О.О. Абросимова (Институт геологии СО РАН)

На юго-востоке Западной Сибири открыто значительное число залежей нефти в породах поверхности палеозойского комплекса, дезинтегрированных предъюрским размывом. На Западно-Сибирской плите залежи нефти и газа в верхней части доюрского комплекса известны давно. Более того, установление продуктивности коры выветривания поверхности фундамента предвосхитило открытие всей нефтегазоносной провинции (Березовское месторождение газа, 1953 г.).

Большой объем литолого-стратиграфических и геохимических исследований мезозойских отложений с целью выявления в их составе толщ-генераторов УВ [1,3] и теоретических обобщений по проблеме взаимосвязи состава РОВ пород с типом генерируемых ими УВ [3] дает основание для выделения в разрезе нижней – средней юры юго-восточных районов Западной Сибири двух различных по фациальной обстановке бассейнов седиментации и, следовательно, по составу генерируемых УВ-толщ: преимущественно лагунно-морской местами доманикового типа тогурской свиты (нижняя часть тоарского яруса) (3десь и далее в тексте и на рисунках использовано посвитное расчленение нижне-среднеюрских отложений Западной Сибири, предложенное Ф.Г. Гурари, Е.Е. Даненбергом, Л.И. Ровниной и др. (1987). Для юго-востока Западной Сибири это свиты (снизу вверх): шеркалинская (верхняя часть плинсбаха), тогурская (нижняя часть тоара), тамбаевская (верхняя часть тоара - средняя юра). и более фациально пестрой, но преимущественно континентальной, на юго-востоке – угленосной, тамбаевской свиты (верхний тоар – средняя юра).). Фациальный состав дотогурской части разреза – шеркалинской свиты –близок к тамбаевской. Эта базальная свита чехла присутствует на юго-востоке плиты только в наиболее погруженных депрессиях, каковой является, например, Нюрольская мезозойская впадина.

Разносторонний анализ геохимии нефти из верхней части палеозойского комплекса показал, что парафинистая нефть ряда эрозионно-тектонических выступов, скорее всего, связана с ее генерацией угленосными отложениями тамбаевской свиты [1]. Более легкая малопарафинистая нефть могла быть генерирована как лагунно-морскими отложениями тогурской свиты, так и палеозойскими породами, потому что последние, особенно карбонаты, на значительной площади юго-востока плиты формировались в мелководно-морских обстановках [1]. Поскольку на склонах одних эрозионно-тектонических выступов лагунно-морская тогурская свита выклинивается или непосредственно их перекрывает, а на склонах других, наиболее высоких, выклинивается нижняя часть континентальной тамбаевской свиты, то при допущении миграции УВ из выклинивающихся и перекрывающих слоев чехла в трещинно-кавернозные коллекторы палеозойского комплекса следует ожидать в разных выступах отличающуюся по составу нефть. Механизм такой дифференциации зависит от относительной высоты и площади выступов, а также геологических условий выклинивания на их склонах нижне-среднеюрских отложений (рис. 1). Если допускать латеральную миграцию нефти из чехла в палеозойский комплекс, то ее дифференциация по составу и, в частности, по содержанию парафинов должна наблюдаться и в зависимости от распространения тогурской свиты. Была сделана попытка скоррелировать ореолы распространения менее высокопарафинистой нефти и площади развития тогурской свиты (рис. 2). Содержание парафина в нефти приведено в таблице.

Парафинистая нефть аквагенного типа С (по А.Э. Конторовичу и О.Ф. Стасовой [2]) будет доминировать в палеозойском комплексе выступов, если комплекс перекрыт тогурской свитой или последняя ограниченно развита на вершинах этих выступов (см. рис. 1,а), например Урманская и Герасимовская площади. На тех площадях, где тогурская свита выклинивается на значительных расстояниях от апикальных частей крупных и высокоамплитудных выступов и на ее контактах с угленосными отложениями тамбаевской свиты (см. рис. 1, б), естественно присутствие главным образом парафинистой нефти террагенного типа А (по классификации А.Э. Конторовича и О.Ф. Стасовой), например Западно-Лугинецкая и Северо-Останинская площади. В выступах, расположенных в районах широкого развития дотогурских отложений, имеющих большую мощность и содержащих нефтегенерирующие слои (см. рис. 1, в), следует ожидать залежи парафинистой нефти типа А, например Фестивальная площадь. Эти закономерности впервые были описаны А.Э. Конторовичем и О.Ф. Стасовой еще в 1977 г. [1], однако, вероятно, в силу чисто геохимической направленности публикации в ней не акцентировалась геологическая сторона этой сложной проблемы. Для выяснения условий формирования залежей нефти в эрозионно-тектонических выступах палеозоя принципиальное значение имеет строение залежи на Урманской площади (рис. 3). Здесь парафинистая нефть типа С, которую многие рассматривают как мигрировавшую из глубоких горизонтов палеозойского комплекса, заполняет три типа различных коллекторов: пористые бокситы, очевидно, залегающие в карстовых полостях палеозойского комплекса; трещинные и кавернозные известняки и доломиты, слагающие собственно выступ; и песчаники нижней юры на восточном склоне выступа (скв. 4). Таким образом, коллекторы Урманской залежи состоят из палеозойского и мезозойского комплексов.

Урманский выступ сложен массивными известняками и доломитами, плоскости наслоения которых из-за малого выноса керна в разрезе не были определены. Для многих исследователей это послужило поводом для предположения о субгоризонтальном залегании карбонатов. Однако имеются косвенные данные, свидетельствующие об их дислоцированности. Замеры скорости прохождения упругих колебаний, выполненные В.В. Коротуном (устное сообщение), показали акустическую анизотропию, достигающую 500 м/с. Такая анизотропия присуща дислоцированным породам, склонным к перекристаллизации под действием односторонних динамических напряжений. Если допустить значительную дислоцированность карбонатов Урманского выступа, то формирование подобной залежи нефти в комбинированных коллекторах при разнице гипсометрии водонефтяного контакта более чем 100 м довольно трудно объяснить миграцией нефти из глубоких горизонтов палеозоя.

Материалы по катагенезу ОВ палеозойских отложений показывают, что на подавляющей территории Среднего Приобья преобладает высокая степень его преобразования (АК_2-3) [4]. Геологическое строение рассматриваемой территории таково, что аналогичную стадию катагенеза, вероятно, можно предполагать и для большей части юго-восточных районов плиты, хотя имеются сведения и о менее значительном катагенезе палеозойских РОВ на этой территории. Если здесь стадия катагенеза близка АК_2-3 ,то нет основания допускать продолжающуюся миграцию нефти из палеозойских отложений в зону их дезинтеграции, хотя фациальные и геохимические критерии свидетельствуют о некогда, возможно, значительном нефтегенерационном потенциале девон-каменноугольного комплекса отложений.

Возраст залежей нефти в эрозионно-тектонических выступах не может быть древнее юры, так как во многих случаях, в том числе и на Урманской площади, флюидоупором служат тогурские аргиллиты или слабопроницаемые терригенные породы тамбаевской свиты. К началу юры палеозойские отложения уже находились на высокой стадии катагенеза ОВ. Дополнительной генерации УВ в палеозойском комплексе под действием нагрузки мезозойского чехла тоже не могло быть, ибо толща размытой части палеозойского комплекса позднепалеозой-раннеюрской денудацией превосходит мощность мезо-кайнозойского чехла или, по крайней мере, соизмерима с ней, но плотность пород палеозойского комплекса значительно выше таковой мезозойского и поэтому нагрузка на породы в конце палеозоя уже достигла максимума. Все это, по-видимому, должно учитываться при доказательствах миграции УВ из глубин палеозойского комплекса в его верхнюю часть.

1. Конторович А.Э., Стасова О.Ф. Геохимия юрских и палеозойских нефтей юго-восточных районов Западно-Сибирской плиты // Проблемы геологии и нефтегазоносности доюрских отложений Западно-Сибирской плиты. Тр. СНИИГГиМСа. - Новосибирск, 1977. -Вып. 255 - С.46-62.
2. Конторович А.Э., Стасова О.Ф. Типы нефтей в природе и закономерности их локализации в стратисфере // VIII Международный конгресс по органической геохимии: Тез. докл. -М., 1977. - Т.1. - С.161-162.
3. Нефтепроизводящие толщи и условия образования нефти в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности / А.Э. Конторович, Н.М. Бабина, Л.И. Богородская и др. // Тр. СНИИГГиМСа. - Л.: Недра, 1967. -Вып.50
4. Фомин А.Н. Катагенез и перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений Среднего Приобья // Геология и геофизика. - 1994. -Т.35, № 11. - С.63-70.

The article deals with important problem concerning oil pools distribution and prediction in the Paleozoic erosion-tectonic scarps of south-east West Siberia. The results presented are based on recognized spatial and possibly genetic relationships between oils of different composition containing in scarps, and facial composition of the Lower Jurassic suites adjacent to slopes of the last ones. Considering various paraffinous oil distribution in scarps of the Upper Paleozoic complex and being far from elucidating the problems to find out a genesis of these oils, the author expects to attract attention of petroleum geologists to the fact that higher paraffinic oils are confined to the scarps on slopes of which the Tambajevsky and Sherkalinsky suite's layers are wedged out. while less paraffinic oils are confined to the sites where the Togurian suite of bituminous argillites wedges out or overlies the Paleozoic complex. The above geological regularities don't conflict with an assumption about possible wide migration of various oils types from Mesozoic deposits up into cavernous-fractured reservoir of the Paleozoic complex surface.

1 - битуминозные аргиллиты тогурской свиты, 2 - песчаники шеркалинской и тамбаевской свит, 3 - песчано-глинистые угленосные отложения тамбаевской и шеркалинской свит, 4 - палеозойский комплекс, 5 - залежи менее (а) и более (б) высокопарафинистой нефти, I, II, III - номер свиты

Рис.2. СХЕМА РАСПРОСТРАНЕНИЯ ТОГУРСКОЙ СВИТЫ НА ЮГО-ЗАПАДЕ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ (по материалам Ф.Г. Гурари, Е.Е. Даненберга, О.Г. Жеро и др.)

1 - площадь распространения тогурской свиты, 2 - территории предполагаемого непосредственного залегания тогурской свиты на палеозойском комплексе, 3 - территории непосредственного залегания на палеозойском комплексе различных горизонтов тамбаевской свиты, 4 - месторождения с залежами нефти в верхней части палеозойского комплекса: 1 - Чкаловское, 2 - Фестивальное, 3 - Западно-Лугинецкое, 4 - Северо-Останинское, 5 - Останинское, 6 - Селимхановское, 7 - Верхнекомбарское, 8 - Северо-Калиновое, 9 - Герасимовское, 10 - Широтное, 11- Урманскос, 12 - Арчинское, 13 - Нижнетабаганское, 14 - Смоляное, 15 - Западно-Калиновое, 16 - Калиновое, 17 - Казанское, 18 - Солоновское, 19 - Верх-Тарское, 20 - Малоичское, 21 - Еллей-Игайское

1 - известняки и доломиты (дислокации условные); 2 - кавернозно-трещинная зона известняков и доломитов; 3 - нефть в пористых бокситах (а) и карбонатах палеозойского комплекса и песчаниках шеркалинской свиты (б); 4 - предполагаемая зона разлома; скв. 2 - Q_H - 0,86 м³/сут, Q_B - 16.05 м³/сут; скв. 1 - Q_H = 38,4 м³/сут, Q_B - 5,3 м³/сут; скв. 4 - Q_В+пленка нефти = 3.9 м³/сут (J₁), Q_B - 0,88 м³/сут (PZ). Остальные усл. обозначения см. на рис. 1