|
УДК 551.248.1:553.98(571.5) |
Оценка перспектив нефтегазоносности вендских отложений юга Сибирской платформы
С.А. МИЛЛЕР, Ю.В. САМСОНОВ, Л.Н. ИЛЮХИН (МИНГ)
Закономерности размещения скоплений нефти и газа в земной коре в большей степени определяются условиями сохранности залежей. Одним из важнейших критериев сохранности древних залежей является степень унаследованности палео- и современного структурных планов продуктивных отложений в период от этапа интенсивного развития процессов формирования залежей УВ до настоящего времени. Особенно важна оценка соответствия структурных планов на территории юга Сибирской платформы, где интервал «жизни» залежей оценивается в 500 млн. лет и более.
В работах [1-3, 5] показано, что генерация и миграция УВ в вендских отложениях юга Сибирской платформы начались в конце венда и достигли максимума в конце кембрия-ордовика. Этому времени соответствуют наибольшие глубины погружения вендских отложений и, вероятно, наибольший прогрев осадочного чехла. В течение последующего геологического времени, начиная с позднего ордовика до четвертичного периода, территория Непско-Ботуобинской антеклизы и Ангаро-Ленской ступени испытывала восходящие тектонические движения, что сопровождалось снижением давлений и температуры недр. Некоторый временный разогрев образований осадочного чехла наблюдался, по-видимому, в пермо-триасе, когда на огромных пространствах рассматриваемого региона, охватывающих практически весь северо-западный склон антеклизы, происходили процессы внедрения трапповых интрузий. Количественная оценка увеличения теплового потока в это время крайне сложна. Многие исследователи [2, 3] придерживаются мнения, что в перми-триасе происходил лишь локальный разогрев близлежащих к интрузиям отложений, что в целом по осадочному чехлу не привело к активизации процессов генерации УВ. Следовательно, образовавшиеся на территории юга Сибирской платформы на рубеже кембрия и ордовика месторождения нефти и газа в последующее геологическое время в зависимости от палеотектонических условий развития региона могли подвергаться лишь процессам разрушения и переформирования в результате латеральной и межрезервуарной миграции УВ.
Таким образом, наибольшими перспективами нефтегазоносности должны обладать те районы, где после образования залежей нефти и газа не происходило перестройки структурного плана или ее интенсивность была незначительной. Оценка возможности переформирования залежей УВ вендских терригенных отложений, являющихся в настоящее время основным объектом нефтегазопоисковых работ на юге Сибирской платформы, может быть проведена путем изучения соотношения их палеоструктурных планов конца кембрия-ордовика и современного. Современное тектоническое строение региона изучалось нами ранее [6].
Палеоструктурная схема кровли комплекса на начало накопления отложений верхоленской свиты верхнего кембрия построена после детального анализа исходных данных по разработанной методике [4], позволяющей вводить в значения мощностей отложений в скважинах поправки, исключающие влияние трапповых интрузий, соляной тектоники, выщелачивания галогенных пород, а также тектонического седиментационного изменения мощностей (зоны некомпенсированного прогибания, органогенные постройки, барровые тела).
Сравнение схем современного и палеоструктурного планов (рис. 1, 2) позволило установить общие закономерности в эволюции структурного плана непско-тирского комплекса в послекембрийское время. Наибольшей унаследованностью и стабильностью структурного плана отличаются юго-восточное крыло Непско-Ботуобинской антеклизы и северная ветвь Предпатомского регионального прогиба. В послекембрийское время эти структуры несколько изменили ориентировку длинных осей с северной на северо-восточную, увеличили их амплитуды, например, по реконструированной части Непско-Ботуобинской антеклизы до 1000 м. Наибольшее переформирование структурного плана комплекса произошло в южной части региона - на Ангаро-Ленской ступени. Если к концу кембрия ее территория представляла собой слабоконтрастную структуру типа «седловины», то в настоящее время она имеет морфологический план амфитеатра, раскрывающегося в Присаяно-Енисейскую синеклизу с перепадом абсолютных отметок до 2800 м.
Проведенное
сравнение не позволяет четко обозначить зоны различной степени соответствия
структурных планов. С целью установления этого была проанализирована связь
между современными абсолютными глубинами залегания кровли непско-тирских
отложений венда и их палеоглубинами в позднем кембрии - начале верхоленского
времени. При полном соответствии вышеуказанных структурных планов эта связь
математически должна носить линейный характер с очень высоким коэффициентом
корреляции 
и
линейным угловым коэффициентом 
, близким к единице. Несоответствие структурных
планов должно нарушать «линейность» этой зависимости. Чем больше будет
несоответствие планов в отдельных точках исследования, тем больше будет
отклонение 
этих
значений на графике 
от
усредняющей прямой (Ас современная абсолютная глубина залегания
изучаемой поверхности, Ап - палеоглубина на конец литвинцевского
времени). Таким образом, величина 
может служить количественной мерой соответствия
изучаемых структурных планов.
Анализ степени
соответствия современного структурного плана кровли непско-тирского
нефтегазоносного комплекса палеоструктурным на начало верхоленского времени был
проведен более чем по 400 глубоким скважинам. В каждой из них определялись
современная абсолютная глубина и палеоглубина изучаемой поверхности. По этим
данным проводился расчет характеристик линейной корреляции 
и 
и в каждой точке рассчитывалось значение 
. По результатам расчета
была построена карта отклонений 
с выделением областей максимального (-200<
<200), среднего
(200<
<400;
-400<
<-200) и
минимального (
<-400)
соответствия современного и палеоструктурного планов (рис. 2).
В целом планы характеризуются высокой степенью соответствия (
=0,75,
=1,09).
Область максимального соответствия планов протягивается полосой сложной конфигурации с юго-запада на северо-восток антеклизы. Анализ размещения залежей УВ в отложениях непскотирского комплекса указывает на их расположение в областях максимального соответствия планов. Исключение составляют Братское, Нижнехамакинское и Хотого-Нурбайское месторождения, структурные ловушки которых сформировались в послекембрийское время.
Расположение большинства залежей УВ в области максимального соответствия структурных планов свидетельствует, с одной стороны, о корректности теоретической базы исследований, а с другой - позволяет использовать данную методику как одну из основных при определении перспектив нефтегазоносности на изученной территории.
Наиболее перспективными участками согласно проведенным исследованиям с учетом характера распространения пластов-коллекторов и покрышек непско-тирского комплекса являются районы Татарского вала, северо-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы (Сюльдюкарская зона локальных поднятий и Нюйско-Джербинская впадина).
Изученность этих районов глубоким бурением, за исключением южной части Сюльдюкарской зоны, незначительна, мало здесь и объектов, подготовленных к поисковому бурению. Это свидетельствует о целесообразности проведения в указанных районах комплекса геофизических исследований с целью подготовки объектов для нефтегазопоисковых работ. Минимальным соответствием планов характеризуются бортовые части юга платформы, где процессы переформирования залежей происходили, вероятно, с большей интенсивностью.
Таким образом, исходя из рассмотренных предпосылок сохранности залежей нефти и газа, нам представляется возможным проводить оценку перспектив нефтегазоносности региона и прогнозировать районы открытия новых скоплений УВ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Дробот Д.И., Шутов Г.Я. К вопросу обнаружения залежей углеводородов на больших глубинах в древних толщах юга Сибирской платформы.- В кн.: Особенности формирования залежей нефти и газа в глубокозалегающих пластах. М., 1981, с. 229-234.
2. Золотов А.Н. Геотектоника и нефтегазоносность древних толщ М., Недра, 1982.
3. Конторович А.Э., Сурков В.С., Трофимук А. А. Главные зоны нефтегазонакопления в Лено-Тунгусской провинции.- В кн.: Развитие учения академика И. М. Губкина в нефтяной геологии Сибири. Новосибирск, 1982, с. 22-41.
4. Миллер С.А., Самсонов Ю.В. Корреляционный анализ постседиментационного изменения мощностей при палеореконструкциях.- Геология нефти и газа, 1985, № 6, с. 48-50.
5. Самсонов Ю.В., Фомичева Л.Н. Оценка реализации генерационного потенциала отложениями нефтегазоносных комплексов на юге Сибирской платформы.- Изв. вузов. Сер. Геол. и разв,, 1984, № 10, с 19-21.
6. Самсонов Ю.В., Миллер С.А., Фомичева Л.Н. Особенности методики тектонического районирования Сибирской платформы.- Изв. вузов. Сер. Геол. и разв., 1985, № 1, с. 124-128.
Рис. 1. Современный (I) и палеоструктурный (II) планы кровли непско-тирских отложений Ангаро-Ленской ступени и Непско-Ботуобинской антеклизы:
1 - граница распространения осадочных образований комплекса; 2 - изогипсы непско-тирских отложений, м
Рис. 2. Схема соответствия современного и палеоструктурных планов кровли непско-тирских отложений Ангаро-Ленской ступени и Непско-Ботуобинской антеклизы:
1 - границы распространения осадочных
образований комплекса, 2 - линии равных значений отклонений 
; области соответствия палео- и
современного структурных планов: 3 - максимального соответствия, 4 - среднего
соответствия, 5 - минимального соответствия; месторождения: 6 - газа,
газоконденсата, 7 - нефти