ВНК отмечен в по-дулаханских песчаниках, где присутствуют карбонаты и сульфаты, составляющие 40-60 % объема пород. Аномальное содержание цемента отмечено в скв. 736 (2161 м), 738 (2198 м), 712 (2155 м), 714 (2135 м). Следует особо подчеркнуть, что для песчаников всего терри-генного комплекса характерно засолонение. Если в пределах Среднеботуобинского и Тас-Юряхского месторождений преобладает легкорастворимая соль - галит (доля последнего составляет 5-10 % от суммарного содержания цемента), то на Иреляхском и Маччобинском месторождениях преобладают труднорастворимые соли - доломиты и ангидриты. Верхняя граница выделенной зоны засолоне-ния несет следы окисленной нефти (пирити-зированный битум. Максимальные мощности газонефтенасыщенных пород сохранились в скв. 712 и 714. О разрушении залежи свидетельствует современное законтурное положение скв. 738. Вода и рассолы поступали сверху по тектоническим трещинам и распространялись по латерали между непроницаемыми прослоями, подпруживая частично разрушенную залежь.
В некоторых случаях происходило также залечивание трещин, в результате чего блоки были изолированы друг от друга. Наибольшая площадь распространения залежи фиксиру-
ется во время стабилизации второго древнего ВНК. В блоках, опущенных относительно своего первоначального положения, отмечается вода и фиксируется частичное разрушение залежи. Современные залежи УВ, занимающие в вендское время значительно большие по площади и объему резервуары, являются лишь фрагментами палеозалежи (Иреляхское и Маччобинское месторождения). Общий для ботуобинского и улаханского горизонтов ГНК в центральном блоке Иреляхского месторождения подтверждает ранее выдвинутое положение о сообщаемости ботуобинского и ула-ханского горизонтов. На Маччобинском месторождении в районе скв. 901 и 902 газонефтяной контакт отмечается, по данным опробования, на абсолютной отметке 1760 м. В скв. 903 улаханский горизонт полностью газонасыщен до абсолютной отметки 1760 м, как и в соседнем блоке (скв. 902 и 904). Эти факты свидетельствуют о сообщаемости блоков, т.е. о связи отдельных фрагментов газового резервуара.
На Иреляхском месторождении современный улахан-ботуобинский резервуар разделен на серию блоков, главными из которых являются западный и центральный. Близкие пластовые давления в газовой части залежи (скв. 711, 736 и 712) говорят о том, что тектоническое нарушение между центральным и западным блоками не обладает достаточными экранирующими свойствами. В нефтяных же частях залежей обоих блоков отмечается различное положение ВНК, т.е. для нефти тектоническое нарушение служит преградой.
Помимо приведенных геолого-промысловых данных единство улахан-ботуобинского природного резервуара на Иреляхском и Мач-чобинском месторождениях подтверждают близкие по составу и свойствам нефти в обоих горизонтах (легкие, малосернистые со средней плотностью 0,843-0,877 г/см3). Нефти ула-ханского горизонта Иреляхского (скв. 15521) и Маччобинского (скв. 20403) месторождений характеризуются также сопоставимыми значениями плотности (0,856 г/см3), содержания серы (0,4-0,7 %), смол (24,8-29,6 %) и выхода бензиновых фракций (17-18 %). Нефти ботуобинского горизонта отличаются более высокой плотностью (до 0,886 г/см3) и вязкостью. Содержание асфальтенов достигает 5-7 %. Отмечается более низкий выход бензиновых фракций (10 %). В углеводородном составе нефти наблюдается повышенный выход
ароматических и нафтеново-ароматических УВ. Следовательно, тектонические подвижки, повлиявшие на разобщение венд-кембрийского палеорезервуара, привели не только к разрушению древней залежи УВ, но и нарушили местами доломитовую покрышку, перекрывающую ботуобинский горизонт. При опробовании бо-туобинского горизонта совместно с вышележащими доломитами в открытом стволе (скв. 902, 904, 903, 20403 Маччобинского и скв. 712, 714 Иреляхского месторождений) получены значительные (до 2400 тыс. м3/сут) притоки газа, что говорит о прорыве доломитовой покрышки и поступлении газа в вышезалегающие породы. Наличие залежей УВ в вышележащих горизонтах (осинском, юряхском и олекминском) подтверждает значительную вертикальную сооб-щаемость разреза, включающего как терриген-ные, так и карбонатные породы. Этот факт подтверждается и данными геохимического анализа нефтей, отобранных в указанном районе на различных стратиграфических уровнях.
Таким образом, результаты изучения разломно-блокового строения залежей Мир-нинского свода литологическими методами, а также с помощью геолого-геофизических и промысловых данных позволяют существенно детализировать их современное состояние (изоляцию или связь блоков, наличие «запечат-ки» на водонефтяных контактах), что способствует внедрению более рациональных методов разработки этих залежей, а также доразвед-ке отдельных (опущенных по сравнению с первоначальным положением) блоков [10].
Подводя итоги краткому обзору дизъюнктивной тектоники НБА и ее влияния на нефте-газоносность, следует отметить:
• все рассмотренные разломы характеризуются отсутствием крупных вертикальных перемещений блоков фундамента;
• большинство дизъюнктивов несут следы горизонтальных подвижек;
• фиксируется связь контуров антеклизы и осложняющих ее структур с простиранием разломов;
• по времени формирования разломы разделяются на 2 основные группы - доплатфор-менные и платформенные;
• подавляющее большинство дизъюнк-тивов группируются в системы: северо-западную, субмеридиональную, северо-северо-вос-точную и северо-восточную. Особенностью этого соотношения служит тот факт, что при-
менительно к многопластовым залежам структурные ловушки в карбонатных породах нижнего кембрия характеризуются субширотным северо-западным простиранием, а в тер-ригенных породах венда - субмеридиональным или северо-восточным простиранием. Это дает основание предположить, что структурными планами залежей в разновозрастных отложениях наследуются простирания различных активизированных разломных систем. Такую особенность пространственного размещения стратиграфически разноуровневых залежей, выступающую как тектоническая закономерность, подтверждают результаты анализа структурных построений и гидродинамических испытаний скважин по продуктивным горизонтам, хорошо изученным глубоким бурением, на уникальном и крупном Чаяндинском нефтегазоконденсатном и Талаканском газонефтяном месторождениях [11].
Оценка влияния интрузивных траппов на нефтегазоносность
В центральных районах Сибирской платформы насыщение отложений магматическими породами в целом незначительно. Они составляют около 3 % объема платформенного чехла и представлены преимущественно пластовыми интрузивными телами (силлами). Ограниченным площадным распространением пользуются секущие тела (дайки). Магматические образования залегают в вендско-нижнекембрийских карбонатных и галогенно-карбонатных отложениях нижнеданиловского, среднеданиловско-го, верхнеданиловского, усольского, эльгянско-го, нижнетолбачанского, верхнетолбачанского, олекминского и чарского регоциклитов (р.ц.) на более чем 30 стратиграфических уровнях.
Толщина трапповых интрузий составляет преимущественно 30-100 м. Они распространены в северо-западной и центральной частях Непско-Ботуобинской антеклизы и почти на всей территории Байкитской антекли-зы, а также Катангской седловины (рис. 5). Более подробные представления о распределении трапповых образований по площади и разрезу исследуемых районов, а также об их морфологических особенностях приведены в многочисленных публикациях [например, 12-13 и др.].
Существуют различные представления об интенсивности влияния интрузивных образований на вмещающие породы.
и
Положительные структуры 1-го порядка:
I - Непский свод
II - Мирнинский выступ
III - Камовский свод
IV - Иркинеево-Чадобецкий сложный выступ
V - Сибирско-Тогурский выступ
Положительные структуры 2-го порядка:
1 - Верхневилючанское куполовидное поднятие
2 - Пеледуйское куполовидное поднятие
3 - Верхнечонский структурный мыс
4 - Алтыбское куполовидное поднятие
5 - Усть-Кутский вал
6 - Таимбинский структурный мыс
7 - Муторайский структурный мыс
8 - Сользаводской структурный мыс
9 - Оленчиминский вал
10 - Вайвидинский структурный мыс
11 - Юрубченский структурный мыс
12 - Пайгинское куполовидное поднятие
13 - Оскобинский вал
14 - Чадобецкое куполовидное поднятие
15 - Верхнетеринская котловина
16 - Ярактинская котловина
17 - Иркинеевский структурный мыс
18 - Восточно-Теринская котловина
19 - Кодинское куполовидное поднятие
20 - Собинский вал
21 - Елохтинский вал
Контуры структур:
надпорядковых (антеклизы, синеклизы)
Границы трапповых тел, залегающих в отложениях:
нижнеданиловского и среднеданиловското р.ц. (Байкитская антеклиза) верхниданиловского и усольского р.ц. (Катангская седловина)
верхниданиловского, усольского и верхнитолбачанского р.ц. (Байкитская антеклиза)
верхниданиловского, усольского, верхнитолбачанского и чарского р.ц. (Непско-Ботуобинская антеклиза)
чарского и наманского р.ц. (Байкитская антеклиза и Катангская седловина)
верхнего палеозоя и триаса (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина)
зоны «перехода» силлов с одного стратиграфического уровня на другой
административные границы
Трапповые породы, залегающие в отложениях:
| нижнеданиловского р.ц. среднеданиловското р.ц. верхнеданиловского р.ц. пачки и8-1 усольского р.ц. пачек ия-2 - и§-5 усольского р.ц. верхнетолбачанского р.ц. чарского и наманского р.ц. верхнего палеозоя и триаса
Рис. 5. Размещение интрузивных траппов в осадочном чехле Непско-Ботуобинскои, Банкнтской антиклиз н Катангской седловины (Г.Г. Шемин, A.B. Мигурский, 2007)
Н.В. Мельников [14] полагает, что пористость песчаников на контакте с траппами уменьшается в 2-4 раза. По материалам Е.Н. Родновой, открытая пористость карбонатных пород на контакте с интрузиями практически не меняется. Имеются и другие мнения. Так, некоторые исследователи (например, Ф.Н. Яковенко) связывают низкие ФЕС пород осинского горизонта Приленского района Непско-Ботуобинской ан-теклизы с отрицательным воздействием на них перекрывающих магматических образований.
На основании анализа [13] толщин пачек в разрезах скважин Ярактинского, Аянского, Среднеботуобинского месторождений и Касат-кинской площади, содержащих интрузии, можно сделать вывод, что интрузивные траппы значительно повлияли на вмещающие породы (рис. 6-8). Они уплотнили их на 1/5 своей толщины без изменения стратиграфического объема. Толщина подвергшихся уплотнению пород в 2-3 раза больше толщины интрузии. Уплотнение перекрывающих интрузию отложений более значительно, чем подстилающих. Чем ближе к интрузии расположены вмещающие породы, тем более они уплотнены.
Полученные результаты позволяют сделать вывод о том, что при палеотектонических реконструкциях исследуемых районов необходимо вычитать из разрезов скважин толщину интрузивных образований, а поправку на влияние траппов прибавлять. Ее численное значение в среднем составляет 1/5 часть толщины траппового тела. Применительно к конкретным площадям бурения она вычислялась графическим способом (рис. 9).
Рассмотренный метод приемлем только для пластовых интрузий. Секущие трапповые тела встречаются в разрезах скважин весьма редко; обычно они занимают стратиграфический объем отсутствующих отложений за счет их смещения. Учет трапповых образований в этом случае осуществляется только вычитанием из разрезов поправок на уплотнение разреза.
Кроме отмеченных факторов, использование метода мощностей применительно к центральным районам Сибирской платформы ограничено также процессами вымывания солей инфильтрационными водами [15]. Кратко это сводится к следующему. В нижнекембрийских отложениях исследуемой территории, как правило, нет пластов соли до глубины 30800 м. Так, на Непском своде соли отсутствуют в верхней и средней частях чарского р.ц., на
Верхнечонском поднятии - во всем чарском и олекминском р.ц., а на наиболее приподнятом Талаканском поднятии соли фиксируются только в нижней и средней частях усольского р.ц. Обычно это явление объяснялось фациальны-ми изменениями разреза верхней и в какой-то степени средней частей осадочного чехла [16]. Предполагается, что исчезновение солей вызвано процессами их вымывания инфильтраци-онными водами. Далее этот вывод будет пояснен на примере чарского, олекминского, верх-нетолбачанского, эльгянского и усольского р.ц. Непско-Ботуобинской антеклизы.
Как известно, в чарском и верхней части олекминского р.ц. выделяются 7 галогенно-карбонатных пачек (сИг-1 - еЬг-5, о1-5, о1-6). Каждое из отмеченных подразделений имеет характерные толщины карбонатов и солей и однозначно опознается и коррелируется на значительной территории исследуемых районов. В пределах Непско-Ботуобинской антеклизы все 7 подразделений фиксируются только на ее наиболее прогнутых южной и северной пе-риклиналях (Марковское и Аянское месторождения, Сюльдюкарская площадь). На остальной территории антеклизы соли выявлены либо в средней и нижней, либо в нижней частях чар-ского р.ц., или же они полностью отсутствуют в чарском и верхней части олекминского р.ц. В зависимости от стратиграфического уровня верхней поверхности пласта соли меняется и общая толщина чарского и верхней части олекминско-го р.ц. Диапазон колебания толщин составляет 200 м, что обусловлено в основном изменениями толщин солей, тогда как толщина карбонатной части остается более или менее постоянной.
В юго-западной части Непско-Ботуобин-ской антеклизы, на участке от Ярактинского месторождения до Преображенской площади, кровля верхнего пласта соли меняет стратиграфическое положение: на Ярак-тинском месторождении она находится в пачке сЬт-5, в средненепских скважинах -в пачке сЬт-4, на Даниловской площади -в сИг-2, в Преображенской скв. 135 - в о1-6. На Верхнечонском месторождении в зависимости от структурного плана она «скользит» от кровли до подошвы верхнетолбачан-ского р.ц., а в пределах наиболее приподнятой структуры антеклизы (Пеледуйского поднятия) кровля верхнего пласта соли «спускается» до пачки ш-4 усольского р.ц. Подобное скольжение верхней кромки солей
по разрезу фиксируется в северо-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы от Сюльдюкарской площади до Пеледуйского поднятия, а также в пределах Байкитской ан-теклизы [17].
Резкое изменение стратиграфического положения верхнего уровня солей на ограниченной территории объясняется их вымыванием. Близкие значения глубин до кромки верхней отметки солей и небольшой диапазон абсолютных отметок (от -150 до -300 м) позволяют заключить, что вымывание солей происходит на современном этапе.
Вымывание солей олекминского и чарско-го р.ц. инфильтрационными водами на приподнятых участках Непско-Ботуобинской и Байкитской антеклиз и верхнетолбачанского, эльгянского, усольского р.ц. на их вершинах весьма значительно изменило первичную толщину отложений. Характер ее распределения по площади не будет отражать истинную историю тектонического развития районов. Поэтому отложения чарского, олекминского и верхнетолбачанского р. ц. в пределах отмеченных участков исследуемой территории не могут быть использованы для палеотек-тонических реконструкций.
Таким образом, рассмотренные выше факторы ограничили использование метода мощностей применительно к следующим стратиграфическим уровням разреза:
• вендскому терригенному комплексу в пределах зональных и локальных участков;
• галогенно-карбонатным породам усольс-кого, верхнетолбачанского и чарского р.ц.;
• юго-западной части Непско-Ботуобинс-кой антеклизы (для палеотектонических построений на локальных участках);
• отложениям верхнетолбачанского и чарского р.ц. на Куюмбинской площади;
• отложениям наманского и чарского р.ц. на территории Непского свода и северо-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы, а также в сводовой части Байкитской антеклизы.
Учет этих материалов существенно повысил достоверность палеотектонических реконструкций. В частности, получены отличающиеся от ранее существовавших представления об истории тектонического развития как крупных надпорядковых структур, так и отдельных участков и поднятий [18-20].
Трапповый магматизм в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы проявился в существенно меньших масштабах, чем в северозападных районах Сибирской платформы. Его
образования, как было отмечено ранее, здесь составляют около 3 % объема платформенного чехла. Они залегают стратиграфически выше основных продуктивных горизонтов антекли-зы, влияние их на нефтегазоносность отложений в целом незначительно.
Далее изложены основные закономерности локализации трапповых интрузий на территории Непско-Ботуобинской антеклизы. Ранее эти вопросы рассматривались А.Э. Конторовичем с соавторами [21], В.Н. Воробьевым [22-24], А.О. Ефимовым [25-26], А.Н. Золотовым [27], Н.В. Мельниковым с соавторами [14],
A.В. Мигурским [3], В.В. Самсоновым [28],
B.С. Старосельцевым [29], Г.Г. Шеминым [30, 31] и др.
Магматические образования в осадочных породах Непско-Ботуобинской антекли-зы локализованы на двух стратиграфических уровнях, причем приуроченные к этим уровням тела территориально не пересекаются. По предварительным данным, они имеют почти сплошное распространение на большей части антеклизы. Исключение составляют лишь юго-восточная ее часть и отдельные участки северо-западного склона структуры, где траппы отсутствуют.
Шире всего распространены интрузивные тела долеритов, внедрявшиеся в среднюю часть осадочного чехла. Возраст их определен калий-аргоновым методом как позднепалеозойско-триасовый. Они протягиваются в виде полосы шириной 50-150 км и длиной около 1000 км вдоль длинной оси антеклизы, распространяясь на ее периклиналь и значительную территорию сводовой части. Площадь развития этого тела (или группы тел) составляет около 90 тыс. км2 (33 % площади антеклизы). Толщина изменяется в пределах 70-120 м. Наибольшие ее значения отмечаются в центральной части траппово-го тела.
Второй уровень локализации траппов стратиграфически выше. Эти траппы распространены на северо-западном склоне антеклизы. Площадь их развития - около 60 тыс. км2 (22 % площади антеклизы), толщина изменяется от 60 до 300 м. Эти интрузивные тела предположительно также датируются как позднепалеозойско-триасовые. Их формирование, скорее всего, хронологически связано с заложением и развитием Тунгусской синеклизы, юго-восточный борт которой накладывался на северо-западный склон Непско-Ботуобинской антеклизы.
и
Положительные структуры 1-го порядка:
I - Непекий свод
II - Мирнинский выступ
III - Камовский свод
IV - Иркинеево-Чадобецкий сложный выступ
V - Сибирско-Тогурский выступ
Положительные структуры 2-го порядка:
1 - Верхневилючанское куполовидное поднятие
2 - Пеледуйское куполовидное поднятие
3 - Верхнечонский структурный мыс
4 - Алтыбское куполовидное поднятие
5 - Усть-Кутский вал
6 - Таимбинский структурный мыс
7 - Муторайский структурный мыс
8 - Сользаводской структурный мыс
9 - Оленчиминский вал
10 - Вайвидинский структурный мыс
11 - Юрубченский структурный мыс
12 - Пайгинское куполовидное поднятие
13 - Оскобинский вал
14 - Чадобецкое куполовидное поднятие
15 - Верхнетеринская котловина
16 - Ярактинская котловина
17 - Иркинеевский структурный мыс
18 - Восточно-Теринская котловина
19 - Кодинское куполовидное поднятие
20 - Собинский вал
21 - Елохтинский вал
надпорядковые структуры (антеклизы, синеклизы) седловины
зона шарьяжных перекрытий с контурами структур аллохтона на изученных участках
Прогнозируемые зоны отрицательного влияния траппов на перспективы нефтегазоносное™ резервуаров:
Шк
нижнеданиловского среднеданиловс ко го верхнеданиловского усольского
шш
границы прогнозируемых зон административные границы
Рис. 6. Оценка влияния интрузивных траппов на перспективы нефтегазоносности вендско-нижнекембрийских резервуаров
центральных районов Сибирской платформы
Пачка
Свита
§ 8 70 п 5
Я 0}
I 5
50 -
30 -1
2 1
Усольская
2 1
Вельская
IV
60 100 140
Толщина пластовой интрузии, м
V
'' н '' карбонатные породы
ПЩ
С С
с
галогенно-карбонатные породы
каменная соль
долериты
разрывные нарушения
средняя толщина пачек без интрузивных образований
средняя толщина пачек, содержащих интрузивные образования
Рис. 7. Влияние траипового магматизма на вмещающие кембрийские галогенно-карбонатные породы в пределах Ярактинского и Аянского месторождений (Г.Г. Шемин, 2007):
1-Ш - геологические разрезы; IV - оценка влияния пластовой интрузии на толщины вмещающих ее пород; V - график зависимости толщины пород осинского горизонта от толщины пластовой интрузии
I
40
30------
0 20 40 60 80 100 120
Толщина пластовой интрузии, м
II
Рис. 8. Влияние траппового магматизма на вмещающие кембрийские галогенно-карбонатные породы в пределах Касаткинской площади (Г.Г. Шемин, 2007):
I - геологический разрез; II - график зависимости толщины пород осинского горизонта
от толщины пластовой интрузии
Тела траппов первого уровня изучены неравномерно. Они сравнительно хорошо исследованы только в центральных и юго-восточных участках антеклизы. На ее северо-западе интрузии вскрыты единичными скважинами. Рассматриваемые трапповые тела залегают в нижнекембрийских галогенно-карбонатных отложениях верхнеданиловского, усольского, эльгянского, нижнетолбачанско-го, верхнетолбачанского, олекминского и чар-ского р.ц. на 30 стратиграфических уровнях. На крайнем юго-западе антеклизы (западная часть Усть-Кутской площади) трапповое тело
залегает в верхней пачке верхнеданиловского р.ц. Его толщина составляет здесь 105-125 м.
Далее на северо-восток трапповые тела находятся в кровле осинского горизонта (пачке иБ-1 усольского р.ц.). Распространены они на этом уровне весьма широко и протягиваются вдоль длинной оси антеклизы более чем на 400 км при ширине 50-100 км. Площадь распространения «надосинского силла» составляет около 30 тыс. км2. Толщина его изменяется от 50 до 120 м. Севернее «надосинский силл» переходит на более высокие стратиграфические уровни усольского р.ц. - в пачки
* s
у
ев
<N
С СД
а 3 120
И ¡S
Я тч
И | £
100
1® 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
--!—. 1__l^hj^ • • • ---- 1 1 1 1 h • • • — , • , „ „ h
'.__
20
40
60
80 100 120 140
Толщина пластовой интрузии, м
н—У
^-
средняя толщина пачек на участках, не подвергшихся внедрению пластовой интрузии средняя толщина пачек на участках, подвергшихся внедрению пластовой интрузии характер изменения толщин пачек в зависимости от толщины пластовой интрузии поправка влияния пластовой интрузии на толщину вмещающих ее пород (поправка на траппы)
Рис. 9. Оценка влияния траппового магматизма на толщину вмещающих галогенно-карбонатных пород усольского р.ц. в пределах Ярактинского и Аянского месторождений
h
иб-3, иб-4 и иб-5, где зафиксирован скважинами Средненепская 185 и Верхнечонская 124. Северо-восточнее трапповые тела находятся уже в толбачанских и олекминском р.ц., где они распространены в полосе шириной 50-70 км и длиной около 400 км. Эта полоса начинается на вершине Непского свода, проходит по его северо-западному склону, далее, распространяясь на северо-восток, охватывает Среднеботуобинское месторождение. Ее северо-восточное окончание расположено за пределами антеклизы.
В северо-западном направлении от Средне-ботуобинского месторождения интрузивные тела вновь фиксируются в усольском р.ц., распространяясь по северо-западному склону антеклизы предположительно до границы с Тунгусской синеклизой. В юго-восточном направлении от месторождения интрузивные тела переходят в олекминский р.ц., протягиваясь в виде дугообразной полосы шириной 30-70 км и длиной 400 км (рис. 10).
Таким образом, первая группа трапповых тел в самых погруженных участках антекли-зы приурочена к более древним отложениям. В направлении к более приподнятым участкам структуры они «переходят» в более молодые отложения. По-видимому, это свидетельствует о едином магмоподводящем разломе, по которому происходило внедрение магмы, сформировавшей интрузивные тела. Таким разломом, вероятнее всего, является Ангаро-Вилюйский.
Вторая группа трапповых тел выявлена только на северо-западном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы. Контуры ее распространения предположительны. На Ербогаченс-кой площади трапповое тело расположено на эродированной поверхности средней части чарского р.ц. и перекрывается верхнепалеозойскими отложениями. Вскрытая толщина интрузивных образований здесь составляет 370 м. Южнее, в Тэтэрской параметрической скважине, вскрыто тело траппов толщиной 118 м на более высоком стратиграфическом уровне чарского р.ц. На вершине антеклизы (Преображенская площадь) траппы залегают в кровле верхоленской серии и отложениях ордовика. Толщина трапповых образований сокращается от 60 м до полного выклинивания. Следовательно, рассматриваемое интрузивное тело также постепенно переходит в более молодые отложения, сокращаясь в толщине от наиболее прогнутых участков северо-западного склона к вершине антеклизы.
Морфологические особенности интрузивных образований, взаимоотношение их с вмещающими породами, влияние траппов на структурный план исследовались на ряде площадей, сравнительно хорошо изученных глубоким бурением, - Ярактинской, Аянской, Касаткинской, Среднеботуобинской и др. Полученные данные позволяют сделать следующие основные выводы:
• в осадочных породах Непско-Ботуобинс-кой антеклизы развиты преимущественно
§ 500
ю
£ 1500
скв. 14
скв. 12
скв. 8
скв. 5
скв. 52
скв. 1
§ 500 18
Ю
скв. 7
скв. 4
скв. 16
10 км
скв. 38
—Л—
сЬг-1
о1-3
и-1
ш-3
1а-1
— ш-3 граница стратиграфических подразделений
пластовые интрузии
Рис. 10. Геологические разрезы Ярактинского (I) и Среднеботуобинского (II) месторождений, иллюстрирующие «переходы» пластовых интрузий с одного стратиграфического уровня на другой:
регоциклиты (Ш - нижнеданиловский; М - верхнеданиловский; ш - усольский; 11 - нижнетолбачанский; Ш - верхнетолбачанский; о1 - олекминский; еЬг - чарский) и составляющие их пачки (1Ы-И-1)
II
пластовые интрузивные тела. Ограниченным площадным распространением пользуются секущие тела;
• для силлов характерны плавные изменения толщины по площади, клинообразная форма выклинивания, малоамплитудный, скорее всего, ступенчатый, «переход» с одного стратиграфического уровня на другой, за счет чего сил-лы имеют в целом пологосекущий характер;
• обычно по зонам разрывных нарушений происходит «перескок» интрузивных сил-лов с одного стратиграфического уровня на другой вплоть до «выхода» траппов на дневную поверхность. Однако из этого правила есть исключения, о чем свидетельствуют материалы по распределению трапповых образований в пределах Ярактинского и Аянского месторождений, где зоны разрывных нарушений характеризуются отсутствием магматических образований.
Морфология секущих интрузивных образований в пределах антеклизы изучена недостаточно. По аналогии с другими районами можно предположить, что эти магматические тела имеют более сложную форму, чем силлы, и характеризуются резкими изменениями толщин по простиранию. Контакты их с вмещающими породами в ряде случаев носят «занозистый» характер.
Влияние интрузивных образований на вмещающие породы рассмотрено ранее. В целом они значительно ухудшают ФЕС пород резервуаров, т.е. могут являться литологическими
экранами, точнее, литологическими барьерами между близкорасположенными месторождениями УВ и между соседними блоками в рамках одного месторождения.
Одним из наиболее сложных вопросов геологии траппов является оценка их влияния на структурный план вмещающих пород. Большинство исследователей считают: интрузивные тела при внедрении в осадочные породы приподнимают перекрывающую их толщу и осложняют ее структуру, за счет чего иногда образуются надтрапповые положительные структуры. Имеется и другое мнение, согласно которому подстилающие траппы породы «проседают» на величину, соизмеримую с толщиной траппов. Структурные планы перекрывающей осадочной толщи при этом не изменяются. Рассмотрим этот вопрос на примере хорошо изученных бурением Среднеботуобинской, Ярактинской и Аянской площадей.
Структурные построения, выполненные в пределах Среднеботуобинской площади по поверхности ряда маркирующих пачек в под-трапповой и надтрапповой осадочных толщах, позволяют сделать следующие выводы. Структурные построения для подтраппо-вых отложений усольского, даниловских, тир-ского и непского р.ц. отражают брахианти-клинальную складку, восточное крыло которой осложнено рядом разрывных нарушений. Осадочные образования усольского, эльгян-ского, толбачанских, олекминского, чарского
и наманского р.ц., перекрывающие трапповое тело, имеют подобный подстилающим, но несколько более пологий (в соответствии с формой траппового тела) структурный план.
Для Ярактинской и Аянской площадей построены структурные карты в наборе по различным горизонтам осадочного чехла, в том числе по подстилающим и перекрывающим траппы отложениям. Согласно выполненным построениям в подстилающих траппы отложениях низов усольского, даниловских, тирского и непско-го р.ц. фиксируется пологая моноклиналь, центральная часть которой наклонена строго на юг, западная и восточная - соответственно, на юго-запад и юго-восток. Перекрывающие интрузию долеритов отложения усольского и частично эльгянского и толбачанских р.ц. деформированы согласно толщине и форме интрузивов.
Следовательно, приведенные материалы свидетельствуют о том, что структурные планы перекрывающих траппы отложений значительно сложнее, чем подстилающих. Их морфология согласуется с формой интрузивных складок.
Далее кратко остановимся на механизме внедрения магмы в отложения осадочного чехла. По этому вопросу предложены две гипотезы. Первая из них - гипотеза «активного» внедрения интрузий, выдвинутая И.П. Толмачевым еще в 1906 г., была поддержана В.И. Гоньшаковой [32], А.А. Пэком [33], А.П. Лебедевым [34] и др. исследователями. Согласно этой гипотезе магма внедрялась в осадочные отложения под давлением и значительно нарушила структуру вмещающих пород, поднимая надтрапповую их часть. Гипотеза «пассивного» внедрения магмы, предложенная С.В. Обручевым, развита Ф.Ю. Левинсоном-Лессингом с соавторами [35]. В соответствии с ней трапповая магма внедряется в полости, раскрывающиеся в результате растяжения платформенного чехла под действием тангенциальных напряжений и проседания блоков земной коры под освобождающимися при извержениях магматическими камерами.
Приведенные ранее данные о значительном уплотнении вмещающих интрузивные образования пород и формировании более сложных структурных планов надтрапповых отложений в сравнении с подтрапповыми позволяют отдавать предпочтение первой точке зрения. Вместе с тем имеются материалы, позволяющие говорить о правомерности гипотезы «пассивного» внедрения магмы [36].
В заключение отметим, что трапповые формации в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы залегают стратиграфически выше основных продуктивных горизонтов. Лишь усольский и частично верхнеданиловский резервуары участками находятся в зоне их влияния. На этих территориях трапповые образования оказали негативное влияние на ФЕС резервуаров и сохранность залежей углеводородов.
Структуры экзогенной природы развиты преимущественно в верхней части осадочного чехла Непско-Ботуобинской антеклизы. Основными из них являются отложения, связанные с карстом [37-39 и др.]. Было показано, что в пределах антеклизы приповерхностные горизонты (глубины до 400-500 м) чар-ского р.ц. подверглись интенсивному выщелачиванию практически до полного обессолива-ния отмеченного разреза в наиболее приподнятых участках антеклизы [30, 17]. Дальнейшее изучение этого явления показало, что им охвачены и более глубокие горизонты осадочного чехла - галогенно-карбонатные отложения олекминского, верхнетолбачанского, эльгян-ского и верхней части усольского р.ц., залегающих выше абсолютных отметок в диапазоне от -150 до -300 м. Эти циклостратиграфические подразделения подверглись процессу выщелачивания солей лишь в наиболее приподнятых участках антеклизы - на Пеледуйском куполовидном поднятии и Верхнечонском структурном мысе. Образования чарского р.ц. выщелочены на существенно большей территории -в пределах Непского свода, Мирнинского выступа и на смежных с этими структурами участках. Общая площадь подвергшихся выщелачиванию отложений чарского р.ц. составляет около 100 тыс. км2.
Описанный процесс существенно изменил структурные планы приповерхностных горизонтов осадочного чехла. В результате его проявления произошло погружение блоков надсолевого и солевого комплексов на различную глубину. Осуществлено выполаживание структурных планов верхних и средних горизонтов осадочного чехла антеклизы. Ее амплитуда сократилась примерно на 300-350 м. ***
Таковы основные особенности тектонического строения Непско-Ботуобинской антекли-зы. Они однозначно свидетельствуют, что ан-теклиза представляет собой крупнейшую поло-
жительную структуру Сибирской платформы, в пределах которой вендско-нижнекембрийские резервуары залегают на благоприятных для сохранения залежей глубинах. Окружающие ан-теклизу со всех сторон обширные погруженные структуры - Курейская и Присаяно-Енисейская
синеклизы, Ыгыаттинская впадина и особенно Предпатомский региональный прогиб с мощным комплексом рифейских отложений, несомненно, обусловливают высокие перспективы ее нефтегазоносности.
Список литературы
1. Шемин Г.Г. Тектонические предпосылки перспектив нефтегазоносности Непско-Ботуобинской антеклизы / Г.Г. Шемин // Новые данные по геологии и нефтегазоносности Лено-Тунгусской провинции. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1982. - С. 40-47.
2. Топешко В. А. Типы залежей нефти и газа юга Сибирской платформы / В.А. Топешко, Л.В. Рябкова // Геология и геофизика. - 2000. -Т. 41. - № 6. - С. 896-904.
3. Мигурский А.В. Трапповый магматизм и непские дислокации. Тектоника нефтегазоносных областей Сибири /
A.В. Мигурский. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1983. - С. 97-103.
4. Мигурский А.В. О надвигах на севере Байкало-Патомского нагорья в связи
с поисками нефти и газа / А.В. Мигурский,
B.С. Старосельцев // Проблемы методики поиска, разведки и освоения нефтяных
и газовых месторождений Якутской АССР. Ч. 1: тез. док. - Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1983. -
C. 33-35.
5. Арчегов В.Б. Блоковая делимость
и нефтегазоносность Сибирской платформы / В.Б. Арчегов, Э.А. Базанов и др. // Нефтегазовая геология на рубеже веков. Т. 1: Фундаментальные основы нефтяной геологии. - СПб., 1999 - С. 156-162.
6. Стоянов С. С. Механизм формирования разрывных зон / С. С. Стоянов. - М.: Недра, 1977. - 143 с.
7. Топешко В.А. Чонская зона нефтегазонакопления / В.А. Топешко,
Л.В. Рябкова, Т.А. Бурштейн и др. // Геология и проблемы поисков новых крупных месторождений нефти и газа в Сибири. Ч. II. -Новосибирск, 1996. - С. 102-104.
8. Сафронов А.Ф. Зоны нефтегазонакопления на северо-востоке Непско-Ботуобинской антеклизы / А.Ф. Сафронов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 2006. -№ 7. - С. 18-24.
9. Томилова Н.Н. Локальный прогноз нефтегазоносности по данным литологии и ГИС / Н.Н. Томилова // Генезис углеводородных флюидов и месторождений. -М.: ГЕОС, 2006. - С. 303-312.
10. Юрова М.П. Разломно-блоковые модели залежей углеводородов Мирнинского свода Непско-Ботуобинской антеклизы / М.П. Юрова, Н.Н. Томилова // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. - № 1 (9). -
С. 139-147.
11. Берзин А.Г. Особенности формирования многопластовых залежей углеводородов месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы / А.Г. Берзин, И.В. Рудых,
С.А. Берзин // Геология нефти и газа. - 2006. -№ 5. - С. 14-20.
12. Шемин Г.Г. Циклостратиграфия венда
и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы / Г.Г. Шемин. -Новосибирск: СО РАН, 1991.
13. Шемин Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы, Катангская седловина) / Г.Г. Шемин. - М.: СО РАН, 2007. - 467 с.
14. Мельников Н.В. Прогноз коллекторов в палеозойских отложениях Сибирской платформы / Н.В. Мельников // Геология и нефтегазоносность Лено-Тунгусской провинции. - М.: Недра, 1977. - С. 146-150.
15. Мельников Н.В. Циклостратиграфическая схема венда и нижнего кембрия юга Сибирской платформы / Н.В. Мельников // Региональная стратиграфия нефтегазоносных провинций Сибири. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1985. -С. 49-58.
16. Чечель Э.И. Взаимоотношение солесной и карбонатной формаций на юго-востоке Иркутского амфитеатра / Э.И. Чечель // Сравнительный анализ осадочных формаций. -М.: Наука, 1969. - С. 113-122.
17. Мельников Н.В. Некомпенсированные прогибы и зоны вымывания солей в разрезе юга Сибирской платформы. Новые данные по геологии и нефтегазоносности Сибирской платформы / Н.В. Мельников, А.О. Ефимов, И.Г. Сафронова и др. // Новосибирск: СНИИГГиМС, 1980. - С. 36-50.
18. Шемин Г.Г. Тектонические предпосылки перспектив нефтегазоносности Непско-Ботуобинской антеклизы / Г.Г. Шемин // Новые данные по геологии и нефтегазоносности Лено-Тунгусской провинции. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1982. - С. 40-47.
19. Шерман С.И. Области динамического влияния разломов / С.И. Шерман, С.А. Берняков, В.Ю. Буддо. - Новосибирск: Наука,
Сиб. отделение, 1983. - 112 с.
20. Шемин Г.Г. Время формирования ловушек нефти и газа в Лено-Тунгусской провинции / Г.Г. Шемин // Геология месторождений нефти и газа Сибирской платформы. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1984. - С. 9-19.
21. Конторович А.Э. Нефтегазоносные провинции и области Сибирской платформы /
A.Э. Конторович и др. // Геология
и нефтегазоносность Сибирской платформы. -Новосибирск, 1975.
22. Воробьев В.Н. Закономерности размещения залежей нефти и газа в отложениях венд-кембрийского терригенного комплекса Сибирской платформы / В.Н. Воробьев // Нефтегазоносность Сибири и Дальнего Востока. - Новосибирск: Наука,
Сиб. отделение, 1981. - С. 48-55.
23. Воробьев В.Н. Стратиграфические несогласия в южных и центральных районах Сибирской платформы / В.Н. Воробьев // Новые данные
о геологии и нефтегазоносности Лено-Тунгусской провинции. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1982. - С. 4-8.
24. Воробьев В.Н. Принципы прогнозирования залежей нефти и газа в осинском горизонте Непско-Ботуобинской антеклизы /
B.Н. Воробьев и др. // Геологические аспекты освоения нефтегазовых ресурсов Якутии. -Якутск: ЯФ СО АН СССР, 1988. - С. 25-33.
25. Ефимов А.О. Траппы в кембрии Среднеботуобинского месторождения / А.О. Ефимов // Закономерности размещения скоплений нефти и газа на Сибирской платформе. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1979. - С. 49-55.
26. Ефимов А.О. Соотношение венд-нижнекембрийских комплексов Среднеботуобинского месторождения / А.О. Ефимов // Новые данные о геологии и нефтегазоносности Лено-Тунгусской провинции. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1982. - С. 47-53.
27. Золотов А.Н. Тектоника и нефтегазоносность древних толщ / А.Н. Золотов. - М.: Недра, 1982. - 240 с.
28. Самсонов В.В. Иркутский нефтегазоносный бассейн / В.В. Самсонов. - Иркутск: Вост.-Сиб. кн. изд-во, 1975. - 196 с.
29. Старосельцев В.С. Влияние посттрапповых тектонических движений на миграцию углеводородов в Тунгусской синеклизе /
В.С. Старосельцев // Геология и геофизика. -1978. - № 9. - С. 49-58.
30. Шемин Г. Г. Надвиги на юго-во стоке Сибирской платформы / Г.Г. Шемин // Геология и геофизика. - 1989. - № 11. - С. 32-38.
31. Шемин Г.Г. Дизъюнктивная тектоника отложений венда и нижнего кембрия Марковского месторождения /
Г.Г. Шемин // Новые данные по тектонике и нефтегазоносности областей Сибири. -Новосибирск: СНИИГГиМС, 1979. - С. 26-30.
32. Гоньшакова В.И. Некоторые особенности размещения и механизмов внедрения трапповых интрузий в юго-восточной части Сибирской платформы / В.И. Гоньшакова // Изв. АН СССР. Сер. геологическая. - 1958. -№ 8. - С. 38-50.
33. Пэк А.А. Об интрузивной способности магматических расплавов при дайкообразовании / А.А. Пэк //
Изв. АН СССР. Сер. геологическая. - 1968. -№ 7. - С. 3-14.
34. Лебедев А.П. Трапповая формация центральной части Тунгусского бассейна / А.П. Лебедев. -М.: Изд-во АН СССР, 1955. - 197 с.
35. Левинсон-Лессинг Ф. Ю. Траппы Тулуно-Удинского и Братского районов Восточной Сибири / Ф.Ю. Левинсон-Лессинг и др. //
Тр. Совета по изучению производительных сил СССР. Сер. Сибирская. - 1932.
36. Анциферов А.С. Геология нефти и газа Сибирской платформы / А. С. Анциферов,
В. Е. Бакин, И. П. Варламов и др. - М.: Недра, 1981. - 550 с.
37. Ходьков А.Е. К оценке масштаба проявления и геологической роли гидрогеологических процессов в Ангаро-Ленском бассейне /
А. Е. Ходьков // Вестник ЛГУ.
Сер. геологическая и географическая. - 1967. -
№ 24. - Вып. 4. - С. 30-40.
38. Вологодский Г.П. Карст Иркутского амфитеатра / Г.П. Вологодский. - М.: Наука, 1975. - 124 с.
39. Мигурский А.В. Дизъюнктивная тектоника
и нефтегазоносность платформенных областей: автореф. дисс. ... д. г.-м. н. / А.В. Мигурский. -Новосибирск, 1997. - 40 с.
