На северной периферии древней Сибирской платформы развита Енисей-Ленская система прогибов, включающая в себя Енисей-Хатангский, Анабаро-Ленский прогибы и разделяющую их Хатангскую седловину. На востоке она под прямым углом сочленяется с Предверхоянским прогибом, а на западе раскрывается в Пур-Гыданскую впадину Западно-Сибирской плиты (рис. 1).

В составе осадочного выполнения Енисей-Ленской системы прогибов доминируют три структурно обособленных комплекса - рифейский, средне-каменноугольно-пермский и мезозойский. Мезозойский комплекс представлен главным образом юрско-меловыми отложениями, мощность которых достигает в Енисей-Хатангском прогибе 5-8 км, в Анабаро-Ленском - 3 км, а в Хатангской седловине уменьшается до 1-2 км. В осевой части Енисей-Хатангского прогиба юрская часть разреза сложена преимущественно глинистыми образованиями морского генезиса, вверх по разрезу и в прибортовых частях возрастает песчанистость и появляются углистые прослои. По сейсморазведочным данным в основании мезозойского разреза выделяется грабенообразная структура, выполненная предположительно триасовой терригенной толщей мощностью более 2 км. Преобладающая ориентировка основных структурных элементов в пределах комплекса субширотная.

Среднекаменноугольно-пермский комплекс представлен разнообразным сочетанием аргиллитов (в нижней части разреза), алевролитов и песчаников, местами с прослоями каменного угля. Их мощность на севере Хатангской седловины достигает 4-5 км, а в южной, погребенной под мезозойским чехлом части Быррангского инверсированного прогиба, - 6-8 км (Погребицкий Ю.Е., 1971). Основные структурные комплексы имеют субширотную ориентировку.

Рифейский комплекс пород выполняет в основном авлакогены Сибирской платформы, в данном случае северные погребенные части субмеридиональных Нижне-Енисейского, Котуйского и Уджинского авлакогенов. В нижней части разреза рифейские отложения представлены красноцветными аркозовыми песчаниками, выше - темно-серыми аргиллитами, а вверху - разнообразными карбонатами. Общая мощность комплекса достигает 3 км, а местами, возможно, и более.

Енисей-Ленская система прогибов относится к территории с доказанной нефтегазоносностью. В Енисей-Хатангском прогибе выявлено более десяти газовых и газоконденсатых месторождений, иногда с нефтяной оторочкой в юрско-меловой толще. Две небольшие нефтяные залежи, а также многочисленные нефтегазопроявления приурочены к пермским и триасовым образованиям Хатангской седловины. Наличие скоплений природных битумов установлено в рифей-палеозойских породах вдоль границ системы прогибов с Анабарской антеклизой (рис. 2).

Свойства и состав нефти варьируют в широких пределах. Плотность ее меняется от 0,99 до 0.83 г/см³. Отмечается утяжеление нефти с уменьшением глубины ее залегания. Так, в западной части Енисей-Хатангского прогиба нефть из отложений верхнего мела на глубине 0.8 км (Мессояхское месторождение) очень тяжелая (0,93 г/см³). высокосмолистая, лишена бензиновой фракции.

Нефть, залегающая на большой глубине (2,5-2,7 км на Казанцевской, Пеляткинской площадях), значительно легче - 0,83-0,85 г/см³, малосернистая и высокопарафинистая. В зависимости от стратиграфической приуроченности она имеет разный углеводородный состав. Нефть, залегающая в отложениях нижнего мела, преимущественно метановая, в юрских породах встречены метанонафтеновый (преобладает) и метановый типы углеводородов.

Различия в углеводородном составе нефтей, не испытавших гипергенных изменений, по-видимому, обусловлены генезисом. Изучение характера нормальных алканов, отношение пристана и фитана в этих нефтях, с одной стороны, и типа органического вещества в нефтематеринских породах - с другой показало определенную связь между ними. Для метановой нефти из нижнемеловых верхнеюрских слоев обычно прослеживается связь с сапропелевым типом органического вещества, а из среднеюрских - с сапропелево-гумусовым.

В отличие от меловой и юрской нефтей западной части Енисей-Хатангского прогиба нефть латангской седловины, залегающая в пермских отложениях, по углеводородному составу в основном относится к метанонафтеновому типу, реже нафтеноароматическому (Южно-Тигянская площадь). Эти нефти тяжелые и очень тяжелые, смолистые и высокосмолистые, сернистые и высокосернистые со значительно меньшим содержанием твердых парафинов. Наиболее тяжелые (0,93 г/см³) и смолистые (до 28 %) нефти приурочены к небольшой глубине (1,3-1,5 км), где они, по-видимому, подвергались гипергенному воздействию.

На севере Хатангской седловины получены притоки нефти из девонских пород в шахте Комсомольская на глубине 0,5 км. Она резко отличается от остальных нефтей региона. Это легкая нефть (0,83 г/см³), малосернистая, с низким содержанием смол (1.67 %), без асфальтенов, со значительным содержанием твердых парафинов (4,4 %). Среди углеводородов в бензиновой фракции преобладают метановые (61 %) (Калинко М.К., 1959).

В нижнемеловых и юрских отложениях на глубине 1,5-2,9 км в западной и восточной частях Енисей-Хатангского прогиба встречены также газоконденсатные залежи. Свойства и состав их неодинаковы. Так, для конденсатов суходудинской свиты неокома характерны высокая плотность (0,80-0,84 г/см³) и низкое содержание бензиновой фракции (26-37 %). Такие конденсаты обычны для залежей, имеющих нефтяные оторочки. Они, по-видимому, вторичного генезиса и сформировались за счет преобразования первично-нефтяной протозалежи (Ботнева Т.Д. и др., 1972; 1982).

Во всех нижнемеловых конденсатах в бензиновой фракции преобладают нафтеновые углеводороды. Юрские конденсаты более легкие (0,74-0,78 г/см³), содержат много бензина (71-97 %), что позволяет отнести их к первичным. Отмеченные различия в составе конденсатов, вероятно, генетические, т.е. обусловлены различными источниками их образования (органическим веществом и нефтями).

В Енисей-Ленской системе прогибов газовые скопления имеют широкое стратиграфическое и глубинное (0,1-3,5 км) распространение. В Енисей-Хатангском прогибе притоки газа получены из юрско-мелового разреза. Эти газы преимущественно малоазотные, низкоуглекислые. Жирность газа изменяется с глубиной залегания: на глубине 1 км коэффициент сухости (КС₁) превышает 1000, 2 км - 10-20, 2,8-3.0 км - 6-9 (Сороков Д.С. и др., 1977).

В пределах Хатангской седловины и Анабаро-Ленского прогиба притоки газа отмечались из отложений триаса, перми и кембрия. Пермотриасовые газы средне- (5-15 %), реже высокоазотистые (более 15 %), что резко отличает их от газов Енисей-Хатангского прогиба. В соотношении метана и его гомологов не наблюдается связь с глубиной. На глубинах одного порядка (0,5-1,0 и 0,8-1,4 км) встречены как сухие, так и жирные газы. Последние приурочены к тем площадям и горизонтам, где получены притоки нефти (Нордвикская, Южно-Тигянская. Ильинская площади). Нижнекембрийские газы восточной части Анабаро-Ленского прогиба (Дьяппальская площадь) сухие (КС₁ = 22), значительно менее азотистые, чем пермотриасовыс (соответственно 1,5 и 12-24 %).

Изучение органического вещества разновозрастных отложений показало, что нефтематеринскими свойствами обладают многие породы от рифея до мела. Максимальные концентрации органического вещества отмечаются в аргиллитах верхней - средней юры. нижней перми и нижнего рифея.

Так, в алевритоглинистых породах верхней юры Енисей-Хатангского прогиба содержание Сорг - 1,1-1,5 %, в бат-байосских - 1,2-2.0 %. Как показали люминесцентно-микроскопические исследования, органическое вещество в породах находится в основном в тонкодисперсном состоянии (сапропелевый тип), в некоторых случаях -в виде волокон гелифицированного гумусового вещества.

Сапропелевый тип органического вещества преобладает в породах осевой части Енисей-Хатангского прогиба, в остальных частях встречено гумусово-сапропелевое (в равных соотношениях) органическое вещество. Содержание ХБА варьирует в широких пределах. В верхнеюрском разрезе его содержание меняется от 0,04-0,06 % на бортах прогиба до 0,09 % в осевой части. Максимальные значения (0.14-0.16 %) отмечаются в верхней части среднеюрских отложений. Битумный коэффициент b изменяется от 3 в глинистых горизонтах до 9 и более в песчаниках, что, по всей вероятности, связано с перемещением подвижных компонентов из глинистых пород в песчаные.

В пределах Хатангской седловины и Анабаро-Ленского прогиба Сорг в разрезе нижней перми достигает 1-2 %, органическое вещество преимущественно сапропелевого типа. иногда встречаются незначительные примеси гумусового материала, представленного в виде обрывков спор, кутикул (люминесцентные шлифы). Содержание ХБА в образованиях нижней перми достигает 0,16 % (тустахская свита). Коэффициент b в пермотриасовой толще меняется от 0.5 на глубине 1 км до 3-7 на глубине 3.0-3.5 км.

В породах рифея южного борта Хатангской седловины (усть-ильинская свита) содержание Сорг высокое - до 1.8 %. ХБА - 0,11 %. В рифейских карбонатах коэффициент b составляет 4. в аргиллитах - 8, а в песчаниках - до 80.

Сопоставление нефтей, залегающих в меловых, юрских и пермских отложениях, с ХБА материнских пород этих же горизонтов по данным тонкослойной хроматографии и инфракрасной спектрометрии показало сходство углеводородного состава и структур. Так, для ХБА из юрских аргиллитов характерно, так же как и для нефти, преобладание (в 2-3 раза) метанонафтеновых углеводородов. В ХБА и нефти из пермских слоев эти соотношения ниже в 1,3-1,8 раза.

Сопоставление ИК-спектров нефтей и ХБА юрских и пермских отложений также свидетельствует об их близости (рис. 3), Как в нефти, так и в ХБА пермских отложений в отличие от юрских значительно возрастает интенсивность полос поглощения ароматических структур (Д₁₆₁₀). а среди них - моноароматических, В пермской нефти, в отличие от юрской, роль длинноцепочечных алкановых структур незначительна (Д₇₂₀ 0.37 см^-1 в юре и 0,25 см^-1 в перми). Все это нашло четкое отражение в известных спектральных коэффициентах С₁ (алкановые структуры), a₁ и a₂ (ароматические структуры), Аналогичные различия спектральных характеристик отмечаются и в ХБА юрских и пермских отложений (Ботнева Т.А., 1972).

формирование рифейских очагов генерации обусловлено интенсивными прогибанием и прогревом. вызванными процессами рифтогенеза на севере Сибирской платформы. Эти очаги приурочены к Нижне-Енисейскому, Котуйскому, Уджинскому авлакогенам, а также Южно-Таймырской и Западно-Сибирской древним континентальным окраинам. Рифейские нефтематеринские отложения (усть-ильинская свита и ее аналоги) могли оказаться в ГЗН, располагавшейся (по аналогии с центральными частями платформы) на глубине 1.5-3,0 км [2]. уже к концу этапа, а в раннем и среднем палеозое частично попали и в более высокотемпературные зоны. Миграция углеводородов в это время протекала в направлении к бортовым частям авлакогенов, где и формировались нефтяные залежи, следы которых, возможно, фиксируются в виде вышеупомянутых битумных скоплений в рифейско-нижнепалеозойских отложениях.

На герцинском этапе в девон-пермское время произошла регенерация рифтогенных движений на востоке (Верхоянская, Сетте-Дабанская и Патомско-Вилюйская рифтовые системы; Соколов Б.А. и др., 1982), севере (Южно-Лаптевский, Хара-Тумусский и Южно-Таймырский прогибы) и, возможно, западе Сибирской платформы, причем на севере рифтогенные процессы, судя по характеру складчатости, магматизма и осадочного выполнения, вышли за рамки континентального рифтогенеза. Эти процессы, сопровождавшиеся интенсивным погружением и высокой плотностью теплового потока (палеогеотермические градиенты в Хатангской седловине составляли 3-4 ^oС/100 м [3]), способствовали тому, что крупные очаги нефтегазообразования сформировались в пределах девон-пермских рифтов уже в ранней перми. К началу триаса, на момент максимального прогрева, существовал единый очаг в северных частях современных Енисей-Хатангского и Анабаро-Ленского прогибов, а также в Хатангской седловине. При этом нижние, наиболее обогащенные сапропелевой органикой части каменноугольно-пермского разреза местами (Хара-Тумусский грабен на севере Хатангской седловины) генерировали уже преимущественно газообразные углеводороды. Миграция углеводородов из пермокарбоновых очагов была направлена главным образом в сторону Сибирской платформы и Северо-Лаптевского поднятия (рис. 4,а).

В юрско-меловое время значительно уменьшилась плотность теплового потока на всей описываемой территории, геотермические градиенты снизились до 2,5-1,7 °С/100 м [1, 3]. Это, наряду с резким уменьшением темпов осадконакопления в Хатангской седловине, на части Анабаро-Ленского прогиба и воздыманием Южного Таймыра, привело к значительному сокращению генерации углеводородов в подавляющем большинстве очагов нефтегазообразования в верхнепалеозойских отложениях. В этой связи особенно актуален вопрос о времени образования антиклинальных зон нефтегазонакопления. Так, для Хатангской седловины лишь часть валообразных поднятий, прилегающих к Хара-Тумусскому очагу (Лабазно-Нордвикское, Сопочное), является раннеобразованной, а другая (Тигяно-Анабарское, многочисленные соляные купола) сформировалась не раньше конца мела и, следовательно, не могла аккумулировать значительные количества углеводородов. Аналогичная ситуация отмечается и для Оленекского вала на севере Анабаро-Ленского прогиба.

Основные области прогибания мезозойского времени были связаны с формирующимся Енисей-Хатангским прогибом. В триасовое время заложилась узкая грабенообразная депрессия в его осевой части. Развитие ее происходило с запада (где она. возможно, сочленялась с одновозрастной Колтогоро-Уренгойской рифтовой системой Западно-Сибирской плиты) на восток и продолжалось до ранней юры. В течение юры - мела первоначально узкий бассейн расширялся в северном и южном направлениях.

Высокие темпы прогибания привели к тому. что, несмотря на пониженный тепловой поток, нижне-среднеюрские отложения в осевых частях прогиба вошли в ГЗН, располагавшуюся на глубине более 3 км. уже в конце юры. Это подтверждается и геохимическими данными - значения битумного коэффициента b увеличиваются с глубиной (от 1-2 до 5-8) лишь в интервале 2.5-3,2 км. На этой же глубине отмечается и перераспределение битуминозных компонентов, фиксируемое в люминесцентных шлифах. Однако содержание метанонафтеновых, нафтеноароматических и полициклических ароматических углеводородов, а также сумма углеводородов с глубиной изменяются мало [4]. На момент максимального погружения (поздний мел) очаги нефтегазообразования занимали большую часть Енисей-Хатангского прогиба (см. рис. 4, б). Верхнеюрские и тем более нижнемеловые породы находились в ГЗН лишь в течение позднего мела, причем преимущественно в западной части Енисей-Хатангского прогиба.

1. Углеводородное флюидообразование в Енисей-Ленской системе прогибов сопровождалось неоднократным проявлением на северной окраине Сибирской платформы процессов континентального рифтогенеза и связано с разными источниками генерации.

2. Наилучшими нефтематеринскими свойствами обладают аргиллиты верхней - средней юры, нижней перми и усть-ильинской свиты рифея. В составе и структуре отмечаются, с одной стороны, различия углеводородной части битумоидов органического вещества этих отложений и'с другой - сходство битумоидов и нефтей одновозрастных образований.

3. Основные очаги генерации во всех случаях связаны с рифтогенными структурами, откуда и началась основная миграция углеводородов в зоны нефтегазонакопления.

4. Сложное и неоднозначное тектоническое развитие для разных частей региона и связанный с ним палеотемпературный режим, а также тип и состав ХБА определяют дифференцированную оценку перспектив нефтегазоносности Енисей-Ленской системы прогибов. Перспективными для поисков нефтяных залежей являются главным образом верхнепалеозойские отложения в северных частях Хатангской седловины и, возможно, Енисей-Хатангского прогиба, а газоконденсатных -неокомско-юрские в пределах последнего.

1. Афанасенков А.П. Особенности катагенетических преобразований органического вещества юрско-меловых отложений Енисей-Хатангской НГО // Геохимические и геофизические методы прямых поисков залежей углеводородов в Енисей-Хатангском прогибе. - Л., 1984. - С. 69-80.

2. Геолого-геохимические условия формирования нефтегазовых месторождений в древних толщах Восточной Сибири /Под ред. Б.А.Соколова. - М.: Изд-во МГУ, 1989.

3. Гребенюк В.В., Луговцов А.Д., Москвин В.И. Палеогеотермический режим недр краевых депрессий Сибирской платформы и его влияние на нефтегазоносность // Гидрогеология нефтегазоносных областей Сибирской платформы. - Новосибирск, 1982. - С. 36-44.

4. Колганова Н.М., Полякова И.Д. Особенности нефтеобразования в газоносных осадочно-породных бассейнах (Лено-Вилюйский и Енисей-Хатангский) // Геология и геофизика. - 1984. -№ 1. - С. 15-24.

5. Шаблинская Н.В., Прасолов Э.М. Промежуточный комплекс Западной Сибири - возможный источник углеводородов // Докл. АН СССР. -1988 - Т. 300. - № 2. - С. 422-426.

1-3 - границы: 1 - крупных тектонических элементов: а - достоверные, б - предполагаемые, 2 - частей Енисей-Ленской системы прогибов, 3 - тектонических структур; 4 - крупные разломы; 5 - Енисей-Ленская система прогибов: А - Енисей-Хатангский прогиб, Б - Хатангская седловина, В - Анабаро-Ленский прогиб;6-13 - обрамляющие элементы: б - Тунгусская синеклиза, 7 - Анабарская антеклиза, 8 - рифейские авлакогены Сибирской платформы (I - Нижне-Енисейский, II - Котуйский, III - Уджинский), 9 - Лаптевская окраинно-материковая плита, 10 - Предверхоянский краевой прогиб, 11 - Западно-Сибирская плита, 12 - Таймыро-Североземельская складчатая область, 13 - Верхоянская складчатая система; 14 - месторождения: а - нефти, б - газа и газоконденсата; 15 - скопления битумов

а - Енисей-Хатангский прогиб (осевая часть), б - Хатангская седловина (северная часть);1 - песчаники; 2 - алевролиты; 3 - глины и аргиллиты; 4 - угли; 3 - долериты; б - известняки; 7,8 - положение ГЗН (7) и НЗГ (8); 9 - изолинии палеотемператур, °С;10 - 13 - залежи: 10 - газовые, 11 - газоконденсатные, 12 - нефтяные, 13 - газовые с нефтяной оторочкой; 14 - проявления: а - газа, б - нефти и газа. Значения Сорг и ХБА в глинисто-алевролитовых породах усредненные

а -нефракционированных нефтей; б - ХБА 1 - скв.1 Турковская, интервал 3019-3022 м, верхняя юра - нижний мел; 2 - скв.1 Южно-Тигянская, интервал 1582-1589 м, верхняя пермь; 3 - скв.1 Турковская, верхняя юра. аргиллит, глубина 3043 м; 4 - скв. 1 - Южно-Тигянская, нижняя нермь, алевролит, глубина 3185 м;5 - р.Котуйкан, нижне-средний рифей, аргиллит

а - в нижнепермских отложениях на начало триаса; б - в средне-верхнеюрских породах на конец позднего мела 1 - очаги преимущественного нефтеобразования; 2 - очаги преимущественного газообразования в нижней части комплекса и нефтеобразования в верхней; 3 - зоны нефтегазонакопления: а - антиклинальные, б - литолого-стратиграфические; 4 - залежи: а - нефти, б - газа и газоконденсата; 5 - скопления битумов; 6,7 - обрамление:6 - складчатое, 7 – платформенное