|
|
|
|
|
© Ю.А. Иванов, И.П. Мясникова, 2000 |
НОВЫЕ АСПЕКТЫ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СЕВЕРНЫХ РАЙОНОВ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
Ю.А. Иванов, И.П. Мясникова (ВНИГНИ)
В Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП) Сибирской платформы в рифейских, вендских и нижнекембрийских отложениях открыто более 30 крупных и крупнейших месторождений УВ. Эти месторождения выявлены в южной части НГП, тогда как в северных районах провинции до последнего десятилетия не было установлено ни одного значительного месторождения. По мнению многих исследователей северные районы платформы с точки зрения нефтегазоносности имеют неблагоприятное геологическое строение. При подсчете ресурсов УВ (на 01.01.88 г. и 01.01.93 г.) основные перспективные комплексы этой территории были оценены крайне низко.
К числу негативных особенностей строения северных районов Сибирской платформы причислялись следующие:
1. Представление об отсутствии или крайне ограниченном развитии осадочных отложений рифея, которые рассматриваются как основная и богатейшая УВ-генерирующая толща Сибирской платформы.
2. Широкое распространение мощной (до 2-3 км и более) трапповой формации, которая могла оказывать отрицательное влияние на нефтегазоносность территории.
3. Отсутствие открытий значительных промышленных скоплений нефти и газа (хотя на отдельных площадях были установлены нефтегазопроявления и открыты месторождения битумов и высоковязких нефтей) до 1987 г. что, скорее всего, связано с ограниченным объемом геолого-геофизических работ.
К настоящему времени получены геолого-геофизические материалы, позволяющие по-иному трактовать перспективы нефтегазоносности северных районов Сибирской платформы.
Напомним основные черты геологического строения этой территории. В результате сложной и длительной (рифей–фанерозой) истории тектонического развития в северной части платформы обособились следующие структурные элементы (
рис. 1).Наиболее крупной отрицательной структурой площадью 690 тыс.км
2 является Курейская синеклиза. На западе она ограничена субмеридиональной системой краевых поднятий платформы, на севере раскрывается в Енисей-Хатангский региональный прогиб, на востоке и юге сочленяется с Анабарской, Непско-Ботуобинской и Байкитской антеклизами. Курейская синеклиза прослеживается в докембрийском и нижне-среднепалеозойском разрезе. В позднепалеозойское и триасовое время Тунгусская (Эвенкийская) синеклиза развивается унаследованно по отношению к Курейской на севере, а на юге охватывает еще более обширную территорию, накладываясь на отдельные элементы Байкитской, Непско-Ботуобинской антеклиз и Катангской седловины (площадь > 1 млн км2). В пределах синеклизы фундамент сильно расчленен дизъюнктивными нарушениями и залегает на глубине 5-7 км, а в отдельных впадинах до 9-10 км. Синеклиза характеризуется широким развитием траппового магматизма, наиболее интенсивно проявившегося в поздней перми и раннем триасе. В юго-западной части синеклизы крупным положительным элементом является Бахтинский мегавыступ с глубиной залегания фундамента 3,5-4,0 км. К 1994 г. по сейсмическим данным на мегавыступе были выделены Сурингдаконский (на севере), Бахтино-Кондроминский (на юге) и Нижнечункинский (на юго-востоке) выступы. В пределах выступов рифейские отложения или сокращены по мощности, или отсутствуют. На западе Тунгусской синеклизы выделяется система поднятий – Хантайско-Рыбнинский и Курейско-Бакланихинский мегавалы. Мегавалы вытянуты с юга на север почти на 700 км при ширине 50-60 км. В осевых частях мегавалов на дневную поверхность выходят венд-нижнекембрийские и даже рифейские отложения.С востока к Тунгусской синеклизе примыкает Анабарская антеклиза площадью более 650 тыс.км
2. В сводовой части антеклизы на дневной поверхности обнажается кристаллический фундамент, на склонах развиты терригенные и карбонатные породы рифея, венда и нижнего палеозоя мощностью до 3-5 км. Сюгджерская седловина отделяет Анабарскую антеклизу от Непско-Ботуобинской и Тунгусскую синеклизу от Вилюйской. В ее пределах развиты вендские и кембрийс-кие породы мощностью до 3-4 км (площадь 95 тыс. км2).С севера и востока рассматриваемая территория обрамляется мезозойскими Енисей-Хатангским и Предверхоянским прогибами, на западе – граничит с молодой Западно-Сибирской платформой. Осадочный чехол севера Сибирской платформы включает рифейские, вендские, палеозойские и мезозойские отложения: терригенные, карбонатные, соленосные и вулканогенные суммарной мощностью до 10 км.
Север Сибирской платформы изучен крайне низко: бурением – менее 1 м/км
2, сейсморазведкой – менее 0,3 км/км2. Лишь в отдельных районах (Курейско-Бакланихинский, Хантайско-Рыбнинский мегавалы, Бахтинский мегавыступ) поисково-разведочные работы проводились более интенсивно (изученность глубоким бурением 1·10 м/км2 и сейсморазведкой 0,3·1,0 км/км2). Слабая геолого-геофизическая изученность рассматриваемых районов вызвана не только негативным отношением к перспективам нефтегазоносности, но и чрезвычайно сложными климатическими и физико-географическими условиями освоения таежно-тундровых малонаселенных территорий. Тем не менее уже в 1987 г. здесь было открыто первое крупное нефтегазоконденсатное Моктаконское месторождение, установлены рифовые фации на трех уровнях нижнего и среднего кембрия и получен с точки зрения нефтегазоносности ряд других положительных результатов.Моктаконское месторождение на Сурингдаконском выступе приурочено к рифовому телу в моктаконской свите (
рис. 2), характеризующемуся округлыми очертаниями и имеющему высоту над межрифовыми толщами 100 м. От соседней Таначинской рифовой банки оно отделено узким прогибом, выполненным сульфатно-доломитовым межрифовым комплексом. На месторождении установлено три залежи: нефтяная в моктаконской свите (резервуар А-VI), газоконденсатная в абакунской свите (резервуар A-V) и газовая в таначинской свите (резервуар А-I). Залежи месторождения сводовые, массивные, литологически экранированные. Месторождение отличается блоковым строением и разрезом, насыщенным траппами. Коллекторы – карбонатные, трещинно-поровые и трещинно-каверновые с пористостью 3-15 %. Покрышками служат сульфатно-карбонатные породы. Нефтяная залежь имеет площадь 190 км2 и высоту содержит 2,04 % серы. Растворенный в нефти газ на 52,9 % состоит из метана, на 44 % – из тяжелых УВ, на 1,84 % – из углекислого газа, на 1,02 % – из сероводорода. Залежь пластовая, сводовая, среднедебитная, по запасам – крупная. Условный водяной контакт установлен на отметке -3045 м.Резервуар абакунской свиты входит в состав отложений облекания над моктаконской рифовой банкой. Газоконденсатная залежь резервуара V вскрыта на отметке -2929 м (газоводяной контакт (ГВК) -2950 м). Притоки газа до 1,5 млн м
3/сут, конденсата – 1200 м3/сут. Газ на 75 % состоит из метана, на 9,3 % – азота, незначительного количества углекислого газа и сероводорода, остальное – тяжелые УВ. Конденсат плотностью 0,833 г/см3. Содержание, %: смол – 0,2, серы – 2,0, твердых парафинов – 1,0. По запасам газа залежь средняя.Верхняя часть месторождения включает дельтулинскую и таначинскую свиты, представляющие собой краевой риф карбонатной платформы высотой 150 м. При испытании резервуара А-I дебит газа составил 330 тыс.м3/сут. Пластовое давление на абсолютной отметке -1679 м – 23,9 МПа. Состав газа, %: метан – 43,5, этан – 2,7, пропан – 0,99, бутан – 0,53, углекислый газ – 33,5, азот – 3,0. Запасы не подсчитывались [2].
На Таначинской структуре в газовой залежи содержится до 40 % кислых компонентов (главным образом диоксида), что, по-видимому, объясняется межтрапповым расположением рифа.
Однако наиболее важными из новых сведений являются данные о широком распространении на территории Тунгусской синеклизы мощных осадочных рифейских отложений.
Рифейские отложения севера Сибирской платформы
Рифейские отложения рассматриваются всеми исследователями как основной нефтегазогенерирующий комплекс Сибирской платформы. Высокие углеводородгенерирующие свойства рифея доказываются гигантским содержанием РОВ в этих отложениях
(Абсолютная масса РОВ при общем объеме осадочного выполнения рифейских бассейнов 3,7 млн км3 равна 18,2 трлн т (Сорг -0,1-1,27 %).), высокой степенью катагенеза ОВ (от МК31 - МК32 до АК), сходством битумоидов РОВ и верхнепротерозойских и палеозойских нефтей и др. [5]. Фактическим подтверждением этого положения является открытие на Байкитской антеклизе уникальной Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления в рифейских отложениях.Существовало широко распространенное мнение, что рифейские отложения на Сибирской платформе накапливались в основном в окраинных прогибах и перикратонных впадинах, обрамляющих Восточно-Сибирский кратон с юго-запада, юга и юго-востока, а во внутренних районах платформы эти толщи приурочены к ограниченным по площади рифтовым структурам (Золотов А.Н., 1982; Зиновьев А.А.,
1992; [2]). При этом предполагалось, что рифейские отложения в рифтовых прогибах платформы значительно дислоцированы, метаморфизованы, интенсивно размыты и, таким образом, в значительной мере потеряли углеводородгенерирующие свойства.Принципиально новый и важный материал по северу Лено-Тунгусской НГП был получен в результате интерпретации сейсмических работ МОГТ, выполненных в 1987-1990 гг. ПГО "Енисейгеофизика", сейсмических зондировании методом обменных волн землетрясений - ГСЗ-МОВЗ (Чернышев Н.М., Егоркин А.В., 1988), магнитотеллу-рических зондировании МТЗ (Варламов Я.В., 1989) с использованием всех материалов бурения [З]. На основании этих работ удалось проследить отражающие сейсмические горизонты R
0, R1, R2, R3 и R4, характеризующие геологическую структуру отложений рифея, причем R1 и R4 являются опорными и устойчиво прослеживаются на больших расстояниях в северных районах Тунгусского бассейна (рис. 3). Анализ этих исследований позволил сделать новые и весьма существенные выводы:1. Рифейские отложения в Тунгусской синеклизе, на севере и западе Анабарской антеклизы имеют непрерывное плащеобразное распространение и мощность 1-3 км, а на отдельных участках 3-5 км (
рис. 4).2. В составе рифейской осадочной толщи выделяются две серии: нижняя терригенная мукунская и верхняя карбонатная билляхская. В бассейне р. Мойеро мощность первой 300-640 м, второй – 1350-1460 м. Кровля билляхской серии фиксируется горизонтом R
1, мукунской серии – R4 (рис. 5). Данные МТЗ и ГСЗ-МОВЗ подтверждают распространение между горизонтом R4 и поверхностью фундамента терригенной толщи.Мукунская серия в верхней части представлена алевролитами, ниже залегает монотонная грубозернистая толща, возможно, с присутствием вулканогенных пород. В кровле мукунской серии (усть-ильинская свита) породы обогащены OB – до 6,5 %. Эта часть разреза относится к нижнему рифею и отражает переходный этап от геосинклинального режима к платформенному. Отложения среднего и верхнего рифея (билляхская серия) представлены доломитами, иногда с примесью глин и алевролитов. Билляхская серия фиксирует начало платформенного этапа развития Сибирской платформы. Катагенез пород возрастает с востока на запад от начальных стадий
мезокатагенеза до апокатагенеза [3].По гипсометрии поверхности рифея выделяются погруженная западная и приподнятая восточная части. На востоке зона поднятий фундамента прослеживается от Анабарского щита, через Сюгджерскую седловину к Непско-Ботуобинской антеклизе. В северо-западной части платформы рифейские отложения распространены в Тунгусской синеклизе, охватывая Байкитскую антеклизу и частично Катангскую седловину. Глубина погружения поверхности рифея в центральных частях синеклизы 5-7 км, в ее бортах
3-4 км. На западе, в районе Турухано-Норильской гряды, рифейский комплекс частично эродирован, его мощность превышает 4 км. На востоке отложения рифея перекрывают западный склон Анабарской антеклизы, на севере погружаются в Енисей-Хатангский прогиб до глубины 5-6 км. В северовосточных районах платформы зоны развития рифея мощностью до 1-3 км отмечаются на севере Анабарской антеклизы, на востоке – в Вилюйской синеклизе (см. рис. 4).Данные о широком распространении и значительной мощности терригенно-карбонатных отложений рифея в Тунгусской синеклизе и примыкающих районах позволяют принципиально по-новому оценить перспективы нефтегазоносности и существенно повысить оценку ресурсов УВ этой территории.
Трапповый магматизм и нефтегазоносность
На рассматриваемой территории трапповый магматизм относится к верхнепалеозой-нижнемезозойской формации, связанной с образованием крупных наложенных впадин и синеклиз (Тунгусской, Канско-Тасеевской и др.) (Виленский А.В., Олейников Б.В., 1970; Ройтман А.Я„ Коробков Г.В., 1987). В Тунгусской синеклизе верхнепермско-нижнетриасовые вулканические тела, представленные долеритами, базальтами и туфами основного состава мощностью на севере бассейна до 3,5 км, залегают в виде пластовых и секущих интрузий
в осадочных породах от нижнего кембрия до нижнего триаса, но основная масса траппов приурочена к верхней части осадочного чехла и обнажается на дневной поверхности (Путоранское плато) [2].Воздействие магматизма на нефтегазоносность осадочных пород можно рассматривать в трех аспектах: 1) влияние высокотемпературной магмы на катагенез осадочных пород и залежи УВ; 2) влияние интрузий на изменение коллекторских и экранирующих свойств пород; 3) механическое воздействие внедряющихся магматических тел на месторождения УВ.
1. Установлено, что на контактах магмы с вмещающими породами температура не превышала 300-500 °С; ее снижение по мере удаления от интрузива происходило достаточно резко [4]. Результаты экспериментальных исследований свидетельствуют, что ширина прогрева осадочных пород не превышала 1/3 мощности интрузий (Феоктистов Г.Д., Феоктистова М.Ф., 1970; [1]). Высокотемпературное воздействие интрузий на вмещающие породы вызывало процесс "стратореверсокатагенеза" – смещение температурных границ вверх и расширение зоны нефтегазогенерации (Соколов Б.А., Мазур Ю.Р., 1980).
Принимая во внимание состав ОВ, можно предполагать, что докембрийские толщи первоначально продуцировали в основном жидкие УВ. В Тунгусской синеклизе на участках с низкой насыщенностью траппами региональный метаморфизм ОВ осадочных пород не превышал стадий МК
1-МК2, реже МК3. В зонах интенсивного проявления траппового магматизма метаморфизм ОВ достигал высших стадий мезокатагенеза и апокатагенеза, что приводило к генерации дополнительных, в основном газообразных, УВ, деструкции нефтяных скоплений и переформированию залежей. В результате на Сибирской платформе распространены газовые, газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения и изменен баланс распределения объемов УВ по стратиграфическим комплексам по сравнению с их генерационными потенциалами. Можно предположить, что скопления УВ рифейского и вендского комплексов были частично разрушены и перемещены под региональную соленосную покрышку. К примеру, залежи УВ в карбонатных отложениях Непско-Ботуобинской антеклизы, по всей вероятности, вторичны, поскольку приурочены либо к линейным участкам переходов трапповых силлов с одного стратиграфического уровня на другой (совпадающим с разломами), либо к зонам локального внедрения траппов. Причем выявленные здесь скопления УВ залегают выше и ниже магматических тел (Иванов Ю.А., Беликова С.В., 1988, 1989).Большая часть скоплений УВ приурочена к стратиграфическим уровням, залегающим ниже траппового силла, т.е. к породам, не попавшим в зону интенсивного теплового воздействия. Именно такого пространственного размещения нефтегазоносных и траппосодержащих горизонтов можно ожидать в Тунгусской синеклизе. Основная масса траппов залегает здесь в верхних горизонтах осадочного чехла и поэтому их влияние на рифейские, вендские и кембрийские продуктивные горизонты минимально отрицательное. В.С. Старосельцев (1982), занимавшийся изучением проблемы нефтегазоносности осадочных пород под базальтовым плато Тунгусского бассейна, весьма положительно оценил перспективы поисков нефти и газа на этой территории.
2. Другой аспект воздействия траппового магматизма на нефтегазоносность – это влияние интрузий на коллекторские и экранирующие свойства вмещающих пород. В непосредственной близости от интрузий магматизм сопровождался проявлениями контактного метаморфизма, что приводило к ороговикованию терригенных пород и мраморизации известняков. В большинстве случаев вблизи контакта с магматическим телом пористость осадочных пород уменьшается в 2-4 раза. В приконтактной зоне эти породы, как правило, непроницаемы. С удалением от экзоконтакта с интрузией (на 1/2 мощности интрузий) отрицательное влияние метаморфизма на коллекторские свойства пород не проявляется (Кащенко С.А., Назимков Г.Д., 1978).
Положительное воздействие интрузивной деятельности на коллекторы прежде всего связано с интенсивной трещиноватостью вмещающих пород и в первую очередь хрупких карбонатных разностей. Брекчирование отложений в приконтактных с интрузией зонах нередко прослеживается на десятки и сотни метров. Гидротермальная деятельность вблизи остывающих магматических тел, связанная с циркуляцией пластовых вод, с одной стороны, может отрицательно сказываться на фильтрационно-емкостных свойствах пород из-за их кальцитизации и окварцевания, с другой стороны, приводит
к выщелачиванию сульфатов и каменной соли из пор пород, способствует доломитизации известняков и, следовательно, улучшению их коллекторских свойств. Положительное влияние траппового магматизма на фильтрационно-емкостные свойства карбонатных пород в 'ослабленных" зонах перехода трапповых тел с одного стратиграфического уровня на другой, более высокий, отмечали В.В. Забалуев и др. (1985).Рассмотрим конкретные примеры сосуществования магматических тел и УВ-залежей. На крупном Моктаконском месторождении отмечается "интенсивная" насыщенность интрузивными телами различной ориентировки и мощности осадочного разреза. Газоконденсатная залежь месторождения характеризуется "...высоким метаморфизмом конденсата", что "...объясняется существенным прогревом площади месторождения интрузиями траппов, а также возможной близостью к нему магмоподводящего канала, выявленного на Моктаконской площади в верхней части разреза" [2].
К зонам перехода траппов с одного стратиграфического уровня на другой приурочены притоки нефти и газа на Даниловской, Усть-Кутской, Илимской, Большетирской и других площадях Непско-Ботуобинской антеклизы. На Даниловском месторождении с зоной перехода траппов из отложений усольской свиты в бельскую связаны залежи нефти и газа в Преображенском, усть-кутском
и осинском горизонтах. На Верхнечонском месторождении газонефтяные залежи в Преображенском горизонте и газоконденсатная залежь в осинском горизонте совпадают с локальной зоной внедрения траппов в ангарскую свиту. На Среднеботуобинском месторождении залежи газа в осинском горизонте в плане совпадают с зоной внедрения пластовых интрузий в юрегинскую и толбачанскую свиты [1].В большинстве случаев траппы являются хорошими экранами, нередко даже в региональном плане. Вулканические породы, слагающие траппы, и приконтактные осадочные породы обычно характеризуются пористостью до 2 % и проницаемостью до 0,0002 мкм
2. Доказательством экранирующих свойств траппов служит высокая минерализация пластовых вод в подтрапповых осадочных породах. Трапповые тела могут рассматриваться в качестве флюидоупоров в центральных, северных и юго-западных районах Тунгусской синеклизы [4].3. При трапповом магматизме разрушение залежей УВ могло являться результатом либо естественного крекинга УВ, либо механического воздействия на залежь. При этом эмиграция УВ в более высокие горизонты при наличии покрышек могла приводить или к формированию вторичных залежей, как это отмечается в кембрийском разрезе Непско-Ботуобинской антеклизы, или к выведению УВ на дневную поверхность. На последнее указывают месторождения тяжелых нефтей и битумов на северо-востоке платформы (в частности, Оленекское месторождение), интенсивные нефте- и битумопроявления в трубке взрыва Удачная, залежь сильно окисленной нефти, мальт и асфальтов в венлокских отложениях нижнего силура на Сухотунгусской площади, находки антраксолитов в Туруханском районе и др.
Таким образом, воздействие траппового магматизма на нефтегазоносность вмещающих осадочных пород неоднозначно и не может оцениваться лишь как отрицательное. Для рассматриваемой территории Тунгусской синеклизы и ее обрамления, где трапповая формация приурочена к верхней части осадочного чехла, а основные продуктивные горизонты – к его основанию, влияние интрузивной деятельности на нефтегазоносность было минимальным.
(Окончание статьи – в
следующем номере журнала.)ЛИТЕРАТУРА
Мore than 30 large and largest hydrocarbon fields in Riphean, Ve
ndian and Lower Cambrian formations were discovered in the southern half of Leno-Tungus oil and gas province of Siberian platform. There were not found any significant field in the northern areas of the province up to last decade. According to many investigators, the northern part of the platform has unfavourable geological structure from oil and gas potential view.The article provides grounds that such view is not right and disproved by last geologic-geophysical works.
РИС. 1. ОБЗОРНАЯ КАРТА СЕВЕРНЫХ РАЙОНОВ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
Контуры структур: 1 – надпорядковых, 2 – I порядка; 3 – структуры II порядка (1 – Ледянская, 2 – Чирингдинская); 4 – границы нефтегазоносных провинций; 5 – границы нефтегазоносных областей: I – Северо-Тунгусская, II – Южно-Тунгусская, III – Анабарская, IV – Турухано-Норильский СНГР, V – Сюгджерская, VI – Байкитская, VII – Катангская; 6 – граница распространения сульфатно-галогенных формаций; 7 – месторождения и залежи: а – нефтегазовые и нефтегазоконденсатные, б – газовые и газоконденсатные; положительные структуры (цифры в кружках): 1 – Хантайско-Рыбнинский мегавал, 2 – Курейско-Бакланихинский мегавал, 3 – Северо-Реченский выступ, 4 – Бахтинский мегавыступ, 5 – Бахтино-Кондроминский выступ, б – Сюгджерская седловина; отрицательные структуры (цифры в треугольниках): 1 – Норильско-Вологочанский прогиб, 2 – Верхнекочечумская впадина
РИС. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ МОКТАКОНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ПО ДАННЫМ КОНТОРОВИЧА А.Э. И ДР., 1994)
Залежь: 1 – газоконденсатная, 2 – нефтяная; свиты: br – бурусская, ab – абакунское, mr – марская, mk – моктаконская, yas – ясенгская, sb – собинская
РИС. 3. ВРЕМЕННОЙ СЕЙСМИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ МОГТ (МАДРИНСКАЯ ПЛОЩАДЬ) (ПО ДАННЫМ АБРАМОВА А.Н. И ДР., 1993)
R0
– отражающий горизонт в кровле рифейского комплекса; R1, R2, R3, R4 – то же внутри рифейского комплексаРИС. 4. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ РАЗРЕЗЫ ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ ПО ФРАГМЕНТАМ ПРОФИЛЕЙ I-I (А), II-II (Б) И III-III (В) (ПО ДАННЫМ АБРАМОВА А.Н. И ДР., 1993)
1 – архей-нижнепротерозойский фундамент Сибирской платформы; карбонатно-терригенные породы: 2 – рифея, 3 – венд-кембрия; 4 – нерасчлененная толща осадочно-вулканогенных пород палеозойского, частично мезозойского возраста; 5 – осадочные породы мезозоя Вилюйской синеклизы
РИС. 5. СВОДНЫЙ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ НИЖНЕЙ ЧАСТИ ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА В РАЙОНЕ БАССЕЙНА р. МОЙЕРО (ПО ДАННЫМ ЩИДИНА П.Ю., 1989)
