Для формирования залежей УВ в ловушке необходимо не только сочетание благоприятных физических условий (наличие покрышек, пористых и проницаемых отложений) и геометрических параметров (структурное замыкание), но и прежде всего своевременное образование УВ. Создание ловушки должно предшествовать процессу генерации УВ, вытеснению их из пелитовых отложений и концентрации в залежах. Для выяснения времени образования ловушек в песчаниках мотско-ушаковской толщи центральной части Иркутского НГБ методом суммирования мощностей авторами был выполнен палеотектонический анализ. Интенсивность осадконакопления определялась в конце ушаковского, нижнемотского, мотского, усольского, бельского, ангарского, верхоленского времени и в конце ордовика. Интенсивность деформации базальных терригенных пород прослежена до настоящего времени.

На протяжении всего цикла накопления осадочных отложений в центральной части района постумно развивалась крупная структура, по размеру соизмеримая с антеклизой.

В процессе формирования палеоантеклизы менялась ее конфигурация и размеры, степень ундуляции оси, наклон пород на бортах. Число структур более высокого порядка в ее пределах, их амплитуда, размеры, местонахождение и соотношения между собой не оставались постоянным и во времени. Однако два палеоподнятия - Тулунское и Усть-Кутское, а также Братский палеомыс, входящие в состав палеоантеклизы, развивались как положительные структуры на протяжении всего цикла осадконакопления. Развитие основных структур района можно проследить до настоящего времени.

В современном структурном плане Усть-Кутское сводовое поднятие выделяется четко. Тулунское палеоподнятие было расформировано, очевидно, в юрский период и сейчас представляется в виде гомоклинали с наклоном пород в северном направлении. Погружение по кровле нижнемотской подсвиты от Тулунской площади до Седановской составляет 1010 м. Имеющиеся материалы свидетельствуют о том, что в пределах Ангаро-Ленского междуречья в современном плане есть положительная структура (Лено-Илимское поднятие), которая является юго-западным продолжением Усть-Кутского сводового поднятия ( рис. 1 , рис. 2 , рис. 3 , рис. 4 ).

Распространение литолого-фациальных комплексов ушаковской свиты и нижнемотской подсвиты и распределение емкостных (коллекторских) свойств этих пород на фоне палеотектонического развития района дает возможность проследить условия образования и развития замкнутых резервуаров (ловушек) и зон нефтегазонакопления.

Границы замкнутых резервуаров в ушаковской свите выявлены при сопоставлении структурного положения толщи, площадного распространения литолого-фациальных комплексов и конфигурации нулевой изопахиты свиты.

Площадь замкнутых резервуаров в нижнемотской подсвите определялась структурным планом толщи и контуром изолинии минимальной удельной емкости пород (5 м³/м²). Последняя представляет собой произведение мощности толщи, содержания песчаников в ней (доли единицы) и открытой пористости (доли единицы) и физически выражает объем, в котором могли скопиться УВ или через который они могли перемещаться. Выяснено, что удельная емкость пород для газа должна составлять более 5 м³/м², что соответствует проницаемости более 0,1x10^-3 мкм².

По методике Ю.В. Мухина определена степень уплотнения пород ушаковской свиты и нижнемотской подсвиты за каждый этап. Их мощность принята соответственно 170 и 200 м, а приведенная пористость и объемная плотность (в г/см³) глинистых пород скв. 34 Седановской (глубина 3850 м), Шелонинской (2570 м) и 13 Братской (3380 м) составляют соответственно 0,13; 0,16; 0,12 и 2,69; 2,1; 2,29. По этим данным выведена формула для расчета приведенной пористости для любого этапа: Е = 0,71 - 0,2 lgP_г (горное давление). Для определения критического горного давления плотность пород принята 2,4 г/см³.

Как видно из табл. 1 , мощность ушаковской свиты уменьшилась с 385 до 174 м, т.е. на 211 м, а нижнемотской подсвиты с 450 до 203 м, т.е. на 247 м. Причем за время их образования потери мощности составили 80 %. Уплотнение отложений повлекло за собой уменьшение их влажности в результате отжатия седиментацонной воды, высота столба которой равна потере мощности.

Количество УВ, необходимых для заполнения резервуаров ( табл. 2 ), рассчитывалось по следующим исходным данным; эффективная мощность ушаковской свиты 35 м, нижнемотской подсвиты 50 м, пористость обеих толщ 15 %, плотность жидких УВ 0,9 г/см³.

Температура воды, в которой растворялись УВ, составляла 25, 35, 50, 75 и 100 °С, что соответствовало глубине погружения пород за каждый этап и принятому градиенту 3 °С/100 м. Суммарная концентрация УВ в воде равнялась 450, 500, 630, 815 и 1180 г/м³.

Температура воды при аккумуляции УВ в залежах принята 25 °С.

При достижении глубины 2800 м коэффициент эмиграции УВ из терригенных пород составлял 0,03 и 3,5 %. РОВ этих отложений было превращено в УВ, а на глубине 3600 м породы на 81 % реализовали свои нефтегазопроизводящие возможности. По мнению А.Э. Конторовича и Д.И. Дробота (1976, 1979 г.), количество УВ, участвовавших в формировании залежей нефти в Ангаро-Ленской нефтегазоносной области, составило 100-120 млрд. т.

В залежах исследованного района могло скопиться около 25 % этой величины, что составило бы только 20-25 % объема УВ, необходимого для заполнения резервуаров.

Таким образом, авторами предпринята попытка выяснить время и место образования замкнутых резервуаров и зон нсфтегазонакопления. На всем протяжении осадконакопления в центральной части Иркутского НГБ в породах ушаковской свиты и нижнемотской подсвиты существовало два-три замкнутых резервуара, где в залежах могли концентрироваться УВ. Первые залежи возникли в пределах Тулунской и Шамановской площадей в конце ангарского времени. Замкнутые резервуары в отложениях ушаковской свиты могли быть заполнены УВ до замка, а нижнемотской подсвиты - не более чем на 20-25 % их объема.

Основная зона нефтегазонакопления располагалась и находится сейчас в пределах Ангаро-Ленского междуречья между Братской, Шамановской Устькадинской и Казачинской площадями.

Небольшое количество УВ было перенесено из глинистых отложений в коллекторы в водорастворенном состоянии. Основной их объем был перемещен путем струйной миграции в капельножидком состоянии.

Главным объектом поисков залежей нефти и газа сегодня в пределах Ангаро-Ленской ступени является ее центральная часть, между Чорской, Тыптинской и Купской площадями, где предположительно находится Лено-Илимское поднятие.

1. Брод И.О. Залежи нефти и газа. М., Гостоптехиздат, 1951.
2. Бурштар М.С., Безнигаев А.Д. Образование и размещение залежей нефти и газа в платформенные условиях. М., Недра, 1969.
3. Бурштар М.С. Основы теории формирования залежей нефти и газа. М., Недра,1975.
4. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти. - Изв. АН СССР, сер. геол., 1967. № 11, с. 37-72.
5. Дробот Д.И., Золотов А.Н., Конторович А.Э. Геохимические критерии оценки перспектив нефтегазоносности докембрийских и нижнекембрийских отложений юга Сибирской платформы. М., Недра, 1974.
6. Мухин Ю.В. Процессы уплотнения глинистых осадков. М., Недра, 1965.
7. Ратнер В.Я., Зубова М.А., Сальман Г. Б. Классификация ловушек нефти и газа. - Нефтегазовая геология и геофизика,1979, № 4.
8. Салле К., Дебизер Ж. Формирование нефтяных залежей. М., Недра, 1978.
9. Самсонов В.В. Иркутский нефтегазоносный бассейн, Иркутск, Иркутское кн. изд-во, 1975.
10. Филиппов Б.В. Типы природных резервуаров нефти и газа. Л., Недра, 1967.

Таблица 1

Схема уплотнения пород ушаковской свиты и нижнемотской подсвиты

Таблица 2

Характеристика резервуаров ушаковской свиты и нижнемотской подсвиты

Рис. 1. Палеоструктурная схема нижнемотской подсвиты на конец мотского времени.

1 - в числителе номер скважины, в знаменателе мощность нижнемотской подсвиты, м, 2 - палеоизогипсы, м; 3 - оси отрицательных и положительных палеоструктур

Рис. 2. Палеоструктурная схема нижнемотской подсвиты на конец верхоленского времени.

1 - в числителе номер скважины, в знаменателе мощность кембрийских пород, м; 2 - палеоизогипсы, м; 3 - оси отрицательных и положительных структур

Рис. 3. Структурная карта кровли ушаковской свиты и поверхности фундамента.

1 - в числителе номер скважины, в знаменателе абсолютная отметка кровли ушаковской свиты, м; 2 - изогипсы, м; 3 - оси отрицательных и положительных структур; 4 - граница развития свиты; 5 - изогипсы фундамента, м; 6 - зоны нефтегазонакопления

Рис. 4. Структурная карта кровли нижнемотской подсвиты.

1 - в числителе номер скважины, в знаменателе абсолютная отметка кровли нижнемотской подсвиты, м; 2 - изогипсы, м; 3 - оси отрицательных и положительных структур; 4 - границы зон коллекторов (более 5 м); 5 - зоны нефтегазонакопления