К оглавлению журнала

УДК 553.98(571.51/.56)

© Т.А.Ботнева, С.В.Фролов, 1995

УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СКОПЛЕНИЙ В ОСАДОЧНОМ ЧЕХЛЕ ЕНИСЕЙ-ЛЕНСКОЙ СИСТЕМЫ ПРОГИБОВ

Т.А.Ботнева (ВНИГНИ), С.В.Фролов (МГУ)

На северной периферии древней Сибирской платформы развита Енисей-Ленская система прогибов, включающая в себя Енисей-Хатангский, Анабаро-Ленский прогибы и разделяющую их Хатангскую седловину. На востоке она под прямым углом сочленяется с Предверхоянским прогибом, а на западе раскрывается в Пур-Гыданскую впадину Западно-Сибирской плиты (рис. 1).

В составе осадочного выполнения Енисей-Ленской системы прогибов доминируют три структурно обособленных комплекса - рифейский, средне-каменноугольно-пермский и мезозойский. Мезозойский комплекс представлен главным образом юрско-меловыми отложениями, мощность которых достигает в Енисей-Хатангском прогибе 5-8 км, в Анабаро-Ленском - 3 км, а в Хатангской седловине уменьшается до 1-2 км. В осевой части Енисей-Хатангского прогиба юрская часть разреза сложена преимущественно глинистыми образованиями морского генезиса, вверх по разрезу и в прибортовых частях возрастает песчанистость и появляются углистые прослои. По сейсморазведочным данным в основании мезозойского разреза выделяется грабенообразная структура, выполненная предположительно триасовой терригенной толщей мощностью более 2 км. Преобладающая ориентировка основных структурных элементов в пределах комплекса субширотная.

Среднекаменноугольно-пермский комплекс представлен разнообразным сочетанием аргиллитов (в нижней части разреза), алевролитов и песчаников, местами с прослоями каменного угля. Их мощность на севере Хатангской седловины достигает 4-5 км, а в южной, погребенной под мезозойским чехлом части Быррангского инверсированного прогиба, - 6-8 км (Погребицкий Ю.Е., 1971). Основные структурные комплексы имеют субширотную ориентировку.

Рифейский комплекс пород выполняет в основном авлакогены Сибирской платформы, в данном случае северные погребенные части субмеридиональных Нижне-Енисейского, Котуйского и Уджинского авлакогенов. В нижней части разреза рифейские отложения представлены красноцветными аркозовыми песчаниками, выше - темно-серыми аргиллитами, а вверху - разнообразными карбонатами. Общая мощность комплекса достигает 3 км, а местами, возможно, и более.

Енисей-Ленская система прогибов относится к территории с доказанной нефтегазоносностью. В Енисей-Хатангском прогибе выявлено более десяти газовых и газоконденсатых месторождений, иногда с нефтяной оторочкой в юрско-меловой толще. Две небольшие нефтяные залежи, а также многочисленные нефтегазопроявления приурочены к пермским и триасовым образованиям Хатангской седловины. Наличие скоплений природных битумов установлено в рифей-палеозойских породах вдоль границ системы прогибов с Анабарской антеклизой (рис. 2).

Свойства и состав нефти варьируют в широких пределах. Плотность ее меняется от 0,99 до 0.83 г/см3. Отмечается утяжеление нефти с уменьшением глубины ее залегания. Так, в западной части Енисей-Хатангского прогиба нефть из отложений верхнего мела на глубине 0.8 км (Мессояхское месторождение) очень тяжелая (0,93 г/см3). высокосмолистая, лишена бензиновой фракции.

Нефть, залегающая на большой глубине (2,5-2,7 км на Казанцевской, Пеляткинской площадях), значительно легче - 0,83-0,85 г/см3, малосернистая и высокопарафинистая. В зависимости от стратиграфической приуроченности она имеет разный углеводородный состав. Нефть, залегающая в отложениях нижнего мела, преимущественно метановая, в юрских породах встречены метанонафтеновый (преобладает) и метановый типы углеводородов.

Различия в углеводородном составе нефтей, не испытавших гипергенных изменений, по-видимому, обусловлены генезисом. Изучение характера нормальных алканов, отношение пристана и фитана в этих нефтях, с одной стороны, и типа органического вещества в нефтематеринских породах - с другой показало определенную связь между ними. Для метановой нефти из нижнемеловых верхнеюрских слоев обычно прослеживается связь с сапропелевым типом органического вещества, а из среднеюрских - с сапропелево-гумусовым.

В отличие от меловой и юрской нефтей западной части Енисей-Хатангского прогиба нефть латангской седловины, залегающая в пермских отложениях, по углеводородному составу в основном относится к метанонафтеновому типу, реже нафтеноароматическому (Южно-Тигянская площадь). Эти нефти тяжелые и очень тяжелые, смолистые и высокосмолистые, сернистые и высокосернистые со значительно меньшим содержанием твердых парафинов. Наиболее тяжелые (0,93 г/см3) и смолистые (до 28 %) нефти приурочены к небольшой глубине (1,3-1,5 км), где они, по-видимому, подвергались гипергенному воздействию.

На севере Хатангской седловины получены притоки нефти из девонских пород в шахте Комсомольская на глубине 0,5 км. Она резко отличается от остальных нефтей региона. Это легкая нефть (0,83 г/см3), малосернистая, с низким содержанием смол (1.67 %), без асфальтенов, со значительным содержанием твердых парафинов (4,4 %). Среди углеводородов в бензиновой фракции преобладают метановые (61 %) (Калинко М.К., 1959).

В нижнемеловых и юрских отложениях на глубине 1,5-2,9 км в западной и восточной частях Енисей-Хатангского прогиба встречены также газоконденсатные залежи. Свойства и состав их неодинаковы. Так, для конденсатов суходудинской свиты неокома характерны высокая плотность (0,80-0,84 г/см3) и низкое содержание бензиновой фракции (26-37 %). Такие конденсаты обычны для залежей, имеющих нефтяные оторочки. Они, по-видимому, вторичного генезиса и сформировались за счет преобразования первично-нефтяной протозалежи (Ботнева Т.Д. и др., 1972; 1982).

Во всех нижнемеловых конденсатах в бензиновой фракции преобладают нафтеновые углеводороды. Юрские конденсаты более легкие (0,74-0,78 г/см3), содержат много бензина (71-97 %), что позволяет отнести их к первичным. Отмеченные различия в составе конденсатов, вероятно, генетические, т.е. обусловлены различными источниками их образования (органическим веществом и нефтями).

В Енисей-Ленской системе прогибов газовые скопления имеют широкое стратиграфическое и глубинное (0,1-3,5 км) распространение. В Енисей-Хатангском прогибе притоки газа получены из юрско-мелового разреза. Эти газы преимущественно малоазотные, низкоуглекислые. Жирность газа изменяется с глубиной залегания: на глубине 1 км коэффициент сухости (КС1) превышает 1000, 2 км - 10-20, 2,8-3.0 км - 6-9 (Сороков Д.С. и др., 1977).

В пределах Хатангской седловины и Анабаро-Ленского прогиба притоки газа отмечались из отложений триаса, перми и кембрия. Пермотриасовые газы средне- (5-15 %), реже высокоазотистые (более 15 %), что резко отличает их от газов Енисей-Хатангского прогиба. В соотношении метана и его гомологов не наблюдается связь с глубиной. На глубинах одного порядка (0,5-1,0 и 0,8-1,4 км) встречены как сухие, так и жирные газы. Последние приурочены к тем площадям и горизонтам, где получены притоки нефти (Нордвикская, Южно-Тигянская. Ильинская площади). Нижнекембрийские газы восточной части Анабаро-Ленского прогиба (Дьяппальская площадь) сухие (КС1 = 22), значительно менее азотистые, чем пермотриасовыс (соответственно 1,5 и 12-24 %).

Приведенные данные об углеводородных флюидах свидетельствуют об их генетическом многообразии. По всей вероятности, нефтяные скопления в меловых, юрских и пермских отложениях в основном сингенетичны вмещающим породам. В отличие от них газы в ряде случаев поступали и из глубинных источников [5].

Изучение органического вещества разновозрастных отложений показало, что нефтематеринскими свойствами обладают многие породы от рифея до мела. Максимальные концентрации органического вещества отмечаются в аргиллитах верхней - средней юры. нижней перми и нижнего рифея.

Так, в алевритоглинистых породах верхней юры Енисей-Хатангского прогиба содержание Сорг - 1,1-1,5 %, в бат-байосских - 1,2-2.0 %. Как показали люминесцентно-микроскопические исследования, органическое вещество в породах находится в основном в тонкодисперсном состоянии (сапропелевый тип), в некоторых случаях -в виде волокон гелифицированного гумусового вещества.

Сапропелевый тип органического вещества преобладает в породах осевой части Енисей-Хатангского прогиба, в остальных частях встречено гумусово-сапропелевое (в равных соотношениях) органическое вещество. Содержание ХБА варьирует в широких пределах. В верхнеюрском разрезе его содержание меняется от 0,04-0,06 % на бортах прогиба до 0,09 % в осевой части. Максимальные значения (0.14-0.16 %) отмечаются в верхней части среднеюрских отложений. Битумный коэффициент b изменяется от 3 в глинистых горизонтах до 9 и более в песчаниках, что, по всей вероятности, связано с перемещением подвижных компонентов из глинистых пород в песчаные.

В пределах Хатангской седловины и Анабаро-Ленского прогиба Сорг в разрезе нижней перми достигает 1-2 %, органическое вещество преимущественно сапропелевого типа. иногда встречаются незначительные примеси гумусового материала, представленного в виде обрывков спор, кутикул (люминесцентные шлифы). Содержание ХБА в образованиях нижней перми достигает 0,16 % (тустахская свита). Коэффициент b в пермотриасовой толще меняется от 0.5 на глубине 1 км до 3-7 на глубине 3.0-3.5 км.

В породах рифея южного борта Хатангской седловины (усть-ильинская свита) содержание Сорг высокое - до 1.8 %. ХБА - 0,11 %. В рифейских карбонатах коэффициент b составляет 4. в аргиллитах - 8, а в песчаниках - до 80.

Сопоставление нефтей, залегающих в меловых, юрских и пермских отложениях, с ХБА материнских пород этих же горизонтов по данным тонкослойной хроматографии и инфракрасной спектрометрии показало сходство углеводородного состава и структур. Так, для ХБА из юрских аргиллитов характерно, так же как и для нефти, преобладание (в 2-3 раза) метанонафтеновых углеводородов. В ХБА и нефти из пермских слоев эти соотношения ниже в 1,3-1,8 раза.

Сопоставление ИК-спектров нефтей и ХБА юрских и пермских отложений также свидетельствует об их близости (рис. 3), Как в нефти, так и в ХБА пермских отложений в отличие от юрских значительно возрастает интенсивность полос поглощения ароматических структур (Д1610). а среди них - моноароматических, В пермской нефти, в отличие от юрской, роль длинноцепочечных алкановых структур незначительна (Д720 0.37 см-1 в юре и 0,25 см-1 в перми). Все это нашло четкое отражение в известных спектральных коэффициентах С1 (алкановые структуры), a1 и a2 (ароматические структуры), Аналогичные различия спектральных характеристик отмечаются и в ХБА юрских и пермских отложений (Ботнева Т.А., 1972).

Битумоиды верхнепротерозойских пород существенно отличаются от органического вещества вышележащих толщ. В ХБА всех литологических разностей отсутствуют высокомолекулярные соединения, преобладающими являются метанонафтеновые углеводороды и моноароматические структуры,

Приведенные данные показывают, что ХБА в мезозойских, пермских и рифейских отложениях существенно отличаются по составу и структуре углеводородов, то же относится и к нефгям, залегающим в этих образованиях, что позволяет предположить преимущественную сингенетичность залежей и их вмещающих пород.

Анализ геолого-геохимических особенностей региона позволяет сделать выводы о нескольких этапах углеводородного флюидообразования со своим очагом генерации.

формирование рифейских очагов генерации обусловлено интенсивными прогибанием и прогревом. вызванными процессами рифтогенеза на севере Сибирской платформы. Эти очаги приурочены к Нижне-Енисейскому, Котуйскому, Уджинскому авлакогенам, а также Южно-Таймырской и Западно-Сибирской древним континентальным окраинам. Рифейские нефтематеринские отложения (усть-ильинская свита и ее аналоги) могли оказаться в ГЗН, располагавшейся (по аналогии с центральными частями платформы) на глубине 1.5-3,0 км [2]. уже к концу этапа, а в раннем и среднем палеозое частично попали и в более высокотемпературные зоны. Миграция углеводородов в это время протекала в направлении к бортовым частям авлакогенов, где и формировались нефтяные залежи, следы которых, возможно, фиксируются в виде вышеупомянутых битумных скоплений в рифейско-нижнепалеозойских отложениях.

На герцинском этапе в девон-пермское время произошла регенерация рифтогенных движений на востоке (Верхоянская, Сетте-Дабанская и Патомско-Вилюйская рифтовые системы; Соколов Б.А. и др., 1982), севере (Южно-Лаптевский, Хара-Тумусский и Южно-Таймырский прогибы) и, возможно, западе Сибирской платформы, причем на севере рифтогенные процессы, судя по характеру складчатости, магматизма и осадочного выполнения, вышли за рамки континентального рифтогенеза. Эти процессы, сопровождавшиеся интенсивным погружением и высокой плотностью теплового потока (палеогеотермические градиенты в Хатангской седловине составляли 3-4 oС/100 м [3]), способствовали тому, что крупные очаги нефтегазообразования сформировались в пределах девон-пермских рифтов уже в ранней перми. К началу триаса, на момент максимального прогрева, существовал единый очаг в северных частях современных Енисей-Хатангского и Анабаро-Ленского прогибов, а также в Хатангской седловине. При этом нижние, наиболее обогащенные сапропелевой органикой части каменноугольно-пермского разреза местами (Хара-Тумусский грабен на севере Хатангской седловины) генерировали уже преимущественно газообразные углеводороды. Миграция углеводородов из пермокарбоновых очагов была направлена главным образом в сторону Сибирской платформы и Северо-Лаптевского поднятия (рис. 4,а).

В юрско-меловое время значительно уменьшилась плотность теплового потока на всей описываемой территории, геотермические градиенты снизились до 2,5-1,7 °С/100 м [1, 3]. Это, наряду с резким уменьшением темпов осадконакопления в Хатангской седловине, на части Анабаро-Ленского прогиба и воздыманием Южного Таймыра, привело к значительному сокращению генерации углеводородов в подавляющем большинстве очагов нефтегазообразования в верхнепалеозойских отложениях. В этой связи особенно актуален вопрос о времени образования антиклинальных зон нефтегазонакопления. Так, для Хатангской седловины лишь часть валообразных поднятий, прилегающих к Хара-Тумусскому очагу (Лабазно-Нордвикское, Сопочное), является раннеобразованной, а другая (Тигяно-Анабарское, многочисленные соляные купола) сформировалась не раньше конца мела и, следовательно, не могла аккумулировать значительные количества углеводородов. Аналогичная ситуация отмечается и для Оленекского вала на севере Анабаро-Ленского прогиба.

Основные области прогибания мезозойского времени были связаны с формирующимся Енисей-Хатангским прогибом. В триасовое время заложилась узкая грабенообразная депрессия в его осевой части. Развитие ее происходило с запада (где она. возможно, сочленялась с одновозрастной Колтогоро-Уренгойской рифтовой системой Западно-Сибирской плиты) на восток и продолжалось до ранней юры. В течение юры - мела первоначально узкий бассейн расширялся в северном и южном направлениях.

Высокие темпы прогибания привели к тому. что, несмотря на пониженный тепловой поток, нижне-среднеюрские отложения в осевых частях прогиба вошли в ГЗН, располагавшуюся на глубине более 3 км. уже в конце юры. Это подтверждается и геохимическими данными - значения битумного коэффициента b увеличиваются с глубиной (от 1-2 до 5-8) лишь в интервале 2.5-3,2 км. На этой же глубине отмечается и перераспределение битуминозных компонентов, фиксируемое в люминесцентных шлифах. Однако содержание метанонафтеновых, нафтеноароматических и полициклических ароматических углеводородов, а также сумма углеводородов с глубиной изменяются мало [4]. На момент максимального погружения (поздний мел) очаги нефтегазообразования занимали большую часть Енисей-Хатангского прогиба (см. рис. 4, б). Верхнеюрские и тем более нижнемеловые породы находились в ГЗН лишь в течение позднего мела, причем преимущественно в западной части Енисей-Хатангского прогиба.

ВЫВОДЫ

1. Углеводородное флюидообразование в Енисей-Ленской системе прогибов сопровождалось неоднократным проявлением на северной окраине Сибирской платформы процессов континентального рифтогенеза и связано с разными источниками генерации.

2. Наилучшими нефтематеринскими свойствами обладают аргиллиты верхней - средней юры, нижней перми и усть-ильинской свиты рифея. В составе и структуре отмечаются, с одной стороны, различия углеводородной части битумоидов органического вещества этих отложений и'с другой - сходство битумоидов и нефтей одновозрастных образований.

3. Основные очаги генерации во всех случаях связаны с рифтогенными структурами, откуда и началась основная миграция углеводородов в зоны нефтегазонакопления.

4. Сложное и неоднозначное тектоническое развитие для разных частей региона и связанный с ним палеотемпературный режим, а также тип и состав ХБА определяют дифференцированную оценку перспектив нефтегазоносности Енисей-Ленской системы прогибов. Перспективными для поисков нефтяных залежей являются главным образом верхнепалеозойские отложения в северных частях Хатангской седловины и, возможно, Енисей-Хатангского прогиба, а газоконденсатных -неокомско-юрские в пределах последнего.

ЛИТЕРАТУРА

1. Афанасенков А.П. Особенности катагенетических преобразований органического вещества юрско-меловых отложений Енисей-Хатангской НГО // Геохимические и геофизические методы прямых поисков залежей углеводородов в Енисей-Хатангском прогибе. - Л., 1984. - С. 69-80.

2. Геолого-геохимические условия формирования нефтегазовых месторождений в древних толщах Восточной Сибири /Под ред. Б.А.Соколова. - М.: Изд-во МГУ, 1989.

3. Гребенюк В.В., Луговцов А.Д., Москвин В.И. Палеогеотермический режим недр краевых депрессий Сибирской платформы и его влияние на нефтегазоносность // Гидрогеология нефтегазоносных областей Сибирской платформы. - Новосибирск, 1982. - С. 36-44.

4. Колганова Н.М., Полякова И.Д. Особенности нефтеобразования в газоносных осадочно-породных бассейнах (Лено-Вилюйский и Енисей-Хатангский) // Геология и геофизика. - 1984. -№ 1. - С. 15-24.

5. Шаблинская Н.В., Прасолов Э.М. Промежуточный комплекс Западной Сибири - возможный источник углеводородов // Докл. АН СССР. -1988 - Т. 300. - № 2. - С. 422-426.

Рис.1. СХЕМА ОСНОВНЫХ СТРУКТУРНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ЕНИСЕЙ-ЛЕНСКОЙ СИСТЕМЫ ПРОГИБОВ


1-3 - границы: 1 - крупных тектонических элементов: а - достоверные, б - предполагаемые, 2 - частей Енисей-Ленской системы прогибов, 3 - тектонических структур; 4 - крупные разломы; 5 - Енисей-Ленская система прогибов: А - Енисей-Хатангский прогиб, Б - Хатангская седловина, В - Анабаро-Ленский прогиб;6-13 - обрамляющие элементы: б - Тунгусская синеклиза, 7 - Анабарская антеклиза, 8 - рифейские авлакогены Сибирской платформы (I - Нижне-Енисейский, II - Котуйский, III - Уджинский), 9 - Лаптевская окраинно-материковая плита, 10 - Предверхоянский краевой прогиб, 11 - Западно-Сибирская плита, 12 - Таймыро-Североземельская складчатая область, 13 - Верхоянская складчатая система; 14 - месторождения: а - нефти, б - газа и газоконденсата; 15 - скопления битумов

Рис.2. ПОТЕНЦИАЛЬНАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ЕНИСЕЙ-ЛЕНСКОЙ СИСТЕМЫ ПРОГИБОВ В РАМКАХ МОДЕЛИ ПРОГРЕВА

а - Енисей-Хатангский прогиб (осевая часть), б - Хатангская седловина (северная часть);1 - песчаники; 2 - алевролиты; 3 - глины и аргиллиты; 4 - угли; 3 - долериты; б - известняки; 7,8 - положение ГЗН (7) и НЗГ (8); 9 - изолинии палеотемператур, °С;10 - 13 - залежи: 10 - газовые, 11 - газоконденсатные, 12 - нефтяные, 13 - газовые с нефтяной оторочкой; 14 - проявления: а - газа, б - нефти и газа. Значения Сорг и ХБА в глинисто-алевролитовых породах усредненные

Рис.3. ИК-СПЕКТРЫ


а -нефракционированных нефтей; б - ХБА 1 - скв.1 Турковская, интервал 3019-3022 м, верхняя юра - нижний мел; 2 - скв.1 Южно-Тигянская, интервал 1582-1589 м, верхняя пермь; 3 - скв.1 Турковская, верхняя юра. аргиллит, глубина 3043 м; 4 - скв. 1 - Южно-Тигянская, нижняя нермь, алевролит, глубина 3185 м;5 - р.Котуйкан, нижне-средний рифей, аргиллит

Рис. 4. ПОЛОЖЕНИЕ ОЧАГОВ НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ И ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ НА МОМЕНТ МАКСИМАЛЬНОЙ ГЕНЕРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ



а - в нижнепермских отложениях на начало триаса; б - в средне-верхнеюрских породах на конец позднего мела 1 - очаги преимущественного нефтеобразования; 2 - очаги преимущественного газообразования в нижней части комплекса и нефтеобразования в верхней; 3 - зоны нефтегазонакопления: а - антиклинальные, б - литолого-стратиграфические; 4 - залежи: а - нефти, б - газа и газоконденсата; 5 - скопления битумов; 6,7 - обрамление:6 - складчатое, 7 – платформенное

 

ABSTRACT

The Yenisei-Lensk trough system comprising Yenisei-Khatang, Anabaro-Lensk troughs and separating them the Khatang saddle is developed within the northern periphery of ancient Siberian platform. The three structurally isolated complexes - Riphean, Middle Carboniferous-Permian and Mesozoic predominate in composition of the Yenisei-Lensk trough system sedimentary filling.There hydrocarbon fluid accumulation accompanied by multiple manifestations of continental rifting on northern margin of Siberian platform is associated with various generation forces. The upper-middle Jurassic, lower Permian and Mphean Ust-Ilym argillites display the best oil-source properties. It is noted on one side compositional and structural differences in hydrocarbon bitumoid part of organic matter in these sediments and on the other side similarity by analogous parameters of contemporaneously generated bitumoids and oils. In most cases the main generation centres are related to rifting structures that gave rise to the major hydrocarbon migration into oil-and-gas accumulation zones. Differentiated estimation of oil-and-gas potential for the Yenisei-Lensk trough system is inferred from complicated and ambiguous tectonic development for different parts of the region and related paleotemperature regime as well as organic matter's type and composition. Mainly the upper Paleozoic sediments of Khatang saddle and possibly Yenisei-Khatang trough look promising for oil pools exploration while Neocomian-Jurassic for gas-condensate pools within the Yenisei-Khatang trough.