Новые данные о нефтегазоносности Иркутского амфитеатра
О.И. КАРАСЕВ
За последние несколько лет в пределах южной части Сибирской платформы (Иркутский амфитеатр) в значительных объемах проведены геолого-поисковые, буровые и геофизические работы.
В результате этих работ открыты Марковское и Атовское нефтяные месторождения, а также получены притоки нефти и газа на Осинской, Балыхтинской, Христофоровской, Бильчирской, Южно-Радуйской и других площадях.
Наиболее важным геологическим вопросом, решенным в последнее время, является установление по фаунистическим находкам нижнекембрийского возраста отложений олхинской свиты, относимых многими исследователями к более древним отложениям.
Разрез олхинской (ушаковской) свиты в скважинах представлен (снизу вверх) следующими породами. В нижней части залегают переслаивающиеся пласты алевролитов и глинистых сланцев с прослоями песчаников. Мощность нижней части 252- 350 м. Средняя часть свиты сложена известняками с прослоями доломитов и углисто-глинистых сланцев. Мощность средней части 70-80 м. Верхняя часть разреза представлена переслаивающимися песчаниками, глинистыми сланцами и алевролитами. Мощность нижней части свиты достигает 250 м.
По разрезу олхинской (ушаковской) свиты З.X. Ильясовой и Л.А. Лысовой определены кембрийские споры (число видов 20, встречаемость до 20 спор в образце): Acanthodiaerodium sp. Тrachydiacrodium coarctatus Tim., Acanthotriletes setaceus Tim., A. primigenus Naum., A gdovia Tim., Lophotriletes subglobosus Tim., L. semiinvolutus Tim., L. grumosus Tim., L. crassus Naum., Durotrachytriletes corrugatus Tim.
В 1960 г. В.С. Галимова при изучении керна олхинской свиты из Кук-Юртовской скважины, пробуренной в поле классического развития этой свиты из самых ее низов, сложенных темно-серыми, почти черными сланцами (интервалы глубин 404-409, 411,3 -413 м), собрала разнообразную фауну. Фауна была изучена А.Г. Вологдиным, определившим в ее составе: гастроподы рода Heleionella, черви рода Sabellidites, губки рода Protaspongia, птероподы рода Hyolites и очень большое количество раковинок и отпечатков мелких башенковых гастропод, принадлежащих к новому роду. По мнению А.Г. Вологдина, новый род гастропод, возможно, близок к роду, открытому в низах алданского яруса нижнего кембрия склонов Анабарского щита, ранее описанных В.А. Востоковой. «Таким образом, - пишет А.Г. Вологдин, -палеонтологический материал из низов олхинской (ушаковской) свиты должен быть признан определяющим кембрийский возраст вмещающих пород. Поэтому подошву олхинской (ушаковской) свиты можно теперь уверенно считать границей синия и палеозоя».
Кроме того, не менее важно положительное решение, связанное с открытием на значительной территории Иркутского амфитеатра мощных и рыхлых песчаников мотской свиты нижнего кембрия. Песчаники эти обладают высокими коллекторскими свойствами.
Еще в 1955-1957 гг. глубокие скважины Кутуликской и Тыретской площадей (Присаянье) в разрезе песчаной части мотской свиты вскрыли пористо-проницаемые разности мощностью 22-28 м, с пористостью до 25 -28 % и проницаемостью до 1000 мдарси. Бурение в 1960 - 1961 гг. ряда опорных и структурнопоисковых скважин в центральном и северо-западном Присаянье (Тулун, Нижнеудинск) установило определенные закономерности в развитии этих коллекторов на территории южной части Сибирской платформы. Глубокие скважины (Бельская, Кутуликские, Тыретские, Тулунская и Нижнеудинская) вырисовали огромную зону древнего песчаного «пляжа» нижнемотского бассейна, начинающегося на западном склоне Ангарской антеклизы и уходящего широким шлейфом в область Присаянской впадины (см. рисунок). Мощность рыхлых песчаников нижнемотской подсвиты от Кутуликско-Тыретского района (запад) до Тулунско-Нижнеудинского (восток) возрастает от 22 до 52 м. Длина древнего нижнемотского «пляжа» превышает 375 км, ширина составляет около 80-90 км. Потенциальные притоки высоко минерализованных вод с признаками нефти и растворенным газом нефтяного типа, полученные при испытании этих горизонтов в Тулунской и Нижнеудинской скважинах, составили соответственно 800 и 2000 м3/сутки. В 1961 г. в полосе развития рыхлых песчаников мотской свиты сейсмическими исследованиями коллектива Востсибнефтегеофизики выявлены и подготовлены первые антиклинальные складки, которые в настоящее время разбуриваются глубокими скважинами (Азейская, Северо-Тулунская и др.). Надо полагать, что в Присаянье установлена перспективная зона для открытия в Иркутском амфитеатре крупных залежей нефти и газа.
В последнее время, в связи с открытием Марковского нефтяного месторождения, окончательно доказаны большие перспективы нефтегазоносности северных районов Иркутской области, которые в качестве перспективных районов в нефтегазоносном отношении выдвигались рядом исследователей (В. Г. Васильев, Г. Л. Гришин, И.И. Карасев, Е. В. Кравченко, К.Г. Гинзбург, М.М. Мандельбаум, Ю.В. Притула, Н.Ф. Пятчин, Г.А. Кузнецов, К.А. Савинский и др.).
Нефтегазоносность нижнекембрийских отложений Иркутского амфитеатра описаны по следующим площадям.
Марковская площадь (см. рисунок) расположена в 125-130 км на северо-восток от г. Усть-Кута и тектонически приурочена к Жигалово-Устькутской впадине. Это месторождение представляет собой крупное антиклинальное поднятие, осложненное локальными брахиантиклиналями и куполами.
Из скв. 1, заложенной в сводовой части Марковского поднятия - в седловине между двумя локальными брахиантиклиналями, из песчано-карбонатных пород (верхи усольской свиты) в марте 1962 г. с глубины 2164 м ударил мощный газонефтяной фонтан. Дебит нефти составил 1000 m/сутки, газа -500 тыс. м3.
Атовская площадь расположена в 120-130 км на север-северо-запад от Иркутска и тектонически приурочена к восточному склону Ангарского валообразного поднятия. Притоки нефти получены в скв. 2 из доломитов усольской свиты нижнего кембрия, вскрытых на глубине 1950- 1983 м. Первоначально притоки нефти лишь немногим превышали 200 л/сутки, однако после обработки призабойной зоны скважины кислотой и водным раствором поверхностно-активного вещества дебит скважины составил 4-5 т/сутки. Скв. 2 расположена в присводовой части Атовского поднятия типично платформенной брахиантиклинальной складки. В результате геологопоисковых и геофизических работ структура достаточно полно изучена по всем горизонтам нижнего кембрия. Ее простирание от верхних горизонтов к нижним изменяется с северо-северо-западного до северного, размеры составляют 15 км по длинной оси и 8 км по короткой, амплитуда поднятия по разным горизонтам составляет 60-70 м. Углы падения пород составляют 1°30'.
Нефть, полученная в скв. 2, имеет желтый, с зеленоватым оттенком цвет, ее удельный вес 0,801. Выход фракций составляет (%): 28-100°-19,43; 100 -150°-12,76; 150-200°-14,63; 200-250°-3,23; 250-300°-40,30.
На Балыхтинской площади в 1960г. из скв. 5 получен промышленный приток природного газа. Эта площадь приурочена к Жигаловскому валу и удалена от Иркутска па 270 км к северо-северо-востоку. Скв. 5 расположена в пределах Балыхтинской антиклинали, имеющей длину 10 км, ширину 3 км и амплитуду 60 м.
Притоки газа получены с глубины 1104-1118 м из пласта доломитов, расположенного вблизи кровли усольской свиты нижнего кембрия. Дебит газа удовлетворяет промышленным кондициям и составляет 180 тыс. м3/сутки. Газ имеет следующий состав (%) метана 78,73, этана 10,5, пропана 2,78, суммы бутанов 4,11, высших гомологов 0,74, углеродное число 1,24, азота и редких газов 3,14.
Большой интерес представляют притоки газа из скважин Бильчирской площади, где фонтанирование газа зафиксировано в начале 1961 г. в скв. 1б и 49 с глубины около 270 м. Эта площадь приурочена к восточному склону Ангарского валообразного поднятия и расположена в 150 км на север-северо-запад от Иркутска. Газоносный пласт находится в средней части отложений ангарской свиты нижнего кембрия, представленной доломитами. Скважины приурочены к Бильчирскому поднятию брахиантиклинальной складки длиной 12 км, шириной 7 км и амплитудой 60 м. Дебит газа составляет 80-100 тыс. м3/сутки. Газ содержит 80% предельных углеводородов.
На Южно-Радуйской площади, которая расположена также в пределах Ангарского валообразного поднятия, газонефтепроявления получены в процессе бурения в 1961 г., приурочены они к нижней части усольской свиты нижнего кембрия (горизонт притока скв. 2 Атовской площади). Скв. 1, где они зафиксированы, расположена в сводовой части Южно-Радуйского (Хайгинского) поднятия, являющегося брахиантиклинальной складкой почти меридионального простирания. Структура прослеживается по всем горизонтам верхнего и нижнего кембрия. Размеры поднятия составляют 18 км по длинной оси и до 8 км по короткой. Амплитуда поднятия по различным горизонтам достигает 45-50 м. Углы падения пород на крыльях измеряются 1° -на западном и 2°30' - на восточном. Приток легкой нефти при вскрытии горизонта составлял 2 т/сутки.
На Христофоровской площади нефть и газ были получены в 1960 г. при бурении доломитов нижней части бельской свиты нижнего кембрия. Сравнительно постоянный дебит нефти составлял 1 т/сутки и газа 2000 м3/сутки.
Христофоровская площадь расположена в 150 км на северо-северо-восток от Иркутска и тектонически приурочена к юго-западной части Жигалово-Устькутской впадины. Скв. 1, из которой получены нефть и газ, расположена в пределах Христофоровского поднятия, представляющего собой брахиантиклинальную складку.
Таким образом, в настоящее время можно считать установленным наличие промышленной нефтегазоносности отложений нижнего кембрия в большом стратиграфическом диапазоне.
Осадочный комплекс Иркутского амфитеатра представлен в основном отложениями кембрийского и ордовикского возраста, причем базальной нижнекембрийской свитой этой части Сибирской платформы является ушаковская (олхинская).
В Присаянье (южный борт Присаянской впадины) в разрезе песчаных пород мотской свиты нижнего кембрия выявлена зона длиной свыше 375 км, шириной 80-90 км, представленная мощными, рыхлыми и слабо сцементированными разностями с высокими коллекторскими свойствами.
С целью поисков крупных залежей нефти и газа дальнейшие поисковые и разведочные работы следует сосредоточить в северных районах в Жигалово-Устькутской и в южных - Присаянской впадинах.
Иркутская экспедиция Востсибнефтегеологии
Рисунок Геотектоническая схема южной части Сибирской платформы. Составил И.П. Карасев с учетом данных предшествующих исследователей (В.Г. Васильева, Е.Л. Каленова, И.П. Карасева, Е.В. Кравченко, М.А. Цахновского, 1958 г.).
Границы основных структурных элементов: 1 - древняя граница Сибирской платформы; 2- современная граница Сибирской платформы; 3 - области платформы, вовлеченные в поднятия геоантиклиналов; 4 - граница геоантиклиналов; 5 - зона слабо сцементированных песчаников; 6 - месторождения нефти и газа: а - Марковское; б - Атовское; в - Южно-Радуйское; г - Бильчирское; в - Балыхтинско-Тыптинское; е - Христофоровское.
Впадины: I - Присаянская; II - Канско-Тасеевская; III - Приенисейская; IV - Братско- Кежминская; V - Нукутско-Заярская; VI -Иркутская; VII - Жигалово-Устькутская; VIII - Прибайкальская; IX- Чуно-Бирюсинское (сводовое); X - Иркинеево-Чадобецкое; XI - Бельско- Окинское; XII - Ангарское; XIII - Заярско-Литвинцесское; XIV - Турбинское; XV - Усть-Илимское; XVI - Божеханское; XVII - Казачинско-Орленгское; XVIII - Тангуйское; XIX- Троицко-Михайловское; XX - Жигаловское.