НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ОБЛАСТИ ЮГО-ЗАПАДА ЛЕНО-ТУНГУССКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ, Байкитская нефтегазоносная область — Новые технологии геологической разведки. Месторождения углеводородов Сибирской платформы и прилегающ

НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ОБЛАСТИ ЮГО-ЗАПАДА ЛЕНО-ТУНГУССКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ, Байкитская нефтегазоносная область - Новые технологии геологической разведки. Месторождения углеводородов Сибирской платформы и прилегающ Реферат

Особенности строения, осадочные комлексы и углеводородные системы лено-вилюйского нефтегазоносного бассейна

ГЕОРЕСУРСЫ / GEORESOURCES rrr^ 2021. T. 21.№ 2. С. 13-30

DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2021.2.13-30 УДК552.5:553.98

Особенности строения, осадочные комлексы и углеводородные системы Лено-Вилюйского нефтегазоносного бассейна

C.B. Фролов*, Е.Е. Карнюшина, Н.И. Коробова, Е.А. Бакай, Н.С. Курдина,

О.В. Крылов, А.А. Тарасенко

Московский государственныйуниверситет имени М.В. Ломоносова, Москва, Россия

Лено-Вилюйский бассейн, состоящий из Вилюйской синеклизы и Предверхоянского прогиба, выполнен мощной (более 10 км) толщей осадочных пород, сформировавшейся за время весьма длительной геологической истории (не менее 1 млрд лет). Почти все выявленные здесь месторождения приурочены к двум валообразным структурам, а в составе пластовых углеводородов резко преобладает газ. Проведенные исследования показывают, что основная углеводородная система (пермско-меловая) в большинстве районов образована пермскими газоматеринскими толщами, отложившимися в континентальных обстановках с преобладанием керогена III типа. Системы со значительной долей жидких углеводородов могут быть связаны с областями преимущественно морской седиментации (Предверхоянский прогиб) или более древними (нижнепалеозойскими) отложениями. Во всех случаях природные резервуары отличаются сложным строением в связи с резкой фациальной изменчивостью и интенсивными вторичными преобразованиями.

Ключевые слова: Вилюйская синеклиза, Предверхоянский прогиб, Лено-Вилюйский бассейн, углеводородные системы, природные резервуары, нефтегазоматеринские породы

Для цитирования: Фролов С.В., Карнюшина Е.Е., Коробова Н.И., Бакай Е.А., Курдина Н.С., Крылов О.В., Тарасенко А.А. (2021). Особенности строения, осадочные комлексы и углеводородные системы Лено-Вилюйского нефтегазоносного бассейна. Георесурсы, 21(2), с. 13-30. DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2021.2.13-30

Введение

Лено-Вилюйский нефтегазоносный бассейн (у разных авторов также Лено-Вилюйская нефтегазоносная провинция, Лено-Вилюйская нефтегазоносная область Хатангско-Вилюйской провинции) расположен в восточной части Сибирской платформы вблизи ее границ с Верхояно-Чукотской складчатой областью. В тектоническом отношении он приурочен к двум крупнейшим структурным элементам указанной платформы -Вилюйской синеклизе и Предверхоянскому краевому прогибу (рис. 1).

Как и две другие периферические депрессии Сибирской платформы (Енисей-Хатангский и Анабаро-Ленский прогибы), Лено-Вилюйский нефтегазоносный бассейн (НГБ) отличается от расположенного во внутренней части платформы Лено-Тунгусского НГБ повышенными толщинами верхнепалеозойских и, особенно, мезозойских отложений. Из-за этого стратиграфический диапазон осадочного выполнения здесь весьма велик — от рифея до мела включительно (рис. 2), а общая его толщина может достигать 10-14 км (Тектоника…, 2001).

Геологическая эволюция рассматриваемого бассейна охватывает, по всей видимости, не менее полутора миллиардов лет. Вероятно, в позднем протерозое (рифее и венде) и первой половине палеозоя данный регион развивался сходным образом с внутренними

* Ответственный автор: Сергей Владимирович Фролов

E-mail: serfgeo@yandex.ru

©2021 Коллектив авторов

частями Сибирской платформы, такими как прилегающие Непско-Ботуобинская, Анабарская и Алданская антеклизы. Как обособленный структурный элемент он начал выделяться со второй половины девона, что было связано с рифтингом на востоке Сибирского кратона, образованием здесь пассивной окраины и дальнейшим формированием Вилюйской синеклизы, наложенной на западную ветвь рифтовой системы. Еще сильнее рассматриваемая область стала отличаться от остальных частей Сибирской платформы с конца юры, когда на восточной окраине палеоконтинента произошли коллизионные события, и начал формироваться Предверхоянский краевой прогиб.

В геологическом отношении бассейн изучен очень неравномерно. Всего здесь пробурено более 200 глубоких скважин, при этом примерно 9/10 из них находятся на территории Вилюйской синеклизы и только немногим более 20 в Предверхоянском прогибе.

Лено-Вилюйский бассейн относится к землям с доказанной нефтегазоносностью. Здесь открыто десять месторождений с залежами в пермских, триасовых и юрских горизонтах, среди которых есть и весьма крупные по запасам. Первое газовое месторождение (Усть-Вилюйское) было открыто в 1956 году, остальные открывались в 60-70-е годы XX века. В залежах углеводородов резко преобладает газ. Нефть изредка встречается в виде незначительных оторочек. Все месторождения, кроме одного, мелкого по запасам, приурочены к двум валообразным зонам, на остальной подавляющей по площади части бассейна промышленных залежей не выявлено.

НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

Рис. 1. Обзорная схема Лено-Вилюйского бассейна (основа — Геологическая карта Сибирской плат. 1 : 1 500 ООО, Малич и др., 1979, ВСЕГЕИ)

и прилегающих районов,

Среди вопросов, касающихся оценки перспектив неф-тегазоносности бассейна, важнейшими, на наш взгляд, являются следующие: есть ли шансы открытия промышленных залежей в иных зонах; каковы причины преимущественной газоносности бассейна, и распространяется ли она на все его части; возможно ли существование иных, помимо пермско-мезозойских преимущественно газовых, систем с существенным нефтяным потенциалом. Другими словами, есть ли в бассейне перспективы открытия новых, в первую очередь, нефтяных месторождений?

Структурные элементы

Лено-Вилюйский нефтегазоносный бассейн приурочен к области интенсивного позднепалеозойско-мезозойского прогибания, наложившейся на верхнепротерозойско-

нижнепалеозойский чехол восточной части Сибирской платформы. На востоке бассейн по системе надвигов граничит с Верхоянским складчатым поясом, западная его граница обычно проводится по границе распространения среднеюрских пород. Северная граница бассейна (с Анабаро-Ленским прогибом) проводится по Атырканскому порогу — валообразному поднятию, поперечному структурам Верхоянья. Общая протяженность бассейна составляет около 1300 км (от низовьев Лены до среднего течения Алдана) при ширине от 80-100 (на севере) до 500-600 км (в нижнем и среднем течении Вилюя).

Как было сказано выше, составными частями бассейна являются две, в общем, разнородные структуры: надрифтовая Вилюйская синеклиза и Предверхоянский краевой прогиб (рис. 3). Граница между ними довольно

SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL

gedresdurces www.geors.ru

Рис. 2. Литолого-стратиграфическые схемы Вилюйской синеклизы по данным бурения скв. Средне-Вилюйская-27и Баппагайская-1

условна. Обычно она проводится по смене простирания основных структурных элементов с субмеридиональной и субширотной, харатерных для Предверхоянского прогиба (на севере и юге соответственно), на диагональную, свойственную Вилюйской синеклизе.

Предверхоянский (или Приверхоянский) краевой прогиб представляет собой пограничную структуру между древней Сибирской платформой на западе и мезозойским Верхоянским складчато-надвиговым поясом на востоке. Как самостоятельная структура прогиб формировался в поздней юре-мелу синхронно складчатости и орогении в Верхоянском поясе. За это время амплитуда опускания прогиба составила до 3,5-5,0 км. В составе

краевого прогиба принято выделять южную субширотную Алданскую ветвь и северную субмеридиональную Ленскую ветвь. Они разделены Китчанским выступом Верхоянского складчатого пояса.

Восточная граница краевого прогиба проводится по Западно-Верхоянской системе разломов, по которой образования складчатого пояса надвинуты в западном направлении (Туора-Сисский, Унгуохтахский, Юндюлюнгский, Китчанский, Тукуланский аллохтоны). Амплитуда горизонтального смещения по данным бурения оценивается в несколько километров (Гайдук, Прокопьев, 1999). Поверхности срыва (детачмент), как правило, приурочены к глинам верхней перми и нижнего триаса, а местами также к

НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

Рис. 3. Структурные модели Лено-Вилюйского бассейна по подошве осадочного чехла и кровле пермских отложений

девонским ангидритам (Ленская ветвь) и к докембрийским отложениям (Алданская ветвь) (Тектоника., 2001).

Прогиб имеет асимметричное строение. Его депоцен-тры смещены к востоку, к складчатому поясу. Эти же районы являются и наиболее интенсивно дислоцированными. По данным современной сейсморазведки складки здесь чешуированы, часто имеют дуплексную форму, отмечается удвоение и утроение разрезов. По мере удаления от границы со складчатым поясом степень дислоцирован-ности пород несколько уменьшается, но и здесь складки обычно имеют линейные формы (удлинение от 4 до 15-16 раз), значительную амплитуду (до 350-400 м) и осложнены многочисленными разломами преимущественно взбросовой кинематики. По направлению к платформе антиклинали становятся брахиморфными, амплитуда их снижается, взбросы исчезают. В целом подобная тенденция отмечается и вверх по разрезу: верхнемеловые горизонты имеют значительно более пологое залегание, чем нижележащие.

Глубины залегания фундамента в Предверхоянском прогибе значительно варьируют, что зависит, главным образом от полноты доверхнеюрского разреза, т.е. от мощности комплексов, предшествовавших формированию самого краевого прогиба. Так максимальные глубины (возможно до 14-15 км) прогнозируются в центральном сегменте, где краевой прогиб наложен на среднекаменно-угольно-мезозойскую Вилюйскую синеклизу, а та, в свою очередь, вероятно подстилается верхнедевонско-нижне-каменноугольным рифтовым комплексом. В Алданской ветви, где местами развиты толщи верхнего протерозоя -нижнего палеозоя толщина осадочного чехла в присклад-чатой части может составлять до 10-12км (Анциферов

и др., 1981). В Ленской же ветви, где пермские породы обычно залегают непосредственно на кристаллическом фундаменте, мощность чехла, по всей видимости, не должна превышать 4-6 км.

Весьма интересным осложнением северной ветви Предверхоянского прогиба являются грабеннооб-разные структуры, поперечные к его простиранию. Сейморазведкой пока подтверждена одна такая структура — Кютингдинский грабен. Он начинается на восточном склоне Оленекского свода Анабарской антеклизы и проходит через весь краевой прогиб, вплоть до Верхоянского пояса. Его границами являются высокоамплитудные разломы. В осадочном выполнении доминируют допермские породы неясного возраста (бурение здесь отсутствует) толщиной 2-3, а то и более км. Возможно, этот грабен является элементом позднедевонской рифтовой системы востока Сибирской платформы, а возможно его образование следует отнести к более ранним (позднепротеро-зойским?) временам.

Вилюйская синеклиза на севере граничит с Анабарской антеклизой и сюгджерской седловиной, на северо-западе с зоной Западно-Вилюйских дислокациий (Ыгыаттинская, Кемпендяйская впадины, Сунтарский свод), на юго-западе с Предпатомским краевым прогибом, на юге с Алданской антеклизой. Наибольшие размеры (500×650 км) синеклиза имеет по мезозойским отложениям. По подошве перми размеры значительно меньше (300×350 км) (Мишин, Бадарханов, Болознев, 1987).

В ее прибортовой части в целом наблюдается моноклинальное залегание верхнепалеозойских и мезозойских толщ, слабо нарушенное разломами. При этом наибольшее площадное распространение имеют юрско-меловые, затем триасовые отложения и еще меньшее среднекаменноугольно-пермские.

Депоцентром Вилюйской синеклизы является Линденская впадина. Толщина среднекаменноугольно-мелового синеклизного комплекса здесь достигает 5-6 км, а общая мощность осадочного чехла может превышать 10-12 км. К южному борту Линденской впадины примыкает Хапчагайский вал. Он вытянут в субширотном направлении примерно на 200 км при ширине до 50 км. Амплитуда вала по пермским, триасовым и нижнеюрским горизонтам достигает 500 м и сокращается до 400 м в верхнеюрско-ниж-немеловых отложениях (Анциферов и др., 1981). По верхнемеловым отложениям вал практически не выражен. Как и Линденская впадина, Хапчагайский вал продолжается на восток в пределы Предверхоянского прогиба. Хапчагайский вал осложнен цепочкой брахиантиклинальных складок (Средневилюйская, Толонская, Мастахская, Соболохская, Неджелинская) амплитудой 100-500 м. Северный и южный склоны вала нарушены разломами.

С северо-запада к Линденской впадине примыкает Логлорский вал. Его размеры существенно меньше Хапчагайского (примерно 30×125 км), амплитуда составляет 300-400 м. Южное крыло вала более крутое и осложнено серией разломов. К локальным поднятиям, осложняющим Логлорский вал, приурочены Средне-Тюнгское и Андылахское месторождения.

Считается, что своим образованием Вилюйская синеклиза обязана позднедевонско-раннекаменноуголь-ному рифтингу. Эти рифты четко выделяются западнее,

в районе Западно-Вилюйских дислокаций, где мощные толщи девонских солей, базальтов и иных пород выполняют Ыгыаттинский (до 2-3 км) и Кемпендяйский (до 6 км) грабены, разделенные Сунтарским горстом (рис. 4). О конфигурации рифтовой системы под самой Вилюйской синеклизой судить сложно. Судя по косвенным (мелкомасштабным грави- и магнитным) данным, интерпретация которых имеет, разумеется, многовариантный характер, нам представляется логичным, что и здесь синтрифтовый комплекс заполняют две грабенообразные структуры, разделенные горстообразным поднятием.

Основные этапы геологической эволюции

О ранних (допозднепалеозойских) этапах истории геологического развития Лено-Вилюйского нефтегазоносного бассейна имеется довольно мало данных. Синхронные отложения часто или отсутствуют (как, например, на значительной части Предверхоянского прогиба), или скрыты под мощным чехлом среднекаменноугольно-пермских и мезозойских отложений. Ранее ряд исследователей предполагал, что в основании Вилюйской синеклизы в рифейское время существовала крупная рифтовая структура — авлакоген, протягивавшаяся в восточном направлении в сторону современного Верхоянскоко складчатого

пояса (Соколов и др., 1989). Однако пока нет каких-либо геологических или геофизических данных, которые бы указывали на рифтовую природу бассейна в это время (резкое увеличение толщин, грабеннообразная форма, листрические сбросы и т.п.). Более вероятно, что в данном случае осадконакопление происходило в условиях внутриконтинентального синеклизного бассейна или периферической (со стороны материка) части обширной пассивной окраины. В конце рифея — начале венда рифей-ские комплексы могли подвергнуться глубокой эрозии в связи с коллизионными событиями на южной, северной и западной окраинах Сибирского палеоконтинента.

Внутриконтинентальный характер осадочных бассейнов с преимущественно карбонатной седиментацией в целом характерен и для венда — первой половины палеозоя. Где располагалась в это время восточная (в современной ориентации) окраина Сибирского континента достоверно сказать трудно. Возможно, она находилась где-то в пределах современного Верхоянского пояса.

К позднему девону-раннему карбону приурочен следующий этап геологической эволюции. Он ознаменовался широким проявлением рифтовых процессов на востоке Сибирского континента и, возможно, сформировал его восточную пассивную окраину (рис. 5). Рифтовую

Рис. 4. Профилъныеразрезы через Вилюйскую синеклизу и Западно-Вилюйские дислокации

1600 1500 1400 1 300 1200 1100 1000 900 300 его боо 530 560 540 520 500 460 30 440 420 400 380 360 340 320 300 230 260 240 220 200 180 160 140 120 100 30 60 40 20 I Млн.лет

РИ МЕЗОЛРОТЕРОЗОЙСКАЯ | НЕОПРОТЕРОЗОЙСКАЯ ПАЛЕОЗОЙСКАЯ МЕЗОЗОЙСКАЯ КАЙНОЗОЙСКАЯ ЭРА

РИФЕИ ВЕНДСКИЙ КЕМБРИИСКЦЙ ¡ОРДСШ некий! силур] девонский КАМЕННОУГОЛЬНЫЙ ПЕРМСКИЙ ТРИАСОВЫЙ 1 юрский МЕЛОВОЙ ПАЛЕОГЕН НЕОГЕН ПЕРИОД

ранняя средняя 1 поздняя ранняя | поздняя «1 3 1»«Я1 2 кНга»тя| 2 1 ранняя I > ь ранняя | 2 |з ранняя |шщняр| 1 | г] поздняя] ранняя [срад«Цтэц«ю ранняя | поздняя 1| 2 |з ■ I’ ЭПОХА

РифтЙИП-в 1 синеклкзэ ^ ч у Синеклиэа [1 V X „| ^^Пассиеная окр| ]аина и 11 синек пиза Крг евой про[гиб /Эрмняло I км бот Режим

до ИЮЛЮ«’* мННМООм до5И» ^ — Тик бассейна осадконакоппения: | рифт | ~| синеклиэа | | континентальная окраина | | краевой прогиб у ■о .10« и ^ ло 1 км н более ? ? м до 5ОТ ч / .1» 406 ‘ I перерыв/эрозия д«ию-:оом и V,« пнкг» в Верхояно-Кшшмскоы гтясс Масштабы эрозии

Рис. 5. Основные этапы геологической эволюции Лено-Вилюйского бассейна

НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

природу имеют Ыгыаттинский и Кемпендяйский грабены (Западно-Вилюйские дислокации), которые, вероятно, продолжаются на восток под Вилюйской синеклизой и прилегающей частью Предверхоянского прогиба. Еще одной ветвью позднедевонской рифтовой системы Восточной Сибири, по всей видимости, является Кютингдинский грабен, расположенный на севере Предверхоянского прогиба.

Опусканию рифтовых зон предшествовало общее поднятие территории и массовое излияние базальтов. Этим же событием, возможно, объясняется отсутствие венд-нижнепалеозойских (в первую очередь кембрийских) образований на значительной части территории Предверхоянского прогиба. Масштабы эрозии этого времени могли достигать 1,0-1,5 км (Тектоника., 2001).

В течение последующего этапа развития, с середины карбона по среднюю юру включительно, осадконакопле-ние в рассматриваемом регионе происходило в пределах обширного перикратонного бассейна, располагавшегося вблизи пассивной окраины континента. Глубоководные отложения фиксируются в основном в пределах современного Верхоянского пояса. На территории современного Предверхоянского прогиба накапливались мелководно-морские фации, а в Вилюйской синеклизе преобладали фации прибрежной равнины; отлагались терригенные, местами угленосные толщи.

Собственно, этап краевого прогиба относится к поздней юре — мелу, когда на восточной окраине палеоконти-нета происходили коллизионные события — столкновение с Омолойским супертеррейном. С этим этапом связано образование основных структур современного плана, в том числе связанных с надвигами.

Заключительный этап развития бассейна проходил в кайнозое. С конца мела осадконакопление практически повсеместно прекратилось, преобладали масштабные эрозионные процессы. Масштабы размыва на этом этапе, возможно, могли превышать 1 км.

Осадочные комплексы

Как уже было сказано, о допермских толщах Лено-Вилюйского бассейна есть только отрывочные данные.

Рифейские отложения достоверно выявлены лишь на самом севере прогиба в районах, входящих в так называемые Лено-Анабарскую и Хараулахскую фациальные зоны. В первом случае они представлены переслаиванием преимущественно нижнерифейских карбонатных и обломочных пород общей толщиной 1,0-1,5 км, а во втором — примерно такой же по толщине последовательностью главным образом карбонатных пород (в том числе битуминозных), но уже позднерифейского возраста (Тектоника., 2001).

Вендские комплексы залегают на нижележащих обычно с глубоким размывом. Вдоль южного и северного сегментов западной окраины бассейна, где венд граничит с наиболее приподнятыми элементами Сибирской платформы (Алданской и Анабарской анте-клизами соответственно), он представлен отложениями только верхнего отдела. Здесь он сложен известняками, доломитами, мергелями, иногда ангидритами с резко подчиненными маломощными прослоями обломочных пород в основании циклитов, мощностью 200-300 м.

В центре, там, где бассейн наложен на периферические части Непско-Ботуобинской антеклизы, Сюгджерской седловины и Березовской впадины Предпатомского прогиба, появляются отложения «терригенного венда» (непский и тирский стратиграфические горизонты), в значительной части принадлежащие нижнему отделу системы. Они имеют мощность до первых сотен метров, и в их составе преобладают уже песчаники, алевролиты и аргиллиты. В этих же районах увеличивается толщина «карбонатного венда» (даниловский горизонт верхнего отдела) — до 500 метров и более.

Кембрийские отложения залегают преимущественно без перерыва на вендских. На западной периферии бассейна они, как и в других частях платформы, имеют карбонатный состав (известняки, доломиты, мергели) с редкими маломощными прослоями алевролитов и аргиллитов. Среди карбонатов встречаются органогенные (водорослевые постройки), органогенно-обломочные и глинисто-битуминозные разности. Последние наиболее характерны для куонамской свиты Прианабарья и ее фациальных и возрастных аналогов более южных районов. Обстановки накопления кембрийского периода здесь были более открыто-морскими, по сравнению с центральными частями Сибирской платформы (Фролов и др., 2021). Средние толщины кембрийских отложений рассматриваемого региона составляют 1,5-2,5 км, местами уменьшаясь до менее 1 км, в том числе из-за размыва верхней части.

Рефераты:  Рассказать детям о городе Москве в детском саду кратко и интересно

Кембрийские толщи присутствуют также в разрезах Туора-Сисского сегмента Верхоянского складчатого пояса. В нижней части они представлены песчаниками, конгомератами с включением трахибазальтов. Выше преобладающими становятся карбонаты. Общие толщины этих разрезов могут достигать 1 км и несколько более (Тектоника.. .,2001).

Ордовикские и силурийские бассейны располагались, вероятно, только в районах, прилегающих к Вилюйской синеклизе со стороны центральных районов Сибирской платформы. Нижняя часть ордовика сложена доломитами и известняками, верхи нижнего и низы среднего ордовика отсутствуют, а верхняя часть разреза представлена переслаиванием карбонатных и тонкозернистых обломочных пород. Общая толщина ордовикских отложений составляет здесь несколько сотен метров. Силурийские отложения представлены нижнем отделом, сложены доломитами, известняками и мергелями толщиной около 200 м.

Характер распространения нижнего палеозоя и верхнего протерозоя в центральных частях бассейна не ясен. С одной стороны, по данным сейсморазведки эти отложения, фактически не меняя своих толщин, погружаются от северной и южной границ Вилюйской синеклизы к ее внутренним частям (Губин, Поспеева, 2021). С другой стороны, на большей части Предверхоянского прогиба доверхнепалеозойские породы отсутствуют. Такое резкое исчезновение из разреза толщ, общей мощностью в первые километры, на относительно небольшом расстоянии при переходе от склонов Анабарской антеклизы к Предверхоянскому прогибу, вряд ли можно объяснить седиментационными причинами. Так, по крайней мере, для кембрийских отложений видна четкая тенденция углубления палеобассейна в восточном направлении

(Карнюшина и др., 2021). Более вероятно предположение о постседиментационном размыве, например на стадии предрифтового воздымания в середине девона (Тектоника., 2001).

Позднедевонско-раннекаменноугольные отложения в рассматриваемом регионе обычно соотносятся с син-рифтовым комплексом. Наиболее полно они изучены к западу от Лено-Вилюйского бассейна в Ыгыаттинской впадине и Кемпендяйском грабене, где их максимальная толщина может достигать от 2-3 до 6 км. В основании разреза преобладают базальты, переслаивающиеся с песчаниками и алевролитами, верхняя его часть представлена терригенными, карбонатными породами, ангидритами и мощными пачками (до 1 км) каменных солей. В Вилюйской синеклизе девон вскрыт единичными скважинами в периферических частях. Так, в скважине Средне-Тюнгская-239 вскрыто около 800 м базальтов с подчиненными прослоями обломочных пород. Синхронные отложения, представленные карбонатами, ангидритами, солями, а также базальтами, местами обнажаются в пределах Верхоянского складчатого пояса, что говорит в пользу возможности их наличия в разрезах восточной части Предверхоянского прогиба.

С середины карбона в бассейне начинается новый цикл седиментации, характеризующийся, главным образом, терригенным осадконакоплением. Максимум трансгрессии раннепермской эпохи приурочен к ас-сельско-артинскому времени. В Верхоянское море снос обломочного материала происходил, главным образом, с Анабарско-Оленекского и Алданского поднятий, где в это время располагалась суша. В пределах седимен-тационного бассейна можно выделить следующие фа-циальные зоны: 1 — континентальную, аллювиальной и аллювиально-дельтовой седиментации; 2 — переходную, прибрежно-морского и дельтового осадконакопления; 3 — морскую, зон мелководья и средней части шельфа. Обстановки осадконакопления ассельско-артинского времени в южной части Предверхоянского прогиба тесно связаны с формированием Вилюйской синеклизы, где в это время располагалась обширная речная система Палеовилюя.

Следующий этап изменения уровня моря связан с кунгурским и частично уфимским веками. Здесь сохранились основные области сноса. Большая пестрота минералогического состава, накопившихся в это время осадков, указывает на размыв и широкий разнос различных комплексов пород: древних метаморфических, интрузивных образований, осадочных толщ нижнего-среднего палеозоя.

Верхоянский морской бассейн отступает на восток и северо-восток. Оживляется речной сток, это отмечается вдоль северо-восточных и восточных склонов Анабаро-Оленекской суши, а мощная дельта Палеовилюя выдвигается вглубь бассейна седиментации (рис. 6а).

Климат был теплый, умеренно влажный, на что указывает преобладание в верхнепалеозойской ангарской флоре кордаитов, наличие колец роста в древесине, широкое накопление торфяников. Зональность осадконакопления в бассейне седиментации во многом сохраняется от предыдущего времени, при этом зоны дельтовой седиментации разгружались в пределах мелководья. Здесь также

выделяются зоны континентального (аллювиально-дель-тового), переходного (прибрежно-морского, дельтового) и мелководного осадконакопления.

Позднепермская эпоха (казанско-раннетатарский века) начинается с резкого усиления общего нисходящего движения рассматриваемой территории, что выразилось в расширении морского бассейна и изменении очертаний Анабаро-Оленекской суши, в сокращении площади прибрежно-морского и мелководного осадконакопления, а также в уменьшении объемов речного стока. Обширные пространства краевых зон Анабаро-Оленекской суши опять затоплены морскими водами, а площадь осадконакопления в пределах Вилюйской синеклизы увеличилась (рис. 6б).

Конец позднетатарской эпохи сопряжен с началом регрессии морского бассейна. Береговая зона Верхоянского морского бассейна в результате регрессии сместилась на восток и северо-восток, а бассейн седиментации стал более мелководным (рис. 6в).

В пределах Вилюйской синеклизы продолжали формироваться аллювиальные, аллювиально-дельтовые угленосные алевритово-песчаные отложения, в результате деятельности речной системы Палеовилюя. Так, в скв. Хоргочумская-280 эта часть разреза соответствует верхней части логлорской толщи (177 м), сложена песчаниками и алевролитами, равномерно расслоенными маломощными алевро-глинистыми, глинистыми и углисто-глинистыми породами (рис. 7). Песчаники среднезернистые белесо-серые, с пологой косой и горизонтальной слоистостью, чередуются через 0,1-1,5 см с бежево-серыми и серыми мелкозернистыми разностями, часто расслоены под углом от 2-3° до 10-12° слюдисто-глинисто-углистыми пропласт-ками толщиной от 1 до 4-5 мм и содержат остаточный битум. В верхней части разреза встречаются разности с примесью вулканомиктового материала. Толщина пластов углей варьирует от1до 2,5-3,0 м.

Фронтальная часть дельты реки была значительно выдвинута относительно положения современного водораздела Верхоянского хребта. Здесь в условиях все дальше продвигавшейся на восток дельтовой равнины накапливались очень мощные песчаные и алевритово-песчаные толщи. Активный гидродинамический режим, обильное поступление осадочного материала, опреснение вод в зоне мощной, выдвинутой на восток дельты Палеовилюя мешало нормальному расселению морских организмов, видовой состав и количество которых здесь значительно обеднено по сравнению с другими зонами палеобассейна.

Основными источниками сноса в триасе являлись Анабаро-Оленекское поднятие и Анабарский свод, которые поставляли терригенный материал, разбавлявшийся в раннем триасе продуктами эффузионного и эксплозивного вулканизма. При этом в предтриасовое время на территории этих крупных положительных структур располагалась обширная палеосуша, в пределах которой были описаны многочисленные коры выветривания (Каплан, 1976).

Другой характерной особенностью триасового комплекса является отчетливая цикличность (Карогодин, 1980). Комплекс состоит из трех крупных циклов: индского, оле-некско-ладинского и карнийско-рэтского, при этом каждый из них начинается морской трансгрессивной толщей и заканчивается регрессивными прибрежными отложениями.

НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ

Типы пород

I ЛИНЫ

Глины алсвритистыс I Алевролиты 1 глинистые ] Алевролиты

Ш1-п Алевролитово-

…..*1 песчаные

Песчаники

Текстуры

Горизонтальная: = Параллельная

Волнистая *=•<=» Лишовидная

Косая:

у^У Параллельная ¿¡/^ Лннзовидная

Волнистая лС4 Волновая рябь Нарушенная:

Биотурбацня Ьк. Зеркала скольжения «V— Эрозионный врез # Тршины Минерализация (Р) Пиритизация © Карбонатизация

Ожелез и с и и с @ Доломитизация

Конгломераты ШЗ Брекчии

Вулканогенно-осадочные породы

I -II» -|7! Туфоалевролиты Г7!’- • ■»• ■ ‘Гуфопесчаттки Туфы и туффиты

(5) Иитракласты осадочных ^ пород

г?* Галька и гравий материнских пород

Угли

Высокое содержание органического вещества Органические:

Растителы I ы и детрит ^ Растительные остатки А Споры и пыльца Фаунист ические © Двустворки $ Неразличимый детрит

Другие

□ Интервал отбора керна

Изученные разрезы; 5а)» скважин; б) — обнажений

предполагаемые

Гранниы

— Ровные

I кровные

Литофании

С

п

русла рек | КпрИГ

[этно-глииистал

ЛП | Алевро-песчаная

БнтГ

]ЙЙ1а1^-ялспро- I ТуфАГП |М 1 Алевро-глинистая

] Карбон Битуминозно-глинистая

ШТО-ГЛИНИСТО-шо-алевролитовая Туффито-плииисто-песчапая

|флпг I Туффито-алевро-п. ——-1 глинистая

| УгАП АГ

Обстановки осадконакопления

I-1 Зона отсутствия Переходные Морские

-1 отложений |-1 Прибрежные I-

Континентальные ‘ •

I 1 Аллювиальные I I Дельтовые | | Шельфовые

г-л ‘ 1 I , г.

I I Аллговиально- ММ глубоководные

[ Мелководные

Рис. 6. Схемы обстановок осадконакопления в: а — кунгурско-уфимский, б — казанско-раннетатарский ив- позднетатарский века. Пункты наблюдения: Т.1 — северо-восточная часть Оленекского поднятия; Т.2 — восточная часть Оленекского поднятия; Т.3 — юго-восточная часть Оленекского поднятия; Т.4. — Западный Хараулах; Т.5 — бассейнр. Соболох-Майан,руч.Длинный; Т.6. — бассейнрр. Дянышка иЛеписке; Т.7.- долинар.Дулгалах; Т.8- бассейнр. Барыйы.

Рис. 7. Литолого-геофизическая характеристика верхнепермских отложений. Скважина Хоргочумская-280. Условные обозначения см. нарис. 6.

Исключением является индский неполный цикл, который, по мнению некоторых авторов, сам является регрессивной частью крупного верхнепермского цикла седиментации. При этом, крупные седиментационные циклы, в свою очередь, состоят из более мелких.

В индское время на западе от Предверхоянского краевого прогиба существовала обширная палеосуша, в пределах которой в различных частях фрагментарно установлены коры выветривания, представленные пе-строцветными глинами.

На рубеже перми и триаса отмечена вулканическая активность, что отразилось на составе основных породообразующих толщ и формировании пестроцветных туфо-терригенных литофаций в индское время. Трансгрессия моря осуществлялась как с севера и северо-востока, так и с востока. В северной и центральной частях изучаемой территории установлено, что палеосуша окаймлялась полосой прибрежных отложений, которые сменялись на восток и северо-восток мелководными, а далее предположительно шельфовыми отложениями (рис. 8а). На юго-западе получили широкое распространение аллю-виально-дельтовые отложения, которые по периферии были окружены преимущественно аллювиальными. Так, в разрезах Хапчагайского вала (скв. Средне-Вилюйская-19) выделяются отложения неджелинской и таганджинской свит, накопление которых связано с зоной аллювиально-дельтовой седиментации. Здесь повсеместно распространены туффито-алевритово-глинисто-песчаные и туффито-глинисто-песчано-алевритовые отложения, спорадически содержащие вулканиты основного состава (рис. 9).

Среди последних скважинами вскрыты спилиты мин-далекаменные, туфы, туффиты и туфопороды с песчаной, алевритовой и пелитовой структурой. Терригенные грау-вакковые и граувакково-аркозовые разности в неджелинской свите встречаются относительно редко и содержат примесь выветрелого вулканомиктового материала.

Обычно перечисленные породы изменены процессами глинизации, карбонатизации и цеолитизации. Отложения таганджинской свиты в скважине Средне-Вилюйская-19 представлены цикличным чередованием (через 2-5 м) дресвяно-гравийных пород, песчаников граувакково-ар-козовых, песчаныхритмитов, аргиллитов (рис. 10).

Подводные дельтовые конуса выноса установлены в центральной части Предверхоянского прогиба в пределах мелководья.

В мономское время (ранний-начало позднего оленё-

ка) произошла обширная трансгрессия морского бассейна, охватившая все рассматриваемые области, в пределах которых формировались вулканогенные, вулканоген-но-терригенные и терригенные отложения толщиной от 7 до 280 м. Также раннеоленекское время связано с накоплением относительно глубоководных карбонатно-глинистых отложений в северной части исследуемых территорий (рис. 8б). Мономская трансгрессия и сопряженный с ней климатический оптимум способствовали широкому географическому (от р. Лена до бассейна р. Колыма) распространению однотипных морских па-леосообществ. Терригенный материал, поступавший в бассейн седиментации из различных источников сноса, разбавлялся в раннем триасе продуктами эксплозивного вулканизма (рис. 11), основные очаги которого находились в Курейской синеклизе, а также локально проявлялись в Вилюйском седиментационном бассейне и на окружавших его поднятиях.

В пределах северной части Предверхоянского прогиба, в разрезах скв. Дьяпальская-1, Говоровская-1, а также в обнажениях мыса Чекуровский, о-ва Таас-Арыы и бассейна р. Ныыкабыт разрез мономского горизонта имеет двучленное строение. В его основании повсеместно выделяется карбонатно-глинистая литофация глубоководной зоны шельфа, которая соответствует чекановской свите. Повсеместно в разрезах этой зоны выше залегает алевро-глинистая литофация шельфовой зоны, которая обособляется в стратиграфическом объеме ыстанахской свиты (рис. 12).

В пастахское время (поздний оленёк) в условиях падения относительного уровня моря площадь Анабаро-Оленекской и Алданской палеосуши увеличилась, а в пределах Предверхоянского прогиба существовал мелководно-морской бассейн (рис. 3в). Возникла седиментаци-онная зональность, в общих чертах похожая на таковую в индском веке. Количество продуктов вулканизма заметно сократилось, формировались преимущественно терригенные отложения толщиной от50мдо310м.

Бассейн седиментации среднего триаса отличается в целом регрессивным строением. Фациальная зональность этого времени в основном осталась прежней, при этом значительный вклад вносили действующие речные системы, главным образом, Палеовилюй (рис. 8г). Более мелкие речные системы установлены на юге и севере территории.

Бассейн седиментации позднетриасового времени

во многом унаследовал черты от предыдущего этапа осадконакопления.

Особенностью развития седиментационного бассейна в юрский период являются значительные изменения уровня моря.

НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

Рис. 8. Схемы обстановок осадконакопления в: а — индский, б — раннеоленекский, в — позднеоленекский иг — анизий-ладинский века. Пункты наблюдения: Т.1 -р. Вендявкири; Т.2 -р. Ныыкаабыт; Т.З — о-в Таас-Ары; Т.4 -руч. Артист-Агатын-Юреге; Т.5 -р. Нэлэгэр; Т.6-мыс Чекуровский; Р.7 — бассейнрр. Агабыта и Эбитием; Р.8 — бассейнрр. Унгуохтах и Сюрбелях; Р.9-р. Сынча; Р.10 — бассейн рр.Дянышка иЛяписке; Р.11- долинар. Келътер; Р.12 -р. Нуора; Р.1З -р. Тумара; Р.14 -р. Кели. Условные обозначения см. нарис. 6.

SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL

gedresdurces www.geors.ru

ГЕОРЕСУРСЫ / GEORESOURCES

2021. Т. 21. № 2. С. 13-30

Рис. 9. Литолого-геофизическая характеристика отложений индского яруса. Скв. Средне-Вилюйская-19. Условные обозначения см. нарис. 6.

Рис. 10. Типы пород таганджинской свиты: а — песчаники мел-ко-среднезернистые горизонталънослоистые; б — песчаники с включением интракласта алевролита карбонатизированного; в — дресвяно-гравийные породы. Скв. Средне-Вилюйская-19, интервал2477,7-2490,6м. T1ind.

Рис. 11. Литолого-геофизическая характеристика отложений оленёкского яруса. Скважина Северо-Линденская-4. Условные обозначения см. нарис. 6.

Рис. 12. Литолого-фациалъный разрез оленекских отложений. Скв. Говоровская-1. Условные обозначения см. нарис. 6.

Это привело к расширению области морского бассейна седиментации, сокращению площади древней суши и уменьшению стока речных артерий. В ранней юре общая конфигурация осадочного бассейна рассматриваемой территории была унаследована от предыдущих эпох и располагалась в пределах палеоумерен-ного пояса с относительно теплым равномерно-влажным климатом с незначительными сезонными колебаниями температуры и климатическим оптимумом в раннем тоаре. По-прежнему основным источником обломочного материала служили магматические, метаморфические и полифациальные осадочные комплексы Сибирского кратона.

Значительная часть южной и юго-западной части территории бассейна в геттанг-плинсбахское время являлась областью континентального осадконакопления (рис. 13а). В пределах Вилюйской синеклизы геттанг-плинсбахские отложения несогласно залегают на размытых отложениях триасового возраста. Их толщина изменяется от 58 м до 550 м, что связано с условиями их седиментации. На юго-западе территории формировались маломощные аллювиальные отложения глинисто-песча-но-гравийного состава, которые восточнее замещались алевритово-глинисто-песчаными и глинисто-алевритово-песчаными отложениями субаэральной дельты, описанными в разрезе скв. Байская-1 (рис. 14).

Образования субаквальной дельты приурочены к мелководно-морской зоне, где формировались подводные конуса выноса. В пределах внедельтового мелководья состав отложений изменяется от алевритово-глинисто-песчаного до песчано-алевритово-глинистого и достигает суммарной толщины 440 м.

В раннем тоаре (китербютское время) произошла самая крупная в юре трансгрессия моря (Девятов и др., 1985). Морская акватория значительно продвинулась на запад и юго-запад до современного течения р. Чона (рис. 13б). Это было время относительного тектонического покоя, сокращения и пенепленизации площади питающих провинций, преобладания пелагической био-ты, проникновения в Сибирь Индо-Синийской флоры (Ильина, 1985).

Нижнетоарские отложения представлены преимущественно однообразной толщей аргиллитов сунтарской свиты (и ее аналогов), часто битуминозных в основании, в краевых фациях морского бассейна и вверх по разрезу содержащих прослои алевритовых и мелкопесчаных пород (рис. 15). Динамика придонных вод, в связи со слабым уклоном дна и значительной глубиной бассейна, была слабой, а соленость морских вод была достаточной для широкого расселения пелагических аммонитов, белемнитов и др.

Местами осадки раннего тоара представлены про-пластками ракушняков, сложенных преимущественно рострами белемнитов, часто с фосфатными желваками. Так, в бассейне р. Молодо (Мунский выступ) нижний тоар представлен пластом известняка с многочисленными рострами белемнитов, которые практически не содержат терригенной примеси. В бассейне р. Дулгалах (Восточное Верхоянье) раннетоарские глинистые осадки содержат псевдопланктонные формы двустворок, характерных для открытого моря (Возин, 1962).

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

Рис. 13. Схемы обстановок осадконакопления в: а — геттанг-пленсбахский, б — тоар-ааленский, в — аален-батский иг — батский-келловейский века. Схема расположения пунктов наблюдения: Т.1 — бассейн р. Буур, Т.2 — бассейн р. Келимяр, Т.3 — долина р. Лена, мыс Чекуровский, Т.4 -руч. Молодо, Т.5 — бассейн р. Моторчуна, Т.6- бассейн р. Кюндей, Т.7 — бассейн рр. Дянышка и Леписке, Т.8-бассейн р. Белянка, Т.9 — бассейн рр. Тумара и Кели, Т.10 — бассейн р. Тенкиче, Т.11 — бассейн р. Байбыкан, Т.12 — бассейн р. Белая, Т.13 — бассейнр. Вилюй. Условные обозначения см. нарис. 6.

ГЕОРЕСУРСЫ / GEORESOURCES

2021. Т. 21. № 2. С. 13-30

Рис. 14. Литолого-геофизическая характеристика отложений геттанг-плинсбаха. Скв. Байская-1. Условные обозначения см. нарис. 6.

Рис. 15. Литологическая характеристика отложений тоар-нижнего аалена. Бассейн р. Келимяр. Условные обозначения см. нарис. 6.

Таким образом, тоар-нижнеааленские отложения по составу и строению резко отличаются от выше- и нижележащих стратиграфических подразделений.

Рефераты:  Реферат: Спрос и предложение 11 -

Отложения имеют выдержанную толщину (40-80 м), представлены предполагаемыми мелководными (периферийные части Анабаро-Ленской и Алданской суши) и относительно более глубоководными алевро-глинистыми и глинистыми разностями, занимающими большую часть территории бассейна по направлению с юго-запада на северо-восток.

В аалене-среднем бате изменение относительного уровня моря привело к возобновлению речного стока и здесь глинистые отложения сунтарской свиты сменились на юго-западе территории континентальными аллювиальными и аллювиально-дельтовыми отложениями алевро-песчаного и глинисто-алевро-песчаного состава (рис. 13в).

В позднем бате-келловее дальнейшее понижение относительного уровня моря привело к расширению площади континентального осадконакопления, и здесь, как и в аален-среднебатское время, области аллювиального, аллювиально-дельтового и дельтового осадконакопления приурочены к Вилюйской синеклизе и связаны с деятельностью речной системы Палеовилюя (рис. 13г).

Изменение относительного уровня моря в начале раннего мела привело к полному осушению территории Лено-Вилюйского бассейна, а также накоплению преимущественно аллювиального комплекса отложений. В течение этого периода в различных участках бассейна отмечено накопление угленосных толщ, где толщина пластов углей варьирует от 0,5 до 3 м, а их количество

достигает 15. Аллювиальный комплекс был сформирован крупными речными системами Палеовилюя и Палеолены.

Выявленная нефтегазоносность

Наибольшее число месторождений (шесть) в пределах Лено-Вилюйского нефтегазоносного бассейна сосредоточено в южной половине Вилюйской синеклизы — на Хапчагайском валу. Еще одно располагается в прилегающей части Предверхоянского прогиба, два на севере Вилюйской синеклизы (на Логлорском валу) и одно на ее западной периферии. Притоки УВ флюидов были получены в стратиграфическом диапазоне от верхней перми до нижнего мела в интервале глубин от 700 до 3800 м. При этом промышленные запасы принадлежат трем нефтегазоносным комплексам: верхнепремско-нижнетриасовому, нижнетриасовому и среднетриасово-нижнеюрскому, разделенным региональными покрышками.

Нижний комплекс приурочен к отложениям таргайской свиты вверхней перми и неджелинской свиты нижнего триаса и содержит около 1/3 всех доказанных запасов газа бассейна. Коллекторы представлены пластами песчаников и алевролитов средней эффективной мощностью около 10 м (до 37 м на Соболох-Неджелинском месторождении). Резервуары этого комплекса характеризуются весьма изменчивыми ёмкостно-фильтрационными характеристиками и отличаются сложными строением и частым наличием аномально высокого пластового давления (АВПД) (Анциферов и др., 1981). По всей видимости, основной причиной этого являются вторичные изменения пород (уплотнение, цементация). Региональной покрышкой является пачка глин, местами кремнистых и с примесью вулканогенного материала верхней части неджелинской свиты мощностью обычно в пределах 20-40 м.

Резервуары второго комплекса представлены песчаниками и алевролитами верхней части таганджинской свиты. Их открытая пористость может превышать 20%, а проницаемость составлять первые сотни мД. Нижнетриасовый НГК содержит более половины от всех доказанных запасов газа бассейна. Региональной покрышкой являются глины мономской свиты, мощность которых на севере Вилюйской синеклизы превышает 100 м, а на юге (Хапчагайский вал) снижается до 40 м и менее. Также внутри резервуара встречаются и локальные флюидоупоры, например, глинистая пачка толщиной до 40 м в основании верхней подсвиты таганджинской свиты, которая, собственно, и удерживает наиболее крупные залежи на некоторых месторождениях (Рукович, 2021).

Продуктивная часть среднетиасово-нижнеюрского НГК представлена преимущественно песчаниками кы-зылсырской свиты. Эти резервуары отличаются среди прочих наилучшим качеством: их открытая пористость часто превышает 20-25%, проницаемость может достигать 1 Д, а эффективная толщина -150 и более м. Региональной покрышкой являются глины сунтарской свиты толщиной от 20 до 100 м.

Как правило, залежи на месторождениях бассейна приурочены к ловушкам комбинированного типа: бра-хиантиклинальным структурам (максимальный размер 34×22 км, амплитуда до 350 метров), осложненным

НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

разномасштабными тектоническими нарушениями и многочисленными литологическими выклиниваниями и замещениями. Часть залежей имеет линзовидное строение. Газонасыщенные толщины продуктивных горизонтов варьируют от первых метров и редко превышают 25-30 метров.

Свойства и состав пластовых углеводородов

Природные газы открытых месторождений состоят из метана и его гомологов (до 99%), среди которых на долю этана и более тяжёлых УВ газов в пластовых условиях приходится до 15%. В малых количествах присутствуют азот, углекислота, гелий и аргон. Сероводород и другие вредные примеси отсутствуют. Количество тяжёлых УВ в газах закономерно возрастает с увеличением глубины залегания продуктивных горизонтов. При этом соотношение компонентов УВ и инертных газов, а также общий состав их остаются почти без изменений, что может являться следствием генетической связи газов, заключённых в разновозрастных отложениях (Лено-Вилюйская нефтегазоносная провинция, 1969).

В верхнепермских и нижнетриасовых залежах преобладает газ с повышенными содержаниями тяжёлых УВ и конденсата. В оторочках присутствует алкановая парафи-нистая нефть низкой и средней плотности. Нижнеюрские ловушки заполнены сухим метановым газом с незначительным содержанием конденсата, иногда с оторочками тяжёлой циклановой нефти.

Конденсаты, содержание которых на всех месторождениях увеличивается с глубиной, имеет удельный вес 0,74-0,8 г/см3 (рис. 16), начало кипения 25оС. Все верхнепермские и мезозойские конденсаты представлены преимущественно бензиновыми фракциями (до 200оС вскипает 60-90%) и практически не содержат асфальтеново-смолистых компонентов и сернистых соединений. По УВ составу вернепермские конденсаты Хапчагайского вала относятся к нафтеново-метановому типу с повышенным содержанием ароматических структур. В нижнетриасовых

конденсатах концентрация ароматических соединений несколько выше. B составе нижнеюрских конденсатов резко понижается концентрация нафтеновых УВ и возрастает ароматических. Содержание нафтеновых УВ закономерно уменьшается вниз по разрезу (Сороко, 1975).

Нефти содержатся в оторочках на Средневилюйском, Мастахском и Толонском месторождениях (Сафронов и др., 2021). Верхнепермско-нижнетриасовые нефти по составу метановые, средние и тяжёлые (рис. 16). Юрские нефти резко отличаются по свойствам, фракционному и УВ составу — это ароматико-нафтеновые нефти с высоким удельным весом, низким содержанием твёрдых парафинов, асфальтенов и смол, состоящие почти полностью из керосиновых и масляных фракций.

Предполагаемые источники нефти и газа

В прилегающих к Лено-Вилюйскому бассейну районах Лено-Тунгусского НГБ считается, что нефти сгенерированы ОВ рифейских и вендских материнских толщ. Как указывалось выше, их наличие в пределах Вилюйской синеклизы и Предверхоянского прогиба дискуссионно.

В нижнепалеозойском разрезе наиболее обогащён-ной ОВ является уникальная куонамская свита среднего кембрия, распространённая на востоке Сибирской платформы. На севере отложения изучены в обнажениях, концентрации ТОС >10% позволяют относить её к горю-чесланцевой формации, однако зрелость недостаточна для генерации УВ (Tmax<430°). Судя по всему, эта толща может быть распространена и на западе Лено-Вилюйского бассейна (за исключением большей части Предверхоянского прогиба). Здесь под мощными отложениями верхнего палеозоя и мезозоя зрелость ее ОВ должна быть существенно выше, что может существенно увеличить нефтегазоносный потенциал бассейна. Косвенным свидетельством в пользу подобных предположений является известное нефтепроявление в пределах Алданской антеклизы у пос. Бологур, источником которого является куонамская свита (Каширцев, 2003).

Возраст:

■ J ИТ DP Тип

флюида:

□ нефть

щ конденсат

Площади/скважины:

□ Неджелинская О Собопохская О Бадаранская

д Толонская скв.

0 Среднетюнгская

1 I Олойская скв. 1 о Мастахская

Средневилюйская m Нижневилюйская скв. 5

4000

Рис. 16. Плотность нефтей и конденсатов Лено-Вилюйского НГБ (Нефти и конденсаты Западной .Якутии, 1981)

ГЕОРЕСУРСЫ / GEORESOURCES

2021. Т. 21. № 2. С. 13-30

В разрезе верхнепалеозойско-мезозойских отложений Вилюйской синеклизы и Предверхоянского прогиба количество ОВ колеблется в широких пределах. Наиболее высоким содержанием Сорг характеризуются углисто-глинистые отложения пермской системы, рассматривающиеся в качестве основной продуцирующей толщи. Степень преобразованности ОВ нижнепермских отложений, оцененная по результатам пиролиза и отражательной способности витринита, отвечает «газовому окну», тогда как ОВ отложений верхней перми преобразовано до градаций «нефтяного окна».

Несмотря на достаточную зрелость ОВ триасовых отложений, высоко оценивать их продуцирующие возможности нельзя — содержания ТОС меньше 0,5% не позволяют рассматривать эти отложения в качестве не-фтематеринской толщи (НМТ).

Среди отложений юры встречаются обогащенные разности, выделение НМТ в них возможно, однако эти отложения во многих районах являются не достаточно зрелыми для существенных масштабов генерации УВ. ОВ этих отложений в пределах Вилюйской синеклизы достигает главной зонф нефтеобразования (ГЗН) только во впадинах — Лунгхинской, Линденской (Изосимова, 1975), а также, возможно, местами, в восточной, части Предверхоянского прогиба, где толщина разреза в надви-говой зоне увеличивается за счет чешуирования. Юрские битумы Мунского и Верхнемунского битумных полей образованы за счёт сапропелевого ОВ плинсбахских и тоарских морских глинистых отложений погруженной части Предверхоянского прогиба (Каширцев, 2003).

Сопоставление УВ состава нефтей между собой позволяет установить наличие генетической связи и даёт основание выявить источники генерации УВ флюидов.

Нефти разных возрастных комплексов имеют близкое распределение алканов и изоалканов, чем обусловлено их положение на графике Кеннона-Кессоу в единой области (рис. 17). По всей видимости, все они имеют единый источник, характеризующийся преобладанием

Рг/иС,

гумусовой органики в составе захоронённого ОВ (отношения пристан к фитану повышенные — 2-5). Находясь в единой области состава ОВ, часть нефтей на графике Кеннона-Кессоу смещена вправо, что отражает процесс биодеградации нефтей. В нижнеюрских нефтях отмечается редуцирование нормальных алканов (рис. 18), однако i-C19/i-C20, i-C19/i-C18 больше 3, как в триасовых и пермских нефтях бассейна.

Состав циклических УВ, входящих в состав нефтей, идентичен: среди стеранов отмечается высокая относительная концентрация этилхолестанов С29, сравнительно высокие концентрации перегруппированных стеранов (диастеранов), что свидетельствует о генерации этих УВ в терригенных (глинистых) породах (Peters, Moldowan, 1993). Отмечается отсутствие или весьма низкая концентрация трициклических хейлантанов Н19-Н30, что характерно для нефтей «континентального» происхождения (Zumberge, 1987). Низкие концентрации (отсутствие) гомогопана Н35 также указывает на пресноводные условия седиментации и, возможно, нейтральные или даже окислительные условия диагенеза материнских отложений (Peters, Moldowan, 1993). В изученных нефтях Вилюйской синеклизы идентифицирован 17а(Н) диа-гопан (Каширцев, 2003), который связан с исходным ОВ терригенных, часто угленосных отложений и отвечает окислительным условиям их преобразования в диагенезе (Peters, Moldowan, 1993).

Нафтиды всех видов из разновозрастных залежей характеризуются обогащённостью тяжёлым изотопом углерода (-27 —23%о) и высокой ароматичностью. Вышеперечисленные особенности связаны с действием единого генерационного источника — угленосной формации верхнего палеозоя (Конторович и др., 1988). Идентичность в составе и распределении УВ-биомаркеров в пермских и мезозойских нефтях Вилюйской синеклизы и Предверхоянского прогиба подтверждает их единый источник и генетическую связь с ОВ высшей наземной растительности. Главной нефтепроизводящей толщей для

0,2 0,3 0,4 0,6 0,8 1

0 Соболохская

^ Бадаранская Д Толонская скв. Среднетюнгская

1 I Олойская о Мастахская

Средневилюйская

О Бер™

2 3 4 5 6 8 10 Ph/nC„

Рис. 17. Распределение алканов в нефтях Лено-Вилюйского НГБ (Нефти и конденсаты Западной Якутии, 1981)

НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

Рис. 18. Распределение алканов в нефтях триасового и юрского комплекса Хапчагайского вала

выявленных к настоящему времени залежей в Вилюйской синеклизе и Предверхоянском прогибе были угленосные отложения перми (Каширцев, 2003).

Заключение

На основании вышесказанного можно сделать следующие выводы.

Природные резервуары продуктивного верхнеперм-ско-нижнеюрского комплекса имеют весьма сложное строение. На большей части Вилюйской синеклизы они накапливались в континентальных и мелководно-морских условиях, и для них характерна высокая литологическая неоднородность. В тоже время, коллекторы хорошего качества здесь могут быть встречены повсеместно, не концентрируясь только в пределах Хапчагайского и Логлорского валов. В пределах Предверхоянского прогиба, где обстановки были в основном морскими, по всей видимости, будут преобладать линзовидные резервуары, приуроченные к локальным седиментационным телам дельтовых конусов выноса.

Для нижних резервуаров этого комплекса важным фактором прогноза является характер постседиментаци-онных преобразований, в том числе степень уплотнения и вторичной цементации.

Среди допермских отложений наиболее перспективными выглядят резервуары карбонатных построек кембрия и, возможно, верхнего венда, распространенные в при-бортовых частях Вилюйской синеклизы.

Основные материнские толщи продуктивного комплекса Вилюйской синеклизы из-за особенностей накопления, состава ОВ и степени преобразованности генерировали, главным образом, газообразные УВ. Очаги генерации нефти могут быть связаны с кембрийским материнскими толщами (куонамская свита и ее аналоги) на бортах Вилюйской синеклизы, пермскими отложениями Предверхоянского прогиба, и возможно, нижнеюрскими в наиболее глубоких частях бассейна.

Во всех случаях, в связи со значительной фациаль-ной изменчивостью продуктивных толщ, среди ловушек будут преобладать комбинированные или чисто

литологические типы, что увеличивает риски поисково-разведочных работ.

Лено-Вилюйский НГБ, по нашему мнению, остается довольно перспективным для обнаружения новых, в том числе и нефтяных залежей промышленного масштаба. Целесообразным представляется смещение акцента поисков на новые объекты — глубокие горизонты бортовых частей Вилюйской синеклизы и сложные ловушки (литологические, надвиговые) Предверхоянского прогиба. При этом, к сожалению, такие работы неминуемо потребуют большого объема сейсморазведочных работ и бурения при весьма значительных геологических рисках.

Благодарности

Авторы выражают благодарность рецензенту за внимательную и обстоятельную рецензию.

Литература

Анциферов A.C., Бакин В.Е., Варламов И.П. и др. (1981). Геология нефти и газа Сибирской платформы. М: Недра, 552 с.

ВозинВ.Ф. (1962). Стратиграфия мезозойский отложений бассейнар. Яны. Труды Якутского филиала Сибирского отделения АН СССР, сб. 15.

Губин И.А., Поспеева Н.В. (2021). Сейсмогеологическая модель и структурная характеристика юго-восточных районов Сибирской платформы по результатам комплексной интерпретации региональных и поисковых сейсморазведочных работ. Технологии сейсморазведки, 2, с. 93-107

Девятов В.П., Казаков А.М. (1985). Нижнеюрская кыринская свита Лено-Анабарского прогиба. Стратиграфия и палеонтология докембрия и фанерозоя Сибири. Новосибирск: СНИИГГиМС, с. 99-105.

Изосимова А.Н. (1975). Нефтепроизводящие отложения Вилюйской синеклизы и Предверхоянского прогиба. В кн.: Литология и геохимия осадочных толщЯкутии. Новосибирск: Наука, с. 130-149.

Ильина В.И. (1985). Палинология юры Сибири. М: Наука, 237 с.

Каплан М.Е. (1976). Литология морских мезозойских отложений севера Восточной Сибири. Л: Недра, 230 с.

Карнюшина Е.Е., Коробова Н.И., Фролов С.В., Бакай Е.А., Ахманов Г.Г., Крылов О.В. (2021). Седиментационный контроль нефтегеологиче-ских свойств вендско-кембрийских формаций севера Лено-Тунгусского бассейна. Георесурсы, 2, с. 28-39. https://doi.org/10.18599/grs.61.2.3

Карогодин Ю.Н. (1980). Седиментационная цикличность. М: Недра, 242 с.

Каширцев В.А. (2003). Органическая геохимия нафтидов востока Сибирской платформы. Якутск: ЯФ Изд-ва СО РАН, 160 с.

Конторович А.Э., Поляков И.Д., Колганова М.М., Соболев Е.И. (1988). Преобразование органического вещества в мезо- и апокатагенезе. Советская геология, 7, с. 26-36.

Лено-Вилюйская нефтегазоносная провинция (1969). М: Наука. 278 с.

Мишин В.М., Бадарханов Ю.Н., Болознев В.И. (1987). Якутский мегакратон: нетрадиционные аспекты тектоники и минерагении. Якутск: ЯФ Изд-ва СО АН СССР, 156.с

Нефти и конденсаты Западной Якутии (рекомендации) (1981). Якутск: ЯФ Изд-ва СО АН СССР, 87 с.

РуковичА.В. (2021). Стратиграфия позднеиндских-раннеоленекских отложений восточной части Вилюйской синеклизы и прилегающих районов Предверхоянского прогиба в связи с их нефтегазоносностью. Успехи современного естествознания, 12, с. 204-209.

Сафронов А.Ф, Сивцев А.И., Черненко В.Б. (2021). Нефте-газоносность нижнемезозойских отложений Хапчагайского мегавала Вилюйской синеклизы. Геология и геофизика, 55(8), с. 1263-1269. https:// doi.org/10.15372/GiG20210807

Сороко Т.И. (1975). О возможных источниках нефтяных углеводородов в мезозое Вилюйской синеклизы и Предверхоянского прогиба и направление их миграции. В кн.: Литология и геохимия осадочных толщ Якутии. Новосибирск: Наука, с. 95-111.

Тектоника, геодинамика и металлогения Республики Саха (Якутия) (2001). М: МАИК «Наука/Интерпериодика», 571 с.

Фролов С.В., Карнюшина Е.Е., Коробова Н.И., Бакай Е.А., Крылов О.В., Ахманов Г.Г., Жукова Е.В. (2021). Север Восточной Сибири: геология, нефтегазоносность и обстановки седиментации вендско-кембрий-ских формаций. Москва: Геоинформмарк.

Peters К.Е., Moldowan J.M. (1993). The biomarker guide. Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey, 363 p.

Zumberge J.E. (1987). Prediction of source rock characteristics based on terpane biomarkers in crude oils: a multivariate statistical approach. Geochim. et Cosmochim. Acta, 51, pp. 1625-1637. https://doi. org/10.1016/0016-7037(87)90343-7

Сведения об авторах

Сергей Владимирович Фролов — кандидат геол.-мин. наук, доцент, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова

Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, д. 1 Тел: 7(495)939 32 60, e-mail: serfgeo@yandex.ru

Евгения Емельяновна Карнюшина — доктор геол.-мин. наук, профессор, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова

Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, д. 1

Наталья Ивановна Коробова — ассистент, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, д. 1

Елена Андреевна Бакай — кандидат геол.-мин. наук, старший научный сотрудник, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова

Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, д. 1

Надежда Сергеевна Курдина — аспирант, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, д. 1

Олег Владимирович Крылов — кандидат геол.-мин. наук, доцент, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова

Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, д. 1

Рефераты:  Исследовательская работа &quot;Формирование мотивов учебно -познавательной деятельности младших школьников &quot; | Материал по теме: | Образовательная социальная сеть

Анастасия Андреевна Тарасенко — аспирант, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, д. 1

Статья поступила в редакцию 11.03.2021;

Принята к публикации 22.04.2021; Опубликована 20.05.2021

Features of the structure, sedimentary complexes and hydrocarbon systems of the Leno-Vilyui oil and gas basin

S.V.Frolov*, E.E. Karnyushina, N.I. Korobova, E.A. Bakay, N.S. Kurdina, O.V.Krylov, A.A. Tarasenko

Lomonosov Moscow State University, Moscow, Russian Federation *Corresponding author: Sergey V. Frolov, e-mail: serfgeo@yandex.ru

НАУЧНО-ТЕХНЖЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕйРЕСУРСЫ

Abstract. The Leno-Vilyui basin, consisting of the Vilyui syneclise and the Pre-Verkhoyansk deflection, is made of a thick (more than 10 km) sedimentary rock that has formed over a very long geological history (at least 1 billion years). Almost all of the fields identified here are confined to two gross structures, and gas is predominant in the composition of hydrocarbon reservoirs. Studies show that the main hydrocarbon system (Permian-Cretaceous) in most areas is formed by Permian gas source formations, deposited in continental environments with predominance of type III kerogen. Systems with a significant proportion of liquid hydrocarbons may be associated with areas of predominantly marine sedimentation (Pre-Verkhoyansk deflection) or more ancient (Lower Paleozoic) sediments. In all cases, natural reservoirs are distinguished by a complex structure due to sharp facial variability and intensive secondary transformations.

Keywords: Vilyui syneclise, Pre-Verkhoyansk deflection, Vilyui basin, hydrocarbon system, nature reservoir, oil and gas source rocks

Recommended citation: Frolov S.V., Karnyushina E.E., Korobova N.I., Bakay E.A., Kurdina N.S., Krylov O.V., TarasenkoA.A. (2021). Features of the structure, sedimentary complexes and hydrocarbon systems of the Leno-Vilyuisky oil and gas basin. Georesursy = Georesources, 21(2), pp. 13-30. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2021.2.13-30

References

AntsiferovA.S., Bakin V.E., Varlamov I.P. et al. (1981). Geologiya nefti i gaza Sibirskoi platform [Geology of oil and gas of the Siberian platform]. Moscow: Nedra, 552 p. (In Russ.)

Devyatov V.P., Kazakov A.M. (1985). Nizhneyurskaya kyrinskaya svita Leno-Anabarskogo progiba. Stratigrafiya i paleontologiya dokembriya i fanerozoya Sibiri [Lower Jurassic Kyrinsk Formation of the Lena-Anabar trough. Stratigraphy and paleontology of Precambrian and Phanerozoic of Siberia]. Novosibirsk: SNIIGGiMS, pp. 99-105. (In Russ.)

Frolov S.V., Karnyushina E.E., Korobova N.I., Bakai E.A., Krylov O.V., AkhmanovG.G.,ZhukovaE.V. (2021). Sever Vostochnoi Sibiri: geologiya, neftegazonosnost’ i obstanovki sedimentatsii vendsko-kembriiskikh formatsii [North of Eastern Siberia: geology, oil and gas potential and sedimentation environments of Vendian-Cambrian formations]. Moscow: Geoinformmark. (In Russ.)

Gubin I.A., Pospeeva N.V. (2021). Seismogeological model and structural characteristics of south-east regions of the Siberian platform as a results of integrated interpretation of regional and exploration seismic works. Tekhnologii seismorazvedki = Seismic Technologies, 2, pp. 93-107. (In Russ.)

Ilina V.I. (1985). Palinologiya yury Sibiri [Palinology of the Jurassic Siberia]. Moscow: Nauka, 237 p. (In Russ.)

Izosimova A.N. (1975). Oil-producing deposits of the Vilyui syneclise and the Pre-Mid-Yang trough. V kn:. Litologiya i geokhimiya osadochnykh tolshch Yakutii [In: Lithology and geochemistry of sedimentary strata of Yakutia]. Novosibirsk: Nauka, pp. 130-149. (In Russ.)

Kaplan M.E. (1976). Litologiya morskikh mezozoiskikh otlozhenii severa Vostochnoi Sibiri [Lithology of marine Mesozoic deposits of the north of Eastern Siberia]. Leningrad: Nedra, 230 p. (In Russ.)

Karnyushina E.E., KorobovaN.I., Frolov S.V., Bakay E.A., Akhmanov G.G., Krylov O.V. (2021). Sedimentation control for oil-and-gas prospects in Vendian-Cambrian formations of the north part of Lena-Tunguska basin. Georesursy = Georesources, 2(61), pp. 28-40. (In Russ.) https://doi. org/10.18599/grs.61.2.3

KarogodinYu.N. (1980). Sedimentatsionnayatsiklichnost’ [Sedimentary cyclicity]. Moscow: Nedra, 242 p. (In Russ.)

Kashirtsev V.A. (2003). Organicheskaya geokhimiya naftidov vostoka Sibirskoi platform [Organic geochemistry of naftides of the East Siberian platform]. Yakutsk: YF Publ. House ofthe SB RAS, 160 p. (In Russ.)

KontorovichA.E., Polyakov I.D., KolganovaM.M., Sobolev E.I. (1988). Transformation of organic matter in meso- and apocatagenesis. Sovetskaya geologiya = Sovietgeology, 7, pp. 26-36. (In Russ.)

Leno-Vilyuiskaya neftegazonosnaya provintsiya [Leno-Vilyui oil and

gas province]. (1969). Moscow: Nauka. 278 p. (In Russ.)

Mishin V.M., Badarkhanov Yu.N., Boloznev V.I. (1987). Yakutskii megakraton: netraditsionnye aspekty tektoniki i mineragenii [Yakut megacraton: unconventional aspects of tectonics and minerageny]. Yakutsk: YF Publ. House ofthe SB AN USSR, 156 p. (In Russ.)

Nefti i kondensaty Zapadnoi Yakutii (rekomendatsii) [Oil and condensates ofWestern Yakutia (recommendations)]. (1981). Yakutsk: YaF ofthe SO AN SSSR Publ., 87 p. (In Russ.)

Peters K.E.,Moldowan J.M. (1993). The biomarker guide. Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey, 363 p.

Rukovich A.V. (2021). Stratigraphy ofthe Late Indo-Early Olenek deposits of the eastern part of the Vilyui syneclise and the adjacent areas of the Pre-Verkhoyansk Trough due to their oil and gas content. Uspekhi sovremennogo estestvoznaniya = Advances in Current Natural Sciences, 12, pp. 204-209. (In Russ.)

SafronovA.F, SivtsevA.I., Chernenko V.B. (2021). Oil potential ofthe lower mesozoic deposits ofthe Khapchagai megaswell ofthe Vilyui syneclise. Geologiya i geofizika = Russian Geology and Geophysics, 55(8), pp. 12631269. (In Russ.) https://doi.org/10.15372/GiG20210807

Soroko T.I. (1975). On the possible sources of petroleum hydrocarbons in the Mesozoic of the Vilyui syneclise and the Pre-Verkhoyansk through and direction of their migration. V kn.: Litologiya i geokhimiya osadochnykh tolshch Yakutii [In: Lithology and geochemistry of sedimentary strata of Yakutia]. Novosibirsk: Nauka, pp. 95-111. (In Russ.)

Tektonika, geodinamika i metallogeniya Respubliki Sakha (Yakutiya) [Tectonics, geodynamics and metallogeny ofthe Republic of Sakha (Yakutia)]. (2001). Moscow: MAIK «Nauka/Interperiodika», 571 p. (In Russ.)

Vozin V.F. (1962). Stratigrafiya mezozoiskii otlozhenii basseina r. Yany [Stratigraphy ofthe Mesozoic sediments ofthe r. Yana]. Trudy Yakutskogo filiala Sibirskogo otdeleniyaAN SSSR [Proceedings ofthe Yakut branch ofthe Siberian Branch of the Academy of Sciences ofthe USSR], vol. 15. (In Russ.)

Zumberge J.E. (1987). Prediction of source rock characteristics based on terpane biomarkers in crude oils: a multivariate statistical approach. Geochim. et Cosmochim. Acta, 51, pp. 1625-1637. https://doi. org/10.1016/0016-7037(87)90343-7

About the Authors

Sergey V. Frolov — PhD (Geology and Mineralogy), Associate Professor, Petroleum Geology Department Lomonosov Moscow State University 1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation Tel: 7 (495) 939 32 60, e-mail: serfgeo@yandex.ru

Evgenia E. Karnyushina — DSc (Geology and Mineralogy), Professor, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University

1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation

Natalia I. Korobova — Assistant, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University

1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation

Elena A. Bakay — PhD (Geology and Mineralogy), Senior Researcher, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University

1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation

Nadezhda S. Kurdina — PhD student, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University

1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation

Oleg V. Krylov — PhD (Geology and Mineralogy), Associate Professor, Petroleum Geology Department Lomonosov Moscow State University 1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation

AnastasiaA. Tarasenko — PhD student, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University

1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation

Manuscript received 11 March 2021;

Accepted 22 April 2021; Published 20 May 2021

I ^HHH SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL

gedresdurces

Ранжирование территории лено-тунгусской нефтегазоносной провинции по типам флюида и плотностям ресурсов ув

УДК: 553.981/982(551.72/551.73)

РАНЖИРОВАНИЕ ТЕРРИТОРИИ ЛЕНО-ТУНГУССКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ ПО ТИПАМ ФЛЮИДА И ПЛОТНОСТЯМ РЕСУРСОВ УВ

Сергей Александрович Моисеев

Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, заведующий лабораторией геологии нефти и газа Сибирской платформы, тел. (383)306-63-70, e-mail: MoiseevSA@ipgg.sbras.ru

Алевтина Олеговна Гордеева

Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, научный сотрудник, тел. (383)306-63-70, e-mail: GordeevaAO@ipgg.sbras.ru

Лариса Николаевна Константинова

Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник, тел. (383)306-63-70, e-mail: KonstantinovaLN@ipgg.sbras.ru

Елена Николаевна Кузнецова

Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, научный сотрудник, тел. (383)306-63-70, e-mail: KuznetsovaEN@ipgg.sbras.ru

Максим Юрьевич Скузоватов

Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, младший научный сотрудник, тел. (383)306-63-70, e-mail: SkuzovatovMJ@ipgg.sbras.ru

Валентина Алексеевна Топешко

Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник, тел. (383)306-63-70, e-mail: TopeshkoVA@ipgg.sbras.ru

Андрей Михайлович Фомин

Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник, тел. (383)306-63-70, e-mail: FominAM@ipgg.sbras.ru

Накопленная добыча, запасы и перспективные ресурсы приняты по Государственным балансам запасов (на 01.01.2009 г.). Прогнозные ресурсы экспертно скорректированы. Эти оценки положены в основу районирования территории по типам углеводородных флюидов и плотности ресурсов для рифейского, непского, тирско-нижне-среднеданиловского, верхнеданиловского и нижнекембрийского комплексов.

Ключевые слова: Сибирская платформа, ранжирование, венд, нижний кембрий.

RANKING OF THE AREA OF THE LENA-TUHGUSKA PETROLEUM PROVINCE BY FLUID TYPES AND DENSITY OF THE RESOURCES

Sergey A. Moiseev

Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, Koptyug Prospect, 3, Ph. D., Head of the Laboratory of Geology oil and gas of the Siberian platform, tel. (383)306-63-70, e-mail: MoiseevSA@ipgg.sbras.ru

Alevtina J. Gordeeva

Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptyug Prospect, Ph. D., Research Scientist, tel. (383)306-63-70, e-mail: GordeevaAO@ipgg.sbras.ru

Larisa N. Konstantinova

Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptyug Prospect, Ph. D., Senior Research Scientist, tel. (383)306-63-70, e-mail: KonstantinovaLN@ipgg.sbras.ru

Elena N. Kuznetsova

Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptyug Prospect, Research Scientist, tel. (383)306-63-70, e-mail: KuznetsovaEN@ipgg.sbras.ru

Maksim Yu. Skuzovatov

Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptyug Prospe, Junior Research Scientist, tel. (383)306-63-70, e-mail: SkuzovatovMJ@ipgg.sbras.ru

Valentina A. Topeshko

Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptyug Prospect, Ph. D., Senior Research Scientist, tel. (383)306-63-70, e-mail: TopeshkoVA@ipgg.sbras.ru

Andrey M. Fomin

Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, 3 Koptyug Prospect, Ph.D., Senior Research Scientist, tel. (383)306-63-70, e-mail: FominAM@ipgg.sbras.ru

Cumulative production, reserves prospective resources are obtained from the Government’s balance sheet of reserves as of 01.01.2009, and inferred resources are corrected by expertise by the value of change in balance reserves and prospective resources. These estimates form the basis of zoning of the territory by types of hydrocarbon fluids and density resources for Riphean, Nepa, Tira, Lower-Middle Danilovo, Upper Danilovo and Lower Cambrian complexes.

Key words: Siberian platform, ranking, Vendian, Lower Cambrian.

С начала 2000-х гг. на территории Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (ЛТ НГП) значительно активизировались геологоразведочные работы. За последние 10-12 лет было открыто 42 месторождения. Эти работы привели к существенному изменению в состоянии ресурсной базы. Задачей настоящей работы является проведение оперативного анализа изменения ресурсной базы углеводородов (УВ) ЛТ НГП, что имеет важное значение при планировании геологоразведочных работ. Схемы начальных геологических ресурсов УВ были построены на основании анализа изменения ресурсной базы УВ на 01.01.2009 г. Были пересмотрены ресурсы УВ по всем лицензионным участкам и участкам нераспределённого фонда недр. В разрезе осадочного чехла ЛТ НГП выделяются рифейский, непский, тирско-нижне-среднеданиловский, верхнеданиловский и среднеусольский нефтегазоперспективные комплексы. Наибольшим изменениям по состоянию ресурсов нефти и газа подвергся верхнеданиловский ком-

плекс в связи с открытиями месторождений нефти и газа в усть-кутском поисковом горизонте.

Рифейский комплекс. На территории Сибирской платформы отложения рифея отсутствуют на большей части территории Непско-Ботуобинской ан-теклизы (НБА) и Ангаро-Ленской ступени (АЛС). Нефтегазоносность ри-фейских отложений доказана в центральной части Байкитской антеклизы. Зоны стратиграфического выклинивания рифейских отложений, имеющие значительные перспективы нефтегазоносности, выявлены на северном склоне Байкитской антеклизы и сочленения Присаяно-Енисейской синеклизы и АЛС. Выполненные построения показывают, что на Байкитской антеклизе доля газа значительно ниже доли нефти от начальных геологических ресурсов УУВ, на остальных выделенных объектах ресурсы газа превышают ресурсы нефти.

Непский комплекс распространен на большей части территории центральных и южных районов Сибирской платформы за исключением центральной части НБА и характеризуется преимущественно терригенным составом. Продуктивные горизонты этого комплекса отложений формировались в различных палеогеографических условиях, что нашло отражение в распределении плотностей ресурсов УВ. Выделяются три зоны с повышенными плотностями ресурсов: сводовая часть Мирнинского выступа, Непский свод и Байкитская ан-теклиза. Распределение плотности газа в целом соответствует распределению плотности нефти. На территории НБА ресурсы нефти превышают ресурсы газа, в то время как на АЛС и Присаяно-Енисейской синеклизе ресурсы нефти ничтожно малы по сравнению с ресурсами газа.

Тирский и нижне-среднеданиловский комплексы развиты на всей рассматриваемой территории. На АЛС и западном склоне Байкитской антеклизы тир-ский горизонт представлен терригенными, а на остальной территории сульфатно-карбонатными и карбонатными породами. Нижне-среднеданиловский комплекс имеет преимущественно карбонатный состав. Выполненные построения показали, что распределение УВ по плотностям и особенно по их составу имеют весьма пестрый характер. Если на западе платформы можно ожидать распространение преимущественно газовых залежей, то в центральной части ресурсы нефти будут превалировать над ресурсами газа.

Верхнеданиловский комплекс также имеет повсеместное распространение. На большей части платформы в верхнеданиловское время происходило накопление карбонатов, в южной части — с примесью сульфатов и галита. Принимая во внимание отсутствие критериев прогноза нефтегазоносности проницаемых горизонтов, карта распространения начальных геологических ресурсов нефти и газа строилась для большей части территории на основании экспертных оценок, только в центральной части НБА — на фактических данных. Для центральной части платформы ресурсы нефти преобладают над ресурсами газа. Для западных районов ресурсы газа выше.

Среднеусольский резервуар стратиграфически соответствует осинскому горизонту, представленному преимущественно карбонатами. Локально распространённые зоны больших толщин осинского горизонта, его органогенный со-

став позволяют отнести его к рифоподобным структурам. Экран резервуара представлен переслаиванием пластов каменной соли и карбонатных пород верхнеусольской подсвиты. Наибольшие плотности ресурсов приурочены к Не-пскому своду. Остальная территория оценивается относительно невысокими плотностями УВ. В целом по территории провинции плотности газа выше, чем плотности нефти.

По совокупности резервуаров в распределении начальных ресурсов нефти отчётливо выделяется три зоны с повышенными плотностями ресурсов: сводовая часть Мирнинского выступа, Непский свод и Байкитская антеклиза. На юге платформы вероятность обнаружения залежей нефти относительно невелика (рис. 1).

Рис. 1. Карта распределения начальных геологических ресурсов нефти на территории центральных и южных районов Лено-Тунгусской НГП:

1 — лицензионные участки недр; 2 — граница Сибирской платформы; 3 — границы субъектов РФ; 4 — населенные пункты; 5 — гидросеть; 6 -нефтепроводы: а — действующие, б — строящиеся; 7 — дороги: а — ЖД, б — автомобильные

Для ресурсов газа характерно иное распределение плотности по территории Лено-Тунгусской НГП (рис. 2). Наибольшие плотности отмечены на западе Сибирской платформы, на АЛС и на юго-восточном склоне НБА.

По суммарным ресурсам УВ отчётливо выделяются четыре участка с плотностью геологических ресурсов 100 и более тыс. т/км2 УУВ: Ковыктин-ский, Юрубченский, Непский и Мирнинский (рис. 3).

Рис. 2. Карта распределения начальных геологических ресурсов газа на территории центральных и южных районов Лено-Тунгусской НГП. Условные обозначения см. на рис. 1

Рис. 3. Карта распределения начальных геологических ресурсов УУВ на территории центральных и южных районов Лено-Тунгусской НГП. Условные обозначения см. на рис. 1

© С. А. Моисеев, А. О. Гордеева, Л. Н. Константинова, Е. Н. Кузнецова, М. Ю. Скузоватов, В. А. Топешко, А. М. Фомин, 2021

Оцените статью
Реферат Зона
Добавить комментарий