CC BY
313
ЗОНЫ СОЧЛЕНЕНИЯ КРУПНЫХ ТЕКТОНИЧЕСКИХ СТРУКТУР - ПЕРСПЕКТИВНЫЙ ОБЪЕКТ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА ГАЗ И НЕФТЬ В ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ
В.Е. Крючков, А.Г. Медведев, И.Б. Извеков (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Восточная Сибирь - перспективный регион для поисков углеводородов (УВ), геологическая изученность которого крайне неравномерна. Наиболее полно изучена юго-западная часть Восточной Сибири, соответствующая юго-западной части Сибирской платформы. Здесь открыто множество различных по запасам месторождений УВ, в том числе уникальные месторождения. Наиболее крупные открытия сделаны в 70-80-е гг. XX столетия, когда геологоразведочные работы были сосредоточены в сводах крупных положительных структур Байкитской и Непско-Ботуобинской анте-клиз. С перемещением работ со сводов крупных структур на их склоны, во впадины и прогибы результативность геологоразведки значительно снизилась [1]. В юго-западной части Сибирской платформы в настоящее время сосредоточен основной объем геологоразведочных работ на газ и нефть. Неразбуренных крупных положительных структур, за редким исключением, здесь практически не осталось. Тем не менее результаты поисково-разведочных работ последних лет показали, что в этом регионе имеются резервы прироста запасов УВ.
Перспективным объектом поисков УВ являются зоны сочленения крупных тектонических структур.
В 1979 г. на Собинско-Пайгинском валу в зоне сочленения Катангской седловины с Курейской синеклизой (рис. 1) открыто многопластовое Собинское нефтегазоконденсатное месторождение. В 2009-2010 гг. на лицензионных участках ОАО «Газпром» открыты Абаканское, Ильбокичское, Имбинское газовые месторождения, расположенные в зоне Ангарских складок, еще ранее, в 2004 г.. открыто Берямбинское газоконденсатное месторождение.
Рис. 1. Фрагмент тектонической карты нефтегазоносных провинций Сибирской платформы (юго-западная часть) [3]:
1 - границы нефтегазоносных провинций; 2 - границы нефтегазоносных областей; 3 - границы тектонических структур первого порядка (сводов, мегавалов, выступов, впадин, мегапрогибов); 4 - границы тектонических структур второго порядка (куполовидных поднятий, валов, котловин, прогибов); 5 - изученные зоны сочленения крупных тектонических структур, локальные поднятия; 6 - изученные месторождения; 7 - речная сеть
Собинско-Пайгинский вал и Ангарские складки расположены в зонах сочленения крупных тектонических структур. Это зоны многочисленных разломов, для которых характерна сложная геоморфология геологических тел, интенсивная дизъюнктивная нарушенность, блоковое строение. Месторождения многопластовые, сводовые, тектонически и литологически ограниченные. В вендском нефтегазоносном комплексе основной тип пород-коллекторов, вмещающих УВ, - терриген-ный, в нижнекембрийском нефтегазоносном комплексе - карбонатный. Фазовый состав УВ - газ, газовый конденсат, нефть. Зона Ангарских складок - валообразная система поднятий, протягивающаяся в районе сочленения Байкитской антеклизы и Присаяно-Енисейской синеклизы. На открытых месторождениях пробурены единичные скважины, в процессе их испытания получены промышленные притоки газа. Осадочный чехол бурением полностью не пройден, в лучшем случае вскрыта кровля отложений рифея, кристаллический фундамент скважинами не вскрыт. Месторождения зоны Ангарских складок в настоящее время находятся на начальной стадии геологического изучения, об их строении можно сделать лишь первые предварительные выводы.
Собинское месторождение, на котором пробурено более сорока скважин, является типичным для разломных зон, образующихся на стыке крупных тектонических структур, и может служить полигоном для изучения особенностей формирования терригенных пород-коллекторов. Месторождение разбито на блоки субширотного и субмеридианального простирания. Продуктивны пять пластов песчаников ванаварской свиты нижнего венда (рис. 2). Отложения ванаварской свиты с угловым и стратиграфическим несогласием перекрывают отложения рифейского комплекса. Залежи пластовые, сводовые, литологически и тектонически экранированные. Выявленные структуры облека-ния рифейских горстовых блоков прослеживаются от поверхности рифея по всему венд- нижнекембрийскому разрезу, носят явно унаследованный характер развития. Эти структуры характеризуются сохранением знака тектонических движений на протяжении всего времени образования осадочного чехла. На разных блоках в одних и тех же пластах ГНК и ВНК имеют разные гипсометрические отметки. На центральном блоке открыты три залежи УВ: в пласте ВН-1, в пласте ВН-11 и в пластах ВН-Ш, ВН-ГУ, ВН-У (единая залежь).
На Собинском месторождении продуктивные отложения ванаварской свиты представлены переслаиванием песчаников, алевролитов, глинистых алевролитов, аргиллитов. Продуктивный пласт У, залегающий в подошве вендского разреза, сложен плохо отсортированными полимиктовыми песчаниками и гравелитами. В продуктивных пластах Г-ГУ породы-коллекторы представлены мелко- и среднезернистыми (размер зерен 0,1^0,5 мм) песчаниками, а также средне- и крупнозернистыми (размер зерен 0,05^0,1 мм) алевролитами с глинистым цементом. Максимальная пористость песчаников 20^22 %. Флюидоупорами служат толщи переслаивания аргиллитов и глинистых алевролитов. Для Собинского месторождения характерна неоднородность распределения коллекторских свойств пород-коллекторов в продуктивных отложениях по площади.
В направлении от свода к крыльям поднятий пористость коллекторов уменьшается. В сводах структур песчаники более грубозернистые, лучше отсортированные, содержат меньше глинистого цемента, чем на крыльях. При испытании скважин, находящихся в сводовых частях структур, притоки УВ были выше, чем в синхронных отложениях на крыльях структур. Повышенные притоки пластовых флюидов отмечаются также в скважинах, расположенных в непосредственной близости от разломов.
Многопластовый характер месторождений района Ангарских складок и Собинского вала обусловлен переслаиванием в разрезе пластов-коллекторов и флюидоупоров. Повторяемость в разрезе одних и тех же типов пород контролировалась цикличностью вертикальных тектонических движений. На фоне компенсированного прогибания обширных территорий Сибирской платформы отдельные блоки прогибались с разной интенсивностью. На Собинском месторождении (как и на многих других месторождениях Восточной Сибири) это явление обусловило гипсометрическую дифференциацию отдельных блоков, образование тектонических экранов в пластах-коллекторах.
Основной объем современного пустотного пространства продуктивных песчаников Собинского месторождения представляет собой сочетание пустот двух типов: пор, образованных на стадии осадконакопления (первичные межзерновые поры), и трещин, образованных в литифицированной породе (тектонические трещины).
Песчаные осадки ванаварской свиты венда, вмещающие УВ на Собинском месторождении, формировались в разнофациальных условиях - континентальных, прибрежно-морских, мелководно-морских.
Рис. 2. Схематический профильный разрез продуктивных отложений ванаварской свиты Собинского нефтегазоконденсатного месторождения
Наиболее благоприятные условия формирования коллекторов существовали во время мелководноморских циклов осадконакопления. На приподнятых участках рельефа морского дна под воздействием течений и волн, особенно во время штормов, свежевыпавшие и ранее отложенные осадки подвергались взмучиванию, осуществлялась их волновая сортировка. Легкие мелко- и микрозернистые частицы волнениями и течениями с возвышенностей сносились в пониженные участки морского дна. На возвышенностях формировались высокопористые песчаные тела, сложенные хорошо отсортированными зернами с минимальным количеством цемента. В процессе диагенетического уплотнения
осадков под давлением вышележащих толщ твердые зерна песчаной размерности служили каркасом, препятствующим уплотнению. Первичная пористость осадков в процессе их уплотнения сократилась, однако значительный объем порового пространства сохранился. Основной тип пустот песчаников ванаварской свиты - межзерновые поры, размер которых соизмерим с размерами обломочных зерен.
В низинах синхронные осадки обогащались мелко- и микрозернистыми обломочными и глинистыми частицами, в процессе уплотнения которых формировались породы с низкими значениями первичной пористости. Различия условий седиментации и уплотнения осадков на отдельных блоках Собинского месторождения послужили основной причиной дифференциации пород с разными кол -лекторскими свойствами. Подобные условия формирования порового пространства в терригенных отложениях, вероятно, характерны и для других месторождений разломных зон.
Тектонические трещины образованы в литифицированной породе на постседиментацион-ном этапе формирования структур. Их содержание возрастает по мере приближения к зонам разломов, что сказывается на увеличении притока пластовых флюидов при испытании скважин. Преимущественная ориентация трещин - субвертикальная, ширина - от долей миллиметра до нескольких миллиметров. По стенкам отмечаются примазки битума, имеются многочисленные минеральные новообразования, в различной степени запечатывающие трещины. Тектонические трещины увеличили пустотное пространство пород и улучшили сообщаемость имеющихся пустот.
В карбонатных отложениях конседиментационная складчатость также оказала определяющее влияние на распределение пород-коллекторов с разными коллекторскими свойствами [2]. На Берямбинском месторождении продуктивны три доломитовых пласта нижнебельской подсви-ты нижнего кембрия, разделенные пластами солей (рис. 3). В скв. 1-Берямбинская, расположенной в своде Ковинского локального поднятия, при испытании этих пластов получены промышленные притоки газа. В настоящее время это единственная продуктивная скважина на Ковинском поднятии. В четырех скважинах, пробуренных за пределами поднятия, притока пластовых флюидов не получено. Для Берямбинского месторождения также характерно блоковое строение, более резкое различие коллекторских свойств пород продуктивных пластов в своде поднятия и за его пределами.
Разрез нижнебельской подсвиты Берямбинского месторождения сложен толщей переслаивания карбонатных и соленосных пластов. В современном структурном плане Ковинское поднятие представляет собой горстовый выступ. Абсолютная отметка кровли пласта A-V-1 в сводовой скв. 1 на 196 м выше, чем в скв. 202.
Толщины карбонатных пластов в своде поднятия превышают толщины этих же пластов за его пределами, толщины перекрывающих их соленосных пластов-флюидоупоров имеют обратную тенденцию. В своде Ковинского поднятия и за его пределами структура карбонатных пластов существенно различается. В своде поднятия основной составной частью нижнекембрийских карбонатных пород служат пористые доломитизированные остатки сине-зеленых водорослей - строматолиты, хорошо сохранившие свою первоначальную структуру. За пределами Ковинской структуры синхронные отложения представлены преимущественно плотными микрозернистыми доломитами с тонкими прослоями и стяжениями ангидритов.
В раннекембрийское время на территории Сибирской платформы существовал мелководный морской бассейн нормальной солености. Породообразующий материал (карбонат кальция) был извлечен из морской воды сине-зелеными водорослями, различные группы которых произрастали на приподнятых участках морского дна, где существовали наиболее благоприятные для них условия (повышенная температура морских вод, улучшенная освещенность, аэрация) [2].
Водоросли сорбировали растворенный в воде карбонат кальция, на их поверхности формировались известковые наросты, в точности повторяющие водорослевую структуру - строматолиты. На склонах и в низинах содержание водорослевой массы значительно ниже, чем на поднятиях, волнениями и течениями сюда сносились мелкие обрывки водорослей, микрозернистые известковые и глинистые частицы, обладающие высокой степенью уплотнения. Первичная пористость свежеотложенных илов на поднятиях значительно превысила первичную пористость осадков за пределами поднятий, твердые известковые наросты (строматолиты) служили каркасом, препятствующим уплотнению осадков.
Основной объем первичного пустотного пространства доломитизированных строматолитов -межслоевые поры и каверны. Максимальная современная пористость изученных образцов - 15^17 %,
Рис. 3. Схематический профильный разрез продуктивных отложений нижнебельской подсвиты (пласты А-У-1 - А-У-3)
Берямбинского газоконденсатного месторождения
размер пустот - от сотых долей миллиметра до 5 мм, форма - овальная, продольно-вытянутая, щелевидная, ориентация - параллельно плоскостям водорослевых напластований, имеются трещины усыхания.
Во время кратковременных регрессий приподнятые участки морского дна выводились на поверхность, слабо литифицированные осадки растрескивались, образуя трещины усыхания, под воздействием метеорных вод углублялись и расширялись ранее существовавшие пустоты. Вторичные процессы (выщелачивание карбонатного материала и образование трещин усыхания) усилили дифференциацию коллекторских свойств пород на месторождении. Имеются также тектонические трещины, образованные в твердой литифицированной породе. Ограниченный объем имеющегося
керна не позволил выявить характер их распространения. Вероятно, этот тип пустот широко распространен в приразломных зонах.
В зонах разломов тектонические подвижки протекали наиболее активно. Разломно-трещинные зоны служили каналами струйной миграции УВ, фактором разрушения и переформирования залежей. Благодаря глубинным разломам на месторождениях Восточной Сибири сформировался характерный этаж нефтегазоносности. Залежи УВ установлены только в подсолевых отложениях. За пределами распространения соленосной покрышки УВ не выявлены, нет открытых месторождений и в надсолевых отложениях.
По разломам перемещались отдельные блоки фундамента и перекрывающих отложений, формировались структуры, вмещающие УВ. Вертикальные перемещения отдельных блоков фундамента и перекрывающих осадочных толщ осуществлялись на протяжении всего времени формирования осадочного чехла с сохранением знака тектонических движений [2]. Осадконакопление осуществлялось одновременно с ростом локальных поднятий. Даже незначительная гипсометрическая дифференциация отдельных блоков на территориях изученных месторождений в процессе осадконакопле-ния продуктивных толщ обуславливала значительные различия в формировании фильтрационноемкостных свойств пород.
На приподнятых блоках, особенно под поверхностями стратиграфических несогласий (перерывы осадконакопления), в результате сочетания многочисленных благоприятных геологических факторов длительное время существовали улучшенные условия формирования коллекторов как в тер-ригенных, так и в карбонатных отложениях, что предполагает необходимость испытания на приток всех перспективных нефте-газопоисковых объектов. Тектонические подвижки сопровождались растрескиванием пород, образованием в породах тектонических трещин, увеличением объема пустотного пространства пород и улучшением сообщаемости пор. Разобщение продуктивных пластов на блоки разрывными нарушениями обусловлено их экранирующими свойствами, формирующимися в ходе вторичного минералоотложения и запечатывания трещин (кальцитизация, ангидритизация, окремнение, засолонение, глинизация).
Таким образом, зоны сочленения крупных тектонических структур - перспективный объект поисково-разведочных работ на газ и нефть. В этих районах на протяжении длительного геологического времени формирования осадочного чехла образовались многочисленные структуры, благоприятные для аккумуляции УВ: крупные выступы, своды, валы, структурные мысы, локальные поднятия, неантиклинальные структуры. Значительные ресурсы УВ сосредоточены в районах обрамления наиболее крупной по площади Курейской синеклизы в зонах ее сочленения с Анабарской, Непско-Ботуобинской и Байкитской антеклизами и Турухано-Норильской грядой.
Изучение условий седиментации и постседиментационных преобразований продуктивных отложений и вмещающих их толщ - важная составляющая геологоразведочного процесса. Выявленные закономерности формирования и пространственного размещения пород-коллекторов и флюидоупо-ров необходимо учитывать при обосновании прогноза нефтегазоносности и организации поисковоразведочных работ на газ и нефть, а также в процессе эксплуатации месторождений.
Список литературы
1. Клещев К.А. Основные направления поисков нефти и газа в России / К.А. Клещев // Геология нефти и газа. - 2007. - № 2. - С. 18-23.
2. Крючков В.Е. Литолого-седиментационные особенности строения Берямбинского газового месторождения в связи с перспективами нефтегазоносности межсолевых карбонатных отложений Сибирской платформы / В.Е. Крючков, А.Г. Медведев, В.Г. Худорожков // Геология нефти и газа. -2010.- № 3. - С. 45-51.
3. Старосельцев В. С. Тектоническая карта нефтегазоносных провинций Сибирской платформы. М 1:5 000 000 / В.С. Старосельцев, Н.В. Мельников, М.П. Гришин и др. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 2005.
