Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Сдвиговая тектоника Куюмбинского газонефтяного месторождения (Восточная Сибирь)
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых
Автореферат диссертации по теме "Сдвиговая тектоника Куюмбинского газонефтяного месторождения (Восточная Сибирь)"
На правах рукописи
БЛРАНОВА МАРИНА ИЛЛАРИОНОВНА
СДВИГОВАЯ ТЕКТОНИКА КУЮМБИНСКОГО ГАЗОНЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ)
25.00.12 - геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук
Новосибирск 2011
4848838
Работа выполнена в Сибирском научно-исследовательском институте геологии, геофизики и минерального сырья (СНИИГГиМС)
Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации
Научный руководитель:
доктор геолого-минералогических наук, Мигурский Анатолий Викторович
Официальные оппоненты:
доктор геолого-минералогических наук, профессор
Мельников Николай Владимирович
кандидат геолого-минералогических наук Беляев Сергей Юрьевич
Ведущая организация:
ГПКК Красноярский научно-исследовательский институт геологии и минерального сырья (КНИИГиМС, г. Красноярск)
Защита диссертации состоится «28» апреля 2011 г. в 14-00 часов на заседании диссертационного совета К 216.014.01. при ФГУП «Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья» (СНИИГГиМС) по адресу:630 091, г. Новосибирск, ул. Красный проспект, 67, конференцзал.
С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ФГУП СНИИГГиМС
Ваш отзыв на автореферат в 2-х экземплярах, заверенных печатью, просим присылать по адресу: 630091, ул. Красный проспект, 67, ученому секретарю. Факс: (383)-2-21-49-47, E-mail: predce@ sniiggims.ru
Автореферат разослан « 28 » марта 2011 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета к.г.-м. н.
Е.А.Предтеченская
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы. Строительство нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан» (ВСТО), первая очередь которого завершена в 2009 г., ставит перед сибирскими геологами-нефтяниками задачу прироста запасов углеводородного (УВ) сырья в Восточной Сибири. Одним из приоритетных направлений является наиболее рентабельная разработка и оконтуривание уже открытых месторождений.
На Сибирской платформе центрами нефтедобычи являются Байкитская и Непско-Ботуобинская антеклизы. В пределах первой структуры выделена гигантская Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления, в состав которой входит Куюмбинское месторождение. Оно было открыто в 1973 г. бурением скважины Куюмбинская - 1, вскрывшей газовую залежь в верхней части рифейских отложений. Последующие работы показали приуроченность залежей к трещшшо-каверновым коллекторам рифейских пород, расположенных непосредственно ниже предвендской эрозионной поверхности.
Рифейский резервур в этой части Сибирской платформы имеет сложное блоковое строение и интенсивную дизъюнктивную нарушенность, что существенно отражается на сейсмической информации, которая интерпретируется неоднозначно. Применение новейших технологий позволило недропользователям выявить приуроченность ловушек к зонам дезинтеграции пород, связанных с разрывами. В связи с этим для выявления закономерностей расположения ловушек УВ на первый план выходит задача изучения разрывной тектоники.
Рабочая модель рифейского резервуара, опубликованная недропользователями (Результаты..., 2006), предполагает контроль ловушек У В рифоподобными стромато-литовыми постройками высотой до 200 — 250 м и протяженностью в несколько километров. Однако к настоящему времени нет достоверных данных, говорящих о том, что рифейские рифоподобные постройки могли иметь такие размеры (Кузнецов, 2003).
Объектом исследования является Куюмбинское газонефтяное месторождение, которое находится в зоне пересечения региональных сдвигов северо-западного и северо-восточного направлений (вкл., рис 1), а предметом исследований — разрывные и пликативные структуры месторождения в связи с его тектоническим развитием и созданием сложнопостроенных ловушек в нижнем (рифейском) структурном ярусе. В работе обобщены все имеющиеся данные по этому району и доказано доминирующее влияние структур зон сдвигов на формирование ловушек УВ. Несомненно, что знание закономерностей размещения залежей на каждом конкретном месторождении является ключом к наиболее рентабельному его освоению.
Представляется, что актуальность выбора указанного объекта изучения очевидна. Это послужило стимулом для проведения исследований.
Цель исследования.
На основе изучения тектонического строения Куюмбинского месторождения с анализом кинематики разрывных нарушений и парагенетических взаимоотношений структур зон сдвигов выделить наиболее перспективные участки для постановки на них поисково-разведочных работ с целью оперативного прироста запасов УВ.
Научная задача.
Уточнить тектоническую модель строения рифейских пород и на основе полученных результатов выделить присдвиговые структуры, способные создавать ловушки УВ.
Решение этой задачи было разделено на несколько этапов:
- сбор опубликованных и фондовых материалов по Куюмбинскому месторождению, зонам сдвигов, местам их пересечений и связанными с ними ловушками УВ;
- интерпретация сейсмических профилей, проходящих через исследуемую территорию;
- построение структурных карт и схем изопахит в зоне пересечения сдвигов;
- построение геологических разрезов, проходящих через месторождение;
- создание глубинной модели Бугарикского горста, расположенного на Куюм-бинской площади;
- исследование насыщенности траппами изучаемой территории;
- разработка адекватной тектонической модели Куюмбинского месторождения;
- выделение зон первоочередных разведочных работ на исследумой территории.
Фактический материал и методы исследования. Основой для настоящей работы послужили:
-результаты обобщения и интерпретации сейсмических глубинных профилей нового поколения, пройденных ОАО «Енисейгеофизика» в предшествующее десятилетие - 1500 км, а также результаты сейсморазведочных работ, выполненных геофизическими организациями на этой территории за все время проведения работ на месторождении- 800 км;
-изучение публикаций по сдвиговой тектонике, в т. ч. зарубежных авторов - 85 опубликованных источников;
-анализ опубликованных данных по результатам проведенных ГРР на Куюмбин-ском месторождении - 15 опубликованных и 5 фондовых источников;
-обобщение данных описания литологических, тектонических характеристик кернового материала более 50 скважин, пробуренных в регионе;
-изучение взаимоотношения даек траппового комплекса с вмещающими породами в обнажениях (на примере Бугарикского горста);
-изучение шлифов и геохимических анализов в зоне влияния даек траппов на вмещающие породы в пределах Бугарикского горста (около 50 шлифов и столько же анализов).
Для осуществления поставленной цели применялся структурный анализ, а также исследование фаций и мощностей и метод аналогий.
Автором защищаются следующие основные положения:
1. Куюмбинское газонефтяное месторождение находится в узле пересечения Болыпепитско-Кислоканского и Ангаро-Катангского региональных сдвигов северо-восточного и северо-западного простирания при доминирующем влиянии первого. В исследуемом районе проявлены признаки парагенеза структур, характерных для зон сдвигов, способных создавать ловушки для УВ.
2. Вследствие изгиба осевой поверхности левостороннего Большепитско-Кислоканского сдвига налево возникла Мадринская структура растяжения типа пулл-апарт, заложенная в раннем рифее. В ее пределах расположены все залежи Куюмбинского месторождения.
3. Максимальная сосредоточенность присдвиговых складок, представляющих собой ловушки УВ с трещинно-каверновым типом коллекторов, фиксируется в зоне северо-восточного направления, приуроченной к центральной части пулл-апарта. В пределах этого района к западу и востоку от основной оси Анга-ро-Катангского сдвига проявлены сдвиги разного направления.
В юго-восточной части Мадринского пулл-апарта при интерпретации глубинного сейсмического профиля «Батолит» выделяются приподнятые блоки
внутри сдвигов пальмообразного строения, сформированные в обстановке транспрессии. Вероятно, эти блоки, могут представлять собой новый тип ловушек УВ.
Научная новизна. Проведенные исследования позволили построить авторскую тектоническую модель Куюмбинского месторождения ЮТЗ и наметить участки, перспективные на нефть и газ с учетом применения структурно-парагенетического метода сдвиговой тектоники. При этом впервые была исследована приуроченность Куюмбинского месторождения к зоне пересечения региональных сдвигов и связь ее с ловушками УВ.
Практическая ценность работы и реализация результатов. Выполненные исследования связаны с построением новой структурной модели наиболее сложной части Юрубчено-Тохомской зоны - Куюмбинской площади, уточнением размещения и развития здесь пликативных и дизъюнктивных нарушений. На основании построенных структурно-тектонических схем разработаны рекомендации по новым направлениям дальнейшего освоения Куюмбинского месторождения. Выявленная связь размещения залежей УВ со сдвиговой тектоникой и предлагаемый вариант расшифровки закономерностей распределения продуктивных участков в этом районе позволят более рационально размещать новые скважины и оперативнее прирастить запасы УВ сырья.
Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы и результаты проведенных исследований докладывались и обсуждались на IV, V и VI Международных научных конгрессах (Новосибирск, 2008, 2009, 2010г.), Була-шевских чтениях (Екатеринбург, 2007), научно-практической конференции (Санкт-Петербург, 2010). Итоги исследований отражены в 9-ти публикациях, в том числе в журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», 2009, № 8, одна находится в печати.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из 4-х глав общим объемом 92 страницы текста, 2-х таблиц, 76 рисунков и списка литературы, который включает 100 опубликованных и 5 фондовых работ.
Благодарности. Работа выполнена в Сибирском научно-исследовательском институте геологии, геофизики и минерального сырья (СНИИГГиМС) под руководством доктора г.-м.н., заведующего лабораторией дизъюнктивной тектоники А.В.Мигурского. Автор глубоко признателен научному руководителю за конструктивную помощь при решении всех затронутых здесь вопросов, а также д. г.-м. н., профессору, академику РАЕН В.С.Старосельцеву за советы, относящиеся к конкретизации изучаемых проблем и их целенаправленному решению.
Автор также благодарен зав. отделом геологии и нефтегазоносности Е.В.Смирнову за предоставление разбивок по скважинам и зав. лабораторией верхнего докембрия Б.Г.Краевскому за консультации по проблемам стратиграфии рифея Байкитской антеклизы и предоставление первичных материалов описания керна. Большое спасибо М.Ю.Смирнову за предоставленную возможность использования сейсмопрофилей, а также В.В.Харахинову и H.A. Зощенко (ОАО «НГК «Славнефть») за возможность использования презентационных материалов и докладов по Куюм-бинскому месторождению.
Автору оказывали помощь коллеги по работе В.М.Исаков, Е.Ю.Гошко, М.Е.Гавриленко, И.С.Новосельцев, А.Н.Процко, М.А.Масленников, И.В.Чеканов, Л.В.Боровикова, Т.Р.Кудрина, П.Н.Соболев, Л.СЛернова, Т.И.Ларионова,
A.И.Сурнин, М.С.Грахничева, И.Ю.Чемодурова, В.В.Достовалов. Им, а также остальным коллегам, способствовавшим в той или иной степени написанию диссертации, автор выражает глубокую благодарность.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Большой вклад в изучение нефтегазоносное™ исследуемой территории внесли академики РАН: А.Э.Конторович, В.С.Сурков, АА.Трофимук; а также известные специалисты: Е.А.Копилевич, О.Л.Кузнецов, Н.В.Мельников, Б.Г.Краевский,
B.С.Славкин; Н.Н.Бакун, А.К.Битнер, В.А.Кринин, Р.Н.Мухаметзянов, Г.Д.Назимков, Е.П.Соколов, Г.Ф.Степаненко, Ю.А.Филипцов, В.В.Хоментовский; А.А.Конторович, Н.Б.Красильникова, А.Н.Зощенко, А.С.Ефимов, С.И.Шленкин, В.Н.Рябченко, Г.Г.Шемин, Н.К.Губина, Н.В.Умперович, А.В.Исаев, О.В.Гутина, Е.П.Кощук, П.П.Скоробогатых, Ю.С.Глухов, В.А.Зеренинов, В.Е.Зиньковский, Н.Е.Соколова, Е.А.Давыдова, В.Ю.Шенфиль, А.М.Пустыльников.
1. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ И СДВИГОВАЯ ТЕКТОНИКА.
В настоящее время преимущественная роль горизонтальных движений блоков земной коры является общепризнанной, а сдвиговый контроль таких важнейших характеристик тектонических процессов, как морфология и пространственное распределение тектонических структур, история аккумуляции и последующего преобразования вещества в осадочных бассейнах, позволяет считать изучение сдвиговой тектоники важнейшим направлением в общем ряду наук, связанных с происхождением, миграцией и аккумуляцией У В сырья.
1.1. История изучения.
Геологическое изучение сдвиговых зон началось с работ цюрихского геолога Арнольда Эшера, который в середине позапрошлого века откартировал и правильно интерпретировал зону разлома в Центральных Альпах с отчетливыми левосторонними смещениями амплитудой от 500 до 800 метров. В конце 19 века появились первые сообщения о горизонтальных смещениях вдоль разрывов при землетрясениях, а после Большого Калифорнийского землетрясения 1906 года в разломе Сан-Андреас существование процессов сдвигообразования стало общепризнанным. В течение нескольких десятилетий после этого крупные сдвиговые зоны были детально откартированы во многих регионах мира.
Изучение закономерностей в распределении структур в зонах разломов началось в Калифорнии, где была доказана связь складок с разломами сдвиговой природы. Опыты У.Мида (Mead, 1920) по воссозданию сдвиговых деформаций показали субпараллельность складок, полученных в результате сдвига, их брахиформность, а главное - кулисность сочленения, что было очень схоже с реальными структурами вдоль многих разломов в Калифорнии. Статьи R.Wilcox et all, T.Harding, J.Moody, опубликованные в 70 — x годах прошлого столетия, явились настоящим прорывом в понимании важной роли сдвиговой тектоники в нефтяной геологии. Разломы сдвиговой природы создают парагенез структур сжатия и растяжения, благоприятно влияющих на миграцию и аккумуляцию УВ. J.Moody (AAPG, 1973, № 3) выделил 4 типа ловушек, связанных со сдвигами: 1) пликативные (складки волочения); 2) тектонически экранированные пересекающимися разломами; 3) блоковые, горстообразные структуры; 4) ли-толого-стратиграфические. T.Harding (World Oil, № 7, 1976) наметил зависимость удаленности ловушек углеводородов от магистрального разрыва от увеличения масштабов смещения по нему.
1.2. Структурные парагенезы зон сдвигов.
Зоны сдвигов включают в себя как структуры сжатия, в виде складок и надвигов, так и растяжения. Сложность и разнообразие этих структур по отдельности или в сочетании характеризуются двумя важными аспектами (Sylvester, 1988); I - кулисооб-разная природа разломов а складок; 2 - изгибы сдвигов в плане, которые создают локальные структуры растяжения и сжатия. Структуры обычно имеют кулисообраз-ное размещение в относительно узких зонах.
В простом сдвиге в модельных экспериментах образуется пять групп разрывов (вкл., рис.2): 1 - сдвиги Риделя (R) или «синтетические» разрывы с тем же знаком смещения, что и магистральный разлом; 2 - сопряженные сдвиги Риделя (R|) или «антитетические» разрывы; 3 - вторичные синтетические разломы (Р) со смещением по простиранию под углом —ф/2 к направлению сдвига или обратные синтетические сколы (Стоянов, 1977); 4 - трещины растяжения (Т) или сбросы, которые развиваются под углом 45° к главной зоне смещения; 5 - сбросы, параллельные главной зоне смещения (Y).
R-трещины имеют винтообразную форму в трех измерения (Sylvester, 1988). Складки, связанные со сдвигами, как правило, расположены кулисообразно, они являются перспективными ловушками углеводородов (Harding, 1988).
При дивергентном смещении по простиранию (расхождение) своды складок обычно параллельны главной зоне смещения и имеют параллельную направленность
При конвергентном смещении по простиранию (схождение) кулисообразные складки могут иметь любую шш все геометрии профиля, обнаруживаемые в других конвергентных тектонических стилях, даже типах, связанных с надвигами (Harding, 1985).
В зоне сдвига области транспрессии (сжатия) и транстенсии (растяжения) могут находиться и в соподчиненности. Например, на фоне общей транспрессии в зависимости от изгибов разрывных нарушений, могут возникать «локальные» обстановки растяжения и сжатия, осложняющие картину. Если поверхность сместителя разрывной зоны имеет изгиб, препятствующий сдвиговому смещению, то в области этого изгиба возникает обстановка транспрессии, и, наоборот, при противоположном изгибе возникает ситуация транстенсии, обусловливающая локальное растяжение на фоне сдвига и формирование раздвиговьгх структур (вкл., рис. 3).
Идея о возможной компенсации сдвиговых движений синхронными магматическими телами появилась достаточно давно. Так, А.И.Суворов (1973), отмечал наличие своеобразных зон растяжения вблизи сместителя сдвига, заполненных либо продуктами поверхностного разрушения пород, либо магматическими телами. Развитие этой идеи нашло отражение в работах по механизмам внедрения разномасштабных интрузивных тел в сколовые зоны и их связям с поверхностными присдвиговыми структурами (Тевелев и др., 1996). Предполагается, что во многих сдвиговых зонах синхронные магматиты компенсируют большую часть деформаций, при этом само по себе внедрение магмы в зону крупномасштабного сдвига глубоко меняет реологическое поведение континентальной коры, ослабляя разломные зоны. Это влияет на изменение флюидного режима в период тектонической активизации, переформирование уже имеющихся залежей углеводородов и образование новых, контроль которых связан напрямую с присдвиговыми парагенезами структур в зонах растяжения.
13. Распространение нефтяных и газовых месторождений в зонах глубинных разломов сдвигового типа.
Анализ парагенеза структур зон сдвигов показал, что формирование ловушек нефти и газа, приуроченных к этим зонам, зависит от многих факторов, по-разному
влияющих на аккумуляцию УВ. При этом на каждой стадии развития крупных сдвигов усложняется структурный рисунок.
В пределах Сибирской платформы изучением зон сдвигов и их возможным влиянием на скопления углеводородов занимались ряд исследователей (Межвилк, 1977; Мигурский, Мазаева, 1980 и др.). На основании анализа фактических данных по ряду выявленных месторождений нефти и газа и предполагаемых зон сдвигов между ними прослеживается явная связь, причем наиболее перспективны участки пересечения дизъюнктивов (Мигурский, 1980)
2. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ГЕОЛОГИЧЕСКОМ СТРОЕНИИ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ РАЙОНА ИССЛЕДОВАНИЙ.
Главным структурным элементом рассматриваемой территории является Бай-китская антеклиза, она же - один из важнейших нефтегазоносных объектов на западе Сибирской платформы. Ее площадь по подошве венда составляет около 120 тыс. км2, амплитуда превышает 1 км. Мощность осадочного чехла с учетом отложений рифея меняется в широких пределах - от 2312 м (скважина Юрубченская 1) до 4008 м и более (скважина Мадринская 156) и напрямую зависит от толщины рифейской осадочной толщи. Верхняя часть осадочного чехла представлена соленосно-карбонатной формацией венд-палеозойского возраста и залегает субгоризонтально со стратиграфическим и угловым несогласием на породах рифея.
В административном отношении рассматриваемая территория входит в Эвенкийский национальный округ Красноярского края.
2.1. История изученности
Степень изученности исследуемого района геолого-геофизическими и геохимическими методами неравномерна. Скважинами глубокого бурения в пределах Байкит-ской антеклизы наиболее изучен Камовский свод, где расположена гигантская Юруб-чено-Тохомская зона нефтегазонакопления (ЮТЗ). Здесь пробурено более 140 скважин. В настоящее время силами недропользователей (ОАО «НТК «Славнефть») буровые работы активно ведутся в северо- и юго-восточной частях ЮТЗ - Куюмбинском и Терско-Камо иском лицензионных участках.
В непосредственной близости от изучаемой территории проходят региональные глубинные профили нового поколения, выполненные ОАО «Енисейгеофизика» - «Батолит» и «Рассечка» к профилю Алтай-Северная Земля.
Куюмбинское газонефтяное месторождение, находится на северо-востоке Ка-мовского свода Байкитской антеклизы и является составной частью ЮТЗ. Работы здесь со значительным перерывом ведутся начиная с 70-х годов прошлого столетия, когда была пробурена первооткрывательница месторождения - скважина Куюмбин-ская - 1, вскрывшая газовую залежь. Затем на этой площади было пробурено еще 15 скважин, из которых только две - Куюмбинские 2, 9 дали промышленные притоки нефти и газа. В связи с низкой экономической эффективностью разведочных работ бурение скважин было приостановлено и возобновилось только в конце 90-х годов в связи с лицензированием участка ОАО «НГК «Славнефть».
2.2. Стратиграфия.
В вертикальном разрезе древняя Сибирская платформа состоит из архей-нижнепротерозойского кристаллического основания и осадочного чехла. Это в полной мере относится к исследуемому району.
Породы кристаллического фундамента вскрыты в западной части Куюмбинского месторождения скважинами Куюмбинскими 4, 5 и представлены гранито-гнейсами. В первом случае породы фундамента залегают непосредственно под карбонатным вендом, во втором — под маломощной пачкой рифея. В строении осадочного чехла района принимают участие, главным образом, рифейские и венд-кембрийские отложения. В пределах Куюмбинского месторождения устанавлены также отложения ордовика и карбона.
Рифейская группа.
В соответствии со схемой структурно-фациального районирования рифея Сибирской платформы, его отложения на исследуемой территории относятся к Юрубче-но-Тохомской структурно-фациальной зоне Байкитского района. Первоначальное их расчленение основывалось на корреляции со стратиграфическим стандартом Енисейского кряжа (Мельников и др., 1976). Позднее эти отложения объединили в самостоятельную стратиграфическую единицу - камовскую серию, что официально подтверждено в Решениях Межведомственного стратиграфического совещания 1978 г. (Решения..., 1983).
На площади ЮТЗ выявлен достаточно мощный (более Зкм) комплекс карбонатных (преимущественно доломитовых) пород рифея. Причем скважина Мадринская 156 (гл.4008м), вскрывшая наиболее глубокие его горизонты в Мадринском прогибе, не достигла поверхности фундамента. На сейсмопрофиле мощность отложений рифея в этом месте предположительно оценивается в 3,5 - 4 км. На Куюмбинском участке скважинами вскрыты более молодые, чем на Юрубченском, отложения камовской серии, поэтому есть все основания предполагать, что мощность рифейской толщи достигает 5 км (Краевский, 2006).
По существующим представлениям (Умперович, Губина, 1995; Шенфиль, При-мачок, 1996, Краевский, 2006), рифейские отложения Юрубчено-Тохомской структурно-фациальной зоны в современном структурном плане образуют несколько блоков, разделенных разломами: Куюмбинский, Юрубченский, Юрубчено-Вэдрэшевский, Терский и Мадршгский, стратиграфические отложения которых различаются мощностью и особенностями состава. Эти блоки объединены в две фаци-альные площади - Тохомскую (Юрубченский, Юрубчено-Вэдрешевский, Терский блоки) и Мадринскую (Мадринский и Куюмбинский блоки). Сводная последовательность осадконакопления реконструировалась в результате корреляции разрезов на различных фациальных площадях, которая долгое время интерпретировалась неоднозначно. При этом сравнивались базовые скважины Мадринская-15 6, Юрубченская-110 и Юрубченская-30. Первые две скважины характеризовали отложения Мадрин-ской фациальной площади, третья - Тохомской. Трудность при составлении сводного разреза заключалась в том, что все толщи, выделенные по скважинам Юрубченского месторождения (Тохомская площадь) не находили себе четких аналогов в Мадрин-ской фациальной площади, где открыто Куюмбинское месторождение. Тем не менее, сводная стратиграфическая схема рифейских отложений ЮТЗ была составлена.
Мощность рифейских осадков на Мадринской площади существенно превышает таковую на Тохомской. Одной из основных особенностей рифейских карбонатных пород на Мадринской площади является их обломочный характер.
Анализ описания рифейских пород показывает их циклическое строение. Каждый цикл состоит из пары толщ, нижней - глинисто-доломитовой и верхней - фито-генной карбонатной. Мощность завершающих циклиты карбонатных пород превосходит базальные терригенные в 3-4 раза.
Сопоставление ряфейских отложений Тохомской и Мадринской фациальных площадей позволило сделать следующие выводы:
1. Отложение осадков в рифее происходило на этих площадях в крайне различных условиях - ни одна из свит Тохомской фациальной площади полностью не соответствует одновозрастной свите Мадринской фациальной площади.
2. Границы между площадями резкие, проходят по разлому, нет постепенных фациальных переходов от одной площади к другой.
3. Начиная со среднего рифея (вэдрешевско-мадринская свита), Тохомская площадь была более приподнята по отношению к Мадринской, и осадконакопление в ней закончилось значительно раньше.
В отношении возраста вышеописанной камовской серии существуют две различные точки зрения. Согласно первой из них (Хабаров и др., 1998), возраст большей части разреза считается нижне-среднерифейским. В соответствии с другой точкой зрения, надъюрубченская часть разреза относится к верхнему рифею (лахандию), ниже залегающие толщи - юрубченская, мадринская (вэдрешевская) - к среднему, а де-лингдэкэнская - к нижнему (Краевский, 2006).
Далее в подразделе приводится описание стратиграфии отложений венда и вышележащих пород палеозоя, при этом проведен анализ построенных структурных схем по подошве усольской свиты кембрия, схем изопахит усольской и литвинцев-ской свит, построен график зависимости мощности осадочной толщи литвинцевской свиты от толщины траппов.
23. Интрузивные образования.
На рубеже перми - триаса в эпоху герцинского тектоногенеза на Сибирской платформе сформировалась Сибирская трапповая формация, под которой обычно понимается совокупность лавовых покровов и связанных с ними даек и силлов (Феоктистов, 1978). Она занимает значительную часть Куюмбинского месторождения и играет существенную роль в строении платформенного чехла.
2.3.1. Характеристика интрузивных комплексов
По последовательности внедрения трапповые интрузии в исследуемом районе подразделяются на 3 комплекса — катангский, кузьмовский и агатский (Лурье, 1962). Характеристика комплексов базируется на данных геолого-съемочных работ (Бору-чинкина, 1970), а также на полевых наблюдениях и анализах проб, отобранных автором в период полевых исследований в районе Бугарикского горста.
Катангский комплекс представлен недифференцированными и слабо дифференцированными интрузиями долеритов и в пределах исследуемой территории образует преимущественно силлы и дайки. Эндоконтактовые изменения обычно выражаются в образовании зон закалки, сложенных микродолеритами. Мощность таких зон не превышает нескольких сантиметров.
Силлы катангского комплекса представлены двумя основными мощными пластовыми телами, приуроченными, в основном, к двум стратиграфическим уровням кембрия — усольскому и ангарскому. В соответствии с этим они получили названия -Усольский и Ангарский силловые тела. Самым низким стратиграфическим уровнем распространения силлов на изучаемом участке является верхнебельская свита кембрия, следовательно, проявлен только Ангарский силл, а Усольский силл закончил свое продвижение со стороны Юрубчено-Тохомской зоны на границе с Куюмбинской структурой. На геологических разрезах, построенных в пределах Куюмбинского месторождения через пробуренные скважины, отчетливо прослеживается поведение
траппов. Они имеют ступенчатое строение за счет «перескока» по разрывам с одного уровня на другой (вкл., рис.4).
Анализ посвитного распределения траппов в районе Куюмбинского месторождения позволил наметить два магмоподводящих разрыва разных направлений — северо-западного, который четко выражается на уровне верхнебельской свиты и северовосточного, хорошо проявленного в районе Бугарикского горста на уровне ангарской свиты.
Кузьмовский комплекс. В отличие от интрузий катангского комплекса, в интрузиях кузьмовского комплекса процесс дифференциации происходил относительно интенсивно и распространялся на все тело, независимо от размеров и мощности. Наиболее яркими представителями этого комплекса на Куюмбинском месторождении являются Еробинская и Юктамакитская интрузии, слагающие Бугарикский горст.
Агатский комплекс. Представлен микродолеритами более поздней фазы внедрения. Породы слагают небольшие дайки. Мощность их до нескольких метров, протяженность — десятки метров. По составу они сходны с микродолеритами катангского комплекса.
2.3.2. Глубинное строение и условия формирования Бугарикского горста.
Бугарикский горст расположен в северной части Куюмбинского месторождения. Он имеет изометричные очертания и площадь порядка 550 км2, его амплитуда по подошве ордовика достигает 180 м. В плане горст имеет кольцевую форму, подчеркнутую Еробинской и Юктамакитской интрузиями траппов кузьмовского комплекса и их дугообразными телами. Разрывы, ограничивающие Бугарикский горст, местами сопровождаются дайками долеритов агатского комплекса. Аналогичные дайки отмечены внутри горста, нередко они имеют дугообразную форму и северо-восточное до субширотного, а также север-северо-западное простирание. Наиболее значимым является разрыв северо-восточного простирания, протяженностью более 10 км, проходящий по правобережью р. Правый Юктамакит и определенный геологами-съемщиками как сброс с максимальной амплитудой смещения 40 м (Исаева и др., 1970).
Интерес к Бугарикскому горсту был проявлен еще в семидесятых годах прошлого столетия как к положительной структуре, способной образовывать ловушку для УВ (В.Е.Кучеров, Е.А.Скобелин). Но после того, как через горст были пройдены сейсмические профили, получен фактический материал по скважинам Куюмбинским 1, 2, 7, 11, 13, он был переведен в разряд неперспективных. Выяснилось, что поднятие охватывает лишь верхние горизонты осадочного чехла в связи со значительным (до 637 м в скважине Куюмбинская-2) увеличением общей мощности траппов. На уровне выделенных сейсмических горизонтов Б и Rj соответствующих подошве кембрийских и вендских отложений, поднятие отсутствует. Позднее в пределах юго-западной части горста была пройдена скважина Куюмбинская-305, в которой получен промышленный приток газа.
Проведенный химический анализ долеритов Юктамакитской интрузии показал, что они обладают существенно повышенным содержанием окисного железа, по сравнению со средним траппом. Это может служить подтверждением принадлежности интрузии к слабо дифференцированному кузьмовскому трапповому комплексу
Ниже подчеркивается два важных момента:
1-й - приуроченность интрузий кузьмовского комплекса к тектонически наиболее раздробленным и ослабленным участкам (Лурье, 1962);
2-й - воздействие слабо дифференцированных траппов на вмещающие породы.
В работе приводятся результаты полевых исследований в районе Бугарикского горста. Полученные новые данные о взаимоотношении даек долеритов с вмещающими породами в пределах изучаемой структуры, анализ тектонического строения верхнего яруса осадочной толщи, интерпретация сейсмических профилей и построение на их основе геолого-геофизических разрезов позволяют сделать следующие выводы:
1. Бугарикский горст расположен у северо-западной границы Мадринской ри-фейской депрессии и охватывает северо-западную часть Куюмбинского месторождения.
2. Магмоподводящие каналы кузьмовского интрузивного комплекса в пределах Бугарикского горста уходят по разломам в фундамент рядом с исследуемой структурой и, возможно, генетически связаны со сдвигами.
3. Постмагматические гидротермальные изменения в пределах Бугарикского горста выразились в интенсивной карбонатизации долеритов вдоль контакта с вмещающими породами, что может свидетельствовать о насыщенности магматического расплава летучими, способными существенно влиять на химический состав и структуру околоинтрузивного пространства.
2,4. Тектоника
В истории формирования осадочного чехла Байкитской антеклизы выделяются байкальский, каледонский, ранне- и позднегерцинский, киммерийский и альпийский этапы развития.
Байкальский мегакомплекс представлен образованиями рифея. Поскольку зона нефтегазонакопления связана именно с этими отложениями, в диссертации проводится подробный анализ тектоники этого мегакомплекса.
2.4.1. История изучения Ангаро-Катангского и Большепитско-Кислоканского региональных разломов.
В соответствии со схемой основных сдвиговых зон на юге Сибирской платформы (Мигурский, Старосельцев, 2000), Куюмбинское месторождение находится на пересечении Ангаро-Катангского правого и Большепитско-Кислоканского левого сдвигов (см. вкл., рис. 1).
Впервые на существование крупного разлома, впоследствии названного Ангаро-Катангским, который протягивается от района г. Братска до Чадобецкого поднятия и далее на северо-запад в сторону г. Норильска, указывали Г.Ф.Лунгерсгаузен и др. О возможном проявлении его в районе Куюмбинского месторождения говорит серия разрывов северо-западного простирания, проходящих по р. Под. Тунгуске и фиксируемая на сейсмических профилях.
Но наиболее проявлен на Куюмбинском участке левосторонний Большепитско-Кислоканский сдвиг, о чем говорит преобладание разрывов субширотного и северовосточного простирания. Зона его распространения хорошо видна на сейсмическом кубе 30 в виде разрывов, пронизывающих всю осадочную толщу рифея. По данным микросканирования, проведенного в скважине Куюмбинская 208, 220 сдвиги здесь образуют субвертикальные трещины отрыва (Строение..., 2003).
2.4.2. Обзор существующих моделей строения рифейского резервуара Куюмбинского месторождения.
Поскольку на Куюмбинском месторождении газонефтяные залежи приурочены к трещинно-каверновым коллекторам отложений рифея, тектоническое строение рифейского резервуара является основным объектом изучения уже несколько десятилетий. Значительная сложность его геологического строения существенно отражается на
сейсмической информации, которая интерпретируется по-разному. В течение всего периода разработки месторождения различными исследователями (сибирские геологи, ВНИГНИ) были предприняты попытки построения адекватной модели нижней части осадочного чехла.
Модельрифейскогорезервуара, предложенная недропользователями.
Эта модель является наиболее поздней и основана на изучении обширного фактического материала, что обусловлено бурением новых глубоких скважин и наличием материалов площадных сейсморазведочных работ 30. Недропользователями (ОАО «НГК «Славнефть») была разработана методика фокусирующего преобразования (ФП), позволяющая формировать поля, несущие информацию о рассеивающих свойствах среды (Новые данные..., 2000). Зоны трещиноватости, с которыми связаны трещинно-каверновые коллектора, представляют собой зоны разуплотнения, поэтому этот фактор и был использован при создании данной методики.
По мнению авторов модели, весь рифейский мегакомплекс разделен региональными несогласиями на пять терригенно-карбонатных комплексов (Результаты..., 2006). Каждый отвечает крупному циклу рифейского осадконакопления и отделен от вышележащего яруса региональным угловым несогласием. Рифтогенные процессы, по мнению авторов модели, расчленили рифейскую толщу рядом пологих сбросов, которые в конце рифея были трансформированы в крупные надвиги. Надвиговые дислокации образуют серию наклоненных к юго-востоку и вытянутых в восток-северовосточном направлении толщ, фронтальные части которых, судя по результатам сейсморазведки ЗЭ, сильно изогнуты (Результаты..., 2006). На основании анализа характера и параметров сейсмической записи были выделены рифоподобные строма-толитовые постройки, которые, по мнению авторов, являются ловушками для углеводородов, и составлена тектоническая карта рифейских комплексов.
Все разрывные нарушения по кинематике делятся недропользователями на 3 типа: надвиги, сдвиги, сбросы. Сдвиговые дислокации подразделяются на две ортогональные друг другу системы: северо-западную и северо-восточную. Вдоль сдвиго-сбросовых систем породы дезинтегрированы и обрамлены полосами аномальной трещиноватости. В скважинах, пробуренных в пределах сбросо-сдвиговых зон или вблизи них (Куюмбинские 200, 203, 205), в доломитах отмечены субвертикальные трещины, стенки которых имеют элементы притертости, характерные для деформаций скола На тектонофизической модели показаны линейные зоны субвертикальной деструкции пород, связанные с разломными структурами и имеющие северо-западное направление.
Проведенный обзор тектонической изученности рифейского резервуара Куюм-бинского месторождения выявляет весьма сложную структурную обстановку, обусловленную, по всей видимости, проявлением байкальского тектогенеза на рубеже 800 млн. лет, во время которого происходила перестройка всей осадочной толщи рифея. Вызывает сомнение правильность выделения 5-ти комплексов по присутствию между ними региональных несогласий. Возможно, последние являются разрывами. Кроме того, как указывалось во введении, к настоящему времени нет данных, которые могли бы подтвердить возможность формирования значительных по размеру (до 250 метров в высоту) рифоподобных строматолитовых построек в рифее.
2.5. Нефтегазоносность
Нефтегазоносность Куюмбинского участка связана с рифейскими отложениями. Региональным флюидоупором для залежей служат сульфатно-терригенно-
карбонатные породы венда, перекрывающие со стратиграфическим и угловым несогласием комплекс рифея. Залежи углеводородов приурочены к коллекторам каверно-во-трещинного и трещинно-кавернового типа в, предположительно, различных по возрасту доломитах.
Продуктивная слоистая органогенная толща сложена строматолитовыми доломитами с очень разнообразными текстурами: пластовыми, волнисто-слоистыми с обильными водорослевыми корочками и линзами кремней, бугорчатыми и столбчатыми, а также обломочными и иловыми прослоями. Формирование продуктивной толщи в пределах Куюмбинской структуры, по мнению исследователей, происходило в условиях растяжения в депрессии. Брекчированность рифейских пород в скважинах Куюмбинского месторождения и связь продуктивных горизонтов именно с такими участками является подтверждением определяющей роли разрывов при формировании ловушек каверново-трещинного типа.
В процессе изучения взаимосвязи между литологическими особенностями ри-фейской толщи и ее продуктивностью выяснилось, что тесно связаны между собой зоны повышенной трещиноватости и кремнистости, а нафтидопроявления приурочены обычно к участкам с повышенной трещиноватостью и пластам перекристаллизованных доломитов (Краевский, Пустыльников (1993Ф).
В пределах Куюмбинского месторождения недропользователями выделяются несколько самостоятельных залежей: Куюмбинская, Северо-Куюмбинская, Южно-Куюмбинская. Каждая из этих залежей (за исключением Северо-Куюмбинской) состоит из отдельных блоков, разделенных разрывными нарушениями, с различными значениями ВНК и ГНК. Другой характерной чертой газонефтяных залежей является крайняя изменчивость их продуктивности.
Северо-Куюмбинская и Куюмбинская залежи разделяются мощной карбонатно-глинистой пачкой, предположительно, мадринской толщи, Южно-Куюмбинские залежи разъединены глинистой толщей копчерской свиты. Коллектор карбонатный, ка-верново-трещинный с открытой пористостью матрицы от 0,35 до 2,4 % и трещинно-каверновой емкостью до 6,5 %. Проницаемость по трещинам достигает 5,0 мкм2, редко превышает 30x10"3 мкм2.
3. НОВАЯ ПРЕДЛАГАЕМАЯ ТЕКТОНИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ РИФЕЙСКОГО РЕЗЕРВУАРА В РАЙОНЕ КУЮМБИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.
3.1. Литология и тектоника
Сравнительный литолого-фациальный анализ Тохомской и Мадринской фаци-альных площадей показал крайне различные условия осадконакопления на этих участках. Граница между ними на западе и юго-западе пространственно совпадает с глубинным разломом, выделяемым по данным сейсморазведки большинством исследователей (вкл., рис.4).
Изученность пород рифея в пределах Куюмбинского участка (Мадринская фаци-альная площадь) невысокая, но даже при таком небольшом количестве фактического материала выявляются особенности, характерные для зон сдвигов. Это кулисное расположение разрывных нарушений, субвертикальное положение разломов, их глубинность, блоковость осадочной толщи. Другой важной характеристикой Куюмбинского месторождения является условие транстенсии (растяжения) как доминирующее в процессе осадконакопления.
Литология и структурные особенности пород Мадринской рифейской депрессии характеризуются значительной изменчивостью. Фациальная изменчивость пород в рифее на Куюмбинском месторождении подтверждается следующими фактами:
1.Наличие среди доломитовых и терригенно-доломитовых отложений локальных участков (скважины Куюмбинские 7, 12, Юрубченская 116), где совместно с терри-генно-обломочным материалом присутствует фация известняков. Ни в одной из ку-юмбинских скважин такие отложения больше не наблюдаются. Эти участки находятся вблизи разрыва северо-восточного простирания левосторонней сдвиговой природы. Возможно, этот сдвиг и послужил причиной разъединения по латерали когда-то единого участка, в пределах которого накапливались известняки.
2. Выделение в куюмбинской свите доломитов различного генезиса, образованных, судя по описанию керна, в разных фациальных условиях и имеющих различный литологический облик. Первый тип - это песчанистые, глинисто-алевритистые доломиты со слабо окатанными зернами кварца, рассеянными в породе. Второй тип - слабо глинистые доломиты, органогенно-обломочного генезиса с преобладанием пласто-во- строматолитовых разностей, неравномерно перекристаллизованных и окремнен-ных. Количество глинисто-алевритистого материала увеличивается на Куюмбинской площади в северном направлении, в этом же направлении происходит сокращение мощности куюмбинской свиты. Интенсивную запесоченность доломитов можно объяснить близостью области сноса, а уменьшение мощности часть исследователей связывают с предвендским размывом (Гутина, 2007).
3.Специфичность разреза скважины Юрубченская 116. В этой скважине, пробуренной недалеко от соседних (Куюмбинские 1, 3, 14, 204), описан доломито-известняково-терригенный комплекс пород, не вскрытый ни в одной из куюмбинских скважин. По мнению Б.Г.Краевского и А.М.Пустыльникова (1993Ф), разрез свидетельствует о значительной фациальной изменчивости рифейских образований. По наличию известнякового компонента разрез скважины Юрубченская 116 несколько сходен со скважинами Куюмбинские 7, 12, но различия в составе и строении этих толщ весьма велики и при сопоставлении обнаруживают крайнюю фациальную изменчивость на небольших расстояниях.
С точки зрения автора, приведенные факты могут свидетельствовать о том, что в период осадконакопления территория Мадринского прогиба подвергалась влиянию тектонических процессов, способствовавших фациальным изменениям. Учитывая, что Мадринская депрессия находится в зоне влияния Большепитско-Кислоканского и Ан-гаро-Катангского сдвигов, можно предположить, что различные условия осадконакопления связаны с проявлением конседиментационных сдвигов. Однако, на данный момент нет достаточного количества достоверных данных, подтверждающих это предположение.
Наиболее четко сдвиги проявили себя в период байкальского тектогенеза, вертикальные и горизонтальные смещения блоков земной коры обусловили контрастное чередование горстов и грабенов, выполненных различными литологическими разновидностями. Примером могут служить разрезы скважин Куюмбинская 204 и Куюмбинская 6, находящиеся в непосредственной близости. Первая вскрыла нижнюю часть рифея и вышла в подстилающие грубозернистые песчаники и конгломераты делингдэкэнской свиты, а вторая попала в грабен и вскрыла мощную толщу вышележащих отложений.
О пострифейском развитии сдвигов можно судить по кулисным разрывам, выходящим на поверхность в районе скважины Куюмбинская 200, которые отчетливо вид-
ны на космоснимке. Таким образом, сдвиги на Куюмбинском месторождении наиболее интенсивно проявили себя на рубеже рифей-венд, но единичные факты говорят о возможной активизации их в пострифейское время.
3.2.Инфраструктура пулл-апартовой модели рифейского резервуара.
За основу в предлагаемой модели тектонического строения рифейской Мадрин-ской депрессии типа пулл-апарт взяты структурные построения по отражающему горизонту R4 (кровля вэдрэшевской свиты), выполненные на основании интерпретации сейсмических разрезов Кощуком Е.П. и др. (вкл., рис.5).
Разрывы на схеме имеют отчетливо выраженное северо-восточное и субширотное простирание. Характерной чертой их является веерообразный структурный рисунок. Размер всей выделяемой депрессии около 180x75 км. С северо-запада она ограничивается одной из двух ветвей Большепитско-Кислоканского сдвига, который в данном месте проходит рядом с разломным ограничением блока фундамента, выходящего на предвендскую эрозионную поверхность.
При построении тектонической модели рифейского резервуара было использовано одно из основных свойств сдвигов, рассмотренное в разделе 1.2., которое заключается в изменении полей напряжений в случае не прямолинейного простирания магистрального разрыва. В районе скважин Юрубченских 16, 2, 3, 6 магистральный разлом Большепитско-Кислоканского сдвига, тяготея к близко субширотному направлению, отклоняется налево. Его ветвь так и продолжает двигаться в направлении, близком к широтному (район скважин Вэдрэшевская 3, Юрубченская 66), а изгиб основной ветви налево в левостороннем сдвиге образует зону растяжения, ограниченную двумя ветвями, которая в структурном плане по поверхности рифея выражается во впадине.В результате растяжения образовалась депрессия типа пулл-апарт, называемая Мадринским прогибом. Контуры выделенной структуры в плане хорошо проявляются как на структурной схеме по отражающему горизонту R, так и в гравиметрическом поле (см. вкл., рис. 5).
При построении новой тектонической схемы Мадринского пулл-апарта (вкл., рис.7) были использованы следующие данные:
1. Структурная карта по предвендской эрозионной поверхности (Кощук и др., 2001).
2. Структурная карта по предвендской эрозионной поверхности, включая северовосточную часть Юрубчено-Тохомской зоны (авторский вариант).
3. Карта индекса открытой трещиноватости рифейских горизонтов (вкл., рис. 6)
4. Интерпретация профиля «Батолит» и других сейсмических профилей, пройденных в пределах месторождения.
Юго-восточное разломное ограничение выделенной структуры в период байкальского тектогенеза, проявило себя в виде надвига, зафиксированного в скважине Юрубченской 66 по сдвоению фундамента, при этом юго-восточная ветвь сдвига проявила «чуждый» тектонический режим для изначально грабенообразной структуры растяжения, заложенной в рифее.
Исследования инфраструктуры рифейского резервуара с помощью новейших технологий показали, что трещинная сеть в пределах Куюмбинского месторождения образована комбинацией субвертикальных (с углом наклона 70-90°), наклонных (3070 ) и субгоризонтальных (0-30°) направлений (Афанасенков и др., 2004). По данным микросканирования, проведенного в скважине Куюмбинская 208, в процентном отношении это составляет, соответственно, 81, 2 и 7 %. То есть, в районе скважины в
настоящее время доминируют субвертикальные разрывы. Исследования открытой трещиноватости, проведенные недропользователями в этой скважине и скважине Ку-юмбинская 220, показали, что преобладающее направление открытых трещин имеет северо-восточную ориентировку.
Условия растяжения внутри выделенной структуры определили развитие сбросо-сдвигов, которые представлены как разрывами, так и трещинами отрыва и нередко заполнены тектонической брекчией. По сдвигам происходило смещение пород как по латерали, так и по вертикали. При этом величина вертикальной составляющей, определенная по построениям, могла достигать несколько сот метров, а горизонтальной, предположительно, до 5-10 км (Кощук Е.П., Кощук Н.П., 2001). В результате образовались моноклинальные блоки, которые на сейсмических разрезах ограничены субвертикальными разрывами. Коллекторы каверново-трещинного типа приурочены, преимущественно, к валообразным поднятиям внутри блоков, экраном для которых служат породы венда, при этом возраст толщ рифея может быть различным. Падение пород в местах, не осложненных разрывами, составляет 8-10°, иногда приближаясь к субгоризонтальному, но зафиксировано и субвертикальное падение слоев (скважина Куюмбинская 206). Такое резкое изменение угла падения пород обусловлено влиянием тектонических подвижек вдоль сбросо-сдвигов.
Анализ блок-диаграмм, построенных на основе сейсмических профилей, позволил проследить хорошо читаемые отражающие существенно глинистые горизонты, а также определить их северо-восточное простирание.
Выделенные сбросо-сдвиги сопровождаются присдвиговыми складками, создающими на сейсмических разрезах зоны потери корреляции отражающих горизонтов, которые связываются недропользователями с рифоподобными строматолитовы-ми постройками.
Направление простирания осей складок определялось путем сопоставления их положения на профиле «Батолит» с картой индекса открытой трещиноватости, составленной недропользователями (см. вкл., рис. 6). В результате проведенного анализа аномально трещиноватых зон, наметилась их связь с выделенными на сейсмических разрезах складками, при этом выявилась следующая закономерность: к западу от Ангаро-Катангского сдвига зоны аномальной трещиноватости (оси складок) вытянуты, преимущественно, в север-северо-западном направлении, а к востоку - в северовосточном.
В районе скважин Куюмбинских 200, 214, Юрубченской 102 аномальные зоны трещиноватости, сопоставляемые с присдвиговыми брахиантиклинальными складками, имеют близкие к изометричным формы и вытянуты вдоль субмеридионального разрыва в северо-западном направлении. Складки расположены кулисио, что характерно для зон сдвигов, а ориентировка их осей говорит о правосторонней сдвиговой компоненте. При простирании Ангаро-Катангского правостороннего сдвига в северозападном направлении указанный разрыв соответствует Я - сколам Риделя для этого сдвига (см. вкл., рис.2).
В районе скважин Куюмбинских 212, 235, 229 прослеживается кулисное положение аномально трещиноватых, вытянутых в северо-восточном направлении, участков. Причем, отчетливо видно смещение их по разрывам северо-западного направления. В соответствии с теоретическими основами сдвиговой тектоники (см. вкл., рис.2) эти разрывы представляют собой антитетические сколы для Большепитско-Кислоканского сдвига северо-восточного простирания. Они имеют правостороннюю
сдвиговую компоненту при левом сбросо-сдвиге, проходящем параллельно кулисооб-разной зоне с северо-запада (см. вкл., рис.7). Скважина Куюмбинская 219, пробуренная в пределах одного из поднятий, вскрыла интенсивно трещиноватый коллектор.
Намеченная разнонаправленная ориентировка осей складок к западу и востоку от Ангаро-Катангского сдвига является доказательством его влияния на перераспределение напряжений в зоне пересечения разломов. Северо-западная ориентировка осей складок указывает на юго-западное - северо-восточное направление сжимающей силы. Положение кулисных складок к востоку от Ангаро-Катангского сдвига свидетельствует о сжимающей силе северо-западного направления. Такая разнонаправленность полей напряжений подчеркивает сложное тектоническое строение рифейских пород, связанное с зоной пересечения сдвигов.
В юго-восточной части Мадринского пулл-апарта сдвиги имеют пальмообразный структурный рисунок, характерный для условий транспресии (сжатия). С такими складками могут быть связаны ловушки УВ.
На сейсмическом профиле 49_6198, пройденном в субмеридиональном направлении, хорошо видно, что с северо-западной стороны сбросо-сдвиги сопровождают узкие просевшие зоны, выраженные потерей корреляции отражающих горизонтов. Они, на взгляд автора, представляют собой полосы брекчирования пород, которые местами контролируют сдвиги с северо-западной стороны.
Таким образом, анализ зон аномальной трещиноватости и интерпретация сейсмических разрезов позволили сделать следующие выводы:
1. Основные сбросо-сдвиги имеют северо-восточное направление и разбивают осадочную толщу рифея на моноклинальные блоки. В пределах их проявлены разрывы субширотного, субмеридионального и северо-западного простирания. Они разделяют рифейскую толщу на блоки в пределах вытянутых моноклинальных зон.
2. Северо-восточное направление, как указывалось выше, характеризует ориентировку Болыпепитско-Кислоканского сдвига (БКС). С ним, предположительно, связаны разрывы северо-западного направления в районе скважин Куюмбинских 211, 212, 235, имеющих к востоку от главной зоны смещения (ГЗС) Ангаро-Катангского сдвига (АКС) правую сдвиговую компоненту. Они соответствуют антитетическим разрывам для Болыпепитско-Кислоканского дизъюнктива (см. вкл., рис. 2). Разрывы субширотного направления связываются, предположительно, с синтетическими сколами для БКС в тех случаях, когда дизъюнктивы, с ним связанные, имеют правую сдвиговую компоненту.
3. Ангаро-Катангский сдвиг наиболее проявил себя к западу от ГЗС, проходящей по р. П.Тунгуске. Разрывы субмеридионального и север- северо-западного простирания являются, предположительно, синтетическими сколами для этого дизъюнктива, так как направление смещения вдоль них имеет правую сдвиговую компоненту (см. вкл., рис.2).
3.3. Вторичные изменения карбонатных пород и их влияние на коллектор-ские свойства.
Важным фактом, указывающим на сдвиговую кинематику разрывов северовосточного направления, является их глубинность.
Сдвиги дренируют земную кору на значительную глубину и могут являться флюидоподводящими каналами для гидротермальных растворов, следы деятельности которых отображены на образцах керна скважин, пробуренных на изучаемой территории. Эпигенетические процессы отразились в накоплении и перераспределении
кремнистого вещества и не только оказали значительное влияние на формирование трещинно-каверновых коллекторов, но и, в какой-то мере, определили площадь их развития (Строение..., 2003). Характерным показателем активной флюидодинамики на месторождении является пространственная связь зон повышенной трещиновато-сти и кавернозности. При этом каверны являются «расширяющейся» трещиной, что может говорить о том, что эти трещины являются частью единой глубинной системы, по которой воздымаются гидротермы, растворяющие карбонатный материал.
Постседиментационные изменения карбонатных пород рифея включают в себя перекристаллизацию, выщелачивание, трещинообразование и окремнение.
В подразделе дается характеристика каждого процесса и его влияние на формирование ловушек углеводородов.
3.4. Распределение главных напряжений и история тектонического развития района исследований.
В предыдущем разделе на основании построений было показано направление сбросо-сдвигов Болылепитско-Кислоканского разлома. Это направление соответствует северо-восточному с азимутом простирания 40-50° , которое пересекается менее протяженными разрывами северо-западного, субширотного и субмедионального направления.
Сжимающая сила, в результате которой происходил сдвиг, в соответствии с моделью (см. вкл., рис. 2), должна быть ориентирована под углом 40-45° к главной зоне смещения, направленной по азимуту, близкому к 50° (северо-восток). Таким образом, главное сжимающее напряжение для Болылепитско-Кислоканского сдвига во время заложения Мадринской депрессии было ориентировано субмеридионально. Период байкальской тектонической активизации способствовал перераспределению напряжений внутри выделенной структуры. На взгляд автора, наиболее существенное вляние на этот процесс оказал жесткий блок фундамента, выходящий на предвендскую эрозионную поверхность к западу от пулл-апарта. Подвижки на границе депрессии с этим блоком способствовали как образованию многочисленных разрывов, так и давлению с запада на пулл-апарт. Результатом явилась переориентировка осей складок.
Направления главного сжимающего напряжения для предполагаемого правостороннего Ангаро-Катангского сдвига во время его заложения также является субмери-дионалышм, но в дальнейшем, во время байкальского и герцинского периодов активизации также претерпело изменения.
В соответствии в изложенными в данной главе материалами, предлагаются следующие выводы:
1. Куюмбинское месторождение У В приурочено к тектонической структуре типа пулл-апарт, заложенной в раннем рифее Большепитско-Кислоканским сдвигом.
2. Присдвиговые складки и зоны брекчирования, широко проявленные в пределах изучаемой территории, способствуют созданию ловушек УВ. Они являются результатом воздействия сбросо-сдвигов на хрупкие органогенные, часто окремненные доломиты. В пределах Куюмбинского месторождения это, преимущественно, доломиты куюмбинской толщи.
4. ВЫДЕЛЕНИЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕ1П1Я И РЕКОМЕНД АЦИИ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ.
Анализ проведенных исследований в районе Куюмбинского месторождения позволил выделить рифейский осадочный бассейн, заложенный в раннем рифее. По мне-
нию ряда исследователей (Harding, 1973 и др.), на перспективы нефтегазоносное™ таких депрессий существенное влияние оказывает структурный фактор. На второе по значимости место, на взгляд автора, выступает литолого-фациальный аспект.
Главным объектом нефтегазоносности является верхняя часть рифейского комплекса. Положение залежей нефти и газа под региональным флюидоупором говорит об их пострифейском формировании и явилось, по всей вероятности, результатом многостадийной миграции и перераспределений УВ. Контроль залежей разрывной тектоникой указывает на их генетическую взаимосвязь. Об этом же говорит многочисленность выявленных газонефтяных залежей в районе Куюмбинского месторождения, каждая из которых имеет свои, отличные от соседних, уровни газонефтяных и водонефтяных контактов. Это обусловлено блоковостью строения рифейской толщи, характерной для такого типа резервуаров.
Трещинно-каверновый и каверново-трещинный тип коллекторов в пределах исследуемой территории указывает на широко проявленные процессы флюидодинами-ки. На основании изученных данных перспективные зоны нефтегазонакопления на Куюмбинском месторождении предлагается связывать с выделенными сдвигами.
Результатом изучения зон сдвигов явилось выделение 2-х типов ловушек, характеризующих различные проявления динамики данных дизъюнкгивов.
1 - ый тип связан с присдвиговыми брахиантиклинальными складками. Они ориентированны, преимущественно, в север- северо-западном направлении к западу от главной зоны смещения Ангаро-Катангского сдвига и в северо-восточном направлении - к востоку (см. рис. 7). Эти складки представляют собой зоны, трассируемые цепочкой малоамплитудных положительных структур, они сопровождают сбросо-сдвиги и вытянуты под углом 70 - 30° к ним. Размер складок, оцененный при интерпретации сейсмических профилей, составляет до нескольких километров в длину, 2-3 км в ширину и около 250 метров в высоту. В сейсмическом облике они отражаются близкими к изометричным зонами потери корреляции отражающих горизонтов, контролируемые разрывами.
2 -ым типом структур, благоприятным с точки зрения локализации скоплений УВ, считаются участки приподнятых блоков, имеющих систему разрывов пальмообразного строения. Они предполагаются в юго-восточной части Мадринского пулл-апарта и выявлены на профиле «Батолит».
Из этих типов первый связан со сбросо-сдвигами и характеризует условия растяжения. Второй тип характерен для зон сжатия и, возможно, является индикатором условий транспрессии в зоне влияния юго-восточной ветви Болыпепитско-Кислоканского сдвига
Анализ продуктивности пробуренных скважин по данным недропользователей в сопоставлении с выделенными ловушками, позволил оценить выделенные зоны локализации УВ по перспективности и наметить первоочередные направления разведочных работ (вкл., рис. 8).
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
По итогам выполненных исследований в районе Куюмбинского месторождения автором получены следующие основные результаты:
1. Расположение Куюмбинского газонефтяного месторождения контролируется рифейской Мадринской присдвиговой структурой растяжения типа пулл-апарт, образованной в результате отклонения основной оси Большепитско-Кислоканского сдвига
налево. Прослежены обе ветви магистрального разлома: северо-западная часть ветви служит разломным ограничением фундамента, выходящего на предвендскую эрозионную поверхность, другая проявлена в виде сдвиго-надвига.
2. Путем сравнительного структурно-фациалыюго анализа отложений рифея на Мадринской и Тохомской фациальных площадях показано, что в выделенной отрицательной структуре в рифее существовали свои, отличные от другой территории ЮТЗ, условия осадконакопления.
3. Проведено исследование насыщенности траппами исследуемой территории. Определена история развития положительной структуры, проявленной только по верхним горизонтам осадочного чехла - Бугарикского горста, образованного за счет внедрения траппов слабо дифференцированного кузьмовского комплекса. Высказано предположение, что образование этой структуры может быть связано с компенсацией пермо-триасовых присдвиговых растяжений.
4. Рифейская Мадринская депрессия имеет сложно построенную блоковую структуру. Наиболее проявлены сбросо-сдвиги северо-восточного простирания, разделяющие всю рифейскую толщу на моноклинальные блоки. Система сбросо-сдвигов северо-западного заложения, характеризующая, предположительно, Ангаро-Катангский сдвиг, разделяет их на отдельные, более мелкие блоки. Блоковое строение рифейской осадочной толщи послужило причиной обособленности многочисленных залежей УВ, каждая из которых характеризуется своим ВНК и ГНК.
5. На основе построения блок-диаграмм и интерпретации сейсмических профилей прослежены четко выраженные, существенно глинистые отражающие горизонты. В пределах верхней части рифея выделены присдвиговые складки, выявлена связь с ними зон аномальной трещиноватости. Характерной чертой складок является их ку-лисообразное сочленение и осложненность синтетическими и антитетическими разрывами.
6. Максимальная сосредоточенность присдвиговых складок (ловушек УВ) фиксируется в зоне северо-восточного направления, приуроченной к центральной части пулл-апарта. Установлено, что в пределах этого района к западу и востоку от основной оси Ангаро-Катангского сдвига, проходящей по П.Тунгуске, проявлены сдвиги разного направления.
7. В юго-восточной части Мадринского пулл-апарта вдоль профиля «Батолит» выделены приподнятые блоки внутри сдвигов пальмообразного строения, сформированных в обстановке транспрессии. Вероятно, эти блоки, в силу повышенной раздробленности, могут представлять собой новый тип ловушек УВ.
Основные публикации по теме диссертации
В изданиях, рекомендованных ВАК:
1.М.И.Баранова, А.В.Мигурский, А.Н.Процко, М.А.Масленников. Новые данные о взаимоотношении даек долеритов и вмещающих пород в пределах Бугарикского горста (запад Сибирской платформы). // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.:ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009. - №8. - С. 13-19.
В других изданиях:
1.Новые элементы строения земной коры на юге Сибирской платформы по данным глубинного сейсмопрофилирования МОГТ / А.В.Мигурский, МЛ.Баранова, В.И.Вальчак и др. // Глубинное строение, геодинамика, тепловое поле Земли, интер-
претация геофизических полей. Четвертые научные чтения памяти Ю.П.Булашевича 02-06 июля 2007 г. - Екатеринбург: ИГФ УрО РАН, 2007. - С. 17-19.
2.Новая модель строения земной коры юга Сибирской платформы по данным глубинного сейсмопрофилирования МОГТ / А.В.Мигурский, М.И.Баранова, В.И.Вальчак и др. // Модели земной коры и верхней мантии по результатам глубинного сейсмопрофилирования. Материалы Международного научно-практического семинара. - СПб.: ВСЕГЕИ, 2007. - С. 94-98.
3.Баранова М.И., Мигурский A.B. Строение рифейского бассейна в междуречье Ангары и Чуни // ГЕО-Сибирь-2008. Т. 5. Недропользование. Новые направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых: сб. матер. IV Междунар. научн. конгресса. - Новосибирск: СГГА, 2008. - С. 13-17.
4.Баранова М.И., Мигурский A.B. Перспективы нефтегазопоисковых работ в районах развития кольцевых интрузий кузьмовского траппового комплекса на западе Сибирской платформы // ГЕО-Сибирь-2009. Т. 2. Недропользование. Горное дело. Новые направления и технология поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых: сб. матер. V Междунар. научн.конгресса «ГЕО-Сибирь-2009». -Новосибирск: СГГА, 2009. - С. 270-274.
6. Блоковое деление земной коры Сибирской платформы по данным глубинного сейсмопрофилирования МОГТ / А.С.Ефимов, А.В.Мигурский, В.С.Старосельцев, М.И.Баранова и др. // Разломообразование и сейсмичность в литосфере: тектонофи-зические концепции и следствия: Материалы Всероссийского совещания (г. Иркутск, 18-21 августа 2009г.). - В 2-х т. - Иркутск: Институт земной коры СО РАН, 2009. - Т. 1.-227 с.
7. Баранова М.И. Роль сдвиговой тектоники при формировании газонефтяных залежей Куюмбинского месторождения (Байкитская антеклиза). // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Центральной Сибири. Материалы юбилейной научно-практической конференции, г. Красноярск. 25-26 апреля 2010 г. Издательство ОАО «Красноярскгеолсьемка», С. 12-17.
8. Баранова М.И. Сдвиговая тектоника и нефтегазоиосность Куюмбинского месторождения (Сибирская платформа) // Нефтегазогеологический прогноз и перспективы развития нефтегазового комплекса Востока России: сб. материалов научно-практической конференции. 22-26 ноября 2010., г. Санкт-Петербург. - СПб.: ВНИГ-РИ, 2010.-456 с.
Технический редактор Т.А. Воронина Подписано в печать 22.03.2011. Формат 60*90/16. Печать офсетная. Бумага ВХИ. Гарнитура Тайме
Печ. л. 1,3. Тираж 130. Заказ № 1705 ФГУП СНИИГГиМС. 630091, Новосибирск, Красный проспект, 67
Ar
Куюмбинское месторождение
Рис. I Основные сдвиговые зоны юга Сибирской платформы (Мигурский, Старосельцев, 2000г). Границы: 1 - Лено-Тунгусской НГП; 2 - надпорядковых структур (аптеклиз, синеклиз, региональных прогибов, ступеней). Сдвиговые зоны: 3 - доседиментационные; 4 - кон- и постседиментационные генеральные (а); региональные (б); 5 -региональные профили
1 ГЗС
2 ф
R 3
Ri
Р 5
Рис. 2 Структурные парагенезы зон сдвигов: модель Риделя левостороннего простого сдвига; 1 - трещины растяжения; 2 - оси складок; 3 - синтетические сколы; 4 - антитетические сколы; 5 - вторичные синтетические сколы; 6 - главная зона смещения; 7 - угол внутреннего трения; 8 - ось укорочения; 9 - ось удлинения
Синтетическим Вторичный ^/скол(р синтетический скол (Р \д
Тохомская фациальная площадь
ЮЗ
Мадринская фациальная площадь
Изгиб е условиях транстенсии/ (растяжения)
сбросы
Главная зона смещения (ГЗС) \
Изгиб в условиях транспрессии (сжатия)
кулисные складки
взбросы
Рис. 3 Пространственное расположение в плане структур, связанных с идеализированным левосторонним сдвигом (Sylvester, 1988)
- 500
■ 1000
1500
2000
сек
Рис. 4 Схематический геолого-геофизический разрез по профилю line 20_2 через Куюмбинское месторождение. Разрывы: 1 - сдвиги: а - уверенные, б - предполагаемые, в - не выясненной природы; 2 - ордовикская система: а - нерасчлененные отложения, б - пролетарская свита; 3 -кембрийская система, свиты^ш - усольская^Ыв - бельская,С ,Ы - булайская, ё,ап - ангарская, G,lt - литвинцевская, 62.3ev - эвенкийская; 4 - отложения венда; 5 -толщи рифея: а - существенно карбонатные, б - терригенно-карбонатные; названия толщ (снизу вверх): zel - зелендуконская, mrd - мадринская, jur - юрубченская, dig -долгоктинская, kmb - куюмбинская; зоны: 6 - разлома, 7 -потери корреляции сейсмических отражений; траппы: 8 - кузьмовского комплекса, 9 - катангского комплекса; 10 -границы свитных подразделений; 11 - фундамент; 12 - глубокая скважина и ее номер. Положение профиля см. на рис. 5
пощади прогибания осадочной аккумуляции
Ю
-3.0.
%го Юр-110
е о
S о m cl сгю о о
Мдр156
Юр-103 К-9 К-205 К-2 К-7
-4.0-5.0-6.0-
А 4 4 А 4 * t
- 1+ +1 + + г
/ i i N
\ ¡ J V / /
У
\!/" / /
i 1
i 1
-3.0 -4.0 -5.0 -6.0
У*,' 1 у 2 3
• К-218 6 7 8
/У [4 [■::.•.•■•■•••■•■• 9
Рис. 5 Фрагмент структурной карты по рифейскому отражающему горизонту 114 (Когцук, 2001) с дополнениями автора, схематический разрез по отражающему горизонту Я4 по линии А - В (б) Разрывы: 1 - по данным сейсморазведки: а - уверенные, б - предполаг аемые; 2 - предполагаемые ветви Болыпепитско-Кислоканского сдвига; 3 - сейсмические профили; 4 - изогипсы ОГ: а - уверенные, б - менее уверенные, в - предполагаемые;
5 - выходы на предвендскую эрозионную поверхность отражающего горизонта 1*4;
6 - глубокая скважина и ее номер; 7 - участок работ 3 О; 8 - контур Куюмбинского лицензионного участка; 9 - гравитационное поле в усл.ед.
бм&р
к 6
Рис. 6 Схема распространения открытой трещиноватости в породах рифея (по данным ОАО "НГК "Славнефть", 2010, с интерпретацией автора).
1 - сбросо-сдвиги: а - уверенные, б - предполагаемые; 2 - предполагаемые антитетические разрывы для Большепитско-Киолоканского сдвига; 3 - предполагаемые оси присдвиговых складок и их контуры
- пальмообразные разрывы в условиях транспрессии (сжатия)
Рис. 8 Участки, рекомендуемые для проведения разведочных работ Очередность: 1 - первая, 2 - вторая; 3 - внутририфейские отражающие горизонты. Остальные условные обозначения см. рис.7.
Рис. 7 Предлагаемая тектоническая модель рифея района Куюмбинского месторождения 1 - разрывы: сдвиги - а - уверенные, б - предполагаемые, в - не установленной кинематики; основные ветви: 2 - Большепитско-Кислоканского сдвига: а - уверенные, б -предполагаемые; 3 - главная зона смещения (ГЗС) Ангаро-Катангского сдвига; 4 - зона надвигания фундамента на осадочные породы; 5 - предполагаемые антитетические разрывы Большепитско-Кислоканского сдвига; 6 - грабены; 7 - блоки фундамента: а - приподнятые, б - опущенные; 8 - относительное положение блоков вдоль разрыва: а - приподнятое , б - опущенное; 9 - присдвиговые складки и их оси; 10 - участки субгоризонтального залегания свит: а - копчерской, б -токурской; 11 - линии профилей; 12 - глубокая скважина и ее номер; 13 - выход пород фундамента на предвендскую эрозионную поверхность; 14 - предполагаемая ось Мадринского пулл-апарта.
К-227
Юр-113,
Схематический геолого-геофизический разрез полиции II-II V Ю § присдвиговые складки
750
Мдр-156 сбросо-сдвиги
ЭР 49
1000
1250 1500 1750
-2000
-3000
-4000
-5000
-6000
-7000
-8000
к"10> Фрагмент профиля "Батолит" 5 по линии 1 - 2
Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Баранова, Марина Илларионовна
СПИСОК РИСУНКОВ.
СПИСОК ТАБЛИЦ.
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ.
ВВЕДЕНИЕ.
1. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ И СДВИГОВАЯ ТЕКТОНИКА.
1.1. История изучения сдвигов
1.2. Структурные парагенезы зон сдвигов.
1.3. Распространение нефтяных и газовых месторождений в зонах глубинных разломов сдвигового типа.
2. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ГЕОЛОГИЧЕСКОМ СТРОЕНИИ И НЕФТЕГАЗО-НОСНОСТИ РАЙОНА ИССЛЕДОВАНИЙ.
2.1. История изученности.
2.2. Стратиграфия.
2.3. Интрузивные образования.
2.3.1. Характеристика интрузивных комплексов.
2.3.2. Глубинное строение и условия формирования Бугарикского горста.
2.4. Тектоника.
2.4.1. История изучения Ангаро-Катангского и Болынепитско-Кислоканского региональных разломов.
2.4.2. Обзор существующих моделей строения рифейского резервуара Куюмбинского месторождения.
2.5. Нефтегазоносность.
3. НОВАЯ ТЕКТОНИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ РИФЕЯ В РАЙОНЕ КУЮМБИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.
3.1. Литология и тектоника.
3.2. Инфраструктура пулл-апартовой модели рифейского резервуара.
3.3. Вторичные изменения карбонатных пород и их влияние на коллекторские свойства.
3.4. Распределение главных напряжений на исследуемой территории.
3.5. Примеры геодинамических обстановок, сходных с выделенной Мадринской пулл-апартовой структурой.
3.6. Сравнительная характеристика структурного рисунка разрывных зон впадин
Бохайского залива и Мадринского пулл-апарта.
4. ВЫДЕЛЕНИЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ
РАБОТ.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Сдвиговая тектоника Куюмбинского газонефтяного месторождения (Восточная Сибирь)"
Строительство нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан» (ВСТО), первая очередь которого завершена в 2009 г., ставит перед сибирскими геологами-нефтяниками задачу прироста запасов .углеводородного сырья в Восточной Сибири. Одним из приоритетных направлений является наиболее рентабельная разработка и оконтуривание уже открытых месторождений.
На Сибирской платформе центрами нефтедобычи являются Байкитская и Непско-Ботуобинская антеклизы. В пределах первой структуры выделена гигантская Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления, в состав которой входит Куюмбинское месторождение (рис. 1). Оно было открыто в 1973 г. бурением скважины Куюмбинская - 1, вскрывшей газовую залежь в верхней части рифея. Последующие работы показали приуроченность залежей к трещинно-каверновым коллекторам рифейских пород, расположенных непосредственно ниже предвендской эрозионной поверхности.
Рифейский резервур в этой части Сибирской платформы имеет сложное блоковое строение и интенсивную дизъюнктивную нарушенность, что существенно отражается на сейсмической информации, которая интерпретируется неоднозначно. Применение новейших технологий позволило недропользователям выявить приуроченность ловушек к зонам дезинтеграции пород, связанным с разрывами. В связи с этим для выявления закономерностей расположения ловушек УВ на первый план выходит задача изучения разрывной тектоники.
Рабочая модель рифейского резервуара, опубликованная недропользователями (Результаты., 2006), предполагает контроль ловушек углеводородов рифоподобными стро-матолитовыми постройками высотой до 200 — 250 м и протяженностью в несколько километров. Однако к настоящему времени нет достоверных данных, говорящих о том, что рифейские рифоподобные постройки могли иметь такие размеры (Кузнецов, 2003).
Куюмбинское месторождение находится в зоне пересечения региональных сдвигов северо-западного и северо-восточного направлений (рис. 2). В связи с этим в работе обобщены все имеющиеся данные по этому району и доказано доминирующее влияние структур зон сдвигов на формирование ловушек УВ. Несомненно, что знание закономерностей размещения залежей на каждом конкретном месторождении является ключом к наиболее рентабельному его освоению.
Представляется, что актуальность выбора указанного объекта изучения очевидна. Это послужило стимулом для проведения исследований.
Тьгюы* \ юмбинское укское
Ванавара( . \
Паигинское\ +
Юрубчено-То уО зона
Оморинское обинское
Чемдйпьс!
Лено-Тунгусская НГП
Район работ мбинско?
Абаканское 7Богучаны
СТЬ-ИЛИМС!
Рис. 1 Обзорная схема района работ Границы: 1 - Лено-Тунгусской НГП; 2 - надпорядковых структур; 3 -наложенных отрицательных структур; 4 - предполагаемая граница выхода фундамента на предвендскую эрозионную поверхность; 5 - региональные сейсмические профили; 6 - контуры месторождений нефти и газа; 7 -глубокая скважина и ее номер
Куюмбинское месторождение
Рис. 2 Основные сдвиговые зоны юга Сибирской платформы (А.В.Мигурский, В.С.Старосельцев, 2000г). Границы: 1 - Лено-Тунгусской НГП; 2 - надпорядковых структур (антеклиз, синеклиз, региональных прогибов, ступеней). Сдвиговые зоны: 3 - доседиментационные; 4 - кон- и постседиментационные генеральные (а); региональные (б); 5 - региональные профили
Цель исследования. На основе изучения структуры Куюмбинского месторождения с анализом кинематики разрывных нарушений и парагенетических взаимоотношений структур зон сдвигов выделить наиболее перспективные участки для постановки на них поисково-разведочных работ с целью, оперативного прироста запасов У В.
Научная задача. Уточнить тектоническую модель строения рифейских пород и на основе полученных результатов выделить присдвиговые структуры, способные создавать ловушки УВ.
Решение этой задачи было разделено на несколько этапов:
- сбор опубликованных и фондовых материалов по Куюмбинскому месторождению, зонам сдвигов, местам их пересечений и связанными с ними ловушками углеводородов;
- интерпретация сейсмических профилей, проходящих через исследуемую территорию;
- построение структурных карт и схем изопахит в зоне пересечения сдвигов;
- построение геологических разрезов, проходящих через месторождение;
- создание глубинной модели Бугарикского горста, расположенного на Куюмбин-ской площади;
- исследование насыщенности траппами изучаемой территории;
- разработка авторской тектонической модели Куюмбинского месторождения;
- выделение зон первоочередных разведочных работ на исследуемой территории.
Объект исследования. Объектом исследования является Куюмбинское газонефтяное месторождение Юрубчено-Тохомской зоны, а предмет исследования - разрывные и пликативные структуры Куюмбинского месторождения в связи с его тектоническим развитием и созданием сложнопостроенных ловушек в нижнем, (риф ейском) структурном ярусе.
Фактический материал и методы исследования. Основой для настоящей работы послужили:
-результаты обобщения и интерпретации сейсмических глубинных профилей нового поколения, пройденных ОАО «Енисейгеофизика» в предшествующее десятилетие — 1500 км, а также результаты сейсморазведочных работ, выполненных геофизическими организациями на этой территории за все время проведения работ на месторождении- 800 км;
-изучение публикаций по сдвиговой тектонике, в т. ч. зарубежных авторов - 85 опубликованных источников;
-анализ опубликованных данных по результатам проведенных ГРР на Куюмбин-ском месторождении - 15 опубликованных и 5 фондовых источников;
-обобщение данных описания литологии, тектонических характеристик-кернового материала более 50 скважин, пробуренных в регионе;
-изучение взаимоотношения даек траппового комплекса с вмещающими пор одами в обнажениях (на примере Бугарикского горста);
-изучение шлифов и геохимических анализов в зоне влияния даек траппов на вмещающие породы в пределах Бугарикского горста (около 50 шлифов и столько же анализов).
Для осуществления поставленной цели применялся структурный анализ, а также исследование фаций и мощностей и метод аналогий.
Научная новизна. Проведенные исследования позволили построить авторскую тектоническую модель Куюмбинского месторождения ЮТЗ и наметить участки, перспективные на нефть и газ с учетом применения структурно-парагенетического метода сдвиговой тектоники. При,этом впервые была исследована приуроченность Куюмбинского месторождения к зоне пересечения региональных сдвигов и связь ее с ловушками УВ.
Практическая значимость. Выполненные исследования связаны с построением новой структурной модели наиболее сложной части Юрубчено-Тохомской зоны - Куюм-бинской площади, уточнением размещения и развития здесь пликативных и дизъюнктивных форм. На основании построенных структурно-тектонических схем и разработаны рекомендации по новым направлениям дальнейшего освоения Куюмбинского месторождения. Выявленная связь размещения залежей углеводородов со сдвиговой тектоникой и предлагаемый вариант расшифровки закономерностей распределения продуктивных участков в этом районе позволят более рационально размещать новые скважины и оперативнее прирастить запасы углеводородного сырья.
Автором защищаются следующие основные положения:
1. Куюмбннское газонефтяное месторождение находится в узле пересечения Болыпепитско-Кислоканского и Ангаро-Катангского региональных сдвигов северовосточного и северо-западного простирания, при доминирующем влиянии первого. В исследуемом районе проявлены признаки парагенеза структур, характерных для зон сдвигов, способных создавать ловушки для углеводородов.
2. Вследствие изгиба осевой поверхности левостороннего Большепитско-Кислоканского сдвига налево возникла Мадринская структура растяжения типа пулл-апарт, заложенная в раннем рифее. В ее пределах расположены все залежи УВ. Куюмбинского месторождения.
3. Максимальная сосредоточенность присдвиговых складок, представляющих собой ловушки УВ с трещинно-каверновым типом коллекторов, фиксируется в зоне северо-восточного направления, приуроченной к центральной части пулл-апарта. В пределах этого района к западу и востоку от основной оси Ангаро-Катангского сдвига проявлены сдвиги разного направления.
Влого-восточной части Мадринского пулл-апарта при интерпретации глубинного сейсмического профиля «Батолит» выделяются приподнятые блоки внутри сдвигов пальмообразного строения, сформированные в обстановке транспрессии. Вероятно, эти блоки, могут представлять собой новый тип ловушек УВ.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы и результаты проведенных исследований докладывались и обсуждались на IV, V и VI Международных научных конгрессах (Новосибирск, 2008, 2009, 2010г.), Булашевских чтениях (Екатеринбург, 2007), научно-практической конференции (Санкт-Петербург, 2010). Итоги исследований отражены в 9-ти публикациях, в том числе в журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», 2009, № 8,1 работа находится в печати.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из 4-х глав общим объемом 96 страницы текста, 2-х таблиц, 76 рисунков и списка литературы, который включает 100 опубликованных и 5 фондовых работ.
Работа выполнена в Сибирском научно-исследовательском институте геологии, геофизики и минерального сырья (СНИИГГиМС) под руководством доктора г.-м.н., заведующего лабораторией дизъюнктивной тектоники А.В.Мигурского. Автор глубоко признателен научному руководителю за конструктивную помощь при решении всех затронутых здесь вопросов, включающую критическую проработку каждой составной части работы.
Автор благодарен д.г.-м.н., профессору, академику РАЕН В.С.Старосельцеву за многочисленные советы, относящиеся к конкретизации затронутых проблем и их целенаправленному решению.
Особую признательность хочется выразить Б.Г.Краевскому, любезно предоставившему полевые дневники с описанием керна глубоких скважин, пробуренных на исследуемой территории более 2-х десятков лет тому назад, а также за постоянные консультации относительно проблемы стратиграфии рифейских отложений Байкитской антеклизы. Кроме того, выполнение работы было бы невозможно без сейсмических профилей, проходящих через изучаемую структуру. Автор благодарит за их предоставление, а также за готовность в оказании посильной помощи по сейсморазведке М.Ю.Смирнова и его коллег.
Практически все построения, выполненные в работе, основывались на посвитных разбивках разреза, выполненных доктором г.-м.н., профессором Н.В.Мельниковым. За их предоставление, а также за консультации по вопросам, возникающим в процессе работы, автор приносит ему огромную благодарность.
Большое спасибо Чеканову В.И. и его коллегам (ВСЕГЕИ), выслушавшим доклад с основными положениями диссертационной работы.
Иллюстрация работы была бы менее интересной без любезного предоставления В.В.Харахиновым (ОАО «НГК «Славнефть») материалов презентации своего доклада по Куюмбинскому месторождению. Автору оказывали помощь коллеги по работе — Л.В.Боровикова, Т.Р.Кудрина, Е.Ю.Гошко, М.Е.Гавриленко, И.С.Новосельцев, В.Достовалов, П.Н.Соболев, А.И.Сурнин, Е.В.Смирнов, И.В.Чеканов, М.А.Масленников, А.Н.Процко, В.М.Исаков, Л.С.Чернова, Т.И.Ларионова. Большая помощь в оформлении материалов была оказана ведущим инженером-картографом М.С.Грахничевой и техником И.Ю.ЧемоДуровой. Им, а также остальным коллегам, способствовавшим в той или иной степени написанию диссертации, автор выражает глубокую благодарность.
Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Баранова, Марина Илларионовна
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
По итогам выполненных исследований в районе Куюмбинского месторождения автором получены следующие основные результаты:
1. Расположение Куюмбинского газонефтяного месторождения' контролируется рифейской Мадринской присдвиговой структурой растяжения типа пулл-апарт, образованной в результате отклонения основной,оси Болыпепитско-Кислоканского сдвига налево. Прослежены обе ветви магистрального разлома: северо-западная часть ветви служит разломным ограничением фундамента, выходящего на предвендскую эрозионную поверхность, другая - проявлена в виде сдвиго-надвига.
2. Путем сравнительного структурно-фациального анализа отложений рифея на Мадринской и Тохомской фациальных площадях, показано, что в выделенной отрицательной структуре в рифее существовали свои, отличные от другой территории ЮТЗ, условия осадконакопления.
3. Проведено исследование насыщенности траппами исследуемой территории. Определена история развития положительной структуры, проявленной только по верхним горизонтам осадочного чехла - Бугарикского горста, образованного за счет внедрения траппов кузьмовского комплекса. Высказано предположение, что образование этой структуры может быть связано с компенсацией пермо-триасовых присдвиговых растяжений.
4. Рифейская Мадринская депрессия имеет сложно построенную блоковую структуру. Наиболее проявлены сбросо-сдвиги северо-восточного простирания, разделяющие всю рифейскую толщу на моноклинальные блоки. Система сбросо-сдвигов северозападного заложения, характеризующая, предположительно, Ангаро-Катангский сдвиг, разделяет их на отдельные, более мелкие блоки. Блоковое строение рифейской осадочной толщи послужило причиной обособленности многочисленных залежей УВ, каждая из которых характеризуется своим ВНК и ГНК.
5. На основе построения блок-диаграмм и интерпретации сейсмических профилей прослежены четко выраженные, существенно глинистые отражающие горизонты. В пределах верхней части рифея выделены присдвиговые складки, выявлена связь с ними зон аномальной трещиноватости. Характерной чертой складок является их кулисообразпое сочленение и осложненность синтетическими и антитетическими разрывами.
6. Максимальная сосредоточенность присдвиговых складок (ловушек УВ) фиксируется в зоне северо-восточного направления, приуроченной к центральной части пулл-апарта. Установлено, что в пределах этого района к западу и востоку от основной оси Ангаро-Катангского сдвига, проходящей по П.Тунгуске, проявлены сдвиги разного направления:
7. В юго-восточной части Мадринского пулл-апарта вдоль профиля «Батолит» выделены приподнятые блоки внутри сдвигов пальмообразного строения, формировавшихся в обстановке транспрессии. Вероятно, эти блоки, в силу повышенной раздробленности, могут представлять собой новый тип ловушек УВ.
Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Баранова, Марина Илларионовна, Новосибирск
1. Белоусов, В.В. Основные вопросы геотектоники Текст. / В.В.Белоусов. — М.: Госгео-лтехиздат, 1962.— 608с.
2. Бокун, А.Н. Закономерности образования и особенности строения зон горизонтального сдвига (по результатам физического моделирования) Текст. / А.Н.Бокун // Физика Земли. -2009. -№ 11. — С.69-78.
3. Боручинкина A.A. Геологическая карта СССР м-ба 1:200000.Сер. Тунгусская. Лист Р-47-XXVI. Объяснительная записка. М., 1970. - 90с.
4. Валяев, Б.М. Роль разломов в нефтегазонакоплении Текст. / Б.М.Валяев // Разломы земной коры. М., 1976. С.43-45.
5. Варанд, Э Л. Магмопроводящие разломы западной части Сибирской платформы и их рудоконтролирующее значение Текст. / Э.Л.Варанд // Тектоника Сибири. T.III. Тектоника Сибирской платформы. М.: Наука, 1970. - С. 188-192.
6. Гаврилов, В.П. Влияние разломов на формирование зон нефтегазонакопления Текст. /
7. B.П.Гаврилов. М., Недра, 1975. - 270с.
8. Гавриш, В.К. Роль глубинных разломов в миграции и аккумуляции нефти и газа. Киев, наукова думка, 1978. 169с.
9. Геологическая модель рифейского резервуара Куюмбинского месторождения/ В.С.Славкин, В.Е.Зиньковский, Н.Е.Соколова, Е.А.Давыдова // Геология нефти и газа. -1999.-№11-12.-С. 13-21.
10. Геология и перспективы нефтегазоносности Тунгусской синеклизы и ее обрамления / Под ред В.Д. Козырева. Л.:Недра, 1968. - 260с.
11. Гзовский, М.В. Основы тектонофизики Текст. / М.В.Гзовский. М., Наука, 1975. -536с.
12. Губкин, И.М. Урало-Волжская, или Восточная нефтегазоносная область Текст. / И.М.Губкин. Избранные сочинения-:М. Л.: АН СССР, 1950. - Т.1 - С.527-601.
13. Древняя структура земной коры Восточной Сибири Текст. / С.М.Замараев, А.М.Мазукабзов, Г.В.Рязанов [и др.]/ Новосибирск-:Наука, 1975. — 186 с.
14. Геологическое строение и условия формирования гигантской Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления в верхнем протерозое Сибирской платформы / А Э.Конторович, А Н.Изосимова, А.А.Конторович и др.// Геология и геофизика. 1996. -Т.37, №8.-С. 166-195.
15. Замараев, С.М. О крупнейшей флексуре юга Сибирской платформы Текст. /
16. C.М.Замараев, Г.А. Кузнецов // Материалы по геологии и полезным ископаемым Красноярского края. Вып.2, Красн.кн. из-во,1961. — С.151-157.
17. Исаева Л.Л., Бобкова З.С. Геологическая карта СССР м-ба 1:200000. Сер. Тунгусская. Лист P-47-XXVII. Объяснительная записка. М , 1970. - 97 с.
18. Ковач. В.П. Этапы формирования континентальной коры погребенного фундамента восточной части Сибирской платформы: Sm-Nd изотопные данные Текст./ В.П.Ковач [и др.] // Петрология. -2000, Т.8.- № 4, С.394-408.
19. Краевский. Б.Г. О рифогенной докембрийской формации центральной части Байкитской антеклизы Текст. / Б.Г.Краевский, А.М.Пустыльников, М.К.Краевская // Геология и геофизика. 1997. - Т.38, № 10. - С. 1620-1624.
20. Кузнецов, В.Г. Рифогенные формации и их эволюция Текст. / В.Г. Кузнецов // Эволюция карбонатонакопления в истории Земли. — М.: ГЕОС, 2003. С.127-162.
21. Линь Дяньчжун / Признаки сдвиговых структур во впадине Бохайского залива и их контроль за нефтью и газом // Шию юй тяньжаньпи дичжи. КНР, - 1982., т.З. С. 16-24.
22. Лобацкая, P.M. Структурная зональность разломов Текст. / Р.М.Лобацкая М.: Наука, 1987.-129с.
23. Лукина, Н.В. Байкальская внутриконтинентальная рифтовая система Текст. / Н.В.Лукина // Неотектоника и современная геодинамика подвижных поясов. М.: Наука, 1988. -С.294-326.
24. Лукьянов, A.B. Структурные проявления горизонтальных движений земной коры Текст. / А.В.Лукьянов // Геол.инст-т., труды вып.136. М.: АН СССР, 1965. - 211с.
25. Лунгерсгаузен, Г.Ф. Аэрометоды и их значение для геологического исследования территории СССР Текст. / Г.Ф.Лунгерсгаузен, В.П.Поникаров, М.Н.Петрусевич // Сов. геология. Сборник 49 1955. - С. 129-134.
26. Лунина, О.В. Рифтовые впадины Прибайкалья: тектоническое строение и история развития Текст. / О.В.Лунина, А.С.Гладков, Н.Н.Неведрова; Рос. акад. наук, Сиб. отд-ние, Ин-т земной коры. Новосибирск: Академическое изд-во «Гео», 2009. - 316с.
27. Лурье, М.Л. Интрузивные траппы западной окраины Сибирской платформы Текст. / М.Л.Лурье, В.Л.Масайтис, Л.А.Полунина // Петрография Восточной Сибири. Т.1. Сибирская платформа и ее северное обрамление. Акад. Наук СССР. — 1962. — С. 5-70.
28. Максимов, С.П. Послесловие к русскому изданию Текст. / С.П.Максимов //Нефтегазоносность и глобальная тектоника. М., Недра, 1978. - С.222-224.
29. Мальцев Ю.М. Разломы Байкитской антеклизы и их значение в оценке перспектив нефтегазоносности // Итоги и направления поисковых работ на нефть и газ в красноярском крае. Тез.докл.-Красноярск:1985. С. 97-98.
30. Маркова В.Н. Трещиноватость рифейских карбонатных пород Куюмбинского месторождения Текст. / В.Н.Маркова, О.В.Найденов, Е.И.Кудрявцева // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. № 3, 2008. — С.22-27.
31. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры нефтегазоносных провинций Сибирской платформы Текст. Труды института / Под. Ред. В.С.Суркова. - М.: Недра, 1987.-204с., ил.
32. Межвилк, A.A. Сибирская платформа Текст. / А.А.Межвилк // Разломы и горизонтальные движения платформенных областей. М.: Недра, 1977. — С. 100-123.
33. Мигурский, A.B. Влияние дизъюнктивной тектоники на нефтегазоносность Текст. / А.В.Мигурский, В.С.Старосельцев // Критерии и методы прогноза нефтегазоносности. Сборник научных трудов. Новосибирск, СНИИГиМС, 1987. - С.90-96.
34. Мигурский, A.B. Зоны сдвигов Непско-Ботуобинской антеклизы и их возможное влияние на нефтегазоносность Текст. / А.В.Мигурский, П.К.Мазаева // Новые данные по геологии и нефтегазоносности Сибирской платформы. — Новосибирск, СНИИГиМС, 1980. -С. 66-76.
35. Мусатов Д.И. Развитие Енисей-Туруханского подвижного пояса и его металлогения как результат взаимодействия литосферных плит // Металлогения и новая глобальная тек-тоника.Тез.докл.-Л.:ВСЕГЕИ, 1973. С.89-91.
36. Нестеров И.И. Критерии прогнозов нефтегазоносности (на примере мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты). Автореф. Докт. Дис. М., 1967. 48с.
37. Новые данные о геологическом строении Куюмбинского месторождения Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления / В.В.Харахинов, В.Н.Нестеров, Е.П.Соколов, С.И.Шленкин // Геология нефти и газа. 2000. - № 5. - С. 12-20.
38. Никонов, В.Ф. Некоторые важные критерии поисков нефтяных и газовых месторождений гигантов Текст. / В.Ф.Никонов. - Геология нефти и газа. - 1975, № 4. - С.10-17.
39. Оффман, П.Е. Тектоника и вулканические трубки центральной части Сибирской платформы Текст. / П.Е.Оффман // Тектоника СССР. T.IV. М.: АН СССР,1959. - С.5-344.
40. Разломообразование в литосфере. Зоны сдвига Текст. / С.И.Шерман, К.Ж.Семинский, С.А.Борняков [и др.]. — Новосибирск: Наука, 1991. 262с.
41. Разломы и горизонтальные движения земной коры Текст. / В.С.Буртман, А.В.Лукьянов, А.В.Пейве, С.В.Руженцев М., АН СССР. - 1963. - 312с.
42. Расцветаев, Л.М. Парагенетический метод структурного анализа дизъюнктивных тектонических нарушений Текст. / Л.М.Расцветаев // Проблемы структурной геологии и физики тектонических процессов. — М., 1987. 4.2. - С.173-230.
43. Решения Всесоюзного стратиграфического совещания по докембрию, палеозою и четвертичной системе Средней Сибири Текст. — Новосибирск, 1983. 216с.
44. Роль сдвиговой тектоники в структуре литосфер Земли и планет земной группы Текст. / СПб.: Наука, 1997. 591с.
45. Романовский, Г.О. О горном масле вообще и северо-американском петроле в особенности Текст. / Г.О.Романовский // Горный журнал, 1866. Ч.З - С. 101 -124.
46. Рязанов, Г.В. Морфология и генезис складок Непской зоны Текст. / Г.В.Рязанов. — Новосибирск, Наука, 1973. 90с.
47. Скобелин, Е.А. Природа складчатости Текст. / Е.А.Скобелин, ЗАО «Красноярскгео-физика», Красноярск, 2002. 49с.
48. Старосельцев B.C. Тектоника базальтовых плато и нефтегазоносность подстилающих отложений Текст./ В.С.Старосельцев. М.: Недра, 1989. -259с.
49. Стоянов, С.С. Механизм формирования разрывных зон Текст. / С.С.Стоянов. — М.: Недра, 1977. 144с.
50. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Рифей и венд Сибирской платформы и ее складчатого обрамления. Мельников Н.В., Якшин М.С., Шишкин Б.Б. и др., Новосибирск: Академическое издательство «Гео», 2005. - 428с.
51. Строение рифейских природных резервуаров Куюмбинского и терско-Камовского участков Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления Текст. / Р.Н.Мухаметзянов, Е.П.Соколов, С.И.Шленкин [и др.] // Геология нефти и газа, 2003, № 4. С.39-45.
52. Строение консолидированной земной коры Камовского свода Сибирской платформы и возможные факторы формирования геофизических аномалий Текст. / Р.П. Готтих, Б.И.Писоцкий, В.И.Галуев, С.И.Каплан // Литосфера, 2010, № 1. С.47-63.
53. Структурная геология и тектоника плит: В 3-х томах. Пер. с англ./Под. ред. К.Сейферта. М.:Мир, 1990-1991
54. Суворов, А.И. Глубинные разломы платформ и геосинклиналей Текст. А.И.Суворов — М.: Недра, 1973.-216с.
55. Тевелев, Ал. В. Сопряженное развитие поверхностных впадин и магматических камер в условиях присдвигового растяжения Текст. / Ал.В.Тевелев, Арк.В.Тевелев // ДАН, 1996. Т.346, № 5. - С.653-655.
56. Тевелев Арк.А. Электронный ресурс.http://geo.com.ixi/dynamo/personal/tevelev/start.htm
57. Тевелев Арк.А. Электронный ресурс.http://web.ru/~tevelev/pullapb.htm
58. Умперович, H.B. Изучение рифейеких отложений Сибирской платформы методом сейсморазведки в связи с оценкой их нефтегазоносности (на примере территорий Байкит-ской антеклизы и Катангской седловины) Текст. / Н.В.Умперович, А.В.Исаев, А.А.Дека,
59. B.И.Роменко // Новые данные по геологии и нефтегазоносности Сибирской платформы. — Новосибирск, СНИИГиМС, 1980. С. 77-89.
60. Умперович, Н.В. Тектоника Юрубчено-Тохомской зоны и ее влияние на формирование скоплений углеводородов (Сибирская платформа) Текст. / Н.В.Умперович, Н.К.Губина// Геология и геофизика. 1995. - С.87-94.
61. Файф, У. Флюиды в земной коре Текст. / У. Файф, Н. Прайс, А. Томпсон. М.: Мир, 1981.-436с.
62. Фациальиая обусловленность развития коллекторов в рифейеких отложениях Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления Текст. / В.Г.Кузнецов [и др.] // Геология нефти и газа. 2006. - № 5. - С.34-42.
63. Феоктистов, Г.Д. Петрология и условия формирования трапповых силлов Текст. / Г.Д.Феоктистов. Новосибирск: Наука, 1978. - 168 с.
64. Хабаров Е.М. Корреляция и возраст нефтегазоносных рифейеких отложений Байкит-ской антеклизы Сибирской платформы по изотопно-геохимическим данным Текст. / Е.М.Хабаров и др. // ДАН. 1998. - Т.358, № 3. - С.378-380.
65. Хоменко, A.B. Некоторые особенности локализации интрузивных траппов в Тунгусской синеклизе Текст. / A.B.Хоменко // Новые данные по тектонике нефтегазоносных областей Сибири. Сб. науч. труд., вып.273. - Новосибирск, 1979. - С.44-50.
66. Хоментовский, В.В. Неопротерозой запада Сибирской платформы Текст. / В.В. Хо-ментовский, К.Е.Наговицин // Геология и геофизика. 1998. - № 10. — С.1365-1376.
67. Чамов, Н.П. Вопросы связи литологии и тектоники при изучении осадочных бассейнов Текст. / Н.П.Чамов. // Литология и полезные ископаемые, 2008, № 4, С.377-395.
68. Шатский, Н.С. Фосфоритоносные формации и классификация фосфоритовых залежей Текст. / Н.С.Шатский // Совещание по осадочным породам. Вып.2 М.: Изд-во АН СССР, 1955.-145с.
69. Шенфиль, В.Ю. Внутренние районы Сибирской платформы Текст. / В.Ю. Шенфиль // Поздний докембрий Сибирской платформы. Новосибирск : Наука. Сиб. отд-ние, 1991. —1. C.118-138.
70. Шенфиль, В.Ю. К стратиграфии рифейеких отложений Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления Байкитской антеклизы Текст. / В.Ю.Шенфиль, А.Н.Примачок // Геология и геофизика, 1996. Т.37, №10. С.65-75.
71. Шерман С.И., Борняков С.А., Буддо В.Ю.Текст. / С.И.Шерман,- Области динамического влияния разломов. — Новосибирск: Наука, 1983 — 112с.
72. AAPG Bulletin, v. 94, no. 12 (December 2010), P. 1859-1881
73. Anderson E.M. The dynamics of faulting, Edinburgh, Oliver and Boyd. 1951. - P.206
74. Fergusson R.N., Willis C.G. Dinamic of oil-field structure in southen California // Bull. AAPG, 1924. V.8. -No 5. - P.576-583.
75. Harding T.P. Nevvport-Inglewood Trend, California An Example of Wrenching Style of Deformation//Bull. AAPG,1973. - V.57. -No 1.-P.97-135.
76. Harding T.P. Prediction productive trends related to wrench faults // World Oil, 1976. -V.182. -No7. P. 64-69.
77. Harding T.P. Seismic characteristics and identification'of negative flower structures, positive flower structures and positive structural'inversion // Bull. AAPG, 1985. V. 69, P: 582-600.
78. Harding T.P., and Tuminas A.C. Interpretation.of footwall (lowside) fault traps sealed by reverse faults and convergent wrench faults // Bull: AAPG, 1988. V.72(6), P.738-757
79. Harding T.P:, Lowell J.D. Structural styles, their platetectonic habitats and hidrocarbon traps in petroleum provinces // Bull. AAPG. -1979. V.63. - P.1016-1058.
80. Kennedy W.Q. The Great Glenfault, GeohSoc. 1946. London Quart. J., V.102, P.47-76.
81. Mead* W.J. Notes on the mecanics of geologic structures // Journ. Ceol., 1920. V.28 -P.512-513*.
82. Moody J.D. Petroleum Exploration Aspects of Wrench-Fault Tectonics // Bull. AAPG, 1973. V.57. — No 3. — P.449-476.
83. Quennell A.M. The Structural and geomorphic evolution of the Dead Sea Rift. Quart. J.Geol.Soc. London, 1958, 114, P. 1-24.
84. Sylvester A.G. Strike-slip faults // Bull. Geol.Soc. Am., 1988. V. 100. - No 11. - P.1666-1703.
85. Tchalenko, J.S. and Ambraseys, N.N. Structural analysis of the Dasht-e Bayaz (Iran) earthquake fractures // Bull. Geol.Soc. Am., 1970. V.81. - P.41-66
86. Transfer zones in the East African system and their relevance to hydrocarbon exploration in rifts / C.K.Morley, B.A.Nelson, T.P.Patton, S.G.Munn // Bull. AAPG, 1990. V.74. - No 8. - P. 1234-1253.
87. Wilcox R.E., Harding T.P., Seely D.R. Basic wrench-tectonics // Bull.AAPG, 1973. V.57. -No 1. — P.74-96.1. Фондовая
88. Гришин М.П., Ларичев А.И. Отчет по прогнозу региональных зон нефтегазонакопле-иия в рифейских осадочных бассейнах Сибирской платформы.- Новосибирск, 1993г. Фонды СНИИГГиМС.
89. Мигурский А.В. Дизъюнктивная тектоника и нефтегазоносность платформенных областей (на примере юга Сибирской платформы). Докт. дисс.,- ИНГГ, Новосибирск, 1997.
90. Мигурский А.В. Морфология и генезис дислокаций осадочного чехла Непско-Ботуобинской антеклизы и их влияние на нефтегазоносность. Дисс. Кандидата геол.-минерал.наук.-Новосибирск, 1985. Фонды СНИИГГиМС.
-
Баранова, Марина Илларионовна
-
кандидата геолого-минералогических наук
-
Новосибирск, 2011
-
ВАК 25.00.12
- Моделирование рифейского природного резервуара Юрубчен-Тохомской зоны нефтегазонакопления
- Литология и петрофизическая характеристика рифейских карбонатных отложений
- Дизъюнктивная тектоника и нефтегазоносность платформенных областей
- Методика картирования типов геологического разреза в межскважинном пространстве на основе спектрально-временного анализа данных сейсморазведки
- Состав, структура и обстановки формирования рифейских карбонатных отложений Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления Байкитской антеклизы
