CC BY
40
УДК 550.8.052+552.578.2.061.32 DOI: 10.18303/2618-981X-2018-2-47-55
ВЫДЕЛЕНИЕ ОЧАГОВ ГЕНЕРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ В КУОНАМСКОЙ СВИТЕ В СЕВЕРО-ТУНГУССКОЙ НГО С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ
Игорь Алексеевич Губин
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник лаборатории сейсмогеологического моделирования природных нефтегазовых систем, тел. (383)330-13-62, e-mail: GubinIA@ipgg.sbras.ru
Алексей Эмильевич Конторович
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, доктор геолого-минералогических наук, профессор, академик, главный научный сотрудник, тел. (383)333-21-28, (383)363-80-40, e-mail: KontorovichAE@ipgg.sbras.ru
Сергей Александрович Моисеев
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, зав. лабораторией геологии нефти и газа Сибирской платформы, тел. (383)306-63-70, e-mail: MoiseevSA@ipgg.sbras.ru
Андрей Михайлович Фомин
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник лаборатории геологии нефти и газа Сибирской платформы, тел. (383)306-63-70, e-mail: FominAM@ipgg.sbras.ru
Екатерина Сергеевна Ярославцева
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, младший научный сотрудник лаборатории теоретических основ прогноза нефтегазоносности, тел. (383)330-85-54, e-mail: YaroslavtsevaES@ipgg.sbras.ru
Обоснованы высокие перспективы нефтегазоносности Северо-Тунгусской нефтегазоносной области. Приведена сейсмогеологическая характеристика основных нижне-среднекембрийских комплексов, в том числе барьерно-рифовых, толщи заполнения майского яруса, куонамской нефтегазоматеринской формации. Рассмотрены вопросы методики построения палеоструктурной карты по кровле куонамской свиты. По результатам выполненных реконструкций выделены два очага нефтегазообразования - Туринский и Ламско-Хантайский. Сделан вывод о том, что куонамская формация в основном исчерпала свой неф-тегазогенерационный потенциал к моменту проявления раннетриасового траппового магматизма.
Ключевые слова: куонамская формация, Северо-Тунгусская НГО, Сибирская система кембрийских барьерных рифов, клиноформы, палеоструктурная карта.
THE ALLOCATION OF THE CENTERS OF HYDROCARBON GENERATION IN THE KUONAMKA FORMATION WITHIN THE NORTH-TUNGUSKA PETROLEUM REGION USING SEISMIC DATA
Igor A. Gubin
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 3, Prospect Аkademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, Ph. D., Senior Researcher, Laboratory of Seismogeological Modeling of Natural Oil and Gas Systems, phone: (383)330-13-62, e-mail: GubinIA@ipgg.sbras.ru
Alexey E. Kontorovich
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 3, Prospect Аkademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, D. Sc., Professor, Academician, Chief Researcher, phone: (383)306-63-70, e-mail: KontorovichAE@ipgg.sbras.ru
Sergey A. Moiseev
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 3, Prospect Аkademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, Ph. D., Head of Laboratory of Petroleum Geology of Siberian Platform, phone: (383)306-63-70, e-mail: MoiseevSA@ipgg.sbras.ru
Andrey M. Fomin
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 3, Prospect Аkademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, Ph. D., Senior Researcher, Head of Laboratory of Petroleum Geology of Siberian Platform, phone: (383)306-63-70, e-mail: FominAM@ipgg.sbras.ru
Ekaterina S. Yaroslavtseva
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 3, Prospect Аkademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, Ph. D., Junior Researcher, Laboratory of Theoretical Bases of Oil and Gas Potential Forecast, phone: (383)330-85-54, e-mail: YaroslavtsevaES@ipgg.sbras.ru
The high prospects of oil and gas potential of the North Tunguska oil and gas region are substantiated. Given the seismic and geological characteristics of the main lower-middle Cambrian complexes, including barrier-reef, clinoform thickness, the Kuonamka formation petroleum source rock formation. Considered questions of paleoreconstruction on the roof of the Kuonamka formation. As a result, two kitchen areas are revealed - Turin and Lamsko-Khantaika. It is concluded that the Kuonamka formation are mostly exhausted their petroleum generation potential by the time the Triassic trap magmatism.
Key words: the kuonamka formation, the North-Tunguska petroleum region, the Siberian system of the Cambrian barreier-reefs, clinoform complexes, paleoreconstuction.
На сегодняшний день Северо-Тунгусская нефтегазоносная область (НГО) является одной из наиболее крупных и наименее изученных геолого-геофизическими исследованиями территорией в пределах Лено-Тунгусской провинции. Несмотря на низкую изученность, в Северо-Тунгусской НГО доказано наличие нескольких благоприятных факторов, предопределяющих высокие перспективы нефтегазоносности нижне-среднекембрийских и, возможно, ордовикских и силурийских отложений. Перечислим основные из них:
1) с юга Северо-Тунгусскую НГО ограничивает Великая Сибирская система барьерных рифов (название предложено академиком А. Э. Конторовичем в 2015 г.), в состав которой входит Западно-Якутский барьерно-рифовый комплекс (рис. 1). Эти крупные органогенные постройки надежно выделяются на временных сейсмических разрезах и являются региональным фациальным барьером, разграничивающим отложения Восточно-Сибирского солеродного палеобассейна от глубоководных отложений Эвенкийского палеоморя. По своему положению и масштабам система барьерных рифов может рассматриваться в качестве региональной зоны нефтегазонакопления [7, 10];
2) практически на всей территории Северо-Тунгусской НГО развиты отложения обогащенной органическим веществом куонамской свиты, нефтемате-ринские свойства которой давно установлены [1, 3]. Кроме того, известно, что эти доманикоидные породы обладают коллекторскими свойствами, а значит, область развития куонамской формации может рассматриваться в качестве самостоятельной региональной зоны нефтегазонакопления;
3) обширная регрессия моря в майском веке (505-500 млн лет назад) привела к исчезновению мелководного солеродного бассейна и масштабной денудации ранее накопленных осадочных отложений, в том числе и органогенных построек. Котловина обмелевшего Эвенкийского моря начала лавинообразно заполнятся осадочным материалом, представленным в основном обломочным несортированным карбонатным материалом, глинистыми известняками, известняковыми песчаниками. Эти осадки имеют клиноформную структуру, ясно распознаваемую на временных сейсмических разрезах.
Вместе с регрессией моря на север отступали и рифы, продолжившие свое существование уже не в виде барьера, а в форме обособленных органогенных построек, сложенных массивными водорослевыми известняками, и входящие в состав Танхайско-Устьмильского рифового комплекса майского века. Они весьма контрастно выделяются по своим геофизическим характеристикам среди вмещающих глинисто-известковистых пород толщи заполнения [8]. По мере отступления моря они также начинали разрушаться, формируя собственные клиноформные шлейфы (рис. 2).
Коллекторские свойства подобных клиноформных отложений хорошо известны на примере неокома Западной Сибири. По аналогии с ним высокоемкие клиноформы, сформированные в майском веке в пределах Северо-Тунгусской НГО, были перекрыты глинисто-карбонатными шельфовыми отложениями среднего-верхнего кембрия, которые могут выступать в роли надежного флюи-доупора.
Вышеперечисленные факторы свидетельствуют о высоких перспективах нефтегазоносности Северо-Тунгусской НГО, и здесь можно ожидать открытие крупных и гигантских залежей УВ, источником которых является куонамская свита. Однако для того, чтобы стать нефтепроизводящей, она должна погрузиться на такие глубины, где давление и температура обеспечивают созревание органического вещества до стадии нефтегазообразования.
• -1 |.....-."-4 [У1У]-9 ^ -10
Рис. 1. Схема расположения кембрийских рифовых комплексов:
условные обозначения: 1 - скважины глубокого бурения, 2 - административные границы, 3 - линии сейсмических профилей, 4 - граница Северо-Тунгусской НГО, 5 - зоны рифовых комплексов, синхронных куонамской свите (ВСБ - Великая Сибирская система барьерных рифов, ДМ - Далдыно-Мархинской карбонатной банки, М - Мойероканского рифового массива), 6 - передовой склон барьерного рифа, 7 - выходы на дневную поверхность чукукской свиты (С2), 8 - Дирингдин-ский рифовый массив Чукукского комплекса, 9 - выходы на дневную поверхность куонамской свиты (С1-2), 10 - зоны развития рифовых массивов Танхайско-Устьмильского комплекса, выделенных на сейсмических профилях
1/мП|||1/)||и/'17| 11
Рис. 2. Временной сейсмогеологический разрез по рассечке к профилю
«Алтай - Северная Земля»:
Нижне-среднекембрийские сейсмокомплексы: I - барьерного рифа, II - клино-формных отложений толщи заполнения майского века, III - рифогенных построек Танхайско-Устьмильского комплекса, IV - шельфовых отложений, V - солерод-ного бассейна, VI - куонамской свиты
В настоящее время о породах куонамской свиты, развитых в пределах Се-веро-Тунгусской НГО, информации крайне мало. Непосредственно на исследуемой территории куонамская свита вскрыта скважиной Чириндинская-271 (инт. 4364-4466 м с интрузией в средней части мощностью 35 м), а ближайшие скважины, ее вскрывающие, - Сохсолохская-706 (инт. 2023-2247 м с интрузией 100 м) и Нижнеимбакская-219 (инт. 2296-2320 м) - находятся за пределами Се-веро-Тунгусской НГО.
В Чириндинской скважине вынос керна из интервала куонамской свиты составил всего 17,8 %, где он представлен темно-серыми до черного глинистыми известняками. Отличительной особенностью пород является включение сульфидов - явный признак восстановительных условий, присущих высокой концентрации органического вещества. Содержание Сорг в куонамской свите, вскрытой на Чириндинской площади, составило 0,86-0,94 % [6]. Начальное же содержание Сорг, как следует из анализа литературных данных [1], могло достигать 15 %.
Скорости продольных волн в куонамской свите, определенные по данным акустического каротажа, составляют порядка 3800 м/с, что на фоне вмещающих высокоскоростных известняков и доломитов (V = 4700-5000 м/с) делает ее акустически контрастной границей на временных сейсмических разрезах (рис. 2).
Трапповый магматизм, проявившийся в раннем триасе, - наиболее значимый процесс, деструктивно повлиявший на залежи УВ, источником которых является куонамская свита. В пределах Северо-Тунгусской НГО поля развития раннетриасовых базальтовых покровов занимают более 90 %. Однако они могут играть положительную роль в сохранности скоплений нефти и газа в осадочном чехле. Кроме того, существует точка зрения, что насыщение чехла трапповыми интрузиями закономерно уменьшается с юга (от центральных районов ЮжноТунгусской НГО) на север в сторону Северо-Тунгусской НГО [9].
Именно для таких бассейнов, где широко проявился трапповый магматизм, А. Э. Конторовичем и А. В. Хоменко были разработаны теоретические основы прогноза их нефтегазоносности [4]. На первом этапе такого прогноза необходимо реконструировать структурный план осадочного бассейна, основных резервуаров и нефтематеринских формаций, содержащихся в разрезе к моменту начала проявления траппового магматизма (в нашем случае - к концу перми). Выполнению этой задачи и посвящена настоящая работа.
Для построения палеоструктурной карты по кровле куонамской свиты и ее возрастных аналогов на конец перми по всем сейсмическим профилям, представленным на рис. 1, был прослежен отражающий горизонт Н1. Этот горизонт стратифицируется как кровля литвинцевской (метегерской) свиты в зоне развития соленосного типа разреза кембрия и как кровля куонамской свиты в зоне развития бессолевого типа.
На большей части исследуемой территории в бессолевом типе разреза горизонт Н1 обладает реперными свойствами и однозначно опознается на временных разрезах. В соленосной части разреза прослеживаемость горизонта значительно хуже, несмотря на то, что здесь он маркирует предмайский региональ-
ный перерыв в осадконакоплении. Это связано отчасти с низкой акустической дифференциацией карбонатного разреза. Учитывая огромные расстояния между глубокими скважинами (например, от Чириндинской-271 до ближайшей к ней скважины Кочечумской-2 более 270 км, а до Сохсолохской-706 - более 480 км), неполноту вскрываемого ими разреза и наличие участков потери фазовой корреляции на временных разрезах, схему корреляции остальных отражающих горизонтов следует признать неоднозначной. Уточнить структурные построения смогут только новые данные по глубокому бурению и сейсморазве-дочным работам.
Расчет структурных карт выполнялся с использованием интервальных и средних скоростей, рассчитанных в точках скважин по каждому сейсмоком-плексу. Средняя скорость до куонамской свиты по скважине Чириндинская-271, согласно данным сейсмокаротажа, составила 4 700 м/с. Рельеф кровли куонамской свиты в пределах территории исследования закономерно погружается от западных склонов Анабарской антеклизы в сторону центральных частей Курейской синеклизы, где достигает максимальных значений в районе Туринской впадины - до 7,5 км. Ясно, что при таких современных глубинах куонам-ская свита уже реализовала свой генерационный потенциал.
Для получения ответа на вопрос, на каких глубинах она находилась к концу пермского периода, необходимо иметь информацию о структурном плане по подошве триаса. Наиболее подробный вариант такой карты был построен специалистами СНИИГГИМСа [5], в основу которого были положены как данные глубоких и колонковых скважин, так и материалы разномасштабных геологических съемок. В пределах исследуемой территории толщины триаса, определенные с учетом топографического рельефа местности, составляют 1 000-1 200 м. В сторону Анабарской антеклизы происходит постепенное уменьшение толщин триасовых отложений, вплоть до полного выклинивания.
Учитывая практически полное отсутствие осадконакопления в мезозое и кайнозое в пределах Курейской синеклизы, можно построить в первом приближении палеоструктурную карту по кровле куонамской свиты на конец перми путем вычета толщин триаса. Однако необходимо еще оценить и учесть объемы внедрившихся раннетриасовых интрузий в осадочный чехол, пренебрегать которыми, как показывает анализ толщин траппов, нельзя.
Специалистами ИНГГ СО РАН для южной части Курейской синеклизы и СНИИГГИМСа для западной части Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции была выполнена оценка насыщенности интрузиями траппов основных комплексов пород. В пределах территории Северо-Тунгусской НГО были проанализированы карты насыщенности осадочного чехла трапповыми интрузиями, залегающими выше куонамской свиты (от среднего кембрия до верхнего палеозоя). Максимальные суммарные толщины траппов в этой части осадочного чехла составили более 1500 м в пределах Туринской впадины. Таким образом, был построен окончательный вариант палеоструктурной карты в относительных отметках по кровле куонамской свиты на конец перми, до внедрения траппов (рис. 3).
Палеореконструкции, выполненные специалистами ИНГГ СО РАН для куонамской свиты, показывают, что к концу перми (до масштабного проявления траппового магматизма) она погрузилась на глубины, достаточные для запуска процессов генерации УВ, сформировав обширный Туринский очаг неф-тегазообразования, охватывающий большую часть территории СевероТунгусской НГО и занимающий площадь порядка 225 тыс. км2, а также меньший по размеру Ламско-Хантайский очаг площадью более 60 тыс. км . Северное замыкание последнего неизвестно вследствие резкого погружения палеозойских комплексов под мезозой Енисей-Хатангского регионального прогиба.
За границу очагов была принята изогипса 3 км - та глубина, на которой при геотермическом градиенте, близком к современному, достигается подходящая температура (заведомо выше 60 °С) для начала процессов генерации жидких УВ породами куонамской свиты. Максимальные палеоглубины кровли куонамской свиты в пределах Туринского очага составляют около 7 км, что позволяет предполагать широкое развитие в то время также и процессов газообразования.
Рис. 3. Палеоструктурная карта по кровле куонамской свиты и ее возрастных аналогов на конец перми 1 - граница Северо-Тунгусской НГО, 2 - основные разломы, 3 - границы очагов нефтегазообразования (I - Туринский, II - Ламско-Хантайский), 4 - параметрические скважины
Согласно результатам моделирования процессов нетфегазообразования [2], в Туринском очаге значительная часть генерационного потенциала куонамской свиты к началу перми была реализована. Скорее всего, к началу внедрения траппов основная часть залежей была сформирована за счет УВ, генерация которых имела место в девоне, позднем карбоне и ранней перми.
Таким образом, внедрение интрузий траппов в тело куонамской свиты в конце перми - начале триаса в южном Туринском очаге генерации, в тех участках, где это имело место, уже не могло существенно сказаться на ее генерационном потенциале. Существенно большим такое влияние могло быть в северо-западном Ламско-Хантайском очаге генерации нефти и газа. В нем активная генерация углеводородов продолжалась до конца карбона включительно.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Бахтуров С. Ф., Евтушенко В. М., Переладов В. С. Куонамская битуминозная карбо-натно-сланцевая формация. - Новосибирск : Наука, 1988. - 161 с.
2. Выделение зон нефтенакопления ранне-среднекембрийского Куонамского осадочного бассейна в зоне сочленения Курейской синеклизы и Анабарской антеклизы на основе геологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения: отчет о НИР / отв. исп. Гу-бин И. А., Фомин А. М. - Новосибирск : ИНГГ СО РАН, 2015. - 368 с.
3. Кероген куонамской свиты кембрия (северо-восток Сибирской платформы) / Т. М. Парфенова, А. Э. Конторович, Л. С. Борисова, В. Н. Меленевский // Геология и геофизика. - 2010. - Т. 51, № 3. - С. 353-363.
4. Конторович А. Э., Хоменко А. В. Теоретические основы прогноза нефтегазоносно-сти осадочных бассейнов с интенсивным проявлением траппового магматизма // Геология и геофизика. - 2001. - Т. 42, № 11-12. - С. 1764-1773.
5. Оценка ресурсного потенциала нефтегазоносности Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции на основе моделирования процессов формирования залежей УВ по технологии бассейнового моделирования: отчет о НИР в 3-х кн. / отв. исп. Мигурский А. Ф., Смирнов Е. В. - Новосибирск : СНИИГГИМС, 2010. - 696 с.
6. Прогноз нефтегазогеологических параметров палеозойский отложений севера Тунгусской синеклизы / Т. А. Дивина, В. С. Старосельцев, В. Ю. Тезиков и др. // Геология и проблемы поисков новых крупных месторождений нефти и газа в Сибири (Результаты работ по Межведомственной региональной научной программе «Поиск» за 1994 год). Ч. II. - Новосибирск, 1996. - С. 113-115.
7. Рифовые формации древних платформ и перспективы нефтегазоносности карбонатных отложений кембрия Западной Якутии / В. А. Асташкин, В. Е. Бакин, А. В. Овчаренко, В. Е. Савицкий // Геология и геофизика. - 1979. - № 6. - С. 3-7.
8. Сейсмогеологическая модель кембрийских рифовых комплексов Якутии и возможности их изучения методом сейсморазведки / Н. В. Умперович, А. Е. Еханин, В. А. Асташкин и др. // Геология и геофизика. - 1989. - № 5. - С. 85-93.
9. Старосельцев В.С. Осадочный комплекс Тунгусской синеклизы - перспективный объект поиска УВ // Геология нефти и газа. - 1990. - № 1. - С. 11-15.
10. Строение кембрийской рифовой зоны Якутии по данным бурения и сейсморазведки / А. Е. Еханин, Н. В. Умперович, В. А. Асташкин и др. // Геология и геофизика. - 1990. -№ 6. - С. 49-56.
REFERENCES
1. Bahturov S.F., Evtushenko V.M., Pereladov V.S. Kuonamskaja bituminoznaja karbonatno-slancevaja formacija. - Novosibirsk: Nauka, 1988. - 161 s.
2. Vydelenie zon neftenakoplenija ranne-srednekembrijskogo Kuonamskogo osadochnogo bassejna v zone sochlenenija Kurejskoj sineklizy i Anabarskoj anteklizy na osnove geologicheskoj interpretacii dannyh sejsmorazvedki i burenija: otchet o NIR / otv. isp. Gubin I.A., Fomin A.M. -Novosibirsk: INGG SO RAN, 2015. - 368 s.
3. Kerogen kuonamskoj svity kembrija (severo-vostok Sibirskoj platformy) / T.M. Parfenova, A.JE. Kontorovich, L.S. Borisova, V.N. Melenevskij // Geologija i geofizika. - 2010. - T. 51, № 3. - S. 353-363.
4. Kontorovich A.JE., Homenko A.V. Teoreticheskie osnovy prognoza neftegazonosnosti osadochnyh bassejnov s intensivnym projavleniem trappovogo magmatizma // Geologija i geofizika. - 2001. - T. 42, № 11-12. - S. 1764-1773.
5. Ocenka resursnogo potenciala neftegazonosnosti Leno-Tungusskoj neftegazonosnoj provincii na osnove modelirovanija processov formirovanija zalezhej UV po tehnologii bassejnovogo modelirovanija: otchet o NIR v 3-h kn. / otv. isp. Migurskij A.F., Smirnov E.V. -Novosibirsk: SNIIGGIMS, 2010. - 696 s.
6. Prognoz neftegazogeologicheskih parametrov paleozojskij otlozhenij severa Tungusskoj sineklizy / T.A. Divina, V.S. Starosel'cev, V.JU. Tezikov i dr. // Geologija i problemy poiskov novyh krupnyh mestorozhdenij nefti i gaza v Sibiri (Rezul'taty rabot po Mezhvedomstvennoj regional'noj nauchnoj programme «Poisk» za 1994 god). CH. II. - Novosibirsk, 1996. -S. 113-115.
7. Rifovye formacii drevnih platform i perspektivy neftegazonosnosti karbonatnyh otlozhenij kembrija Zapadnoj JAkutii / V.A. Astashkin, V.E. Bakin, A.V. Ovcharenko, V.E. Savickij // Geologija i geofizika. - 1979. - № 6. - S. 3-7.
8. Sejsmogeologicheskaja model' kembrijskih rifovyh kompleksov JAkutii i vozmozhnosti ih izuchenija metodom sejsmorazvedki / N.V. Umperovich, A.E. Ehanin, V.A. Astashkin i dr. // Geologija i geofizika. - 1989. - № 5. - S. 85-93.
9. Starosel'cev V.S. Osadochnyj kompleks Tungusskoj sineklizy - perspektivnyj ob#ekt poiska UV // Geologija nefti i gaza. - 1990. - № 1. - S. 11-15.
10. Stroenie kembrijskoj rifovoj zony JAkutii po dannym burenija i sejsmorazvedki / A.E. Ehanin, N.V. Umperovich, V.A. Astashkin i dr. // Geologija i geofizika. - 1990. - № 6. -S. 49-56.
© И. А. Губин, А. Э. Конторович, С. А. Моисеев, А. М. Фомин, Е. С. Ярославцева, 2018
