Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Закономерности и история нефтегазообразования в районах интенсивного развития траппового магматизма (на примере Южно-Тунгусской НГО)

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Закономерности и история нефтегазообразования в районах интенсивного развития траппового магматизма (на примере Южно-Тунгусской НГО)"

РГб од

СИБИРСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ - ГЕОЛОГИИ, ГЕОФИЗИКИ И МИНЕРАЛЬНОГО СЫРЬЯ (СНИИГГиМС)

На правах рукописи

ШИПЦОВ Юрий Алексеевич

Г

ЗАКОНОМЕРНОСТИ И ИСТОРИЯ НЕФГЕГА300БРА30ВАНИЯ В РАЙОНАХ ИНТЕНСИВНОГО РАЗВИТИЯ ТРАПЮВОГО МАГМАТИЗМА (НА ПРИМЕРЕ ШНО-ТУНГУССКОЙ НТО)

04.00,17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогическкх наук

Новосибирск - 1993

Работа выполнена в Сибирском научно-исследовательском институте геологии, геофизики и минерального сырья

(СНИИГГиМС)

Научный руководитель - академик, доктор геолого-

минералогических наук, профессор А.Э.Конторович

Официальные оппоненты: Д.г.-м.н.,проф. Г.С.Фрадкнн (ОИГГиМ

СО РАН), в.г.-м.н., ст.науч.сотрудник ' П.Н.Соболев (СНЖГТиМС)

Ведущее предприятие: ГГП "Енисейнефтегазгеология"

Зашита состоится "II ". ноября 1993 г. в асов на заседании Специализированного совета К.071.13.01 Сибирском НШ геологии, геофизики и минерального сырья СНИИГГиМС) по адресу: 630104, г. Новосибирск, Красный роспект, 67.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке сШИГТиМСа.

Автореферат разослан "5 " Октября 1993 г.

Ученый секретарь Специализированного совета, кандидат геолого-минералогических наук —« В.Г.Матухина

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность, работы. Сибирская платформа - в настоящее время один из самых крупных регионов России, обладающих высокими, но в значительной степени еще недостаточно обоснованными перспективам! нефтегазоносности.Это обусловлено прежде всего древним возрастом, сложностью геологического строения платформы, а- ташке большим числом разнонаправленных процессов, способствовавших как образования, так и разрушении залежей нефти и газа.

Одним из важных факторов, существенно повлиявших на перспективы нефтегазоносности Сибирской платформы, явился трапповый магматизм, который не только значительно усложнил ее геологическое строение, но и оказал непосредственное влияние на органическое вещество (ОВ) и нафтиды. Недостаточные знания и учет процессов преобразования ОВ, нафтидов и минеральной матрицы под воздействием траппово-го магматизма, а также сложные сейсмогеологические условия обусловили низкую эффективность нефтегазопоисковых работ в пределах Южно-Тунгусской нефтегазоносной области (НТО) - одной из наиболее интрудированных областей Сибирской платформы.

Целью работы является выяснение закономерностей нефтегазообразования и сохранения скоплений углеводородов (УВ) в этом районе широкого развития траппового магматизма, определение показателей траппового воздействия на ОВ и нафтиды, реконструкция истории нафтидогенеза и прогноз фазового и химического состава углеводородных флюидов в отложениях нижнего-среднего кембрия.

Основные задачи:

1. Дать краткую характеристику геологического стро- . ения Юяно-Тунгусской НТО, уделив особое внимание траппо-вой формации.

2. Определить типичные контактовые изменения, вмеша-юаих трапповые интрузии пород, рассмотреть реакции контактового минералообразования и их роль в генерации углекислого газа.

3. Дать характеристику выделяемых в настоящее время '

в Южно-Тунгусской НТО продуктивных и возможно продуктивных нефтегазоносных комплексное и горйзонтов-коллекторов, а также выявленных в нижне-среднекембрийских отложениях залежей нефти и газа.

4. Изучить рассеянное органическое вещество (РОВ), .природные газы, обобщить данные по составу и свойствам

нефтей и конденсатов нижне-среднекембрийских отложений Южно-Тунгусской НТО.

5. Изучить изотопный состав серы минералов и пород, обобщить имеющиеся данные по изотопному составу углерода органических и минеральных соединений и выяснить их связь с процессами преобразования нафтидов и органического вешества.

6. Реконструировать историю нефтегазообразования.

7. Выделить показатели траппового воздействия на ОВ и нафтиды и осуществить прогноз фазового и химического состава углеводородных флюидов в отложениях нижнего-среднего кембрия.

Научная новизна.

1. Установлено, что трапповый этап развития территории Южно-Тунгусской НТО явился решающим в формировании . современной картины нефтегазоносности ее недр. ~

2. Подтверждено, что трапповый прогрев отложений спо- • собствовал не только термодеструкции нефтей и увеличению катагенетической преврашенности РОВ, но и восстановлению ими сульфатов с образованием сероводорода, сероорганичес-ких соединений в составе конденсатов, нефтей и РОВ, а также углекислого газа и кислородсодержащих соединений

РОВ и, возможно, конденсатов.

3. Оценены расстояния от интрузий, на которых происходили названные процессы.

4. Уточнены закономерности изменения во времени изотопного состава серы осадочных ангидритов в нижнекембрий- . ских отложениях Южно-Тунгусской НТО и доказан термохимический способ восстановления сульфатов на трапповом этапе с образованием сероводорода, самородной серы и пирита в условиях, близких к закрытой системе.

5. Установлено совпадение зон с наибольшими концёнт-

рациями углекислого газа и сероводорода в водорастворен-нон состоянии с продуктивными площадями.

6. Детально изучено РОВ нкжне-среднекенбрийских отложений Южно-Тунгусской НТО.

7. Установлено широкое распространение ниэаих ант-раксолитов в моктаконском продуктивном горизонте Тана-чино-Моктаконской зоны нефтегазонакспяения, являющихся продуктами разрушения на высокотемпературном трапповом этапе залежей нефти дотрапповой аккумуляции.

8. Установлено, что в пределах интенсивно интруди-рованных Таначинской, Локтаконской, З'ападно-Малькиткон-ской площадей нефти, содержащиеся на уровне кровли рифея кристаллического фундамента, также были разрушены во время траппового прогрева.

9. Выявлена зависимость между составом и свойствами углеводородных флюидов в ловушках продуктивных горизонтов и удаленностью этих ловушек от интрузий (в мощностях силлов). ч

10. Определены показатели траппового воздействия на 0В и нафтиды и осуществлен прогноз-, фазового и химического состава углеводородных флюидов в продуктивных горизонтах нижне-среднекембрийскнх отложений.

Практическая значимость. Выводы и рекомендации автора позволяют более обоснованно подойти к оценке перспектив нефтегазоносности территорий в той или иной степени затронутых процессами траппового магматизма.

Реализация работы. В настоящее время результаты работы используются в ГТП "Енисейнефтегазгеология" при определении приоритетных направлений нефтегазопоисковых работ в Южно-Тунгусской НТО. -

Апробация работы. Основные положения работы опубликованы в 10 работах, изложены в 3-х фондовых отчетах,докладывались на конференции "Проблемы геологии Красноярского края в разработках молодых ученых" (Красноярск, 1988), на Всесоюзной научно-технической конференции молодых ученых и специалистов "Повышение эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ на основе достижёний

научно-технического прогресса" (Москва, 1988), УШ региональной научно-грактической конференции "Поиски и разведка месторождений нефти и газа в Красноярском крае" (Красноярск, 1988), на региональном научно-практическом совещании "Геологическое строение, эффективность_и направление нефтегазопоиековых работ в западной части Сибирской платформы" (Туруханск, 1990), на сессии Научного совета региональной Научной Российской программы "Поиск" (Новосибирск, 1993).

Фактический материал. В основу диссертации положены данные, собранные' в процессе работ в №2 СНШГТиМС на территории Югно-Тунгусской НТО сначала при участии,а затем под руководством автора в период с 1987 по 1993 год.

В работе использованы результаты визуального изучения и описания керна около 50 нефтегазопоиековых и параметрических, а также около 20 структурных (колонковых) скважин, пробуренных в Южно-Тунгусской НТО; данные изучения распределения и форм концентрации органического вещества в более чем 1200 шлифах, определения и детального описания контактовых новообразований в 200 шлифах; результаты 66 наиболее качественных-анализов природных газов, 72 анализов изотопного состава самородной серы, серы ангидритов и пирита, 53 анализов изотопного состава углерода метана и углекислого газа, 24 анализов изотопного состава углерода карбонатов, анализа изотопного состава углерода и серы различных фракций одной пробы'нефти, около 2400 определений содержания в породах органического углерода и хлороформенного битумоида, 28 детальных анализов органического,вещества (керогена и битуыэндов).различной детальности анализов нефтей (II проб) и конденсатов (18) гроб). Разумеется, такой большой объем аналитических исследований включает в себя материалы как самого автора, так и собранные им данные других' исследователей, изучавших Южно-Тунгусскую„НТО. Кроме того, использовались фондовые материалы СНИИГГиМС, ГГП "Енисейнефтегазгеология" и литературные источники.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения и содержит

страниц" машинописного текста, 35 рисунков, 25 таблиц, список использованной литературы из 104 наименований.

Работа выполнена в процессе заочного обучения в аспирантуре при СНИИГГиМС под научным руководством академика А.Э.Конторовича, которому автор.приносит искреннюю благодарность за четкую постановку задач и направление выполненных исследований.

Автор искренне благодарен доктору геолого-минералогических наук, профессору Н.В.Мельникову, кандидату геолого-минералогических наук А.В.Хоменко, С.А.Константиновой, Т.Р.Кудриной за творческое обсуждение основных положений работы, а также за любезно предоставленное ими стратиграфическое расчленение разрезов скважин Южно-Тунгусской НТО, положенное в основу представленной диссертации.

Особую роль в выполнении работы сыграл кандидат геолого -минералогических наук 1С.А.Кашенко1 под руководством которого автор начал изучение процессов преобразования органического вешества и нафтидов под воздействием трап-пового магматизма. Можно без преувеличения сказать, что без помоши 1С-.А.Кащенко! представленная диссертация не могла бы быть выполнена.

Автор приносит глубокую благодарность за ценные советы и критические замечания при обсуждении отдельных разделов работы доктору геолого-минералогических наук, профессору В.С.Старосельцеву, кандидатам геолого-минералогических наук М.М.Калгановой, Г.Д.Назимкову, Н.Л.Падал-ко, О.Ф.Стасовой, Г.Г.Шемину; научным сотрудникам Л.И.Богородской, В.И.Сухоручко, главному геологу ГГП "Енисей-нефтегазгеология", кандидату геолого-минералогических наук А.К.Битнеру, заместителю председателя Красноярского комитета "Роскомнедра" В.А.Кринину, главному геологу Ту-руханской НГРЭ С.Н.Распутину, геологу А.Ф.Бабинцеву.

При оформлении работы большую помощь автору оказала О.П.Подольная, которой автор также приносит свою искреннюю признательность.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава I. Геологический очерк

В первом разделе дана краткая характеристика состава и возраста пород кристаллического фундамента,а также стратиграфии и литологии осадочного чехла Южно-Тунгусской НТО, включавшего отложения рифея, венда, кембрия, ордовика, силура, девона, карбона, перми, триаса и четвертичные отложения.

Второй раздел посвяшен характеристике проявлений трагаювого магматизма. Показано, что Южно-Тунгусская НТО принадлежит к числу территорий, где с наибольшей интенсивностью проявлены интрузивные фации траппов. Наибольшим расщюстранением пользуются недифференцированные и слабо-дифференцированные тела, преимущественно пластовой формы, мощностью до 300 м, причем наиболее часто мощность тел, вскрываемых скважинами составляет 50-200 м. Кроме силлов широко развиты дайки. Суммарная мощность интрузий в осадочном чехле составляет 500-1200 м. Выделены три уровня преимущественной локализации траппов. Верхний уровень соответствует верхней части разреза осадочного чехла от триаса и перми до ордовика включительно. Это уровень максимального насыщения разреза интрузиями, которые встречены во всех его стратиграфических подразделениях. Второй уровень находится вблизи подошвы летнинской (эвенкийской) свиты. Как правило, это два-три мелких или один крупный силлы, которые фиксируются в летнинской, нижней части усть-пелядкинской, таначинской и оленчиминской свитах.Иногда интрузии этого уровня опускаются в верхнюю часть дель-тулинской свиты. Третий уровень приурочен к сурингдакон-ской свите: одна-три интрузии локализованы в сурингдакон-ской, верхней.части бурусской, нижней части дельтулинской или в булайской свитах. Рассмотрение локализации интрузивных тел показало, что часто они "перескакивают" из одной свиты в другую или в пределах свиты - с одного стратиграфического уровня на другой, расщепляются на несколько тел и вновь'объединяются в одно более мощное.

Далее во втором разделе первой главы рассмотрены

контактовые изменения вмещающих интрузии пород.

В пределах Южно-Тунгусской НТО установлены проявления спуррит-мервинитовой, пироксен-роговиковой, амфибол-роговиковой и мусковит-роговиковой фаций контактового метаморфизма (по В.В.Ревердатто).Наибольший интерес для выяснения влияния траппов на нефтегазоносность представляют минеральные новообразования, возникающие в карбонатных (с примесью силикатного материала) породах при конг тактовом метаморфизме, а также и при контактово-метасома-тических процессах. К ним относятся периклаз, форстерит, брусиг, диопсид, гранат, тремолит-актинолит,- флогопит, везувиан, зпидот, серпентин, хлорит. Почти во всех реакциях образования этих минералов происходит декарбонатиза-ция пород и генерация диоксида углерода. Величина зон контактовых изменений, фиксируемых на минеральном уровне, в изученных разрезах Южно-Тунгусской НТО измеряется первыми метрами и максимально достигает 0,45 и 0,31 мощности интрузий в верхнем и нижнем экзоконтактах соответственно.

В третьем разделе дана характеристика тектонического строения Южно-Тунгусской НТО, которая охватывает юго-западную часть Курейской синеклизы; освещено строение платформенного чехла, основным элементом которого является Бахтинский мегавыступ; охарактеризованы этапы тектонического развития области, состав и мощность накопившихся осадочных и вулканогенных формаций.

В четвертом разделе рассмотрена нефтегаэоносность Южно-Тунгусской НТО, охарактеризованы нефтегазоносные комплексы и продуктивные горизонты, установленные в пределах области, даны сведения о коллекторских свойствах юрод-коллекторов, дебитах полученных при испытаниях тестовых вод и углеводородов (УВ).

В настоящее время в Южно-Тунгусской НТО в никне-реднекембрийских отложениях открыты залежи УВ на Мок-аконской, Таначинской, Усть-Дельтулинской площадях Таначино-Моктаконская зона нефтегазонакопления) и на ижнетунгусской площади. Продуктивными являются: тана-лнский (А-1) горизонт (залежи газа с тем.или иным ко-1чёством конденсата на Таначинской, Моктаконской, Ниж-гтунгусской площадях); нижнетунгусский (А~У) горизонт

денсата на Моктаконской и Усть-Дельтулинской площадях);' моктаконский (А-У1) горизонт (залежи нефти на Моктакон-ской и газоконденсата на Усть-Дельтулинской площадях). Все названные скопления УВ недоизучены. Одни исследователи считают, что залежи являются сводовыми, массивными; другие показывают, что ловушки горизонтов А-1 (та-начинского) и.А-У1 (моктаконского) имеют рифовую природу, а ловушки горизонта А-У (нижнетунгусского) - антиклинальные, образовавшиеся за счет облекания нижележащих рифовых массивов.

Глава 2. Характеристика нафтидов и рассеяного органического вещества и их преобразования под воздействием интрузий трапгюв

В первом разделе проанализированы сведения о составе и распространенности свободных и водорастворенных газов в нижне-среднекембрийских отложениях Южно-Тунгусской НТО, которые отличаются высокими содержаниями диоксида углерода и сероводорода. Содержания диоксида углерода в свободных газах достигают 79,0 % (в отдельных гробах), сероводорода - 24,5 %. В соответствии с классификацией Л.М.Зорькина, состав свободных газов изменяется от метанового (нижнетунгусский (А-У) горизонт Моктаконской и Усть-Дельтулинской площадей, моктаконский (А-У1) горизонт Усть-Дельтулинской площади) до углекисло-метаново-го и метаново-углекислого (таначинский (А-1) горизонт Нижнетунгусской, Таначинской, Моктаконской площадей).

Рассмотрение водорастворенных газов проведено после предварительной разбраковки данных, с учетом условий отбора проб. В нижне-среднекембрийских отложениях ЮжноТунгусской НТО выделяются углеводородный, азотный, углекислый, как правило сероводородсодержащий и углекис-ло-азотно-метановый классы газов. Общий объем сведений невелик, поэтому анализ проводился для двух резервуаров нижне-среднекембрийского галогенно-карбонатного комплекса. Верхний (надсолевой) резервуар включает отложения булайской, дельтулинской, таначинской и летнинской свит или их аналогов вместе с имеющимися в их пределах сухо-тунгусским (А-11) и таначинским (А-1) горизонтами.

Нижний (межсолевой) резервуар объединяет ясенгскую, мок-таконскую, марскую, абакунскую, бурусскую и сурингдакон- -скую свиты или их аналоги с осинским (Б-1), мэктаконским (А-У1), нижнетунгусским (А-У), кочувдекским (А-1У) и подсолевым (А-П1) горизонтами. Составлены схематические карты состава водорастворенных газон для двух названных резервуаров. В распределении газов пластовых вод верхнего резервуара выявлена следующая.закономерность: углекислые, часто сероводородсодержащие газы приурочены к площадям с доказанной газоносностью (Таначинская, Мокта-конская, Нижнетунгусская). Повниенные содержания тяжелых УВ характерны для площадей, где получены притоки свободных газов с высоким содержанием конденсата (Таначино-Моктаконская зона).

В нижнем резервуаре газы содержат больше метана, ■ меньше "кислых" компонентов (лишь в некоторых пробах более 25 %). Региональный фон тяжелых УВ в нижнем резервуаре вше, чем в верхнем. Не столь отчетливо проявляется в нижнем резервуаре связь зон преимущественно углекислых, нередко сероводородсодержащих газов с залежами свободных газов. Но в целом, тенденция увеличения содержания в пластовых водах сероводорода и диоксида углерода на площадях с доказанной газоносностью (Усть-Дельтулин-ская, Моктаконская'площади) проявляется и в подсолевом резервуаре.

Второй раздел главы посвящен изучению изотопного состава самородной серй, серы ангидритов и пирита продуктивных отложений и выяснению его взаимосвязи с процессами преобразования нафтидов и рассеянного органического вещества.

Значения 84Ц3 наименее измененных ангидритов ЮжноТунгусской НТО закономерно изменяются по разрезу: увеличиваются от низов моктаконской свиты к средней части бурусской свиты и далее опять уменьшаются к булайской свите. Размах значений Б3*^ - от 21,9 до 45,3 %. Значения самородной серы и остаточных ангидритов хорошо коррелируются с изотопным составом серы первично-осадочных ангидритов: самородная сера легче серы одно-возрастных ангидритов на 4-15 % , а сера остаточных

ангидритов - тяжелее на 1-5 Значения б^Б пирита не отличаются от таковых одновозрастных ангидритов. Все это свидетельствует во-первых о том, что источником самородной серы и серы пирита были сульфаты эвапоритов Вино-Тунгусской НТО. Во-вторых, процессы сульфатредукции происходили в условиях, близких к закрытой системе, без существенного привноса и миграции вещества между пластами: сульфаты и органическое вещество, содержавшиеся в породах, взаимодействовали с образованием сероводорода, самородной серы и пирита. В третьих, полнота восстановления сульфатов.и, как следствие, вариации значений остаточных ангидритов,

пирита и самородной серы определялись локальными условиями в пластах: наличием и количеством реакционно-способного органического вещества, количеством сульфата, температурой и т.д.

В пределах нижне-среднекембрийского сульфатно-гало-генно-карбонатного комплекса Юкно-Тунгусской НТО пластовые воды характеризуются значениями минерализации до 500-600 г/л, рН - около 4-5. Эти условия не благоприятны для существования сульфатвосстанавливагацих бактерий (по С.Е. 2о6е11 ). По данным М.Б.Вукаты, в пробах рассолов моктаконского (А-У1) горизонта скв. Таначинская V (где зафиксированы проявления процессов сульфатредукции) сульфатредуцирующих бактерий обнаружено не была: содержание сероводорода в пробах было настолько велико (до 220 г/л), что сульфатвосстанавливающие бактерии развивались в них только после его удаления. Все вьшесказанное, а также обогащение самородной серы и серы пирита легким изотопом менее, чем на 20 % по сравнению с серой первично-осадочных ангидритов ( по данным Н.Г.Тода и др. при микробиологической сульфатредукции происходит большее обогащение) свидетельствует, что' восстановление сульфатов в недрах Юкн о -Тунгу с с ко й НТО в пределах нижне-сред-некембрийского комплекса отложений происходило термохимическим путем на высокотемпературном трапповом этапе развития. Продукты процессов сульфатредукции: самородная сера, пирит (присутствующий в кавернах и порах проницаемых пластов, по трещинам в породах, в виде вкрапленности кристаллов в массивных ангидритах, а также по

стилолитам, иногда почти полностью замещая глинисто-органическое вещество) свидетельствуют, что восстановителем в процессах сульфатредукции являлись как нефтяные УВ скоплений, так и РОВ пород. Схему таких преобразований предложил Р.Ё.Фрамер:

СпНт + СаБО),-»-СаС0з++ СОгдНг.О Конечно, приведенная схема не отражает всего многообразия процессов преобразования РОВ и нафтидов.. Об этом свидетельствуют высокие содержания серы и кислорода в ряде образцов РОВ, высокая осерненность конденсатов и нефти Таначино-Моктаконской зоны нефтегазонакопления. Окисление УВ не всегда приводило к образованию углекислого газа. Возникали и кислородсодержащие органические соединения, а взаимодействие с сероводородом или элементарной серой приводило к образованию серооргани-ческих соединений РОВ и нафтидов.

На основании анализа проявлений серы в пластах продуктивных горизонтов, выводов о термохимическом способе сульфатредукции и об отсутствии существенной миграции вещества между пластами в изученных частях разреза, били определены расстояния от интрузий долеритов, на которых происходили процессы восстановления сульфатов и окисления РОВ и нафтидов. Для части разреза, охватывающей интервал от булайской до моктаконской свиты эти расстояния достигают 5,2-6,9 мощностей интрузий. К сожалению, пока нет данных по изменению ангидритов и других соединений серы в таначинской и дельтулинской свитах. Тем не менее, размещение интрузий в них таково, что практически ни в одном из вскрытых пересечений невозможно сохранение на этом уровне скоплений УВ не затронутых процессами сульфатредукции.

В третьем разделе обобщены данные по изотопному составу углерода органических и минеральных соединений и его взаимосвязи с процессами преобразования РОВ и нафтидов.

Изотопный состав углерода метана, присутствующего в отложениях нижнего-среднего кембрия Ежно-Тунгусской НТО характеризуется более низкими значениями 5йС (от -24,4 до -39,2 %»), чем в других НТО Сибирской

платформы. Зависимость изотопного состава углерода метана от отражательной способности витринита (К* ) вмещающих; отложений для сапропелевого ОВ (по В.Шталю), позволяет оценить увеличение катагенетической превращенийсти ОВ изучаемых отложений Южно-Тунгусской НТО по сравнению с другими регионами. В Южно-Тунгусской НТО значения 613С метана соответствуют превращенное™ ОВ до стадий МК^ (коксовой) - АК^ (антрацитовой), тогда как в других НТО Сибирской платформы Б^С метана соответствует преобразованное™ ОВ до стадий МК^ (длиннопламенной) - МК3 ч (коксовой). Проведенные ранее А.Э.Конторовичем и др. оценки катагенетической превращенности ОВ отложений венда-кембрия Сибирской платформы на основе реконструкции палеоглубин их погружения, совпадают с данными по корреляции стадий катагенеза ОВ и 813С метана для Бай-китской, Катангской, Ангаро-Ленской и Непско-Ботуобинс-кой НТО. Катагенетическая превращенность ОВ в отложениях венда-кембрия Южно-Тунгусской НТО согласно реконструкциям также должна была изменяться от стадии ЫК=[ (длин-нопламенной) до МК^ (коксовой). Однако изотопный состав углерода метана'свидетельствует о большей преобразованное™ ОВ. Из сказанного следует, что отложения осадочного чехла £кно-Тунгусской НТО испытали значительный дополнительный прогрев, что привело к генерации дополнительных количеств изотопно-тяжелого метана.

Процессом, влияющим на изотопный состав углерода метана, может быть образование его,за счет крекинга нефти при высокотемпературном прогреве ("инверсия изотопного тренда метана" по Э.М.Галимову). Однако утяжеление углерода метана Южно-Тунгусской НТО по сравнению с таковым одновозрастных отложений других районов Сибирской платформы свидетельствует о том, что если процесс новообразования изотопно-легкого метана и происходил, то интенсивность его была негелика. Из двух путей преобразования нефтей: I) прогрев - деструкция с образованием легких УВ и твердых метаморфизованных битумов - аккумуляция углеводородного газа в ловушках и 2) прогрев -окисление УБ за счет сульфатредукции и образование твердых битумов - накопление продуктов разрушения УВ:

углекислого газа, сероводорода и сероорганическгос соединения - преобладал второ».

Изотопный состав углерода углекислого газа из нижне-среднекембрижских отложений ЕЬно-Туигусско? НТО характеризуется значениями Г С от -6,0 до -23,8 %о . Привнос глубинной углекислоты не соответствует уменьшению содержания СО^ в наиболее удаленных от интрузий жтеих частях разреза. Следовательно, наблюдаемый изотопный состав углерода СО^.может быть объяснен смешением газа из двух источников: карбонатного и органического. окислении РОВ и нефтей при сульфатредукции (по схеме Р.Е.&рЗмйра), наследуя их изотопный состав (8"С от -27,6 до -34,0 %з), образовйвался изотопно-легкий диоксид углерода. Газ преимущественно такого генезиса следует окидать в пределах. подьятруэивних: осинского, моктаконского, иккмг'-гунгусско-го горизонтов. При декарбонатизации контактовых карбспа-тов, наследуя их изотопный состар ( §"ГЗС о? О до ¿4 55»), образовывался изотопно-легкий диоксид углерода. Газ пр-зи-мужественно'такого происхождения наиболее вероятен .2 пределах интенсивно насыщенной интрузиями пасти рг.зрбза (таначинский, сухотунгусский, подсолевой горизонту). В то же время, в зонах секущих интрузий то или иное количество изотопно-тяжелого диоксида углерода мсгас? присутствовать и в подынтрузивной части разрэзь (осинский, моктаконский, никнетунгусский горизонты).

При интерпретации данных по изотопному составу углерода метана и СОг, следует учитывать возможность изотопного обмена мезду ними в условиях зцеоких теютер^тур. Температуры изотопного равновесия для случаев совместного нахождения СН^ и С0«з, определенные по графику Й.Боттингн, колеблются в пределах 5?0-700°С, что не соответствует возможным условиям в пластах, сохранивших углеводороды газокснденсатов и не имеющих контактовых минеральных новообразований. Следовательно, если процессы изотопного обмена мезду СО^ и н происходили, то интенсивность их была невелика и они не оказали существенного влияния на наблюдаемую' ньне картюту вариаций значений углекислого газА и метана.

В соответствии со схемой Р.Е.Фрамера, при сульфат-

редукции, кроме СО2 образуется и вторичный кальцит, который также наследует изотопный состав окисляющегося ОВ. Из доломитов абакунской и моктаконской свит скв. Усть-Дельтулинская 214 было проанализировано несколько образцов вторичного кальцита из каверн продуктивных горизонтов, ассоциирующегося с самородной серой и твердым битумом. Значения 8ПС кальцита изменяются от -10,2 до -13,2 %в , что доказывает участие в его образовании изотопно-легкого диоксида углерода, возникшего при . сульфатредукции за счет окисления УВ нефтей и РОВ, пород. В'изученном разрезе эти процессы происходили на расстоянии 1,7-3,0 мощности от вышележащей интрузии.

В Южно-Тунгусской НТО промдаленный приток нефти был получен в скв. Моктаконская I; Изучение изотопного состава углерода различных фракций этой нефти показало, что в пределах точности анализов 0,5 /6„), измеренные значения 513С (от -31,5 до -34,5 %,в разных фракциях) характерны для нефтей, не затронутых процессами биологического разложения и выцелачивания водой, что по В.Шталю

Г» IX

сопровождается: I) увеличением значений о С в роду: на-сщенные соединения - общая сырая нефть - ароматические соединения - гетерокомпоненты - асфальтены; 2)обогащением изопарафинов по сравнению с н-парафинаш, а наф-тенов - относительно парафинов; 3) увеличением содержания «С ■в ароматических соединениях с увеличением их цикличности.

Четвертый раздел второй главы-посвящен изучению рассеянного органического веществй. Были вычислены средние посвитные содержания органического углерода (Сорг) и хлороформенных битумоидов (Бхл) для отложений венда-кембрия Южно-Тунгусской НТО. Были вьделены обогащенные ОВ свиты, которые можно рассматривать в качестве нефтега-зоматеринских. Это таначинская, отдельные прослои дель-тулинской, моктаконская, ясенгская и тэтэрская свиты. Имеются (но не во всех пересечениях) обогащенные РОВ прослои в булайской, абакунской, марской, менее в бурус-ской, собинской и катангской свитах. Распределение средних посвйтных содержаний Вел показало, что несмотря на повышенные содержания Сорг в таначинской свите (до

0,4 %), количества Бхл в ее пределах не превнпают О,ОК. В дельтулинской свите только в нескольких пересечениях количества Бхл немного превьшают 0,01$, в булайской и сурингдаконской свитах содержания Бхл не превышают 0,01%. Несколько повыленные содержания битумоидов фиксируются в некоторых пересечениях бурусской и абакунской сбит. В моктаконской свите имеются разрезы, обогащенные Бхл до 0,2 %. В пределах марской, ясенгской, татарской, со-бинской и катангской свит около 50 %.пересечений характеризуются содержания;.™ Бхл большими 0,01 %. Налицо явная инверсия в содержаниях битумоидов (с учетом обогащеннос-ти отложений РОВ)# что объясняется большей катагенетичес-кой преобразованностью РОВ наиболее интрудированной .верхней части отложений и разрушением битумоидов под действием интрузивного прогрева.

Изучение распределения РОВ в шлифах пород позволило вцделить следующие формы .его распределения: I) напыление глинисто-органическим веществом известняков, доломитов и их переходных разностей; 2) концентрация РОВ в тонких, обогащенных глинистым веществом прослоях; 3) концентрация. РОВ в стилолитах; 4) насыщение РОВ пор перекристаллизации и доломитизации в карбонатных породах; 5) пленки твердых метаморфизованных битумов по стенкам пустот (пор, каверн и трещин) в пределах коллекторских горизонтов (иногда каплевидной формы).

Первые две формы распределения характеризуют синге-нетичное РОВ. Третья и четвертая формы - частично перемещенное РОВ, Твердые метаморфизованные битумы образуются в' коллекторских горизонтах при' разрушении нефтей. Так как наиболее высокотемпературным этапом развития ЮжноТунгусской НТО был трапповый, и в дальнейшем, при подъеме территории происходило остывание разреза, то существование твердых метаморфизованных битумов в коллекторах нижне-среднекембрийского галогенно-карбонатного комплекса доказывает дотрапповый возраст генерации и аккумуляции нефти. Наличие метаморфизованных битумов, в пределах моктаконского горизонта (А-У1) в скв. Моктаконс-кая Г,5, Таначинская 8,9, Усть-Дельтулинская 214 свидетельствует о широком дотрапповом-нефтенасыщении наиболее

приподнятой в структурном плане единой зоны нефтегазона-копления, подвергшейся йа трапповом атапе значительному прогреву с разрушением нефтей. В результате этого не -большие количества нефти сохранились, вероятно, на некотором удалении от скв. Моктаконская I и, в последующем, заполнили коллектор, содержащий высокометаморфизованные битумы. Согласно данным детального изучения т это низшие антраксолиты. Расстояния от интрузий, на которых зафиксированы антраксблиты, составляют 2,6-5,2 их мощностей.

Следы дотраппового нефтенасщения пористых прослоев в виде пленок метаморфизованных битуюв имеют наибольшее распространение в моктаконской свите. В марской, ч абакунской, бурусской свитах пленки битумов фиксируются значительно реже и, большей частью, непосредственно взаимосвязаны с обогащенными сингенетичным ОВ прослоями. В таначинской свите только в скв. Сурингдаконская 3 обнаружен достаточно мощный пористый прослой с пленками метаморфизованных битумов, которые позволяют говорить о* дотрапповом нефтенасыцении. Во всех других случаях плен- ки битумов обнаружены только в редких порах (большей частью зацементированных впоследствии кальцитом) в пределах обогащенных сингенетичным ОВ прослоев. Ассоциирование этих битумов с контактово-метаморфическими минералами (тремолит - актинолитом, диопсид-салитом и др.) 6 некоторых образцах свидетельствует о генерации жидких УВ в пределах таначинской свиты уже на трапповом этапе, в результате прогрева отложений теплом интрузий*

Обнаружены пленки метаморфиэованных битумов и в выветрелой части гранитогнейсов фундамента на Таначинской и Моктаконской площадях, а также в гравипесчаниках предположительно рифейского возраста в скв. Западно-' Малькитконская 216. Это позволяет предположить, что с юга и с запада от Таначино-Моктаконской зоны нефтегазо-накопления к выступу фундамента прилегают вендские и (или) рифейские отложения,, содержавшие (по крайней мере в предтрапповое. время) скопления нефти.

Далее в четвертом разделе второй главы приведена детальная характеристика РОВ и рассмотрена его катагене-тическая превращенность.по результатам изучения больших

проб вещества (1,5-4 кг).

Состав нерастворимой в хлороформе части органического вещества (НОВ) должен закономерно зволюцинировать при погружении отложений. Так зэ закономерно должен изменяться и состав Б . Однако, интрузии долерктов,внедрившиеся в отложения на трапповсм этапе, дополнительно ' прогрели их и повысили катагонетическу» преобразован-ность ОВ на значительном расстоянии от контактов. Паря- , ду с этим, взд действием интрузивного прогрева происходил процесс цреобразованкя 03 при восстановлении сульфатов, что изложило свой отпечаток на состав НОВ и хло-рофоркенных экстрактов. Термические и торшхж-зчзскпе превращения нефтей, наставших продуктивнее горизонты также привели к новообразования?« как НОВ (большая часть тзердых мэтауорфизованньк битумов), так и Б_х„. 3 результате картина состава и термических характеристик ОВ получилась очень сложной. *

Для того, стебы выделить интрузивную составляющую в обшей суше катзгзнетических превращений ОВ изучаемых отложений аЪ.к о -Тунгус с кой НПО,--была проведена реконструкция историй погружения отложений на примере Моктакен-снсЯ (скв. 6) и Западно-Налькитконской (скв. 216) площадей. Нормальная катягенеткчэ'ехгя зональность и зональность нефтегазообразования (без учета траппового прогрева) были восстановлены дву:з1 способсгп:: методом подсчета "суммарного импульса тепла" (СИГ), разработанного Н.В.Лопатиным и несколько видоизчоненинм Л.А.Польстер, Ю.А.Висковспим и др., .и при помощи реконструкции лалео-глубин погружения отлоаений. Определенная по методу СИГ прсЕрапюнность ОВ несколько презизает таковую рассчитанную по палеоглубинам погружения. , •

Поело рассмотрения всей изученной коллекции больших прсб последовательно (в зависимости от удаленности проб от интрузий) и раздельно для межинтрузивной (таначинская, дельтулинская, булайская свиты) и подынтрузнвкой (бурус-ская свита и все кккелезашие отложения) тастей разреза, выявились закономерности в изменении состава и свойств РОВ в'разрезе.

Элементный состав ГОЗ и его термические характерис-

тики изменяются не в соответствии с палеоглубинами погружения, а в зависимости от удаленности проб от интрузий. И в межинтрузивной (пробы 1-6) и в подынтрузивной (про-бьг_7-28) частях разреза пробы, отобранные на расстояниях от интрузий менее 1,8 их мощностей, характеризуются увеличением катагенетической зрелости ОВ до стадий АКр АК^ и АНд, что проявляется на графиках зависимости содержаний водорода в НОВ и атомных отношений Н/С от расстояний до.интрузий в разрезе (в мощностях интрузивных тел). В межинтрузивной части разреза катагенетическая превра-щенность ОВ не опускается, ниже стадии МКд, что соответствует главной зоне газообразования.

В подынтрузивной части разреза, на расстояниях от интрузий больших 1,8 их мощностей, содержания водорода и отношения Н/С изменяются от нормальных для данных отложений (в соответствии с реконструкциями регионального катагенеза) до значительно больших, соответствующих начальным стадиям катагенеза, вплоть до ПК.

Содержания кислорода и серы в НОВ также изменяются от незначительных до очень больших. Все это свидетельствует о том, что трапповый прогрев способствовал не только увеличению катагенетической превращенное™ ОВ (вблизи от интрузий), но и (в результате реакций суль-фатредукции) вхождению в состав НОВ дополнительных количеств 0 и Э . Участвовала в реакциях, по-видимому, прежде всего подвижная (блтумоидная) фракция ОВ, обогащенная водородом. Осмоление части ее, а в дальнейшем переход' р нерастворимую (карбоздную) форму, способство-вал(наряоу с увеличением содержания 0 и Э ) привносу водорода в состав НОВ. Результатом таких процессов и явился тот уникальный его состав, который фиксируется в пробах из отложений Южно-Тунгусской НТО. Интенсивно окисленные и осёрненные пробы НОВ фиксируются'в породах на расстояниях от вышележащих интрузий до 6,0-6,4 их мощностей.

Рассмотрение состава и свойств хлороформенных экстрактов проб показывает, что характер их определяется двумя группами процессов. С одной стороны, в условиях трапшвого прогрева, все большее число компонентов

породы приобретает способность к эмиграции.. Вовлекается в этот процесс и хлороформенна^ фракция ОВ, так что би-тумоид преимущественно сингенетичного ОВ имеет в основном остаточный характер. В удаленных от интрузий частях или по всему разрезу на этапе охлаждения возможно внедрение в породы миграционноспособных компонентов ОВ,. сохранившихся на трапповом этапе. Преимущественно такой характер имеют битумоиды, проанализированные в пробах из продуктивных горизонтов. Второй группой процессов является преобразование ОВ в результате термодеструкции и реакций сульфатредукции. Эти процессы ведут к генерации больших количеств легких УВ, переходу смолисто-асфальте-новых компонентов в карбоидную форму, а также к генерации дополнительных количеств окисленных и осерненных продуктов (смол, асфальтенов и более простых веществ: меркаптанов и др.).

Наиболее отчетливые изменения в составе синбитукои-» дов происходят вблизи интрузий. Они заключается в уменьшении содержаний нафтено-ароматических УВ (до 3,73 %) и в увеличении количества спиртобензольнкх смол (до 40,79^); в уменьшении содержания изопреноидов по сравнению с . н-алканами (отношение их уменьшается до 0,05). На фоне низкого содержания асфальтенов (от следов до 1,86$) в пробе К при очень низком битумоидном коэффициенте ( Рс" = 0,1%) зафиксировано 19,02$ асфальтенов и присутствие реликтовых гопанов, что Может быть связано с внедрением небольших количеств вторичных битумоидов в результате миграции нафтидов на этапе охлаждения региона.

Хорошо выделяется группа эпибитумоидов, которую можно разбить на две подгруппы: битумоиды горизонтов-коллекторов в зонах аккумуляции УВ и битумоиды твердых битумов, в той или иной мере преобразованных после их отложения. Для первой подгруппы характерны: высокие би-тумоидные коэффициенты ( р**1 = 7,6+22,2°/0, высокие относительные содержания нафтено-ароматических УВ (отношение Ме-М?У8/(/ИгУВ=~ 0,55*2,76), низкие содержания асфальтенов (1,49-3,20%), средние - спиртобензольных смол (17,23* 29,68$). Отношение содержали-л изопреноидов к н-алканам составляет 0,12-0,33. Распределение н-ачканов характери-

зуется резки.',: преобладанием короткоцепочечных УВ (с максимумом на Cj^-Cjg). В строении ароматических УВ преобладают нафталиновые и фенантреновые структуры; антраценовые, а иногда и пиреновые структуры отсутствуют. В элементном составе часто отмечается повышенное количество серьг (до 6,04%).

Для проб второе подгруппы характерен невысокий би-тумоидный коэффициент 1,542,5^). Отношен и е с оде р—

^аний изопреноидов к н-алканам варьирует от 0,03 до 0,29. Распределение н-алканов характеризуется преобладанием короткоцепочечных УВ, но иногда несколько меньшим, чем в эплбитумсидах первой подгруппы (максимум на С17~С20'' Характерной чертой многих битумовдов этой подгруппы является повышенная окисленность ( 0+W = 2,66« 14,09л), нормальная и высокая .сернистость ( S = 0,41* 6,22?); в некоторых пробах отмечается большое содержание асфальтеноп (до 14,56^).

В удаленных от интрузий частях разреза битуноиды преимущественно сингенетичного ОБ име'от остаточный характер, что хорошо видно на графиках распределения н-ллканов (максимум смещается в область длинноцелочечни.<: УВ;. В so ко время отмечается высокая окисленность час »л проб (до 10,0? О 4-Я). Высокие содержания серы (до 14,2?) к кислорода (до 21/4) в НОВ этих проб сьвдегслъсувуе? о то!.;, что процесс окисления и -осернения ОБ па граппово:.! этапе затронул как нерастворимую, так и раетеорк;.:ую б хлороформе части.

Пятый раздел четвертой главы посвящен рассмотрению состава и свойств нефтей и конденсатов 1кн о-Тун гу с с к о £ ■ НТО, Промышленный приток нефти на территории области был получен только в скв. Моктаконская I из моктаконско-го (А-У1) горизонта. Нефть легкая (плотность ее 0,810,84 г/см3), сернистая (1,4-2,03% серы), малосмолистая (0,95-6,54$ смол), малопарафинистая (до I.,I %), практически безасфальтеновая. Выход бензиновых фракций (до 200°С) - 28,0-45,0^ в разных пробах. Отличительной особенностью нефти является высокая ароматичность низкоки--пящих фракций: содержание аренов во фракции н.к.-200°С составляет 26,85-28,24$, во фракции н.к.-125°С - 9,59%.

Изученный Р.Н.Прееновой состав сероорганических соединений нефти показал наличие меркаптанной, сульфидной и остаточной форм серы. Последняя концентрируется в высоко- -кипящем остатке, а меркаптаны и сульфиды в значительных количествах присутствуют также и в дистиллятных фракциях (до 300°С). По углеводородному составу нефть относится . к ароматически-нафтенометановому классу, причем следует иметь в виду особенность, отмеченную О.Ф.Стасовой: высокая сернистость и концентрация больших количеств сероорганических соединений в дистиллятных фракциях нефти приводят к некоторому завыпению количества определяемых нафтено-ароматических УВ.

По классификации А.Э.Конторовича-и О.Ф.Стасовой, нефть близка к типу В, отличаясь повшенной сернистостыо и ароматичностью. По классификации А.А.Петрова данную нефть следует отнести к типу А*. Другая проба нефти, полученная в очень незначительном количестве вместе с пластовой водой из моктаконского горизонта (А-У1) скв. На-мурская I близка по составу и.свойствам к выяеописанной.

Конденсаты Южно-Тунгусской НТО (из таначинского горизонта (А-1) Тан 5- инской и Моктаконской площадей и из нижнетунгусского гошзонта (А-У) Моктаконской площади) характеризуются говьченнбй и высокой плотностью (0,7970,834 г/см3), очено высокой ароматичностью: 56,15$ аренов во фракции н.к.-125°С и 62,28-77,01% аренов во фракции н.к.-20С°С; повьшенными и очень высокими содержаниями серы (1,с5-6,48%). Интересную особенность конденсата из нижнетунгусского горизонта (А-У)(скв. Мокта-конская I) отметил А.К.Битнер: во фракции н.к.-125°С отношение циклоп!"•танов к циклогексанам очень велико и составляет 17,38. По данным Д.И.Дробота, Р.Н.Прееновой, А.Э.Конторовичг- " др. в конденсатах других регионов Сибирской платформы это отношение варьирует от 0,65 до 7,29, возрастая в катагенетически более преобразованных флюидах. В то же время в конденсате из таначинского горизонта (А-1) (скв. Таначинская 2) по данным О.В.Бар-ташевич отношение циклопентанов к циклогексанам составляет 1,67. С другой стороны, высокие кислотные числа в этом конденсате (до 38,0-55,5 мг КОН на 100 мл флюида)

свидетельствуют о присутствии в их составе значительных количеств органических кислот.

Таким образом, анализ нефтей и конденсатов Ошо-Тун-гусской НГО позволяет выделить новую группу углеводородных флюидов, сформировавшихся в условиях интенсивно ин-трудированного разреза. Нефти и, особенно, конденсаты этой группы отличаются повыпенной и высокой сернистостыо, высоким содержанием ароматических УВ (преимущественно низкомолекулярных), для. некоторых конденсатов характерно преобладание циклогексанов над циклопентанами. При средней (для нефтей) и повышенной (для конденсатов) плотности -изученные флюиды характеризуются распределением н-ал-канов и изопреноидов, характерным для нефтей и конденсатов достаточно высокой степени катагенетической превра-щенности (по Д.И.Дроботу, Р.Н.Пресновой, А.Э.Конторовичу и др. ). Об этом же свидетельствуют низкий изопреноидный коэффициент,, преобладание (часто значительное) нормальных алканов над изопреноидами.

Рассмотрение всех вышеперечисленных особенностей нефтей и конденсатов Южно-Тунгусской НГО совместно с приведенными в предыдущих главах сведениями о воздействии траппового магматизма на флюиды, органическое вещество и вмещающие их отложения ьенда и кембрия позволяет сделать вывод, что процессы сульфатредукции, обусловившие генерацию сероводорода, окисление и осернение- ОВ, затронули и УВ скоплений. Весь комплекс рассмотренных процессов способствовал формированию в разрезе нижне-среднекембрийских отложений Южно-Тунгусской НГО своеобразной зональности углеводородных скоплений, в которой более преобразованные флюиды расположены выше по разрезу отложений, чем менее преобразованные.

Сформировавшаяся на трапповом этапе зональность могла измениться в результате процессов миграции УВ и переформирования залежей после остывания интрузий и восстановления нормального температурного режима осадочного чехла. Тем не менее в настоящее время наблюдается достаточно четкая зависимость состава и свойств углеводородных флюидов в ловушках продуктивных горизонтов Южно-Тунгусской НГО от удаленности этих ловушек от интрузий.

На таначинском уровне (горизонт А-1) при внедрении интрузии непосредственно в продуктивный пласт (скв. Нижнетунгусская 3) образовалось скопление газа с большим содержанием диоксида углерода, с сероводородом, с низким содержанием тяжелых УВ. На расстояниях 0,6-2,6 мощностей от вышележащих интрузий сформировались скопления сероводо-родсодержацих метаново-углекислых и углекисло-метановых газов с конденсатом, характеризующимся высокой сернис-тостью, а иногда и 'окисленностьга (Таначинская площадь).

На моктаконском уровне (горизонт А-У1) в 2,4-4,8 мощностях от вышележащих интрузий большая часть иефтей разрушилась, газы содержат примесь С02 и Нгй (скв. Усть-Дельтулинская 214). Присутствие того или иного количества сернистой нефти фиксируется на расстояниях 3,4 мощности и далее от интрузий.

Глава 3. История нефтегазообразования

В главе обобщены данные всех предыдущих разделов работы. Показано, что зафиксированный в Южно-Тунгусской НГО и ее обрамлениях перерыв в осадконакоплении между' рифейскими и вендскими отложениями неблагоприятно сказался на сохранении залезей нефти и газа в пределах' рифей-ского комплекса пород.

Вендские и нижняя часть нижнекембрийских отложений, согласно проведенным реконструкциям, вошли в главную зону нефтеобразования (ГЗН) б конце кембрия (по СИТ) или в девоне - начале перми (по палеоглубинам). Перед началом траппового магматизма в ГЗН находились отложения от моктаконской до сурингдаконской или булайской свит включительно (по СИТ). По палеоглубинам - в ГЗН находились вендские и нижнекембрийские отложения, вплоть до нижней половины бурусской свиты.

Быстрое погружение территории Южно-Тунгусской НГО на трапповом этапе и значительный прогрев отложений привели к резкому увеличению катагенетической преобразованности содержащегося в них РОВ, способствовали деструкции нефтей, а также окислению как УВ скоплений, так и РОВ пород при восстановлении сульфатов с образованием углекислого газа,

сероводорода и других кислород- и серосодержащих соединений.

Залежи нефти, существовавшие в пределах моктаконского горизонта (А-У1) в Таначино-Моктаконской зоне нефтегаэона-копления, разрушились с образованием пленок тверды* мета-морфизованных битумов в коллекторах по стенкам пор и каверн, а также газовых компонентов, содержавших помимо УВ большие количества С02 и НгБ . В условиях высоких температур и давлений резко возросла растворимость нефтей в подошвенных водах, а в удаленных от интрузий частях разреза возможно сохранились нефтяные оторочки формировавшихся газоконденсатных залежей.

В верхней части нижне-ср'еднекембрийского разреза, ввиду большей ее интрудированности, процессы трапповых преоб-раэоёаний проявились еще более ярко. Скачек катагенетичес-кой преобразованности РОВ таначинской свиты был еще более резким: от МК^ до МКд-АК, что соответствует главной зоне газообразования. В этих условиях главным по значимости процессом для таначинского уровня отложений Южно-Тунгусской НГО следует признать преобразование катагенетически слабо измененного РОВ до высоких стадий катагенеза. Это преобразование сопровождалось генерацией в сжатые сроки значительных количеств газообразных и жидких УВ, которые концентрировались в пористых слойках непосредственной близости от обогащенных РОВ прослоев. Дальнейший прогрев отложений был столь высок, что жидкие УВ в основной своей массе не сохранились. Об этом свидетельствует в настоящее время состав углеводородных флюидов в таначинском горизонте (А-1), а также пленки твердых метаморфизованных битумов по стенкам пор и каверн, нередко залеченных впоследствии кальцитом. Наряду с описанными, происходили процессы сульфатредукции за счет окисления РОВ и генерированных УВ. Но в отличие от моктаконского уровня, большая часть образовавшегося сероводорода была израсходо- • вана на пиритизацию отложений таначинской и дельтулин-ской свит, что, вероятно, было связано с повышенным содержанием в них реакционноспособного железа, а также с большей его подвижностью в интенсивно интрудированной и более прогретой части разреза.

Посттрапповая история Южно-Тунгусской НГО характери-

зуется инверсией тектонического режима: воздыманием территории и эрозией значительной (до 500-1С00 м) части отложений. В этих условиях снижение температуры и давлений в недрах привели к выпадению части растворенных в пластовых водах солей в осадок и ухудшению коллекторских свойств пластов, вплоть до запечатывания порового пространства. Избыточные пластовые давления, формировавшиеся за счет приближения пластов к дневной поверхности и эрозии областей создания напора, разгружались преимущественно по субвертикальным зонам повышенной проницаемости. Подтверждает это приведенный ранее автором анализ современной динамики подземных вод продуктивных горизонтов (посредством построения 'карт приведенных.давлений), который показал блоковое строение региона и соответствие в целом пластовых давлений нормальным гидростатическим (несмотря на активизацию восходящих движений в неогенгчетвертичное время). Все вышесказанное указывает на то, что миграции больших объемов флюидов в посттрапповый период развития Шно-Тунгус-ской НГО в пределах сульфатно-галогенно-карбонатного ниж-не-среднскембрийского комплекса не происходило. Процессы новообразования УВ на стадии охлаждения прекратились, а аккумуляция генерированных на трапповом этапе УВ проявилась незначительно. Уменьшение пластовых давлений способствовало вьщелению из раствора преимущественно труднорастворимых компонентов, в результате чего окончательно сформировалась зональность водорастворенных газов: продуктивные площади находятся в зонах с высокими содержаниями "кислых" компонентов ( СОаи Н23 ) в пластовых водах.

Таким образом, посттрапповый этап развития ЮжноТунгусской НГО явился в целом этапом переформирования и рассеяния залежей УВ с некоторым пополнением их газами, выделившимися из пластовых вод. В то же время достаточно хорошая закрытость недр региона способствовала тому, что зональность и проявления процессов трапповых преобразований ОВ, УВ и вмещающих пород сохранились доныне.

Глава 4. Показатели траппового воздействия и прогноз

фазового и химического состава углеводородных флюидов

В результате проделанной работы были выделены следующие показатели траппового воздействия на ОВ, нафтиды, а также минеральную матрицу, определяющие перспективы нефте-газоносности нижне-среднекембрийских отложений Юкно-Тук-гусской НГО:

1) контактовые изменения вмещающих интрузий карбонатных пород, свидетельствующие об образовании углекислого газа при декарбонатизации, зафиксированные на расстояниях до 0,45 и 0,31 мощности-интрузий в верхнем и нижнем экзо-контактах соответственно;

2) наличие в свободных'и водорастворенных газах ЮжноТунгусской НГО значительных количеств "кислых" компонентов: диоксида углерода и сероводорода, причем зоны с наибольшими их содержаниями в водорастворенных. газах совпадают с продуктивными площадями;

3) наличие самородной серы в породах на расстояниях до 5,2-6,9 мощностей интрузий (в подынтрузивной части), причем изотопный состав самородной серы, серы остаточных ангидритов и вторичных пиритов свидетельствует о термохимическом способе восстановления сульфатов с образованием сероводорода и других восстановленных соединений серы;

4) утяжеленный изотопный состав углерода метана в газах нижне-среднекембрийского комплекса Южно-Тунгусской НГО ( £,3С =-24,4*-39,2&, соответствующий преобразованнос-ти ОВ вмещающих отложений до стадий МКд(коксовой) - АК^ (антрацитовой);

5) изотопный состав углерода углекислого газа в нижне-среднекембрийских отложениях Южно-Тунгусской НГО ( 8'Х =-6,0+-28,8&,), свидетельствующий о поступлении его из двух источников: органического (за счет окисления РОВ и нафтидов при сульфатредукции) и карбонатного (за счет декарбонатизации);

6) наличие в порах и кавернах проницаемых горизонтов изотопно-легкого кальцита ( £ С ш-10,24-13,2&.) на расстояниях по крайней мере до 1,7-3,0 мощностей от вышележащей интрузии, свидетельствующие об участии в его

образовании изотопно- легкого углекислого газа, возникшего при окислении РОВ и нафтидов при сульфатредукдаи;

7) инверсия в содержаниях Сорг и Бхл : средние по-свитные содержания битумоидов в обогащенных Сорг пересечениях увеличиваются вниз по разрезу, что обусловлено большей интрузивной насыщенностью верхней части нижне-среднекембрийского разреза и большей его прогретостыо, что способствовало разрушения битумодов и уменьшению

их остаточных количеств;

8) широкое развитие в порах и кавернах коллекторских горизонтов пленок твердых меггаморфизованных битумов, доказывающее дотрапповое нефтенасыщение коллекторов и разрушение нефтей под действием траппового прогрева; элементный состав твердых битумов соответствует низшим антраксолитам;

9) увеличение преобразованное™ РОВ (по результатам детального его изучения) до стадии АК|-АКд на расстояниях от интрузий до 1,8 их мощностей, причем в межинтрузив-ной'части разреза (таначинская, дельтулинская, булайская свиты) катагенетическая преобразованнзеть ОБ не опускается ниже стадии НКд, что соответствует главной зоне газообразования;

10) наличие интенсивно окисленного и осерненного РОВ на расстояниях от вышележащих интрузий до 6,0-6,4 их мощностей, что свидетельствует о высокой интенсивности процессов сульфатредукдаи и окисления РОВ и нэфтидов на этих расстояниях;

11) наличие в пределах продуктивных горизонтов сернистых, обладающих повышенной ароматичностью нефтей и уникальных по ароматичности, осерненности, а иногда и окисленности конденсатов;

12) отчетливая зависимость между составом и свойствами углеводородных флюидов (фазовым состаром УВ, содержанием С02 и Н^Э в газах, сернистостью и ароматичностью конденсатов) в ловушках продуктивных горизонтов и удаленностью этих ловушек от интрузий.

Выявленные показатели позволили осуществить прогноз фазового и химического состава скоплени« УВ в пределах нижне-среднекембрийского комплекса отложени-" Южно-Тунгусской НТО. Для этого в начале были построены схематические

карты насыщенности интрузиями двух частей нижне-средне-кембрийского разреза. Верхняя часть охватывает область существенного влияния интрузий ня таначинский (A-I) и су-хотунгусский (A-II) горизонты. Нижняя часть охватывает область влияния интрузий на нижнетунгусский (А-У), мокта-конскпй (А-У1) и осинский (Б-1) горизонты. Подсолевой (А—III) и кочумдекский (А-1У) горизонты находятся в зоне очень сильного влияния интрузий,' так как поблизости от них расположен третий уровень преимущественной локализации интрузий (f бурусской свите). Кроме того, частые перескоки силлов из одной части свиты в другую способствуют тектонической нарушенности вмещающих отложений и рассеянию УВ. Поэтому перспективы нефтегазоносности подсолевого (А—III) и кочумдекского (А-1У) горизонтов низкие, что подтверждается отсутствием в них залежей УВ даже на продуктивных площадях.

После выяснения региональной насыщенности разреза траппами были построены схематические картв? прогноза фазового и химического состава залежей УВ также для двух уровней: I) для таначинского (A-I) и сухотунгусского (A-II) горизонтов и 2) для нгашетунгусского (А-У), моктаконского (А-У1) и осинского (Б-1) горизонтов.

В верхней части нижне-среднекембрийского разреза Южно-Тунгусской НГО трапповое воздействие было настолько интенсивным, что в настоящее время в пределах таначинского (A-I) и сухотунгусского (Aril) горизонтов можно 'ожидать наличия преимущественно газовых и газоконденсатных залежей УВ со значительным содержанием СОг и сернистых соединений. Учитывая быводы о генерации основного количества УВ в пределах таначинской и дельтулинской свит уже на трапповом этапе, в пределах наиболее интенсивно интруди-рованных (и тектонически нарушенных) Вакунайской, Верхне-амнуннаканской, Усть-Кочумдекской, Западно-Малькитконской, Усть-Дельтулинской, крайней южной части Моктаконской площадей, обладавших низким нефтегазогенерационным потенциалом, (невысокие значения Сорг и Бхл), была выделена зона преимущественного отсутствия'залежей УВ. Наличие залет жей в этой зоне возможно только в случае миграции УВ в поеттрапповое время из других районов, что не характерно .

для Южно-Тунгусской НГО.

В нижней части нижне-среднекембрийского разреза трап-поЕое воздействие было менее интенсивным. Поэтому в пределах нижнетунгусского (А-У), моктаконского (А-У1) и осин-ского (Б-1) горизонтов выделяется зона преимущественно нефтегазовых, нефтсгазоконденсатных и газоконденсатных с нефтяными оторочками залежей (с примесью СО г и сернистых соединений). На ее фоне выделяется зона более интен-' сивно преобразованных флюидов: газовых и газоконденсатных со значительны?! содержанием СО? и сернистых соединений (Холминская, Мэлькитконсхая, большая часть Нижнетунгусской, Усть-Дельтулинская, южная часть Моктаконской, Вер-хнеамнуннаканская площади).

. ■ ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведенное изучение условий ^ истории нефтега?ооб~ разования в пределах Ргно-Тунгусской НГО ~ области с широким развитием траппового магматизма, позволило сделать ражные выводы, которые являются защищаемыми положениями:

I. Трапповый этап развития Южно-Тунгусской НГО ярился решающим в формировании современной картины нефтегазоносное™ ее недр, что отразилось в следующих закономерностях:

а) прогрев отложений способствовал увеличению степени катагенетической превращекнобтя РОВ на-расстоянии от интрузий до 1,8 их мощностей в изученных разрезах, а также в целом увеличению превращенное™ РОВ межинтрузивной части отложений (таначинская, дельтулинская, булэй-екая свиты) до стадий не ниже МКд;

б) трапповый прогрев явился такие причиной термохимической сульфатредукции за счет окисления РОВ и нафтидов, интенсивно проявившееся на расстояниях от интрузий до 6,0-6,4 их мощностей в изученных разрезах;

в) при сульфатредукции образовались, сероводород, сероорганические соединения в составе конденсатов, нефтей и РОВ, а также углекислый газ и кислородсодержащие соединения РОВ и, возможно, конденсатов;

г) часть углекислого газа была генерирована при

образовании коягаетово-измененных пород на расстояниях в изученных разрезах до 0,45 и 0,31 мощности интрузий в 4 верхнем и нижнем экзоконтактах соответственно;

д) при трапповом прогреве РОВ образовалось большое количество изотопно-тяжелого метана, вследствие чего в настояшее время его изотопный состав соответствует преобразованное™ РОВ отложений до стадий

е) в результате траппового прогрева нефтяные залежи моктаконского горизонта Таначино-Моктаконской зоны нефтё-газонакопления были преобразованы в газоконденсатные и газоконденсатно-нефгяные залети с примесью С0г и сернистых соединений, с пленками низших антраксолитов и изотопно-легким кальцитом в порах и кавернах.

2. Выявленные закономерности и реконструкция истории нефтегазообраэования позволили осуществить прогноз фазового и химического состава углеводородных флюидов в пределах нинне-среднекембрийских отложений Южно-Тунгусской НТО.

Основные положения диссертации опубликованы в

следующих работах: *

1. Филипцов Ю.А. К вопросу о гидродинамике в кембрийских галогенно-карбонатных отложениях Бахтинского мегавыступа.// Проблемы геологии Красноярского края в разработка:: молодых ученых (тезисы докладов конференции 15-16 марта 1988 года).-Красноярск, 1988. - С. 25-27.

2. Филиппов Ю.А. Условия нефтеобразования и прогноз фазового состояния углеводородов в кембрийских отложениях' западной части Сибирской платформы (на примере Бахтинского мегавыступа). // Повышение эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ на основе достижений научно-технического прогресса (тезисы докладов Всесоюзной научно-технической конференции мйлодых ученых и специалистов).

- Москва, 1988. - С. 43-45.

3. Филипцов Ю.А., Кащенко С.А., Васильев В.Г. Гидродинамические критерии оценки нефтегазоносности кембрийских отложений Бахтинского мегавыступа. // Поиски и раеведка месторождений нефти и газа в Красноярском крае

(тезисы докладов УШ региональной научно-практической". конференции) . - Красноярск, 1988. - С. 53-54.

4. Кащенко С.А., Филиппов J3.A. Условия формования и прогноз фазового состава скоплзний углеводородов в кембрийских отложениях Сурингдаконского свода. // Поиски и разведка месторождений нефти и газа в Красноярском крае (тезисы докладов УШ региональной научно-практической конференции) . - Красноярск, 1983. - С. II8-I20.

5. Кащенко С.Д., Кринин В.А., Распутин С.Н., Филиппов Ю.А. Условия формирования зале«ей углеводородов в кембрийских отлояениях загадкой части Сибирской япатфор-мы. // Поиски и разгедка залежей нефти и газа з древних цродуктивных коллекторах. - Тзмень, ЗапСибНИГНИ, - 1990.

- С. 22-34.

6. Филиппов Ю.А., Кащенко С.А.,. Кринин В.А., Распутин С.Н. Газы пластовых вод.кембрийского галогенно-карбо-натногб комплекса Юяшо-Тукгусской }ЗГ0. // Геологическое строение, эффективность и направление нефтегазо поисковых работ в западной части Сибирской платформы (тезисы докладов регионального научно-практичаского совещания). -Туруханск, 1990. - С. 62-65.

7. Филиппов Ю.А., Кащенко С.А., Кринин В.А., Распутин С.Н. Гидродинамические условия продуктивных нефтегазоносных комплексов Ю^но-Тунгусской НТО. // Геологическое строение, эффективность и направленна нефтегазопоис-ковкх работ в западной части Сибирской платформы (тезисы докладов регионального научно-практического совещания).

- Туруханск, 1990. - С. 65-67.

8. Кашенко С.А., Филиппов Ю.А. Раздельный прогноз нефтегазоносности перспективных и продуктивных комплексов Юяно-Тунгусской НТО. // Геологическое строение, эффективность и направление нефтегазопоисковых работ в западной части Сибирской платформы (тезисы докладов регионального научно-практического совещания). - Туруханск,

1990. - С. 70-71.

9. Филиппов В.А., Кгпенко С.А. Оценка условий формирования залежей УВ в кембрийских отложениях Й~ко-Тунгусской НТО по изотопным данным. // Геология и гэофкзика. -

1991. - Г> 10. - С. 34-41.

b-SÄS. // ™ » •

1991. - №11. -C. 92-99.