|
УДК 553.98:550.812( 571.1-17 ) |
Перспективное направление работ на нефть и газ на севере Сибирской платформы
Ю. Г. ТАКАЕВ, И. В. ТАБАЧЕНКОВА (ВНИГНИ)
Ускоренное развитие региональных геолого-геофизических исследований, выполнение высоких заданий по приросту запасов нефти и газа, быстрое наращивание объемов глубокого бурения предусмотрено основными направлениями экономического и социального развития СССР на 1981-1985 годы и на период до 1990 года с целью создания новой нефтегазодобывающей провинции на территории Восточной Сибири, которая к настоящему времени остается наименее изученным регионом страны. Благодаря увеличению (особенно резкому в последние четыре года) объемов геолого-геофизических исследований и бурения здесь уже выявлены крупные зоны нефтегазонакопления, открыты месторождения нефти и газа и произведена новая количественная оценка перспектив нефтегазоносности. Согласно этой оценке одной из таких перспективных нефтегазоносных областей на территории Сибирской платформы является Северо-Тунгусская, на которой по фундаменту выделяется серия сводовых поднятий (Ледянское, Анамское и Аянское), обрамленных глубокими депрессиями, служащими очагами генерации УВ. Принимая в целом такую оценку перспектив нефтегазоносности Северо-Тунгусской НГО, нам представляется существенным уже в настоящее время обратить особое внимание на первоочередность постановки региональных геологоразведочных работ на Ледянском своде (рис. 1).
Некоторые исследователи [1] справедливо указывали на перспективность отложений палеозоя (байкитские песчаники ордовика и кавернозные органогенные карбонаты силура-девона) в пределах приподнятых участков внутри Тунгусской синеклизы в зоне обширного базальтового плато Путорана. Однако данный район из-за трудной доступности остается наименее изученным - 0,03 м/км2 (средняя изученность территории Красноярского края - 0,46 м/км2), несмотря на то, что бурение здесь ведется с 1966 г., с момента заложения Туринской опорной скважины. Выполненный объем региональных геофизических исследований, увязанных с результатами бурения четырех параметрических скважин, позволил выявить блоковое строение фундамента и наметить местоположение крупных поднятий и впадин. Однако картирование сейсморазведкой потенциально продуктивных комплексов невозможно на данном этапе из-за отсутствия как у нас в стране, так и за рубежом методических приемов получения качественного материала в зоне мощного развития трапповой формации и в условиях сильнорасчлененного горного рельефа. В подобной ситуации эффективнее привлекать для сравнения материалы по бассейнам со схожими особенностями развития древних толщ осадочного чехла и закономерностями формирования в них углеводородных скоплений. Полной аналогией в этом плане не отличается ни один из таких бассейнов, как Виллистон, Мичиган, Иллинойс, Пермский на Северо-Американской платформе, Паранский и Мараньяо на Бразильской, Алжиро-Ливийский на Африканской, Деканский на Индийской, Московский на Восточно-Европейской, Перт и Кэннинг на Австралийской, но именно на базе имеющейся по ним геолого-геохимической информации обосновывалась плотность потенциальных ресурсов. Поэтому следует обратить внимание на Китайскую платформу, в пределах которой, включая шельф, выявлено свыше 200 осадочных бассейнов площадью более 4 млн. км2, а добыча нефти доведена в 1983 г. до 105 млн. т [5]. В кайнозое и мезозое Китайская континентальная глыба была вовлечена в процесс субдукции Тихоокеанской плиты на Азиатскую и в смещение Индийской плиты на север. Следствием этого явились морская регрессия и формирование серии горстовидных и грабенообразных блоков с образованием в последних мезозойских депрессий различного размера и бассейнов растяжения с блоковой тектоникой в восточной части Китая с преимущественной системой разломов северо-северо-восточного простирания. В каждом таком бассейне с запада на восток время генерации нефти сдвигается в сторону омоложения, растет глубина погружения, интенсивность коровых подвижек и вулканической деятельности. Мезозойско-кайнозойские бассейны характеризуются полицикличностью развития, в течение которого они прошли несколько стадий эволюции - воздымания и опускания по разломам, растяжения и сжатия, причем генерация нефти и газа происходила на стадиях дробления по разломам и прогибания, а стадия сжатия отражает изоляцию бассейнов. Поэтому обстановка осадконакопления и типы ловушек-коллекторов оказались различными в каждом бассейне, что при определенной ситуации обусловило различные типы скоплений и параметры нефтяных и газовых залежей [4]. В каждой зоне нефтегазонакопления залежи нефти и газа содержат минимум два, а максимум восемь-десять продуктивных пластов. Наиболее общим типом зоны нефтегазонакопления является приразломная депрессия со множеством сложных месторождений нефти и газа, образовавшихся на разбитых сбросами поднятиях, складках обратного волочения (reverse-drag) и структурных носах (рис. 2). К такому типу относится месторождение Дананг, приуроченное к нарушенной разломом антиклинали, расположенной между двумя депрессиями, с толщей материнских пород 2000 м. «Запечатанные» тектонические блоки по обоим крыльям главного разлома, складки обратного волочения и структуры облекания создали условия для формирования крупных скоплений нефти и газа, их высокой продуктивности. Нефтяное месторождение Гудао представлено вторичной антиклинальной ловушкой. Поверх кровли поднятия развита крупная структура облекания. Палеогеновые материнские толщи отсутствуют, в результате чего осадки неогена контактируют непосредственно с известняками ордовика. Мощная толща песчаников и конгломератов, перекрытая 500-1000-метровой толщей глин, служит коллектором. В целом горстовидное поднятие контактирует с материнскими породами палеогена по обоим крыльям основного разлома, плоскость сместителя которого и поверхность несогласия благоприятны для миграции и вертикального перераспределения нефти, генерированной отложениями палеогена и накапливавшейся в неглубокопогруженной антиклинальной структуре, обусловливая формирование крупной вторичной залежи нефти. И наконец, в западной части залива Бохай выявлено гигантское месторождение Ренку, приуроченное к погребенному выступу рельефа и связанное с палеогеоморфологической ловушкой. Залежь нефти приурочена к протерозойским и палеозойским карбонатам, образующим горстовидный выступ палеорельефа под поверхностью регионального несогласия, куда нефть мигрировала по плоскости сместителя сброса (рис. 3). В 1964 г. на этой площади сейсморазведкой была выявлена структурная ловушка только по третичным осадкам, но промышленных притоков нефти и газа не было получено. Исследования возобновили в 1971-1974 гг. с отработки цифровыми сейсмостанциями серии профилей МОГТ, и в 1975 г. была построена первая структурная карта по кровле предтретичного погребенного рельефа. На западном крыле выступа установлено нарушение амплитудой 1500 м, по которому материнские третичные породы контактируют с древними синийскими карбонатными толщами. Погребенный холм перекрыт глинами палеогена, служащими надежной покрышкой. При бурении на южном крыле его поисковой скв. 4 на глубине 3151 м вскрыты синийские известняки протерозоя вплоть до забоя 3200 м, из которых произошел аварийный выброс нефти. После ликвидации аварии и кислотной обработки первоначальный дебит составил 1040 т/сут, а последующие скважины оказались еще более высокодебитными.
Аналогичную сопряженность элементов древнего палеорельефа с областями интенсивного мезозойского прогибания можно ожидать и в зоне сочленения Сибирской плиты с Енисей-Хатангским региональным прогибом (рис. 4), т.е. в той области, где и располагается Ледянский свод, выделяемый как по результатам интерпретации гравимагнитных полей [1], так и по данным сейсморазведки [2], площадью 10 тыс. км2 (по стратоизогипсе, условно относимой к подошве кембрийских отложений).
Глубинными региональными сейсмическими исследованиями установлена значительная мощность (16 км) осадочных пород в пределах Енисей-Хатангского регионального прогиба, блоковое строение фундамента, разбитого серией разломов субширотного простирания. В южной части прогиба выделяются обширная Пясино-Дудыптинская впадина и Волочанский выступ. Последний, по-видимому, является опущенным северным блоком вышеупомянутого Ледянского свода, который, в свою очередь, с севера ограничен региональным разломом, протягивающимся от оз. Коренное до р. Боярка, а с юга - разломом по линии р. Калтамы - р. Амбардах, подчеркивающими его горстовидную форму [3]. Этот горстовидный блок в новейшую эпоху испытывал менее интенсивное воздымание, чем расположенные южнее Аянский, Анамский и Юктелинский своды.
Таким образом, актуальность региональных и последующих поисковых работ в районе Ледянского свода диктуется следующими обстоятельствами: 1) необходимостью получения достоверного материала глубокого бурения для подтверждения высокой плотности потенциальных ресурсов верхнепалеозойского комплекса, принятой на основе метода аналогий с другими нефтегазоносными бассейнами мира, где она уже доказана выявленными месторождениями и соответствующими объемами поисково-разведочных работ, а на территории Сибирской платформы пока нигде не подтверждена фактическими данными; 2) возможностью обнаружения с учетом вышеуказанных факторов значительных по масштабу месторождений нефти и газа в районе, относительно приближенном к индустриальным районам севера Красноярского края; 3) необходимостью дальнейшего планирования объемов геологоразведочных работ на территории края и всей Сибирской платформы.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Геология нефти и газа Сибирской платформы. Под ред. А.Э. Конторовича, В.С. Суркова, А.А. Трофимука. М., Недра, 1981.
2. Геологическое строение нефтегазоносных провинций Восточной Сибири по геофизическим данным/ К.А. Савинский, В.С. Волхонин, С.С. Лопатин и др. М., Недра, 1983.
3. Карта новейшей тектоники нефтегазоносных областей Сибири. Масштаб 1:2 500 000. Под ред. Н.А. Флоренсова, Н.П. Варламова. Л., Ленинградская картфабрика, 1981.
4. Petroleum Geology in Chine. Ed. by J. F. Mason. Penn Well Books. Oklahoma, 1980.
5. Rotivel A. Chine: de l'or dans l’offshore? “Petrole inf. int.”, 1985, N1609, p. XVII.
Рис. 1. Схема строения поверхности фундамента северной части Сибирской платформы (по данным НПО Нефтегеофизика с дополнениями авторов).
а - краевые швы Сибирской платформы; б - разрывные нарушения; в - изогипсы поверхности кристаллического фундамента, км; г - линия профиля; сводовые поднятия: 1 - Ледянское, 2 - Аянское; 3 - Пясино-Дудыптинская впадина; 4 - Волочанский выступ
Рис. 2. Модель зон нефтегазонакопления восточной части Китая.
а - разломы; б - залежи нефти и газа; в - отложения мезозойско-кайнозойские; г - синийские карбонаты; д – поверхность несогласия
Рис. 3. Структурная карта по кровле синийских отложений и тип ловушки месторождения Ренку:
а - поверхность несогласия; б - разломы; в - изогипсы по кровле продуктивного синийского комплекса, км; г - скважины; д - залежи нефти в синийских (Zw) и палеогеновых (Ed, Es) отложениях
Рис. 4. Структура платформенного чехла в зоне сочленения Сибирской плиты с Енисей-Хатангским региональным прогибом.
а - кристаллический фундамент; структурные ярусы платформенного чехла: б - рифейский, в - нижнепалеозойский, г - среднепалеозойский, д- верхнепалеозойский и триасовый, е - юрско-нижнемеловой и верхнемеловой-палеогеновый; границы: ж - фундамента и чехла, з - структурных ярусов, и - структурных, подъярусов; к - магматические тела; л - основные разломы