В северной половине Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП) выделяются Северо-, Южно-Тунгусские, Анабарская нефтегазоносные области (НГО) и Турухано-Норильский самостоятельный нефтегазоносный район (СНГР). С юга и юго-востока к ним примыкают Байкитская, Катангская и Сюгджерская НГО. Выделение этих нефтегеологических единиц обусловлено тектоническим строением территории, полнотой разреза нефтегазоносных комплексов (НГК) и приуроченностью залежей УВ к определенным частям разреза.

Северо-Тунгусская НГО выделяется в центральной и северной частях Тунгусской синеклизы. Осадочный чехол представлен отложениями рифея, венда, палеозоя общей мощностью 3-10 км и туфогенно-эффузивными образованиями триаса мощностью 1-3 км. Данная НГО характеризуется наиболее слабой геолого-геофизической изученностью. Поверхность фундамента имеет сложное блоковое строение с глубиной погружения 7-8 км, максимально до 10 км. Площадь перспективных земель составляет 430 тыс.км². Дополнительные геофизические исследования и переинтерпретация работ, проведенных с 1988 по 1994 г., позволили уточнить ее тектонический план. Выделяются крупные поднятия: Путоранский и Северо-Реченский выступы, Агатский и Ядунский своды, а также Ламско-Хантайский мегапрогиб, Туринская впадина и впервые отнесенный к НГО Норильско-Вологочанский прогиб.

Южно-Тунгусская НГО занимает юго-западную часть Тунгусской синеклизы и Бахтинский мегавыступ. Осадочный чехол сложен терригенными, карбонатными и соленосными породами рифея, венда, нижнего и среднего палеозоя, терригенными и вулканогенными породами верхнего палеозоя и триаса. В разрезе, вскрытом на глубину до 3000 м, насыщенность траппами достигает 800-1200 м. Площадь перспективных земель – 145 тыс.км². Бахтинский мегавыступ и сама НГО являются северо-северо-западным продолжением Байкитской антеклизы и одноименной НГО, где впервые в мире на значительной территории (13 тыс.км²) доказана промышленная нефтегазоносность рифея.

Турухано-Норильский СНГР соответствует территории Турухано-Норильской гряды, прослеживающейся от устья р. Бахта до Норильского района. Гряда протягивается вдоль западного края платформы и включает Курейско-Бакланихинский и Хантайско-Рыбнинский мегавалы. Мощность осадочного чехла в пределах первого – 2-3 км, второго – 4-5 км. Разрез представлен отложениями рифея, венда и палеозоя. Траппы приурочены в основном к средне- и верхнепалеозойским породам. Поверхность мегавалов осложнена системой продольных разломов амплитудой до 3 км (Стрельногорский и Вороновский разломы), высокоамплитудными валами и локальными структурами. Восточное крыло гряды крутопадающее, в его пределах отмечается наклонное залегание пермских отложений с заключенными в них траппами. Предполагается, что формирование Турухано-Норильской гряды связано с заключительным этапом развития герцинской складчатой системы Западной Сибири в раннетриасовое время. Перспективная площадь СНГР небольшая – 45 тыс.км².

Анабарская НГО расположена в пределах Анабарской антеклизы. В центральной части антеклизы кристаллическое основание выходит на дневную поверхность. На склонах антеклизы мощность осадочного чехла достигает 2-4 км. Крупные структурные элементы антеклизы выделены на ее северо-восточном и восточном погружениях:

Удэкинский, Оленекский, Мунский своды и Суханская впадина. Осадочный чехол представлен рифейскими, вендскими и кембрийскими образованиями. Это самая крупная по перспективной площади НГО Сибирской платформы – 540 тыс. км².

Сюгджерская НГО соответствует одноименной седловине, расположенной в зоне сочленения Анабарской и Непско-Ботуобинской антеклиз. Седловина разделяет Тунгусскую и Вилюйскую синеклизы. Осадочный чехол мощностью 2-3 км сложен породами венда, кембрия и ордовика. На востоке в разрезе появляются терригенные отложения венда, на западе – силура, перми и триаса. Площадь перспективных земель НГО – 100 тыс.км².

Чередование в осадочном чехле преимущественно проницаемых и экранирующих толщ позволяет выделить в Лено-Тунгусской НГП следующие НГК – рифейский, вендский, верхневенд-нижнекембринский, кембрийский и перспективные НГК – ордовик-девонский и каменноугольно-пермский. В составе НГК обособляются региональные резервуары.

Рифейский НГК на севере Сибирской платформы представлен терригенной мукунской и карбонатной билляхской сериями мощностью от 1 до 3-5 км. На юге Анабарской антеклизы и в Сюгджерской седловине на отдельных участках отложения рифея отсутствуют. Рифейские образования являются основной нефтегазогенерирующей толщей региона. Карбонатные каверново-трещинные коллекторы рифея установлены в Юрубчено-Тохомской зоне, в Тунгусской синеклизе и ее обрамлениях. В Юрубчено-Тохомской зоне нефтегазонакопления максимальная мощность газовой части рифейского разреза составляет 138 м, нефтяной – 100 м, а высокоемкие известняки (без обработки соляной кислотой) давали нефтяные притоки 50-400 т/сут [2].

Вендский НГК образован терригенными отложениями. В его составе выделяются нижненепский, верхненепский и тирский региональные резервуары. Промышленная нефтегазоносность комплекса повсеместно установлена на юге НГП (Непско-Ботуобинская, Катангская и Предпатомская НГО). Песчаники венда характеризуются пористостью 2-25 % и проницаемостью 0,001-4,0 мкм². В пределах рассматриваемой территории данный НГК частично отсутствует на Сюгджерской седловине и юге Турухано-Норильской гряды. Коллекторы венда мощностью в 40-60 м установлены на Оленекском своде и северо-западе Турухано-Норильской гряды. На Анабарской антеклизе песчаники венда имеют удовлетворительные коллекторские свойства. Экранирующая комплекс верхневендская покрышка включает зональные и локальные резервуары (преображенский горизонт Непско-Ботуобинской антеклизы).

Верхневенд-нижнекембрийский НГК представлен в основном карбонатной толщей. В составе НГК развиты три региональных резервуара: катангский, юряхский и усольский. На Бахтинском мегавыступе и юге Курейской синеклизы в кровле НГК присутствуют коллекторские толщи, представленные рифовыми известняками. Резервуар (А-VI) в моктаконской свите одноименного месторождения, содержащий крупную нефтяную залежь, представлен трещинно-поровыми и трещинно-каверновыми карбонатными коллекторами с пористостью (по ГИС) 11-13 %. В южной части Тунгусской синеклизы, а также по всему югу Сибирской платформы усольские карбонаты перекрыты региональным соленосным кембринским экраном.

Кембрийский НГК на большей части своего развития представлен карбонатно-соленосной формацией. Карбонатно-соленосные отложения кембрия являются осадками эпиконтинентального мелководного морского бассейна повышенной солености, охватывающего южные, центральные и частично северные области Сибирской платформы. Формация сложена толщей карбонатов, ангидритов и солей мощностью до 1500-2000 м. фактическое расчленение кембрийского разреза основывается на выделении многочисленных свит, различающихся в разных районах Сибирской платформы названиями и стратиграфическим объемом. Нижняя свита карбонатно-соленосной формации кембрия – усольская – согласно залегает на юряхской и катангской свитах. Возраст этих трех свит – поздний венд–ранний кембрий. За подошву кембрия условно принимаем основание усольской свиты (по появлению первых солевых пластов). В этом случае в составе кембрийской карбонатно-соленосной формации выделяются усольская (без ее подсолевой карбонатной толщи, отнесенной к верхневенд-нижнекембрийскому НГК), бельская, булайская, ангарская и литвинцевская свиты (нижний и средний кембрий), летнинская и усть-пелядкинская свиты (верхний кембрий).

Карбонатно-соленосная кембрийская формация перекрывает всю южную половину Лено-Тунгусской НГП, фактически совпадая с границами Сибирской платформы. На рассматриваемой территории граница распространения формации на востоке, пересекая Сюгджерскую седловину, протягивается вдоль южного и юго-западного склонов Анабарской антеклизы и далее на северо-запад в пределы Тунгусской синеклизы. От Кочечумской впадины граница распространения карбонатно-соленосной формации прослеживается на запад – юго-запад к северной части Бахтинского мегавыступа, огибает его с севера и запада и, приближаясь к западной окраине платформы, поворачивает на юг. Соленосная кембрийская покрышка отсутствует в Анабарской НГО, Турухано-Норильском СНГР и северной части Северо-Тунгусской НГО. На севере НГП экраном являются пестроцветные глинистые карбонаты и мергели эмяксинской, еркетинской и пестроцветной свит верхнего кембрия мощностью 60-200 м. На северо-западе, в Ламско-Хантайском и Норильско-Вологочанском прогибах, присутствуют сульфатизированные и засолоненные породы верхнего силура и девона. Следовательно, большая часть территории Лено-Тунгусской НГП характеризуется развитием надежного регионального экрана.

Большинство карбонатно-соленосных формаций мира накапливались в регионах, развивавшихся по типу глубоководных бассейнов. Мелководные карбонатные отложения распространены ограниченно в бортах этих бассейнов, замещаясь к их внутренним частям маломощными кремнисто-карбонатно-глинистыми доманикоидными толщами. Таковы пермские формации Средне-Европейской и Прикаспийской впадин, Предуральского прогиба, юрская гаурдакская формация Амударьинской впадины и др. Необходимо отметить важную особенность строения кембрииской карбонатно-соленосной толщи Сибирской платформы. Палеогеографическая обстановка кембрия Восточной Сибири способствовала накоплению мелководной соленосной формации: здесь горизонты галита и ангидрита, перемежающиеся с горизонтами мелководных карбонатов, на огромном пространстве платформы прослеживаются на тысячи километров. Мелководность формации подтверждается широким распространением органогенно-обломочных и биогенных карбонатов, развитием размывов, трещин усыхания, следами дождя и т.д.

Таким образом, кембрийский карбонатно-соленосный комплекс представляет собой уникальную экранирующую систему, включающую пять мощных (более 100 м каждая) в основном пластовозалегающих соленосных толщ суперрегионального распространения.

Кембрийская карбонатно-соленосная формация является не только идеальной покрышкой для подсолевых докембрийских и кембрийских отложений, но и представляет собой самостоятельный перспективный НГК. Комплекс включает два продуктивных и шесть перспективных карбонатных горизонтов мощностью от 20 до 200 м, характеризующихся региональным распространением, значительной толщиной и относящихся к резервуарам высшего и среднего класса (Чернова Л.С., Богданова В.Н., Викуленко Л.Г. и ДР., 1980).

На востоке Сибирской платформы, почти параллельно границе выклинивания соленосной формации, от Алданской антеклизы к южному и юго-западному склонам Анабарской антеклизы прослеживается барьерный Анабаро-Синский риф археоциатово-водорослевого состава, протягивающийся на расстояние более 1000 км. Далее к северо-востоку мелководные карбонаты барьерного рифа на ленско-амгинском уровне замещаются глубоководными маломощными (первые десятки метров) доманиковыми отложениями куонамской и иниканской свит, распространяющимися далее на восток и северо-восток в пределы Юдомо-Оленекского региона. В северных районах синеклизы установлены кремнисто-глинистые маломощные кембрийские сланцы. В настоящее время нижне-среднекембрийские рифовые фации открытого моря Анабаро-Синского и Юдомо-Оленекского регионов изучены недостаточно. Однако не вызывают сомнений высокие перспективы нефтегазоносности рифовых систем, предрифовых и зарифовых отложений.

Севернее области развития соленосной толщи, предположительно в северной части Бахтинского мегавыступа, на западе Анабарской антеклизы и севере Тунгусской синеклизы, кембрийские отложения представляют собой единую гидродинамическую толщу – костинскую свиту, состоящую из трех подсвит, сложенную мелководными карбонатами мощностью до 1200-1500 м. Костинский комплекс накапливался в окраинной части морского бассейна. Эти отложения характеризуются высокими емкостными и фильтрационными свойствами. Дебиты пластовой воды в глубоких скважинах до 250 м³/сут и даже до 1500 м³/сут. При этом пористость пород возрастает вверх по разрезу с юга на север и с востока на запад. Покрышками являются залегающие выше аргиллиты, мергели и глинистые доломиты летнинской свиты верхнего кембрия.

Ордовик-девонский НГК на рассматриваемой территории возможно нефтегазоносен. В его составе выделяются три региональных резервуара: ордовикский, силурский и девонский. Ордовикский резервуар содержит локальные резервуары в карбонатах нижнего ордовика (усть-мундуйская свита) и в песчаниках среднего ордовика (банкитская свита). Мощность карбонатной части разреза – доломитов с прослоями песчаников – возрастает от 50 до 600 м на склонах Анабарской и Байкитской антеклиз. Песчаники байкитской свиты имеют мощность 15-100 м и обладают удовлетворительными коллекторскими свойствами (пористость 8-12 %). Высокое качество резервуара ожидается на Бахтинском мегавыступе и в зоне сочленения Тунгусской синеклизы с Анабарской антеклизой. Экранирующими горизонтами являются средне- и верхнеордовикские толщи – аргиллиты и мергели мощностью от 25 до 215 м. Коллекторами в силуре служат органогенные карбонаты чалбышевской и дьявольской свит. Известняки чалбышевской свиты (основание лландоверийского яруса) мощностью 15-60 м развиты на западе и севере Тунгусской синеклизы. Вдоль западной границы распространения чалбышевских известняков их мощность возрастает с 40 до 60-90 м, предполагаются их рифогенная природа и присутствие коллекторов. Экранирующим комплексом являются аргиллиты и мергели могоктинской свиты. В Турухано-Норильском районе и Тунгусской синеклизе распространена дьявольская свита (венлокский ярус), образованная водорослевыми, кораллово-строматопоровыми известняками и доломитами мощностью 55-70 м. Пористость карбонатов 7-10 %, отмечена кавернозность. Девонские отложения перспективны в северной половине Тунгусской синеклизы, где в толще мергелей и аргиллитов выделяются пласты-коллекторы: известняки юткинской свиты, песчаники тынепской и разведочной свит.

Каменноугольно-пермский НГК распространен в Тунгусской синеклизе на площади 1,4 млн км², но его перспективная площадь не превышает 0,4 млн км². Мощность комплекса – 250-900 м. Локальные резервуары выявлены в известняках нижнего карбона, песчаниках карбона и перми, их общая мощность до 200 м. Пористость песчаников 10-35 %, известняков - 5-12 %. На конседиментационных поднятиях породы имеют более высокую пористость. Экранирующей толщей комплекса являются туфогенные и вулканогенные породы тутончанской и корвучанской свит триаса.

Начиная с 1960 г. ресурсы УВ Сибирской платформы оценивались систематически примерно 1 раз в 5-7 лет. По состоянию геолого-геофизической изученности на 01.01.93 г. СНИИГГиМСом была осуществлена восьмая оценка начальных суммарных ресурсов (НСР) УВ. Оценка территории Тунгусской синеклизы, Анабарской антеклизы и Сюгджерской седловины, включающая по современному нефтегазогеологическому районированию Северо- и Южно-Тунгусские, Анабарскую, Сюгджерскую НГО и Турухано-Норильский СНГР, на протяжении почти 40 лет изменялась незначительно, колеблясь от 25,59 (1974 г.) до 20,14 (1984 г.) млрд т.

На 01.01.93 г. нефтегазовый потенциал (начальные суммарные геологические ресурсы УВ) севера Лено-Тунгусской НГП составил 21,63 млрд. т. На начало 1993 г. переоценка ресурсов этой части Лено-Тунгусской НГП СНИИГГиМСом не производилась. Небольшие уточнения были выполнены лишь для Сюгджерской НГО, а в целом для исследуемой территории сохранилась оценка 1988 г., которая почти полностью без пересчета повторила оценку 1984 г. (экспертиза Госплана СССР), выполненную объемно-статистическим методом под руководством А.Э. Конторовича. Согласно этой оценке НСР нефти, газа и конденсата полностью (100 %) представлены неразведанными, невыявленными ресурсами, т.е. суммой категорий С₃ + Д. В их составе на дату подсчета (1993 г.) и на 01.01.98 г. категория Д₂ составляет почти 90 %, оставшаяся часть – это ресурсы нефти и газа перспективных структур и площадей (категория С₃). Распределение НСР УВ по разрезу осадочного чехла приведено в таблице.

Средняя плотность геологических ресурсов УВ в Лено-Тунгусской НГП – 26,4 тыс.т/км², изменяясь в отдельных НГО от 3,7 (Северо-Алданская) до 78 тыс. т/км² в Байкитской НГО. В пределах Анабарской, Северо-Тунгусской и Южно-Тунгусской НГО средняя плотность УВ составляет 5,9-23,3 и 38,2 тыс. т/км² соответственно.

В северной части Тунгусской синеклизы рифейские отложения развиты значительно шире, чем предполагалось ранее, имеют непрерывное плащеобразное залегание, отражающее платформенный этап развития бассейна. Глубина их погружения (на большей части площади от 3 до 5-7 км), значительные мощности (до 3-4 км), содержание РОВ и высокая степень его катагенетической превращенности свидетельствуют о значительных масштабах генерации УВ в недрах рифейского НГК и его высоком нефтегазовом потенциале, что не согласуется с принятыми оценками ресурсов УВ (нефти и газа): НСР нефти, газа и суммы УВ этого НГК в нефтегазовом потенциале северных районов синеклизы составляют 7; 2 и около 5 % соответственно. С таким положением трудно согласиться, особенно если сопоставить эти значения с таковыми расположенной южнее Байкитской НГО, где в рифейском НГК сосредоточено 58 % нефти, 48 % газа и 54 % всех ресурсов УВ НГО. В Байкитской НГО на площади (155 тыс.км²), близкой к соседней Южно-Тунгусской НГО (145 тыс.км²), в рифейском НГК сконцентрировано в 6 раз с лишним больше нефти и почти в 9 раз больше газа по сравнению с прогнозируемыми в рифейском НГК всей северной половины Лено-Тунгусской НГП.

В Северо-Тунгусской НГО параметрические скважины Ледянская и Чирингдинская вскрыли соответственно отложения рифея и кембрия, что позволило уточнить строение и состав этих толщ. На Ледянской площади наблюдаются прямые признаки продуктивности кембрийских, силурийских и девонских отложений. Чирингдинское поднятие имеет площадь более 2000 км² и амплитуду до 1000 м (рисунок). Между Ледянской и Чирингдинской площадями прогнозируется крупное (более 2500 км²) погребенное Верхнехугдякитское поднятие. В его пределах в поверхностных водах выявлена уникальная по составу тяжелых УВ газогидрохимическая аномалия, которая может свидетельствовать о наличии на глубине значительного скопления нефти (Демин В.И. и др., 1994). Мощность зоны вечной мерзлоты достигает здесь 300-700 м, в пределах которой УВ распространены в гидратном состоянии. Проницаемые горизонты чехла насыщены высококонцентрированными и высокометаморфизованными рассолами.

До 1987 г. на севере Сибирской платформы была известна лишь газовая залежь на Подкаменной площади Курейско-Бакланихинского мегавала. Во второй половине 80-х гг. в карбонатных горизонтах нижнего–среднего кембрия на юге Сурингдаконского выступа Южно-Тунгусской НГО были встречены рифовые фации и открыты крупное нефтегазоконденсатное Моктаконское и газовое Таначинское месторождения. В пределах Таначи-Моктаконской кембрийской зоны нефтегазонакопления могут быть продуктивны и отложения венда, вскрытые одной скважиной на северо-западной границе зоны и прогнозируемые по геофизическим данным на ее юго-западе. Эти отложения перспективны также в Тунгусской синеклизе.

Вендский терригенный комплекс по оценке 1993 г. в 2,4 раза богаче УВ и в 11 раз – газом по сравнению с рифейским (см. таблицу). Некоторые данные в пользу благоприятных условий нефтегазоносности в Южно-Тунгусской НГО получены в результате поисково-разведочных работ в Катангской НГО. Наличие притоков нефти из венда на Чамбинской площади указывает на улучшение коллекторских свойств вендских песчаников к северу, в направлении Тунгусской синеклизы.

В погруженных участках Анабарской НГО в отношении нефтегазоносности перспективен весь осадочный разрез. В вендском комплексе коллекторами являются базальные песчаники мощностью на востоке области 5-40 м. На юге и западе НГО в кембрии развиты мощные кавернозные рифогенные доломиты, на северо-востоке – обогащенные органическим веществом глинисто-карбонатные и кремнистые отложения. Наибольший интерес для поисков нефти и газа в антиклинальных ловушках и зонах выклинивания горизонтов представляют участки, граничащие с Тунгусской синеклизой.

На северо-востоке Анабарской НГО выявлен ряд битумных полей и месторождений. Крупнейшее из них Оленекское месторождение тяжелой нефти и битумов в пермских песчаниках с запасами до 14 млрд. т свидетельствует о гигантских масштабах генерации УВ на этой территории. Месторождение приурочено к восточному склону Оленекского свода, примыкающему к Лено-Анабарскому прогибу. На южном склоне антеклизы установлена высокая битуминозность пород. Кембрийские отложения в бассейнах рек Оленек, Алакит и Силигир насыщены битумами.

Большой интерес представляют данные, полученные при разбуривании алмазоносных трубок (Ларионов Ю.Н., Бодунов Е.И. и др., 1986). Так, в зоне сочленения Анабарской антеклизы с Сюгджерской седловиной, в районе трубки "Удачная", встречены нефти, насыщающие поры и каверны, вязкие неподвижные битумы типа мальт и более преобразованные до асфальтенов нафтиды. В кимберлитах битумы и нефть фиксируются в зонах трещиноватых и брекчированных структур. По самым умеренным количественным подсчетам породы кембрия и ордовика в районе трубки содержат до 4,5 млн. т/км² нафтидов только до глубины 600 м. Такая плотность содержания нафтидов соответствует крупным месторождениям мира. Изложенное позволяет сделать вывод о том, что столь высокая концентрация битумов могла быть достигнута лишь за счет либо палеонефтяной залежи в районе трубки, либо в результате мощного подтока жидких УВ из залежи, существовавшей ниже по разрезу.

Отложения силура и девона в Лено-Тунгусской НГП перспективны на площади 600 тыс.км², при этом девонские отложения перспективны только в Северо-Тунгусской НГО.

Количественная оценка перспектив нефтегазоносности Сибирской платформы по состоянию на 01.01.93 г. оставила без изменения предыдущую (01.01.88 г.) весьма скромную оценку УВ-ресурсов и комплексов севера Лено-Тунгусской НГП. По Северо-, Южно-Тунгусским и Анабарской НГО суммарные ресурсы оценены соответственно: по рифею – 0,006; 0,15; 0,76 млрд т, по венду - 1,2; 0,97; 0,76 млрд т. Однако выполненные за этот период бурение и геофизические работы позволяют существенно изменить представления о литолого-стратиграфическом составе осадочного чехла, заключенных в нем УВ-ресурсах и перспективах нефтегазоносности рассматриваемой территории.

1. Северная половина Лено-Тунгусской НГП, включающая Северо-, Южно-Тунгусские, Анабарскую НГО, Турухано-Норильский СНГР, принадлежит к уникальному по разрезу и мощности осадочного выполнения (до 8-12 км) Тунгусскому бассейну, представляющему собой высокоперспективный район для поисков нефти и газа.

2. В северной половине Лено-Тунгусской НГП, характеризующейся исключительно слабой степенью изученности, тем не менее открыты крупное нефтегазоконденсатное Моктаконское; газовые Подкаменное (среднее по запасам) и Таначинское месторождения; гигантское Оленекское скопление битумов и установлены многочисленные нефте-, газо- и битумопроявления. В осадочном чехле рассматриваемой территории выявлены крупные выступы, своды, валы, структурные мысы, куполовидные поднятия и локальные структуры.

3. В результате переинтерпретации геофизических материалов и данных глубокого бурения на территории Тунгусской синеклизы и прилегающих районов установлено повсеместное распространение терригенных и карбонатных отложений рифея мощностью от 3 до 4-5 км. Субплатформенная толща рифея, характеризующаяся непрерывным плащеобразным залеганием и большими мощностями, являлась важнейшим источником УВ Тунгусского внутриплатформенного бассейна, в пределах которого около 50 % рифейской формации залегает глубже 7 км. Дополнительными источниками УВ служили вендские и кембрийские толщи. Нельзя исключать миграцию УВ в пределы платформы из Енисей-Хатангского и Лено-Анабарского краевых прогибов платформы, в которых также накапливались докембрийские и палеозойские отложения повышенной мощности. При глубоком погружении этих прогибов в мезозое возможна миграция УВ в направлении приподнятых частей платформы.

4. Начальные геологические ресурсы УВ рифейского НГК двух наиболее перспективных Северо- и Южно-Тунгусских НГО почти в 3,5 и 27,0 раза меньше аналогичной оценки рифея соответственно Анабарской и Байкитской НГО. В последней доказательством промышленной нефтегазоносности рифейского НГК служит гигантское скопление нефти и газа в Юрубчено-Тохомской зоне нефтегазонакопления. Рифейские отложения северных НГО являются не только генераторами УВ, но могут и содержать залежи нефти и газа.

Очень низкая оценка нефтегазового потенциала рифейского НГК Северо- и Южно-Тунгусских НГО должна быть кардинально изменена и увеличена на порядок или более. На бортах Тунгусской синеклизы и крупных сводовых поднятиях ее центральной части рифейские отложения доступны для глубокого бурения.

5. Неблагоприятные оценки перспектив нефтегазоносности северных территорий платформы в связи с широким развитием траппового магматизма также не имеют оснований. На рассматриваемой территории траппы приурочены к верхним горизонтам осадочного чехла и не охватывают основные продуктивные горизонты рифея, венда и кембрия. Воздействие высокотемпературной магмы на осадочные отложения приводит к повышению степени катагенеза пород, расширению зоны нефтегазогенерации, генерации дополнительных объемов УВ и преобразованию нефтяных залежей в нефтегазоконденсатные, газоконденсатные и газовые. Влияние магматизма на коллекторские свойства пород имеет двоякий характер: в зонах экзоконтакта интрузий с осадочными отложениями происходит уплотнение пород, но одновременно благодаря тектонической трещиноватости, а позднее за счет гидротермальных процессов улучшаются емкостные и фильтрационные свойства коллекторов. Трапповые толщи могут служить экранами для УВ. Наиболее важным аргументом в пользу приведенных утверждений является открытие на Сибирской платформе крупных и крупнейших скоплений УВ, в том числе в зонах интенсивного проявления траппового магматизма (Моктаконское месторождение, Непско-Ботуобинская антеклиза, Ангаро-Ленская ступень).

6. Важнейший результат геологоразведочных работ последних лет – выявление на Сурингдаконском своде кембрийских рифовых комплексов и установление их промышленной нефтегазоносности. В Южно-Тунгусской НГО обнаружено три уровня развития рифов: в нижней и верхней частях нижнего кембрия и в верхней части амгинского яруса среднего кембрия. Нефтегазоносность нижнего уровня доказана на крупном Моктаконском месторождении. Залежь газа на среднем уровне открыта на Таначинской структуре. Верхний уровень рифов локализован в Тынепской фациальной зоне среднего кембрия. За счет оценки нефтегазоносности рифов увеличилась плотность ресурсов УВ в зоне развития рифовых фаций кембрия до 100-200 тыс. т/км². Предполагается, что полоса развития рифов в кембрии распространена повсеместно в зоне перехода карбонатно-соленосных фаций в карбонатные и депрессионные и прослеживается с запада на восток в северных районах Лено-Тунгусской НГП. Поиски УВ-скоплений в рифовых комплексах кембрия представляют собой новое направление нефтегазопоисковых работ на севере Сибирской платформы.

Новые геолого-геофизические данные по строению и нефтегазоносности нижних частей осадочного чехла северных районов Лено-Тунгусской НГП дают основание для переоценки ресурсов УВ по рифейскому, вендскому и кембринскому НГК в сторону их существенного повышения. Южно- и Северо-Тунгусские, Анабарская НГО – высокоперспективные территории для поисков нефти и газа в докембрийских и нижне-среднепалеозойских НГК.

1. Непско-Ботуобинская антеклиза – новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / Под ред. А.Э. Конторовича. – Новосибирск: Наука, 1986.
2. Трофимук А.А. Концепция создания крупных баз газонефтедобычи в Восточной Сибири. – Новосибирск: СО РАН, 1994.

More than 30 large and largest hydrocarbon fields in Riphean, Vendian and Lower Cambrian formations were discovered in the southern half of Leno-Tungus oil and gas province of Siberian platform. There were not found any significant fields in the northern areas of the province up to last decade. According to many investigators, the northern part of the platform has unfavourable geological structure from oil and gas potential view.

The article provides grounds that such view is not right and disproved by last geologic-geophysical works.