С.Ф. Труфанова, Р.Н. Мурогова (НПГП "ВНИИЯГГ")

Выполненные на ряде нефтеносных площадей Восточной Сибири (Труфанова С.Ф., 1985) сравнительные оценки поисковых возможностей различных геохимических методов (газогеохимических, битуминологических, литогеохимических, микробиологических, гидрохимических и др.) [1-4] показали, что наиболее информативными для обнаружения скоплений углеводородов на глубине являются газогеохимические методы (Пат. 1775048 от 08.08.92 г.). Указанные методы основаны на извлечении газа из пород и вод способом термовакуумной дегазации (температура нагрева 60-70 °С) и дальнейшем определении углеводородных и неуглеводородных компонентов любым из известных химических методов, например методом хроматографии.

Последняя стала своеобразным полигоном, где в течение 7 лет (1985-1992 гг.) проводились газогеохимические исследования почти на всей юго-западной и частично центральной перспективных на нефтеносность частях Литвы общей площадью 7012 км² с густотой сети 1 скважина на 1 км², а на более перспективных участках -3-4 скважины на 1 км² глубиной зондирования 5 м. Был изучен состав газов, сорбированных породами четвертичного возраста(Нижележащие отложения представлены в широком стратиграфическом диапазоне – от кембрия до палеогена, за исключением карбона. Нефтяные залежи приурочены к верхнему силуру (пагегяйская свита), а перспективы нефтеносности связываются также с ордовиком и, возможно, средним кембрием.).

Район газогеохимических исследований охватывает структуры второго порядка, расположенные в основном в пределах юго-восточной бортовой и частично центральной частей Балтийской синеклизы (рис. 1).

Вопросы обнаружения залежей нефти связаны с выявлением локальных структур, приуроченных к зонам экранирующих разломов. Следовательно, выделение локальных тектонических структур – первоочередная задача при поисках нефти. Для установления региональной нефтеносности территории, второй важной поисковой задачи, необходимо выявление такого направления разломов, которое препятствует разгрузке углеводородов из залежей.

По результатам газогеохимических исследований на изученной площади было выделено четыре основных направления разломной тектоники (рис. 2): широтное (субширотное), меридиональное (субмеридиональное), северо-западное и северо-восточное. Кроме этого, выделен ряд тектонически активных блоков и неотектонических структур. Такое тектоническое строение в большинстве случаев сопоставимо с известными данными геологических и неотектонических исследований. Так, установленный газогеохимическими исследованиями на Кясчяйской площади разлом северовосточного направления совпадает с Таурагско-Огрским региональным разломом, выделенным по магнито- и гравиразведке, который соответствует грабенообразной впадине (рис. 3). Разлом широтного и северо-западного направлений на этой же площади согласуется с Неманской зоной разломов и обрамляет с севера Мазурско-Белорусскую антеклизу. Выявленный газогеохимическим методом Неманский разлом имеет продолжение на Кибартайской площади (см.рис. 3). Разлом субмеридионального направления на Кибартайской площади подтверждается изменением гравитационного поля. На западе к нему примыкают Кудиркский риф и локальное поднятие по кровле ордовика. Выделенные газогеохимическим методом разломные зоны широтного направления ограничивают структурные носы по кровле ордовикских отложений. Подтверждаются и другие разломные зоны. На севере Шакяйской площади (см. рис. 3) выявленная по геохимическим данным разломная зона широтного направления соответствует Юрбарскому разлому, выделенному А. Шляупа (1992) по данным неотектонических исследований. Из разломов северо-западного простирания самый южный является продолжением Южно-Нямунской зоны разломов.

По газогеохимическим данным все перечисленные тектонически активные блоки являются и нефтеперспективными зонами (рис. 4).

Перспективной оказалась также попытка выделения рифогенных комплексов. Установлено, что на изученной территории рифообразование, проявляющееся в газогеохимических полях, контролируется разломными зонами меридионального и субмеридионального простираний. Так, выделенный Кудиркский риф примыкает с запада к субмеридиональному разлому (см. рис. 4), а рифогенные образования на Лапгиряйской, Кибартайской, Шакяйской, Гижайской площадях совпадают с таковыми по геологическим данным.

Все выявленные залежи нефти и нефтепроявления оконтуриваются аномальными значениями алканов C₅-С₆. Аномалии минимально отклонены от глубинного источника углеводородов в сторону общего регионального подъема (к востоку и юго-востоку рассматриваемой территории) и имеют линейную либо подковообразную конфигурацию (Шиляйская, Лапгиряйская, Гирджяйская, Кибартайская, Гижайская площади). Широко привлекаемый при интерпретации результатов R-тип кластер-анализ позволил уточнить перспективность того или иного участка, определить степень сохранности залежей и их связь с рифогенными структурами, залежами нефти и т.д.

1. Геохимические методы поисков нефтяных и газовых месторождений /Под ред. Л.М. Зорькина и Н.В. Лопатина. - М.: Недра, 1980.
2. Могилевский ГА. Совместная интерпретация данных газовых и микробиологических исследований //Прямые методы поисков нефти и газа (поисковая геохимия). - М., 1964. - С.38-55.
3. Соколов В.А. Геохимия природных газов. - М.: Недра, 1971.
4. Яницкий И.Н. Гелиевая съемка. -М.: Недра, 1979.

Geor hemical sounding method is the most informative among the majority of geoche-inical methods known. Oil pools discovery problems are associated with revealing local structures confined to screening fault zones. To establish oil-bearing potential of the area it is essential to recognize such fault direction that prevents hydrocarbon unloading from pools. Tectonic structures penetrating sedimentary sequence are well "light up" not only by geophysical data but also are traced by geochemical investigations. Four main fault tectonics directions were recognized by geochemical investigations within the area under study: latitudinal (sublatitudinal), meriodinal (submeriodinal), north-west and north-east. An attempt to recognize reef complexes was proved to be promising too. In area studied, the reefing being reflected in gas-geochemical structures is controlled by meriodinal and submeridional fault zones. All oil pools discovered and oil shows are outlined by abnormal values of C₅-C₆ alkanes. Anomalies have a minimum deviation from hydrocarbon subsurface source toward general regional uprise (to the east and south-east of area under consideration) and have either a linear or horseshoe-like configuration. Thus, gasgeochemical investigations of the Baltic syneclise's surface deposits allow reliably to evaluate its oil/gas potential.

1 - Балтийская синеклиза; 2 - Польско-Литовская впадина; 3 - Среднебалтийская впадина; 4 - Латвийская седловина; 5 - южный склон Балтийского щита; 6 - Мазурско-Белорусская антеклиза (северо-западная часть)

(разломная тектоника взята из Тектонической карты Прибалтики, под ред. П.И. Сувейздиса, 1978)

Платформенные разломы (цифры в кружках): 1 - региональные (1 - Дзукийский, 2 - Прегольская зона, 3 - Неманская зона, 4 - Южно-Шилальский, 5 - Тельшяйский, 6 - Таурагско-Огрский), 2 - локальные, 3 - доплатформенные; 4 - месторождения нефти; 5 - площади газогеохимической съемки (I - Кясчяйская, II - Шиляйская, III - Лапгиряйская, IV - Кибартайская, V - Шакяйская, VI - Гижайская, VII - Гирджяйская, VIII - Рассейняйская)

1 - изогипсы по кровле горизонта S₁ln₁-O₃ (по данным Яцыны Й.Б., 1990); 2 - одиночные рифы; 3-6 - аномальные содержания, установленные по данным газогеохимической съемки: 3 - предельных углеводородов (С₄Н₁₀-С₆Н₁₄), 4 - непредельных углеводородов (С₂Н₄-С₄Н₈), 5 - водорода, 6 - диоксида углерода. Остальные усл. обозначения см. на рис. 2