|
УДК 551.263.12:553.982.041:551.72(571.5) |
Трапповый магматизм и нефтегазоносность вендского терригенного комплекса Приленского нефтегазоносного района
Т. В. ОДИНЦОВА, Д. И. ДРОБОТ (ВостСибНИИГГиМС)
Широкое развитие трапповых интрузий на юге Сибирской платформы вызывает несомненный интерес в отношении нефтегазоносности вмещающих отложений. Траппы залегают на различных стратиграфических уровнях и занимают обширные территории сводовых поднятий, к которым приурочены основные залежи нефти и газа. Поэтому вопрос их взаимосвязи с залежами УВ весьма актуален. Исследованиями последних лет установлено, что тепловое воздействие трапповых интрузий в карбонатных отложениях резко снижает содержание битумоидов и изменяет их качественный состав. Результат теплового влияния на нефтяные залежи - возможное образование газоконденсатных залежей. Так, газоконденсат в залежи осинского горизонта (скв. 3 Илимская), под которым непосредственно залегает трапповое тело значительной мощности (более 50 м), по физико-химическим параметрам несет следы превращения нефти под влиянием высокой температуры. Масштабы температурного воздействия на битуминозность вмещающих пород ограничены в разрезе и не превышают тройной мощности траппового тела [2]. Установленные закономерности подтверждаются исследованиями последних лет и успешно используются при оценке масштабов проявления вторичной битуминозности в карбонатном осадочном комплексе.
Анализ фактического материала по Приленскому нефтегазоносному району, позволил выявить особенности соотношения трапповых интрузий с залежами нефти и газа в терригенных отложениях, отстоящих гипсометрически друг от друга на расстоянии, значительно превышающем непосредственное температурное влияние траппов на битуминозность вмещающих пород, и получить дополнительные критерии при проведении поисков на нефть и газ.
В пределах Приленского нефтегазоносного района (Аянская, Ярактинская, Большетирская, Дулисьминская и другие прилегающие площади) трапповый силл встречается среди галогенно-карбонатных отложений усольской и бельской свит и ни одной скважиной не вскрыт более одного раза. Характерно, что нижний предел его распространения ограничен кровлей осинского горизонта. Мощность траппов в скважинах колеблется от 22 м (скв. 16 Ярактинская) до 189 м (скв. 5 Ярактинская). В разрезах ряда скважин трапповые интрузии отсутствуют (см. таблицу). Как показал анализ мощностей, в пределах рассматриваемой территории наблюдаются три поля распространения максимальных мощностей трапповых интрузий, оконтуренные изопахитой 100 м (рис. 1). Первое поле вытянуто в виде полосы шириной 30 км (по изопахите 100 м) в северо-восточном направлении от Большетирской площади до северо-восточной части Аянской, с максимальной мощностью 189 м (скв. 5 Ярактинская); второе, имеющее относительно изометричную форму, установлено по разрезам скважин Кийской, Восточно-Кийской, Токминской и частично Ярактинской площадей с максимальной мощностью 145 м (скв. 38 Ярактинская); третье - по разрезам скважин Дулисьминской, Бурской, Междуреченской, Суриндинской площадей- занимает небольшую площадь изометричной формы с максимальной мощностью траппового силла 153 м (скв. 1 Дулисьминская). По мере удаления от зон максимальных значений мощностей траппов наблюдается постепенное их уменьшение до полного выклинивания траппового тела. Все это, по-видимому, свидетельствует о локальных очагах траппового магматизма, проявление которых было, очевидно, достаточно синхронным по времени. Характерно, что, несмотря на значительные изменения мощностей интрузивных тел, гипсометрическое положение их поверхности отражает постепенное равномерное воздымание в северном направлении. Так, максимальная абсолютная отметка поверхности кровли траппов на юге равна -1737 м (скв. 44 Ярактинская), а минимальная -1319 (скв. 1 Соснинская). Однако на фоне постепенного подъема траппового силла с юга на север отмечаются отдельные аномальные участки, в которых он резко переходит на более высокий гипсометрический уровень (см. рис. 1). Такие участки тяготеют, очевидно не случайно, к залежам нефти и газа, приуроченным к базальному терригенному комплексу, а в отдельных случаях к карбонатным отложениям осинского горизонта (Большетирская площадь). Так, в пределах Ярактинского газоконденсатного месторождения максимальная приподнятость траппового силла отмечается в скв. 8 (абсолютная отметка поверхности силла -1381 м). Площадь зоны максимальных абсолютных отметок поверхности его по изолинии -1600 м несколько меньше площади Ярактинской залежи и незначительно смещена к северо-востоку. Подобная закономерность в поведении поверхности траппового силла наблюдается над Дулисьминской и Большетирской залежами (см. рис. 1), т. е. над газоконденсатными залежами фиксируются резко выраженные аномальные зоны максимальной приподнятости траппов в разрезе, которые несколько смещены к северо-востоку.
Более наглядна изменчивость положения траппового силла над залежами - она прослеживается по удаленности его от кровли осинского горизонта. Учитывая, что последний имеет достаточно стабильное положение в разрезе осадочного чехла по отношению к терригенному продуктивному комплексу и на всей рассматриваемой территории залегает ниже траппового силла, то для измерения удаленности его от трапповой интрузии можно воспользоваться расстоянием между подошвой интрузии и кровлей осинского горизонта. Как показал фактический материал по 68 скважинам, это расстояние изменяется - от нуля до 395 м (см. таблицу). При этом установлено, что в скважинах с притоками нефти и газа трапповые интрузии встречаются в верхней части усольской и нижней части бельской свит, т. е. максимально удалены от кровли осинского горизонта. И, наоборот, в скважинах непродуктивных они залегают на породах осинского горизонта либо в непосредственной близости (5-7 м) от него. Такая закономерность прослежена в 47 случаях из 68 (70 %) и не может рассматриваться как случайное совпадение. Наиболее наглядно эта зависимость продемонстрирована на геологическом профиле, построенном через Большетирскую, Ярактинскую и Аянскую площади с юго-запада на северо-восток (рис. 2). Здесь, в разрезах продуктивных скважин, трапповые интрузии максимально (120- 300 м) приподняты над отложениями осинского горизонта в пределах Большетирской и Ярактинской залежей (119-395 м). Однако над Аянским газоконденсатным месторождением разница в расстоянии между подошвой траппового силла и кровлей осинского горизонта не столь велика (всего 10-25 м), а в разрезах непродуктивных скважин трапповые интрузии залегают непосредственно на осинском горизонте.
Следовательно, несмотря на относительную однородность литологического состава вмещающих галогеннокарбонатных пород, поверхность трапповых интрузий залегает на различном гипсометрическом уровне, образуя локальные участки приподнятости их над залежами нефти и газа и достигая апогея в районах повышенной дислоцированности вмещающих отложений. Так, анализ мощностей пород от подошвы верхнего кембрия и до кровли осинского горизонта, за исключением трапповых интрузий, показал, что резкий перепад мощностей (до 200 м) характерен для зоны (шириной 30-40 км), протягивающейся с юго-востока на северо-запад, в состав которой и входит Ярактинское месторождение (см. рис. 1). Очевидно, это связано с перетоками масс соли, первопричиной которых могли быть тектонические движения по разломам. Это, возможно, приводило к образованию повышенной трещиноватости и формированию наиболее ослабленных зон в разрезе, по которым, вероятно, поток УВ периодически устремлялся из залежей нефти и газа терригенного комплекса. Ранее на примере Марковской (скв. 12), Бочактинской (скв. 1) и других площадей было установлено, что в зонах проявлений разломной тектоники весь разрез, как правило, характеризуется равномерно высокой (содержание битумоида составляет 0,04-0,08 %) битумонасыщенностью, не исключая и пластов каменной соли. По мере удаления от этих зон в солях битумоиды постепенно исчезают.
Кроме того, на интенсивность углеводородного потока сильно влияет и термическое воздействие на залежь. Эти вопросы подробно освещены на примере Ярактинской и Аянской залежей [1]; подтверждается возможность интенсивной деструкции жидких нафтидов с образованием газов, которые при снижении температуры конденсировались и превращались в дистиллятные нефти и конденсаты, располагающиеся как в залежах, так и над ними.
Попавшие таким образом в каменную соль УВ запечатывались благодаря текучести солей и создавали в соленосных отложениях зоны, насыщенные жидкими и газообразными УВ. Масштабы этих зон по латерали резко ограничены, а по вертикали контролируются проявлением разломной тектоники. Дальнейший механизм этого процесса, хотя и небесспорный, нам представляется следующим образом. Тепловой поток, сопровождавший магматический расплав, способствовал резкому подъему температуры во вмещающих отложениях, что приводило к повышению давления в УВ, запечатанных в солях. При росте температуры должно происходить расширение объема породы, которое возможно только в результате сокращения ее порового пространства. Как показали расчеты [3], в пластах с коэффициентом заполнения порового пространства водой (0,5) и нагреве пород до 600 °С давление паров воды увеличивается до 1,5*108 Па. Такое давление уже может привести к деформации и разрушению пород. А если учесть, что в каменной соли запечатаны не вода, а жидкие и газообразные УВ, которые при повышении температуры, меняя свое фазовое состояние, резко увеличивают давление, то благодаря этому на локальных участках галогенно-карбонатного разреза кратковременно создавались зоны аномально высоких давлений, по всей вероятности, способные изменить направление магматического потока в сторону наименьшего сопротивления, который поднимался вверх, как бы «обтекая» эти зоны. Магматический поток с температурой на контакте с породами (800°С), близкой к температуре плавления каменной соли (809°С), относительно свободно растекался по кровле карбонатных пород осинского горизонта, обладающих значительно большей температурой плавления, до тех пор пока не встречал на своем пути преград в виде зон аномально высоких давлений. Высота подъема, очевидно, зависит от величины ореола рассеяния УВ над залежами, и максимальна она в условиях тектонической нарушенности перекрывающих отложений.
В пользу этого предположения говорит тот факт, что в пределах довольно широкой зоны сильно дислоцированных пород с интенсивным проявлением соляной тектоники над залежами наблюдается наиболее резкий подъем траппового силла на более высокий стратиграфический уровень. В условиях спокойного залегания галогенно-карбонатных отложений подъем его над залежами невелик и расстояние между подошвой траппов и кровлей осинского горизонта составляет 10-25 м. При отсутствии залежей в терригенных отложениях трапповые интрузии располагаются непосредственно на осинском горизонте. В результате из четырех аномалий гипсометрически приподнятого траппового силла три совпадают с залежами нефти и газа.
Следовательно, изучение траппового магматизма позволило выявить сложные взаимоотношения между интрузиями и битуминозностью вмещающих отложений, разные по характеру и времени проявления.
С одной стороны, наличие залежей нефти и газа в нижней части осадочного чехла при определенных условиях, связанных с проявлением соляной тектоники, формированием дислоцированных зон и других факторов, как бы контролирует расположение трапповых интрузий в разрезе, а с другой-трапповые интрузии, внедрившись в осадочные породы, по мере остывания способствуют возгонке жидких УВ, стерилизуя вмещающие породы (в отношении УВ), на расстоянии, не превышающем тройной их мощности.
Установленная связь между трапповыми интрузиями и залежами нефти и газа подстилающих отложений, выразившаяся в резкой гипсометрической приподнятости траппового силла над газоконденсатными залежами, открывает новые возможности по использованию аномалий гипсометрической приподнятости трапповых интрузий, которые могут быть рекомендованы в качестве дополнительного критерия при поисках нефти и газа в районах подобного типа.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Дробот Д.И., Городничев В.И. Эпигенез нафтидов в рифей-вендских и кембрийских отложениях юга Сибирской платформы. - Труды ИГиГ СО АН СССР. 1981, вып. 513, с. 63-73.
2. Одинцова Т.В., Дробот Д.И. Влияние трапповых интрузий на битуминозность вмещающих карбонатных пород на примере нижнего кембрия Иркутского нефтегазоносного бассейна. - Геология нефти и газа. 1973, №11, с. 37-41.
3. Феоктистов Г.Д. Проблемы траппового магматизма на юге Сибирской платформы. - В кн.: Тезисы докладов научной конференции ВостСибНИИГГиМСа. Иркутск, 1974, с. 25-37.
Поступила 9/IX 1982 г.
Таблица Характеристика трапповых интрузий Приленского нефтегазоносного района
|
Площадь |
Номер скважины |
Абсолютная отметка кровли траппов, м |
Мощность траппов, м |
Расстояние между подошвой траппов и кровлей осинского горизонта, м |
|
Аянская |
32* |
-1618 |
112 |
0 |
|
» |
35* |
- 1565 |
113 |
15 |
|
» |
39 |
-1626 |
40 |
69 |
|
» |
40* |
-1573 |
115 |
13 |
|
» |
43* |
-1592 |
107 |
126 |
|
» |
44 |
-1737 |
30 |
0 |
|
» |
45 |
- 1603 |
116 |
0 |
|
|
48 |
- 1636 |
96 |
12 |
|
» |
49* |
-1626 |
107 |
0 |
|
» |
57 |
-1542 |
112 |
0 |
|
» |
58* |
-1594 |
109 |
13 |
|
» |
59 |
- 1551 |
132 |
0 |
|
» |
60 |
- 1641 |
97 |
0 |
|
» |
61 |
-1586 |
120 |
0 |
|
» |
64 |
- 1627 |
109 |
10 |
|
» |
65 |
- 1561 |
109 |
0 |
|
» |
66* |
- 1581 |
117 |
0 |
|
» |
67 |
-1569 |
114 |
0 |
|
» |
68 |
-1572 |
98 |
0 |
|
» |
70* |
- 1607 |
133 |
10 |
|
» |
71* |
- 1599 |
109 |
9 |
|
» |
73 |
- 1655 |
93 |
0 |
|
» |
74 |
-1548 |
104 |
0 |
|
Ярактинская |
1* |
- 1647 |
108 |
40 |
|
» |
3 |
- 1685 |
76 |
0 |
|
» |
4 |
-1641 |
129 |
0 |
|
» |
5* |
-1439 |
189 |
119 |
|
» |
6* |
- 1634 |
117 |
7 |
|
» |
7 |
- 1606 |
110 |
5 |
|
» |
8* |
-1381 |
179 |
185 |
|
» |
9* |
- 1516 |
68 |
163 |
|
» |
10* |
- 1510 |
51 |
173 |
|
» |
11* |
- 1508 |
68 |
174 |
|
» |
12 |
- 1388 |
138 |
225 |
|
» |
13* |
- 1689 |
36 |
7 |
|
» |
14* |
-1641 |
17 |
70 |
|
» |
16* |
- 1710 |
22 |
10 |
|
» |
17 |
-1645 |
80 |
0 |
|
» |
22* |
- 1660 |
43 |
0 |
|
» |
25 |
- 1546 |
123 |
64 |
|
» |
27 |
- 1486 |
120 |
107 |
|
» |
28 |
- 1613 |
86 |
2 |
|
» |
29 |
- 1413 |
55 |
216 |
|
» |
30* |
- 1626 |
99 |
0 |
|
» |
31* |
- 1588 |
108 |
12 |
|
» |
34 |
- 1590 |
94 |
0 |
|
» |
37* |
- 1519 |
120 |
63 |
|
» |
38 |
- 1482 |
145 |
153 |
|
» |
41* |
- 1670 |
71 |
240 |
|
» |
52* |
-1623 |
129 |
10 |
|
» |
55* |
-1393 |
56 |
280 |
|
» |
69 |
-1607 |
123 |
11 |
|
|
21* |
-1514 |
53 |
173 |
|
Большетирская |
1 |
- 1665 |
117 |
13 |
|
» |
3* |
-1332 |
151 |
395 |
|
» |
204* |
-1451 |
49 |
302 |
|
Бурская |
109 |
- 1343 |
145 |
58 |
|
Волоконская |
1 |
-1582 |
99 |
8 |
|
Восточно- Кийская |
1 |
- 1381 |
118 |
79 |
|
» |
181* |
- 1195 |
122 |
231 |
|
Дулисьминская |
1 |
-1232 |
153 |
199 |
|
» |
191* |
-1528 |
60 |
9 |
|
Кольцевая |
197 |
-1545 |
85 |
0 |
|
Поймыгинская |
119* |
-1568 |
107 |
0 |
|
Соснинская |
1 |
- 1319 |
87 |
0 |
|
Суриндинская |
182 |
-1496 |
66 |
0 |
|
Токминская |
105* |
-1588 |
68 |
65 |
35*-скважины с притоками нефти.
Рис. 1. Схематическая карта распространения трапповых интрузий в Приленском нефтегазоносном районе.
1 глубокие скважины; 2 - изогипсы кровли трапповой интрузии, м; 3-изолинии мощности трапповой интрузии, м; 4 контуры газоконденсатных залежей (А - Аянская; Я - Ярактинская, Б-Т- Большетирская; Д - Дулисьминская); 5 - зона интенсивного проявления соляной тектоники; площади: В - Волоконская, К Кийская, Н - Непская; I-II - линия профиля
Рис. 2. Схематический профильный разрез по линии I-II через газоконденсатные месторождения Приленского нефтегазоносного района.
1 - кристаллический фундамент; 2- траппы; 3 - нефтегазопроявления; 4 - газоконденсатная залежь; 5 - галогенно-карбонатные породы усольской свиты, залегающие между подошвой траппов и кровлей осинского горизонта