Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Критерии прогноза нефтегазоносности древних полифациальных плитных комплексов (на примере центральных районов Сибирской платформы)

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

Автореферат диссертации по теме "Критерии прогноза нефтегазоносности древних полифациальных плитных комплексов (на примере центральных районов Сибирской платформы)"

Г Б ОЛ

РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ КАУК СИБИРСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ

ОБЬВДИНЕННЬЙ ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ, ГЕОФИЗИКИ И МИНЕРАЛОГИИ

На правах рукописи

ШЕМИН ГЕОРГИЙ ГЕОРГИЕВИЧ

КРИТЕРИИ ПРОГНОЗА НЕФТЕГА30Н0СНССТИ ДРЕВНИХ ПОЛИФАЦИАЛЬНЫХ ПЛИТНЫХ НОШШЕВСОВ (НА ПРИМЕРЕ ЦЕНТРАЛЬНЫХ РАЙОНОВ СИБИРСКОЕ ШШИШ)

04.00.17 - геология, поиски и развел,;« нефтяных к газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора гео.юго-минералогических наук

НОЙиСИБИРСК

1594

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

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

член-корреспондент РАН И.И.Нестеров, доктор геолого-минералогических наук, профессор Ю.Н.Карогодин, доктор геолого-минералогических наук, профессор В.А.Соловьев

Оппонирующая организация: Всероссийский научно-исследовательский геологоразведочный нефтяной институт (ВНИГ'НИ, г.Москва)

Защита состоится '\уР " 1994 г. в Ю час.

на заседании Специализированного совета Д 002.50.04 при Объединенном институте геологии, геофизики и минералогии СО РАН, в конференц-зале.

Адрес: 630090, Новосибирск-90, Университетский просп., 3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОИГГиМ СО

РАЯ.

Автореферат разослан " $ " ^б&^ик^ 1994 г.

Ученый секретарь Специализированного совета д. г.-м.н.

В.И.Москвин

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность исследований. Протерозойские и никнепалеозой-ские отложения древних платформ являются важным резервом пополнения разведанных запасов нефти, природного газа и конденсата в мире. Они также являются важнейшим источником ресурсов гелия. Нефтегазоносность этих отложений доказана на обширных территориях (Мирской платформы, а также на отдельных участках Африкано-Аравийской, Австралийской, Индостанской, Северо-Американской и Восточно-Европейской платформ.

На Сибирской платформе - одном из крупнейших в России нефтегазоносных регионов, где основным продуктивным комплексом являются отложения венда и нижнего кембрия, впервые в мировой практике создана крупная сырьевая база нефтяной и газовой промышленности в отложениях этого возраста. Большая часть территории платформы, в пределах которой этаж нефтегазоносности включает отложения верхнего протерозоя и палеозоя, выделена в Лено-Тунгусскую нефтегазоносную провинцию (Конторови1?, Мельников, Старосельцев, 1975). В пределах этой провинции перспективный на нефть и газ вендско-нижнекембрийский комплекс характеризуется сложным строением,длительной историей и специфическими условиями формирования залежей нефти и газа: полифадаальным составом отложений, широким развитием карбонатных резервуаров со сложныш типами коллекторов, проявлениями траппового магматизма и начальной стадии соляного текто-генеза, неполнотой геологического разреза, недокомпенсатей прогибания осадконакоплением, длительностью и многостадийносгыо проявления процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления, преимущественным развитием неантиклинальных ловушек нефти и газа и т.д. Отмеченные обстоятельства существенно усложнили изучение геологического строения и выработку критериев прогноза нефтегазо-носности отложений комплекса в целом, а также отдельных районов, зон, объектов и резервуаров в его составе. Прогноз нефтегазовое-ности применительно к таким комплексам является актуальной научной проблемой, имеющей важное народнохозяйственное значение и в значительной степени определяющей результаты к эффективность неф-тепоисковых работ.

Цель и задачи исследований. Целью выполненных исследований являлось совершенствование и уточнение критериев прогноза нефте-газоносносги протерозойских и нижнепалеозойсккх полифациальных

отложений древних платформ. В качестве эталона были выбраны центральные районы Лено-Тунгусской провинции, в пределах которых к настоящему времени проведен большой объем регионалшых и поисково-разведочных работ, - а в отложениях венда и нижнего кембрия открыты 24 месторождения нефти и газа, содержащих около 50 залежей.

Защищаемая работа является результатом многолетних личных исследований автора и обобщением огромного массива опубликованной и фондовой информации по проблеме геологического строения и прог- • ноза нефтегазоносности докембрийских и нижнепалеозойских толщ Лено-Тунгусской провинции.

Для достижения намеченной цели необходимо было решить ряд задач, связанных с конкретным геологическим изучением объекта исследования:

- уточнить и детализировать стратиграфическое расчленение, корреляцию и фациальное районирование вендских,и нижнекембрийских отложений центральных районов Лено-Тунгусской провинции;

- выполнить анализ истории тектонического развития этой территории и осложняющих ее пликативньпс структур, а также ловушек нефти и газа;

- детально изучить резервуары нефти и газа, проанализировать факторы, контролирующие качество пород-коллекторов, оценить качество флюидоупоров, выполнить зональный прогноз качества проницаемых и экранирующих горизонтов и резервуаров в целом;

- выявить.и изучить главные факторы, контролирующие генерацию, миграцию,.аккумуляцию и консервацию залежей нефти и газа;

- усовершенствовать методику прогноза нефтегазоносности применительно к вендским и кембрийским отложениям центральных : районов Сибирской платформы; . ■ -

- выполнить прогноз нефтегазбно.сности этой территории и определить направления поиска наиболее крупных по запасам нефти и' газа объектов. .•'■'■ , ■ . •

- ■ Материалы и методика-исследований. В основу работы положены результаты 20.-летних личных исследований автора по проблеме прогноза нефтегазоносности Сибирской платформы. Она базируется на' собранных автором и коллегами по работе первичной геолого-геофизической информации и материалах ГГП "ВостСибнефтегазгеология", "Енисейнефтегазгеология", "Енисейгеофизика",J "Иркутскгеофиз'ика",

"Ленанефтегазгеологая" (в настоящее время национальная компания "Саханефть"), а также исследований, выполненных в СНШГМСе, ОИПЬМ СО РАН, ВостСйбНШИЪМСе, ВНИГРИ, ВНИГНИ, ГАНГ, ИГкРГИ, ИГ ЯНЦ СО РАН, МГУ и других организациях.

При этом были использованы материалы 1480 глубоких скважин (данные по истории проводки скважин, комплекс каротажных материалов, заключения по ГИС, акты испытания скважин, описание керна); результаты региональных, поисковых и детали зада онных геофизических работ; аналитические данные (результаты литологического изучения пород в шлифах, материалы изучения гранулометрического состава пород, данные химического, спектрального анализов и анализы отбытой пористости и газопроницаемости) и заключения по ним. ,

Исследования проводились на основе классических геологических методов. Корреляция отложений осуществлялась по циклически построенным пачкам и маркирующим слоям путем сопоставления наиболее близких по стратиграфическому объему и строению разрезов.

При проведении тектонических исследований применены палео-тектонические реконструкции, выполнявшиеся методами изопахичес-ких схем и палеотектонических профилей. Оценка соотношения современных структурных планов произведена методами корреляционного анализа.

Литолого-палеогеографические реконструкции осуществлялись по узким стратиграфическим интервалам. Лри этом использовались карты.под редакцией А. П. Виноградова, Я. К. Писарчик, а также опыт исследований Т.Й. Гуровой, М.А.Жаркова, Л.П.Железновой, Л,Калиной, А.Э.Конторовича, Н.В.Мельникова, В.Е.Савицкого, Л.С.Черновой и другах ученых. Оценка качества резервуаров осуществлена путем суммирования оценок качества их составных частей, экранирующих и проницаемых горизонтов, при этом, с учетом конкретной геологической ситуации Лено-Тунгусской провинции, главным фактором оценки считалось качество последних.

Прогноз нефгегазоносности произведен по комплексу тектонических, литолого-фациалькых, геохимических и гидрогеологических критериев.

Защищаемые положения, выводы и рекомендации.

I. Стратиграфические объемы региональных и местных подразделений вецда и нижнего кембрия центральных районов Лено-Тунгусской

провинции, а также резервуаров в разных фациальных зонах изменяются значительно, местами до полного выклинивания, в основном за счет отсутствия интервалов разрезов вблизи их кровли и подошвы. Перерывы на их границах обычно распространены ре тонально; намечается тенденция уменьшения интенсивности проявления несогласий как по разрезу, так и по площади от более древних к более молодым отложениям вевда.

2. Палеоте«тонические реконструкции для древних полифациаль-ных плитных комплексов, в связи с их значительной постседимента-ционной преобразованностыо, необходимо выполнять на базе детальной корреляции отложений с учетом многочисленных факторов, ограничивающих применение метода мощностей.

Современные пликативные структуры осадочного чехла центральной части Сибирской платформы имеют преимущественно постседимен-тационный генезис и связаны с.герщнскими последующими этапами складчатости. Современные ловушки нефти и газа начали формироваться в основном в средне-позднепалеозойский период, после прохождения главных фаз газо- и нефтеобразования, поэтому при образовании современных залежей углеводородов существенную роль играл процесс перераспределения углеводородов в зонах нефтегазонакопления.

3. Образование коллекторов нижнеданиловского мезорезервуара связано с сочетанием перекристаллизации и трещинообразования, которые в основном испытали органогенные и органогенно-обломочные доломиты, наиболее широко развитые в центральной и северо-западной частях Непско-Ботуобинской антеклизы. Улучшенные емкостно-фильтравдонные свойства пород-коллекторов усольского мезорезервуара отмечаются в Чамбинско-Алтыбско-Мирнинской и Катско-Куръинско-Шлюдинской зонах распространения рифоподобных и органогенных построек, где в водорослевых карбонатных породах проявились перекристаллизация, доломитизация и выщелачивание.

Для оценки качества проницаемых горизонтов резервуаров рекомендуется более широкий, чем обычно, набор показателей: удельная емкость пород-коллекторов, включающая их мощность и пористость, проницаемость коллекторов и степень неоднородности их строения.

4. История нефтегазообразовадая в центральных районах Лено-1Унгусской провинции очень сложна и длительна. На протяжении почти всего неогея неоднократно имело место перефоршрование и, частично, разрушение залежей нефти и газа. В соответствии, с-особен-

ностями тектонического развития этой части провинции и смежных с ней территорий выделяются три основных этапа образования залежей, углеводородов: вендско-раннепалеозойский, среднепалеозсйский и позднепалеозойско-мезозойский. Образование современных залежей углеводородов в основном связано с двумя последними этапами.

5. Разработана система стратиграфических, тектонических, литолого-фациальнкх, геохимических и гидрогеологических критериев прогноза нефтегазоносности, учитывающих специфику строения до-кембрийских и нижнепалеозойских толщ и особенности нефтегазооб-разования и нефтегазонакопления в них. "

6. Выделены конкретные зоны нефтегазонакопления и первоочередные объекты нефтепоисковых работ в тёрригенных и карбонатных отложениях венда и нижнего кембрия, разработаны направления нефтепоисковых работ.

Научная новизна работы. Личный вклад автора.

- на основе детальной корреляции отложений венда и нижнего кембрия по циклически построенным пачкам и маркирующим слоям уточнены существующее фациальное районирование, стратиграфическое положение и объемы региональных и местных стратиграфических подразделений," резервуаров и продуктивных пластов в различных фациальных зонах, а также более достоверно оценены масштабы проявления выделенных региональных перерывов;

- с учетом факторов, ограничивающих применение метода мощностей (наличие перерывов, зон некомпенсированного прогибания, дислоцированность разрезов и т.д.), и результатов детальной корреляции отложений, существенно уточнено представление об истории пликативных структур и определено время формирования ловушек нефти и газа;

- используя полный набор показателей (удельную емкость,проницаемость и строение коллекторов) более достоверно оценено качество проницаемых горизонтов и резервуаров в целом;

- по комплексу литолого-фациальных, палеотектонических и промыслово-геофизических исследований впервые составлен набор среднемасштабных карт прогноза коллекторов и нефтегазоносности резервуаров карбонатного состава;

- опираясь на результаты детальных палеотектонических реконструкций и оценку качества флюидоупоров, уточнен прогноз направлений и объемов латеральной и вертикальной миграции углеводородов из областей нефтегазообразования в зоны нефтегазонакопления;

- основываясь на комплексе детальных тектонических, литолого-фациалжых, геохимических и гидрогеологических критериев, а также оценке значимости каждого из них, существенно уточнены имеющиеся представления о перспективах нефтегазоносности отложений исследуемых районов; выделены не только категории земель различной перспективности и зоны нефтегазонакопления, но и первоочередные объекты проведения нефтепоисковых работ, в которых дан прогноз преобладающих типов ловушек, величины залежей и фазового состава углеводородов в них.

Научная'и практическая ценность работы, реализация результатов исследований на производстве. Настоящая работа является одним из первых исследований, специально направленных на разработку критериев зонального прогноза нефтегазоносности по совокупности детальных стратиграфических, тектонических, литолого-фаци-алшых, геохимических и гидрогеологических показателей применительно к древним сложнопостроенным толщам Сибирской платформы.

Материалы стратиграфических исследований автора апробированы в "Решениях четвертого Межведомственного регионального стратиграфического совещания по уточнению и дополнению стратиграфических схем венда и кембрия внутренних районов Сибирской платформы" и при составлении "Схемы индексации продуктивных горизонтов венд-кембрия Непско-Ботуобинской НТО".

Выполненные палеотектонические реконструкции нашли применение при прогнозировании путей миграции углеводородов и выяснении истории формирования залежей нефти и газа.

Усовершенствованная методика прогноза нефтегазоносности реализована применительно к вендским и нишекембрийским отложениям центральных районов Сибирской платформы.

В итоге выполненных исследований составлены среднемасштабные карты прогноза нефтегазоносности для.каждого меэореэервуара, на которых выделены 24 зоны нефтегазонакопления и 15 первоочередных объектов нефтепоисковых работ, тем самым создана надежная база для подготовки запасов нефти и газа на длительную перспективу.

Основные результаты исследований по прогнозу нефтегазоносности использованы научно-исследовательскими и производственными геологическими организациями Министерства геологии СССР, Министерства геологии РСФСР, Роскошедра при количественной оценке начальных геологических ресурсов нефти, газа и конденсата на Сибирской платформе по состоянию на 01.01.83 г., 01.01.60 г. , и ...

01.01.93 г. Они учтены при определении наиболее эффективных направлений поисковых и разведочных работ на нефть и газ на Сибирской платформе на 1976-19У0 гг., в "Комплексной программе геологоразведочных работ на нефть и газ на Сибирской платформе на период 1981-1985 гг.", в "Комплексной целевой научно-производственной программе ускоренной подготовки запасов нефти и газа на территории Сибирской платформы в 1986-1990 гг. и до 2005 года", в ежегодных рекомендациях (с 1977 по 1987 гг.) к годовым планам геологоразведочных работ на нефть и газ в Леко-Тунгусской провинции и т.д.

Результаты исследований явились составной частью девяти отчетов СНИИГГиМСа, в которых рекомендованы конкретные объекты и перспективные участки для постановки нефтепоисковых работ. Они реализованы в практике нефтепоисковых работ на территории деятельности ГГЛ "Иркутскгеофизика" и "ВостСибнефтегазгеологик".

Апробация основных положений диссертационной работы проводилась на Всесоюзном совещании по проблемам траппового магматизма и нефтегазоносное™ Сибирской платформы (Новосибирск, 1980), совещаниях по оценке начальных геологических ресурсов нефти, и газа на Сибирской платформе (Новосибирск, 1982, 1985, 1993; Москва, 1983), Всесоюзной конференции по геологии и полезным-ископаемым юга Восточной Сибири (Иркутск, 1984), Всесоюзном совещании по прогнозу нефтегазоносности и зон нефтегазонакопления (Иркутск, 1934), Всесоюзном совещании по состоянию и перспективам развития геологоразведочных работ на нефть и газ на Сибирской платформе в 1986-1990 гг. (Новосибирск, 1985), Четвертом межведомственном региональном стратиграфическом совещании по уточнению и дополнению стратиграфических схем венда и кембрия внутренних районов Сибирской платформы (Новосибирск, 1986), Всесоюзном совещании "Вопросы оптимизации прогноза, поисков и разведки месторождений нефти и газа на Сибирской платформе" (Иркутск, 1987), У1 межведомственной конференции "Комплекс стратиграфических методов, применяемых в нефтяной геологии" (Грозный-Москва, 1988), Первом всесоюзном совещании "Стратегия поиска нефти и газа в СССР", посвященном 120-летию академика И.М.Губкина (Новосибирск, 1991), сессиях Научного совета региональной научной российской программы "ПОИСК" (Новосибирск, 1993, 1994).

Научные результаты диссертации апробированы также на заседаниях Ученого совета СНИИГГиМСа и научно-технических советов

ГГП "ВостСибнефтегазгеология", "Иркутскгеофизика", ''Енисейнефте-газгеология", "Ленанефтегазгеология".

Публикации. Основные положения диссертации опубликованы в 4 коллективных монографиях и 46 научных статьях, а также изложены в 23 отчетах тематических исследований.

Структура работы и персоналия. Диссертация состоит из трех томов.. Тома I и П. состоят из введения, 5 глав и заключения и имеют общий объем 809 страниц машинописного текста, 21 таблицу, 118 рисунков. Список литературы включает 694 .опубликованные и . 16 фондовых работ. Том Ш содержит 55 графических приложений.

Диссертация выполнена в Сибирском научно-исследовательском институте геологии, геофизики и минерального сырья (СНИИГ'ГиМС). В процессе выполнения научных исследований автор пользовался консультациями и советами академиков РАН А.Э.Конторовича, В.С.Суркова, А.А.Трофимука, докторов^ геолого-минералогкческих наук А.С.Анциферова, Ю.Л.Брылкина, В.Н.Воробьева, Ф.Г.Гурари, В.И.Демина, В.Д.Ильина, В.А.Каштанова, М.М.Мандельбаума, Н.В.Мельникова, К.И.Микуленко, И.Д.Поляковой, В.В.Самсонова, В.С.Старосельцева, Г.С.Фрадкина; кандидатов наук И.В.Будникова, В.Й.Вожова, А.А.Герта, В.В.Гребенюка, Л.И.Килиной, О.С.Краснова, А.Л.Краснянского, Л.Л.Кузнецова, А.И.Ларичева, А.В.Мигурского, Г.Д.Назимкова, М.М.Потловой, Б.Л.Рыбьякова, П.Н.Соболева,

A.И.Сурнина, В.А.Топешко, Л.С.Черновой. Всем этим специалистам автор искренне признателен и глубоко благодарен.

Особо признателен и благодарен, автор за. помощь при подго-. товке диссертации академику А.Э.Конторовичу, доктору геолого-- , минералогических наук, профессору В.С.Старосельцеву, кандидатам геолого-минералогических наук В.В.Гребенюку, А.В.Мигурскому, , . .

B.А.Топешко. . . ...."...

С удовольствием автор называет 'своих коллег по коллективу, , вместе с которыми были получены некоторые результаты, включен- . ные в диссертацию: В.Е.Делова, А.О.Ефимов, П.К.Мазаева,Л.В.Плотникова, Г.Ф.Попелуха, Е.Л.Сиротина, Л.Е.Стариков. / ,.....

Автор глубоко благодарен Н.И.Истоминой, Л.В.Колобовой,._ Г'.А.Перцевой, С.Г.Шаулиной, 3.А.Колесниковой, В.А.Тарабарино$, , Ю.С.Шелегу за помощь воформлении диссертации... ......

С большой теплотой вспоминаю ушедши.х из, жизни Тамару Ива-_ новку Гурову, Сергея Арсентьевича Кащенко, 0льгу7Констадтинрвну Полетаеву, Владимира Евгеньевича Савицкого, Сергея Владимировича

Сухова, которые оказали существенное влияние на мой профессиональный рост.

ГЛАВА I. ЦИКЛОСТРАТИГРАФШ КАК ИНСТРУМЕНТ ПРОГНОЗА НШЕГА30Н0СН0СТИ

В разделе освещены теоретические и методические вопросы седиментационной цикличности, приведена методика вьщеления цикли-тов и корреляция отложений, а также описана циклостратиграфия венда и нижнего кембрия исследуемых районов;

Изучение цикличности осадочных бассейнов является важным направлением геологии, позволяющим с большой эффективностью исследовать их геологическое строение, историю развития и осуществлять поиски полезных ископаемых. Основы .учения о цикличности геологических процессов были заложены крупным сибирским ученым академиком М.А.Усовым. В 50-60-е годы значительный вклад в учение о цикличности осадконакопления внесла группа сибирских литологов во главе с В.П.Казариновым (В.И.Бгатов, А.В.Ван, Е.Г.Герасимов, Т.И.Гурова, Т.А.Дивина, Р.Г.Матухин, В.Г.Матухина, P.C.Родин, П.Н.Соколов и др.). Применительно к нефтегазоносным бассейнам теоретические и методические вопросы седиментационной цикличности наиболее глубоко разрабатывались Н.Б.Вассоевичем, Ю.Н.Ка-рогодиным, Г.П.Леоновым, Н.В.Мельниковым, В.Д.Наливкиным, А.А.Неждановым, С.И.Романовским, А.А.Трофимуком и многими .другими учеными.

В работе использованы понятийная и терминологическая база седиментационной цикличности, методика вьщеления циклитов и их классификация, разработанные А.А.Трофимуком и Ю.Н.Карогодиным (1975, 1977, 1985 и др.).

При ввделёнии циклитов применен структурный подход, предусматривающий изучение вещества и структуры кадцого слоя. В качестве основных правил ввделения циклитов приняты: направленность изменения главного признака^ непрерывность его изменения и характер границ между слоями.

Классификация циклитов осуществлена по направленности изменения литологического состава и масштабу их проявления. По изменению состава ввделяются четыре вида циклитов: прогрессивные, регрессивные, прогрессивно-регрессивные и регрессивно-прогрессивные. В первом виде циклитов изменение используе-

мого признака, (например, уменьшение гранулометрического, состава) происходит снизу вверх по разрезу, во втором это свойство изменяется в противоположном направлении, а третий и четвертый виды циклитов представляют собой сочетание ранее отмеченных.

По масштабу проявления выделены четыре порядка циклитов: элементарные (элециклиты), зональные (зонциклиты или циклически построенные пачки), региональные (регоциклиты) и суперрегиональные (циклоксмплексы).

Изученные разрезы венда и кембрия центральных районов Лено-Тунгусской провинции представлены терригенными, .карбонатными и овапориговыми пародами, а также их сочетаниями. Выделение в них циклитов осуществлено по разным признакам.

В терригенных разрезах венда в качестве главного признака, отражающего особенности седиментогенеза, выступает направленность изменения-гранулометрического, состава. Например, в основании прогрессивных циклитов обычно залегают.наиболее грубозернистые разности пород (гравелито-песчаные отложения, песчаники), которые вверх ло разрезу постепенно замещаются более тонкозернистыми породами (алевролитами и аргиллитами).

В карбонатных разрезах в качестве основного признака выделения циклитов принята направленность изменения количественного- соотношения главных породообразующих минералов - кальцита и доломита. Наиболее полный карбонатный циклит представлен следующими разностями: известняками, известняками доломитистыми или доломитовыми, доломитами известковистыми или известковыми, доломитами и доломитами ангидритистыми.. ■ •

В галогенно-карбонатных и сульфатно-карбонатных разрезах венда и кембрия рассматриваемых районов, образовавшихся в результате периодического колебания солености вод седиментационного бассейна (его распреснения и засолонения), в качестве основного признака выделения циклитов принята последовательность осаждения , солей от менее растворимых (карбонатов) к наиболее растворимым (хлоридам), полный циклит галогенно-карбонатных пород состоит из-восьми разностей: от доломитов (в основании) до каменной и калийной солей, (в кровле).

Терригенно-сульфатно-карбонатные отложения представляют собой сочетание терригенных и сульфатно-карбонатных пород. При выделении в них циклитов использовались .два признака: последовательность изменения гранулометрического, состава, и последователь-..

ность осаждения солей от -менее растворимых к более растворимым.

Корреляция отложений осуществлена на уровне зонциклитов. По латерали они испытывают фациалшые изменения, особенно в терри-генных и терригенно-сулы|>атно-карбонатных отложениях. Проследить эти преобразования по материалам ГИС и точно указать контуры зонциклитов не всегда возможно. Поэтому эти подразделения названы в работе циклически построенными пачками или пачками. Они четко выражены, по данным ГИС, корреляция их обычно не вызывает затруднений.

Корреляция по пачкам терри генных отложений контролировалась маркирующими слоями, которыми являлись тонкие прослои карбонатов и черных битуминозных аргиллитов, четко выраженных в материалах ГИС. Среди терригенно-сульфатно-карбонатных и терригенно-карбо-натных образований к маркирующим слоям отнесены прослои глинистых доломитов, мергелей и аргиллитов.

Корреляция вендских и никнекембрийских отложений осуществлялась путем сопоставления наиболее близких по стратиграфическому объему и строению разрезов. При этом использовались правила последовательности залегания пачек и прослеживание этой последовательности по разрезам, упорядоченность изменений мощностей пачек при изменении мощностей регоциклитов. Учитывалась также направленность изменения литологического состава.

Приведенная методика позволила автору расчленить отложения венда и нижнего кембрия на следующие четко выраженные в разрезах регоциклиты: вилючанский, нижненепский, верхненепский, тирский, нижнеданиловский, среднеданиловский, усольский, эльгянскиЯ, ниж-нетолбачанский, верхнетолбачанский, олекминский, чарский и наман-сккй, каждый из которых состоит из нескольких (от 3 до 13) циклически построенных пачек и осуществить корреляцию этих подразделений на всей территории центральных районов Лено-ТунгусскоЙ провинции. По результатам детальной корреляции составлены региональные циклестратиграфические схемы отложений венда и нижнего 'кембрия. В итоге выполненных исследований получены следующие результаты.

Формирование отложений венда и кембрия контролировалось циклически повторяющимися разнопорядковыми тектоническими, клм-ати-ческими и эвсуатическими процессами. Выделенные четыре ранга циклов седиментации предварительно1 оценены продолжительностью в 30—50,3-6,0,2-2 и 0,011-0,2 млн лет, которые соответствуют квази-

изохронным циклокомплексам, регоциклитам, зонциклитам (циклически построенным пачкам) и элециклитам. Весь комплекс вендских отложений предположительно накопился за 25-30 млн лет.

Для отложений вендского циклокомплекса, представленного 8 регоциклитами и 54 циклически построенными пачками, характерны следующие черты строения и условия формирования: последовательная смена литологического состава отложений от песчаников (вилю-чанский регоциклит) до эвапоритов (усольский регоциклит); упорядоченная структура циклокомплекса - в его основании залегают прогрессивные регоциклиты (вилючанский, нижненепский и верхне-непский), затем - прогрессивно-регрессивные (от тирского до верхнеданиловского) и завершает циклокомплекс усольский регрессивный регоциклит.

Формирование отложений циклокомплекса происходило вполне закономерно от зароадения бассета седиментации до его старения. Начальный этап седиментации (вилючанско-тирское время) характеризуется постепенным расширением бассейна осадконакопления и формированием в прибрежных условиях терригенных отложений.Этому этапу свойственны неоднократно повторяющиеся перерывы, наиболее значительные из которых приурочены к границам циклов. Следующий "зрелый" этап развития бассейна (даниловское время) характеризуется максимальным расширением его контуров, образованием-карбонатных осадков в морских условиях с нормальной соленостью вод. В этот период также существовали перерывы в осадконакоплении, однако масштабы их проявления были существенно меньшими. И в завершающий этап седиментации формировались преимущественно галогенные осадки в солеродном мелководном бассейне при постепенном сокращении его контуров.

Литологичеекий состав базальных отложений венДа в бассейне седиментации изменяется в соответствии с "законом миграции фаций". Наиболее наглядно эта закономерность проявилась во время формирования одной из пачек нижненепского регоциклита, состав которой по латерали постепенно изменяется от доломитов (внутренняя часть бассейна) до песчаников (его прибрежный участок).

Нижнекембрийский циклокомплекс, сложенный 6 регоциклитами и 22 циклически построенными пачками, имеет следующие особенности строения и условия формирования: последовательная смена литологического состава отложений от. карбонатных образований- .(эльгянский регоциклит) до эвапоритов.(чарский и наманский регоциклиты); за-

кономерное изменение регоциклитов в разрезе - в его основании залегают прогрессивные регоциклиты (эльгянский, нижнетолбачанский), выше - прогрессивно-регрессивные (верхнетолбачанский, олекмин-ский) и завершают циклокомплекс регрессивный (чарский) и прогрес-сиачо-регрессивный (наманский) регоциклиты.

В началшый этап седиментации циклокомплекса произошло быстрое опреснение бассейна, расширение его контуров и накопление карбонатных илов в морских условиях с нормальной соленостью вод. Далее отмечалось циклическое колебание солености вод моря, его опреснение и засолонение. В завершавший этап формировались преимущественно галогенные осадки в солеродном мелководном бассейне при постепенном сокращении его контура.

В работе оценены масштабы проявления выделенных региональных перерывов по площади исследуемых районов. Вилючанско-ранненепский перерыв выражен наиболее масштабно. Максимальное его развитие отмечается в северо-западной и северо-восточной частях соответственно Непско-Ботуобинской и Байкитской антеклиз, а минимальное -на Вилючанской седловине и смежных участках Предпатомского регионального прогиба. На остальной части территории исследуемых районов предполагается различное проявление перерыва, с тенденцией возрастания с юга на север.

Ранненепско-поздненепский, поздненепско-раннетирский и позд нетирско-раннеданиловский региональные перерывы проявились менее значительно. Характер выраженности их в рассматриваемых районах подобен предыдущему. На Вилючанской седловине и смежных с ней участках отмечаются лишь следы развития перерывов,- а-в северозападной и северо-восточной частях соответственно Непско-Ботуо-бинской и Байкитской антеклиз - максимумы проявления.

Раннеданиловско-среднеданиловский и среднеданиловско-поэдне-даниловский перерывы еще менее выражены в осадочном чехле.

В целом, отмечается тенденция уменьшения интенсивности проявления региональных перерывов снизу вверх по разрезу и унаследованное их развитие.

Автором уточнено фациальное районирование вендских образований исследуемых районов. Вместо 8 выделено 14 фациальных зон, которые более существенно учитывают особенности их строения.

Стратиграфические объемы региональных и местных подразделений, а также резервуаров в разных фациалшых зонах существенно меняются в основном за счет выпадения интервалов разрезов при-

мерно, в равных соотношениях вблизи их кровли и подошвы.

, Большинство- продуктивных пластов песчаников группируется на трех .стратиграфических-уровнях: пласты В^, (ботуобинский,пар-феновский, верхнетирский); пласты-Вдо, В^ (хамакинский; ярактин-ский, верхнечонский I, ванаварские I и П) и пласты В^, В^-д (та-лахский, безымянный, верхнечонский 'П, ванаварские Ш, 1У, У). На каждом из уровней положение и объемы пластов несколько различны в разных фациальных'зонах, причем они имеют линзовидцую форму ' залегания. Отмечается -"омоложениё" границ пластов в направлении выклинивания отложений" за счет постепенного расширения бассейна седиментации.

ГЛАВА 2. ТЕКТОНИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

В главе рассмотрена применяемая в работе методика тектонических исследований, описано строение тектонических элементов на исследуемой: территории', реконструирована история их формирования, на ,основе совместного анализа' тектонических и палеотектонических ' показателей и данных нефтегадоносностк сформулирована' и обоснована информация для прогноза нефтегазоносности в древних осадочных ' толщах Лено-Тунгуссксй провинции. , ■ '

В методическом разделе основное внимание уделено достоверности палеотектонических реконструкций применительно к слошоло-строенным толщам Сибирской платформы,' поскольку их Мощность за счет проявления как-конседиментационных, так и-постседиментацион-ных процессов не всегда отражает тектоническое прогибание.

.Теоретическое обоснование и примеры практического использования метода мощностей для решения конкретных геологических задач,даны в. работах В.В.Белоусова-, Р.Г.Г'арецкого, К.А.Машковича, В.Б.Неймана, Н.Н.Форша, В.Е.Хаина, Н. С. [Датского,1 А.Л.Яншина и' других ученых. В нефтегазоносных провинциях Сибири этот метод эффективно использовался С.Л.Арутюновым,'' Ю.Т.Афанасьевым; Ф.Г.Гура-' ри, В.В.Забалуевым, А.Н.Золотовым, М.М.Мандельбаумом, К.И'.'Мику-ленко, Н.В.Мельниковым,'А.В.Мигурским,.К.Б.Мокшанцевым, В.Д.На-ливкиным, И.И.Нестеровым, М.Я;Рудкёвичем,Т.П.Сверчковым,В.С.Старо сельдевым, Г.С.Фрадкиным,4 Г.ГЛеминым и Многими другими.В нас-"' тоящее. время мётод мощностей -является основным'инструментбм Для выполнения палеотёктоничёских'рекбнструкциЙ. Однако 'использовать'" его конкретно для каждого1 рСйона-Аёобходиио весьма-осторожной ''

Иногда распределение мощностей отложений может полностью не соответствовать действительной тектонической истории. Факторы, ограничивающие использование.метода-мощностей, изложены его осно- " воположниками. Они специфичны для каждого конкретного района; •

Автором работы показано, что на территории Сибирской плат-' формы применение метода мощностей ограничено'наличием перерывов', зон некомпенсированного прогибания, дислоцированийстыо разрезов, ; связанной с проявлением разрывной и соляной тектоники* траппово-го магматизма, а также вымыванием солей инфильтрационными вода-, ми. Основные результаты этих исследований следующие. ' .

Установленные вилючанско-ранненепский, ранне-поздненепский ' и поздненепско-раннетирский региональные перерывы в осадконакоп-лении ограничили применение метода мощностей при-изучении терри-генных отложений венда в пределах локалжых и зоналшых участков почти на всей территории исследуемых районов.

Некомпенсированное осадконакопление четко проявилось во время формирования.пачек из-1, $иг-2 усольского и о1-5, о1-6 олекминского регоциклитов, Сраницы между этими стратиграфически-"' ми подразделениями диахронны и поэтому не могут использоваться при разработке палеотектонических реконструкций.

Результаты детальной корреляции кембрийских отложений сви-; детельствуют о том, что многие разрезы значительно осложнены разрывными нарушениями. Корреляция отложений по пачкам позволяет фиксировать.подобные разрезы и также исключать их из анализа мощностей. '

В.строении кембрийских галогенно-карбонатных отложений проявилась начал шая стадия соляного тектогенеза. Как известно, при проявлении этого процесса происходит пластичное перемещение каменной соли. Если это имело место применительно к рассматриваемым разрезам, сложенным переслаиванием пластов солей и карбона-' ' тов, то должно быть изменение мощностей пластов солей (вздутие или утонение) по отношению к пластам доломитов, не испытавшим пластичного течения. Для выяснения этого вопроса построены графики соотношения мощностей галогенных и карбонатных пород в пачках • усольского, толбачанского и чарского регоциклитов разбуренных площадей (Ше'мин, .1989). В интервалах разрезов, в которых отмечается, значительное изменение мощностей солей,по отношению к карбонатам, прогнозируется проявление соляной тектоники. Они не использовались для палеотектонических реконструкций.,

Отложения венда и нижнего кембрия испытали проявления трап-пового магматизма. По расчетам автора, они уплотнили вмещающие породы на 1/5 мощности траппов без изменения их стратиграфического объема, поэтому при выполнении палеотектонических реконструкций из разрезов скважин вычиталась мощность интрузий, а поправка на уплотнение разреза прибавлялась. Для конкретных разрезов эта поправка вычислялась при помощи специально построенного графика (Шемин, 1989).

Использование метода мощностей применительно к исследуемым районам ограничено также процессами вымывания солей инфильтраци-онными водами (Мельников, Ефимов, Сафронова, Шемин и др.,1980). В нижнекембрийских отложениях верхняя кромка солей обычно фиксируется глубже абсолютных отметок минус 150-300 м. В зависимости от структурного плана она "скользит" от верхней части усольского до кровли чарского регоциклитов. Отсутствие пластов солей выше этих отметок объясняется их вымыванием, поэтому отложения верхней части разреза, испытавшие процессы выщелачивания солей ин-фильтрационными водами, не использовались для палеотектонических реконструкций.

Рассмотренные факторы значителио ограничили применение метода мощностей. Их учет существенно повысил достоверность палеотектонических реконструкций.

При выполнении палеотектонических реконструкций использовано построение изопахических схем и палеотектонических профилей. Для регионотных палеотектонических реконструкций выбран метод простых изопахит. Палеотектонические построения локальных участков представлены изопахическими треугольниками и палеогектони-ческими профилями.

Оценка интенсивности роста структур производилась по "углу конседиментационности", который определяется по формуле

tg<A=üiprH«B = М— , где Нкр и Нее - мощности отложений L ' L

соответственно на крыле и своде поднятий, a L - расстояние между точками наблюдения.

Для характеристики современных структурных планов исследуемых районов и их отдельных частей использованы структурные карты и профили. Оценка соотношения современных структурных планов производилась по 34 стратиграфическим поверхностям с помощью корреляционного анализа. Полученные при этом анализе количественные

показатели были использованы для построения графиков-соотношений •• современных структурных планов площадей бурения.: • .

В работе детально охарактеризованы современные,;я палеа струн-.,; турные планы в пределах Марковского, Ярактинского, Аянского^ЗЗерх-,:., нечонского, Средаеботуобинского, Верхневилючанского, Вилюйско,--- >-г Джербинского, Собинского месторождений, Куюмбинской площади и . Усть-Кутского района, представляющих собой все разнообразие струк-= турно-фациальных зон рассматриваемой территории. Анализ выполненных исследований позволил сформулировать*следующие выводы.

1. Подтвержден вывод многих исследователей, в том числе и автора, о том, что .в древних толщах Сибирской платформы наряду с антиклинальными ловушками широко распространены неантиклинальные. Подавляющее большинство изученных ловушек осложнено дизъюнктивными нарушениями. '■

2. Изменение структурных планов наиболее часто фиксируется в отложениях чарского, менее часто - усольского, верхнетолбачан-ского ив единичных случаях - вилючанского, верхнеданиловского, наманского регоциклитов. Структурные планы контролируются разрывной и соляной тектоникой, внедрениями трапповых интрузивов, процессами, приводящими к вымыванию солей, а также тектоническими движениями (сменой их направленности). По соотношению структурньгх планов объекты подразделяются на четыре типа.

К первому относятся месторождения, характеризующиеся полным совпадением структурных планов по всем горизонтам осадочного чехла.

. Месторождения, структурные планы которых изменены в верхней части солевого комплекса, относятся ко второму типу.

К третьему типу относятся месторождения, структурные планы которых в средней (верхнетолбачанский регоциклит) и верхней (чар-ский регоциклит) частях солевого комплекса весьма значительно изменены внедрением интрузивных образований и вымыванием солей инфильтрационными водами. В верхних горизонтах осадочного чехла структура этих месторождений не соответствует структурным планам нижезалегаицих пород,.

Месторождения,, характеризующиеся полным несоответствием структурных планов подсолевого- комплекса и .вышележащих пород за счет проявления дизъюнктивной №..соляной тектоники1, а также внедрения трапповотносятся не: четвёртому.-типу;1-»

■ . 3. По времени образования 'современные- структурные план^

всех рассмотренных месторождений углеводородов относятся к пост-сздиментационному типу. В вендский и ранне-среднепалеозойский периоды Среднеботуобинскому, Собинскому и Усть-Кутскому поднятиям соответствовали моноклинали, а Верхневилючанскому и Випюйско-Джербинскому - структурные заливы. На месте Верхнечонского структурного мыса существовала моноклиналь, осложненная структурным мысом, наиболее приподнятая часть которого отмечалась в северозападной части месторождения (в отличие от юго-восточной для современной структуры). В пределах Марковского месторождения существовал моноклинальный склон, осложненный двумя палеоподнятиями. Он имел юго-западный наклон, а не юго-восточный, как в настоящее время. Территория Ярактинского и Аянского месторождений в венд-ско-средкепалеозойский период также представляла собой моноклинальный склон, наклоненный б юго-западном направлении (в отличие от южного в настоящее время). Лишь на Куюмбинской площади, соответствующей моноклинали, в рассматриваемый этап тектонического развития возникло и развивалось малоамплитудное поднятое, северо-западная часть которого располагалась за пределами площа-д*и, т.е. почти на всех исследуемых объектах в вендский и ранне-среднепалеозойский периода замкнутые положительные структуры не формировались.

4. Современные ловушки рассмотренных месторождений нефти и газа начата формироваться в средне-позднепалеозойский период. Залежи углеводородов в них являются постсреднепалеозойскими.

3 итоге выполненных автором региональных палеотектонических исследований получены следующие результаты. Структурные планы на рассматриваемой территории в вендскую и кембрийскую эпохи значительно отличались от современных. Северо-восточная и северо-западная половины соответственно Байкитской и Непско-Ботуобинской ангеклиз, а также южная часть Курейской синеклизы в указанный период были наиболее приподнятыми участками. Они составляли сводовую часть Катангской палеоантеклизы. В ордовике и среднем палеозое они, в целом, продолжали унаследованное развитие. Вместе с тем, в центральных районах платформы структурные планы несколько видоизменялись. Северная граница Катангской палеоантеклизы переместилась к югу. К концу этого этапа в значительной мере были сформированы северо-восточный склон Байкитской антеклизы и северо-восточное окончание Непско-Ботуобинской, вблизи которого в девонский период происходило интенсивное прогибание.территории

Ыгыаттинской и Кемпендяйской впадин.

Лозднепалеозойско-гриасовый период характеризуется высокой гектоно-магматической активностью на Сибирской платформе, особенно в северной и отчасти центральной ее частях, где закладывается и развивается Тунгусская синеклиза (Конторович, Сурков, Грофимук и др., 1981). Ее южная часть наложилась на Катан г с.куад палеоантеклизу. В результате активно формируются северо-западный склон Непско-Ботуобинской антеклизы, северная и центральная части Катангской седловины и северо-восточный склон Байкитской акте клизы. В течение этого периода проявился трапповый магматизм, который существенно осложнил структуру осадочного чехла и повлиял на емкостно-фкльтрацисннне свойства пород резервуаров. В после триасовое время заверялось формирование современного структурного плана исследуемой территории.

Региональные палеотектонические реконструкции свидетельствуют, что в вендский и ранне-среднепалеозойский периоды наиболее вероятной зоной нефтегазонакопления была сводовая часть Катангской палеоантеклизы. В ее пределы, по-видимому, мигрировали углеводороды из соседних областей погружения, расположенных на территории современных отрицательных структур: Курейской и При-саяно-Енисейской синёклиз, Предпатомского регионального прогиба и наиболее погруженных участков Ангаро-Лен с кой ступени. Перестройка структурных планов в среднепалеозойский и последующие оталы на территории древней зоны нефтегазонакопления обусловила перераспределение углеводородов, однако масштабы этого процесса, по представлению автора, небольшие и касаются в основном сводовых участков Непско-Ботуобинской антеклизы, где отмечалась значительная перестройка структурных планов.

Оценка перспектив нефтегазоносности меэорезервуаров по тектоническим показателям осуществлялась традиционным путем, на базе анализе, современных и палеоструктурных планов. К высокоперспективным землям отнесены наиболее приподнятые (сводовые) участки антеклиз и седловин, а также сводовая часть Катангской палеоантеклизы.

К перспективным землям отнесены присводовые участки антеклиз и их склоны, значительно осложненные положительными структурами более низкого порядка, а также присводовые территории Катангской палеоантеклизй. -

К средаеперспективным землям относятся склоны крупны* поло-

жительных структур и смежные с ними территории отрицательных над-порядковых структур, а также склоны Катангской палеоантеклизы.

■Дизъюнктивные нарушения, надвиговые дислокации и трапповый магматизм существенно повлияли на емкостно-фильтрационные свойства пород-коллекторов мезорезервуаров и поэтому учитывались при оценке качества их проницаемых горизонтов.

ГЛАВА 3. ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЕ ОСНОВЫ ПРОГНОЗА НЕФТЕГА30Н0СН0СТИ

В главе /приведена методика литолого-фациальных исследований и охарактеризованы вйлючанский, нижненепский, верхненепский, тир-ский, нижнеданиловский, верхнеданиловский и усольский нефтегазоносные мезорезервуары; особое внимание уделено литолого-палеоге-ографическим реконструкциям, обоснованию вцделения мезорезервуаров, а также, оценке качества экранирующих непроницаемых горизонтов мезорезервуаров в целом.

В пределах исследуемых районов значительные литолого-палео-географические исследования выполнены: Т.Ф.Антоновой, В.А.Асташ-киным, Т.И.Гуровой, В.М.Евтушенко, М.А.Жарковым, А.П.Железновой, В.С.Карпышевым, Л.И.Нилиной, В.Н.Киркднской, А.Э.Конторовичем, В.Г.Кузнецовым, А.Й.Ларичевым, Н.В.Мельниковым, Я.К.Писарчик, Г.А.Поляковой, М.М.Потловой, В.В.Самсоновым, В.Е.Савицким, Л.С.Черновой, Э.И.Чечелем, С.Г.Шалшным, Г.Г.Шеминым и многими другими. .

Наиболее детальные литолого-палеогеографические карты, построенные по узким стратиграфическим подразделениям и охватывающие всю территорию исследуемых районов, представлены в работах специалистов СНИИГГиМСа (Мельников, Килина, 1981; Мельников, Асташкин, Ларичев и др., 1986; Мельников, Шемин, Ефимов, 1989 и др.). Эти литолого-палеогеографические реконструкции с небольшими изменениями стратиграфических объемов в соответствии с выделенными рего-циклитами и уточнениями автора рассмотрены в,диссертации. При их составлении использовались легенды карт под редакцией А.П;Вино-градова, Я.К.Писарчик, а также работы Т.И.Гуровой, М.А;Жаркова, Л.П.Железновой,- Л.И.Килиной¡0А.Э.Конторовича, Н.В.Мельникова, В.Е.Савицкого, Л.СЛернр-вой и^других^.; . •:■;><■ л"

Автором выполнен подробный анализ П9нятий..;,'!резервуар?!иг' и-г: "нефтегазоносный комплекс" «'охарактеризованы существующие- их

классификации. Под резервуаром нефти и газа понимается совокупность смежных экранирующего (вверху) и проницаемого (внизу) комплексов, в которых возможны миграция, аккумуляция и консервация углеводородов.

В разрезе венда и кембрия исследуемых районов по комплексу геолого-геофизических материалов выделены вендский, верхневенд-ско-нижнекембрийский и кембрийский региональные макрорезервуары, составляющие вендско-кембрийский региональный мегареэервуар. В вендском макрорезервуаре выделены вилючанский, нижненепский, верхненепский и тирский мезорезервуары; в верхневендско-нижне-кембрийсчом - нишеданйловский, среднеданиловский, верхнеданиловский л у польский, а в кембрийском - толбачанский, олекминский и наманский мезорезервуары (Шемин и др., 1983).

Экранирующие горизонты мезорезервуаров характеризуются разнообразным литологическим составом: глинистым, глинисто-карбонатным, галогенно-карбонатным и терригенно-сульфатно-карбанатным. Оценка качества флюидоупоров осуществлена с учетом анализа их мощностей, литологического состава и процентного содержаний, в них как проницаемых (песчаники, "чистые" карбонаты) так и практически непроницаемых (каменная соль) пород. В зависимости от значений этих показателей выделяются экранирующие горизонты весьма высокого, высокого, среднего и низкого качества (Шемин, 1987). - . ;; ;;

л Для оценки.качества проницаемых горизонтов мезорезервуаров автором использован .более, широкий, чем обычно, набор показателей: уделМая- емкость пород-коллекторов, включащая-их мощность и пористость, проницаемость коллекторов.« .степень неоднородности их строения. •■ - • ■

.Под удельной емкостью, коллекторов понимается отношение объема порового пространства к единице площади..Значение этого показателя соответствует произведению, эффективной мощности пород-коллекторов на объем порового пространства, заключенного в;.1;'Мэ разреза:" С, где С --удельная емкость пород-коллекторов,

м3/м2; Ъ - эффективная мощность пород-коллекторов ,' м; V, - объем пороього пространства в м3,'разреза; Уг, - объем раэ^за,'равный I м3. *' ' " ' • - ' ' -' •■ '

Фильтрационные свойства коллекторов' оценивались предвари- ■ • тельйо'. Они Подразделяются на' высокопроницаемы'е, среднепроница-емыё и йизкЬпроницаемые.

При оценке качества проницаемых горизонтов мезорезервуаров использовалась степень расчлененности коллекторов непроницаемыми прослоями. В зависимости от общей мощности пород-коллекторов и количествам заключенных в них непроницаемых прослоев выделяются однородные, с^еднеоднородные и неоднородные проницаемые горизонты мезорезервуаров. Но соотношениям значений отмеченных показателей выделяются участки с весьма, высоким, высоким, среда™, пониженным и низким качеством проницаемых горизонтов.

Оценка качества мезорезервуаров в целом осуществлена путем суммирования оценок качества их составных частей, экранирующих и проницаемых горизонтов, при этом, с учетом конкретной геологической ситуации Лено-Тунгусской провинции, главным фактором оценки считалось качество последних. Автором выделяется пять классов мезорезервуаров: весьма высокого, высокого, среднего, пониженного и низкого качества.

Характеристика каждого из семи выделенных нефтегазоносных мезорезервуаров (вилючанского, нижненепского, верхненепского, тирокого, нижнеданиловского, верхнеданюювского и усольского) отражена в наборе следующих карт: литолого-палеогеографических, прогноза качества экранирующих горизонтов, прогноза качества проницаемых горизонтов и прогноза качества мезорезервуара в целом.

В и л ю ч а н с к и й мезорезервуар залегает в основании осадочного чехла, представлен отложениями бетинчинской и хоро-нохской свит и их аналогами и распространен лишь в северо-восточной части Предпа томского регионального прогиба, а также на смежных участках Вилючанской седловины и Непско-Ботуобинской ан-тсклизы. Проницаемый горизонт, соответствующий пласту В^ (вилю-чанскому пласту и его аналогам), обычно обладает низким качеством. Только в зоне выклинивания отложений, протягивающейся узкой полосой от Нижнехамакинского до Вилюй ско-Джербинско го месторождений, отмечается его среднее и высокое качество. Флюидоупор объединяет кровельные карбонатно-глинистые отложения вилючанского горизонта и характеризуется пониженным и низким качеством. Б целом, вилючанскому мезорезервуару свойственно пониженное и низкие качество и лишь в ранее отмеченной зоне повышенного качества проницаемого горизонта - среднее.

Нижненепский мезорезервуар распространен в виде полосы в пределах Предпатомского регионального прогиба и на

пограничных с ним склонах,отчасти в сводовых участках Непско-Боту-обинской антеклизы,на юго-западном склоне и юго-восточной перикли-нали Байкитской антеклизы и почти на всей территории Катангской седловины.Представлен отложениями одноименного стратиграфического подгоризонта.Проницаемый горизонт объединяет базалънне отложения осадочного чехла - пласты В^ и В^д (безымянный,талахекий и их аналоги).Качество его коллекторов различное.Зоны улучшенных коллекторов предполагаются на юго-западном склоне Байкитской антеклизы,в центральной и южной частях Катангской седловины,а также на Непско-Ботуобинской антеклизе,вблизи границы выклинивания отложений. Экранирующий горизонт сложен глинистыми и глинисто-карбонатными отложениями нижненепского подгоризонта. Качество его обычно высокое. Одаако на склонах антеклиз, в зонах выклинивания отложений и в центральной части Катангской седловины, фиксируются участки пониженного качества экрана. В целом, нижненепский мезо-резервуар обладает низким, пониженным и средним качеством и лишь в северо-восточной части Непского свода - высоким. Зоны среднего качества прогнозируются в юго-западной и южной частях Байкитской антеклизы в южных участках Катангской седловины. В пределах Непско-Ботуобинской антеклизы они простираются в виде полосы от Ярактинского месторождения до Вилючанской седловины.

Верхненепский меэореэервуар характеризуется обширным распространением. Его отложения отсутствуют линь в северо-западной и северо-восточной частях соответственно м'епско-Ботуобинской и Байкитской антеклиз. Представлен отложениями одноименного подгоризонта. Проницаемый горизонт объединяет песчаники хамакинского, ярактинского пластов и их аналогов (пласты Б0-В^). Качество его различное. Зоны улучшенного качества прогнозируются в юго-западных и южных участках Байкитской антеклизы, центральной части Катангской седловины, а также р линейно вытянутой полосе, простирающейся от Ярактинского до Чаяндинского месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы. Флюидоупор, включающий глинистые образования верхненепского подгоризонта, характеризуется низким, средник и высоким качеством. Наиболее высокие его экранирующие свойства прогнозируются в Предпатомском региональном прогибе и смежной территории Непско-Ботуобинской антеклизы, а также в юго-восточной части Катангской седловины. Мезоре-зервуар в целом обладает низким, пониженным и средним качеством. Зоны среднего качества мезорезервуара прогнозируются в южной

части Байкитской антеклизы, в центральных, юго-западных и во сто ч- ,, ных участках Катангской седловины, а также в юго-восточной части. . НепСко-Ботуобинской антеклизы.

Т и р с к и й мезорезервуар распространен только в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы, где простирается в виде клинообразной полосы шириной 50-250 км от Верхнетирской и Марковской площадей до северо-восточного окончания структуры. Сложен породами одноименного горизонта. Проницаемый горизонт включает отложения ботуобинского, парфеновского, харыстанского и верхнетирского пластов (пласты В^, В^ и В^). Качество его различное, от низкого до высокого, причем территории с наиболее высоким качеством прогнозируются в северо-восточной части антеклизы, в Мирнинском и Сюльдюкарском районах. Экранирующий горизонт распространен почти повсеместно. Он отсутствует лишь в двух зонах. Одна из них закар-тирована в северо-западной части Непско-Ботуобинской антеклизы, другая охватывает северо-восточный склон и смежные с ним сводовые участки Байкитской антеклизы. Качество его обычно высокое; только в зонах выклинивания отложений экранирующие свойства флгаидоупора средние и низкие. В целом, мезорезервуар обладает качеством от низкого до высокого. Наиболее высокое его качество закартировано в северо-восточной части антеклизы, линейно вытянутой зоне северо-восточной ориентировки,- простирающейся от Чаяндинского до Ире-ляхского месторождений.

Нижнеданило в с к и й мезорезервуар представлен отложениями одноименного подгоризонта, распространенного повсеместно. Проницаемый горизонт на большей части рассматриваемых^ районов выделяется в объеме Преображенского горизонта (пласта Бэд). В юго-западной и северо-восточной частях соответственно Байкитской и Непско-Ботуобинской антеклйз он охватывает более значительный стратиграфический объем. На первой структуре объединяет образования от Преображенского до оморинского горизонтов включительно, на второй - от Преображенского до ербогаченского горизонтов. Качество проницаемого горизонта в целом невысокое. Наиболее высокое качество прогнозируется в центральной части Непско-Ботуобинской антеклизы, в пределах Непского свода.и Мир-нинского выступа, где связано с органогенными и органогенно-об-ломочными доломитами, подвергшимися.процессам перекристаллизации. Земли пониженного качества: окаймляют, более перспективные территории, а также развиты .в юго-западно,й и .северо-восточной частях

Байкитской антеклизы. Экран выделен в объеме средней и верхней частей нижкедгниловского подгориэонта. Качество его среднее, а в окраинных северо-восточной и юго-западной частях соответственно Непско-БотуобинскоЙ антеклизы и Катангской седловины - высокое. В целом, мезорезервуар характеризуется низким и пониженным качеством. Лишь в центральной части Непско-БотуобинскоЙ антеклизы, в Тетейско-Чонской зоне, прогнозируется среднее качество мезоре-зервуара (Шемин и др., 1991).

Верхнеданиловский мезорезервуар распространен повсеместно. Он включает образования верхней части подсо-левого карбонатного и низы солевого комплексов. Проницаемая часть представлена юряхским и усть-кутским продуктивными горизонтами (пластами Бд-Б^). Качество ее невысокое. Выделяются земли среднего, пониженного и низкого качества. Наиболее высокое качество проницаемого горизонта предполагается на западе Непско-Ботуобинской антеклизы и на Вилючанской седловине. Экранирующий горизонт сложён кровельными частями юряхской, собинской свит и галогенно-карбонатными отложениями подосинской пачки. Наиболее низкое его качество предполагается в северо-восточных частях Непско-Ботуобинской антеклизы и Предпатомского регионального прогиба. В юго-западном направлении экранирующие свойства флюидоупо-ра увеличиваются; в пределах Байкитской, юго-западной части Непско-Ботуобинской антеклиз, а также на Катангской седловине качество экрана высокое и весьма высокое. В целом, мезорезервуар характеризуется преимущественно низким и пониженным качеством.Лишь в западной части Непско-Ботуобинской антеклизы, на территории Тэтэрско-Чонской зоны, и на Вилючанской седловине прогнозируется среднее качество.

Усольский мезорезервуар характеризуется повсеместным распространением и включает отложения одноименного горизонта. Проницаемый горизонт обычно представлен осинским пластом (Б^). В северо-восточных частях Непско-Ботуобинской антеклизы и Предпатомского регионального прогиба к нему примыкает карбонатный аналог подосинской пачки (пласт . Качество проницаемого горизонта и мезорезервуара в целом идентичны, поскольку его галогенно-карбонатный экран, представленный верхнеусольским подгориэонтом, на всей территории исследуемых районов обладает весьма высоким качеством. Высокое и среднее качество мезорезервуара предполагается в трех зонах наибольших мощностей пород-коллекторов и улуч-

шенных их фильтрационных свойств. Первая и вторая территориально совпадают с Чамбинско-Алтыбско-Мирнинской и Катско-Курьинско-Пи-людинской зонами развития рифоподобных и органогенных построек, расположенных в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы и Катанг-ской седловины, а третья прогнозируется в северной и юго-западной частях Байкитской антеклизы. ' ■

" ,' ГЛАВА 4. ■ ГЕОХИМИЧЕСКИЕ И ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ -КРИТЕРИИ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

' Геохимические критерии прогноза нефтегазоносности центральных районов Сибирской платформы разрабатывались Т.К.Баженовой, Л.И.Богородской, Л.М.БурштеЙном, О.Н.Глушковой, Д.И.Дроботом, А.Н.Золотовым, С.А.Кащенко, А.Э.Конторовичем, А.И.Ларичёвым, Л.Г.Марковой, С.Г.Неручевым, Т.В.Одинцовой, Р.Н.Пресновой, Е.А.Рогозиной, В.В.Самсоновым, П.Н.Соболевым, Б.А.Соколовым, О.Ф.Стасовой, Ю.А.Филипцовым, В.И.Чекановым и многими другими. Согласно выполненным исследованиям, в пределах рассматриваемой территорий наибольшее количество органического вещества было аккумулировано в отложениях рифейского комплекса; значительно меньше- в образованиях терригенного венда и подсолевого карбонатно-. го комплекса.

Рифейские отложения испытали наиболее интенсивные катагене-тические преобразования. В прогнутых участках платформы (в сине-клизах, впадинах) современный уровень катагенетического преобразования ОВ соответствует градации апокатагенеза. На большей части распространения этих толщ преобразование ОВ также достаточно высокое и почти повсеместно соответствует позднему этапу мезока-тагенеза. Органическое вещество терригенных отложений венда также претерпело интенсивные катагенетические преобразования.В наиболее погруженных участках отрицательных структур преобразование его соответствовало градации'апокатагенеза. На большей, же части платформы изменение ОВ соответствовало среднему' и позднему этапам.мезокатагенеза. Органическое "вещество вендско-нижнекембрий-ских. подсо'левых карбонатных отложений преобразовано несколько меньше. На большей части платформы оно испытало средний и поздний этапы мезокатагенеза, а в пределах исследуемых районов - . средний и ранний. -. ,

Основные очаги нефтёгазообразования располагались, прежде всего в южных окраинных частях платформы, в пределах Присаяно-

Енисейской синеклизы, Ангаро-Ленской ступени и Предпатомского' регионального прогиба. Значительным нефтегазогенерационным потенциалом обладали также осадочные отложения.Курейской синеклизы, Ыгы-аттинской и Кемпендяйской впадин, ограничивающих рассматриваемые районы с севера и северо-востока. ,'..■•

Миграция углеводородов из указанных 'зон .'нефтегазообразования в зоны нефтегазонакопления (Непско-Вотуобинскую, Байкитскую анте-клизы.и,Катангскую седловину) в основном контролировалась палео-структурным планом и качеством флйидоупоров.Анализ этих материалов и. геохимических показателей позволил автору подтвердить выделенные, ранее три основных этапа миграции углеводородов: венд-ско-раннепалеозойский, среднепалеозойский и позднепалеозойско-мезозойский... .Во время первого этапа миграция углеводородов в основном осуществлялась из. южной части платформы, второго - из северо-восточных районов, а третьего - преимущественно из ее северных участков. - ■ ■. ' ■ - -

Перспективы нефтегазоноскости мезорезервуаров, определялись собственным.нефтегазогенерационным потенциалом зон нефтегазонакопления, а также степенью интенсивности подтоков углеводородов из ,смежных.зон нефтегазообразования и из подстилающих толщ. При этом информативность данных показателей для.оценки перспектив нефтегазоносности терригенного и карбонатного состава мезорезервуаров различная. - ■■-■<.-:.,•

Терригенные мезорезервуары, обладая.собственным нефтегазогенерационным. потенциалом, в течение длительных периодов "подпи-тывалис^"_ч порциями углеводородов, мигрировавших-из окружающих их зон.нефтегазорбразования,.а также из подстилающих рифейских толщ. В связи с этим они по геохимическим показателям почти на всей исследуемой - территории имеют, высокие перспективы нефтегазонос-ности. , •..■-. , >

Карбрнатные отложения.нижнеданиловского. и верхнеданиловского мезорезервуаров .обладали значительна меньшим нефтегазогенера- ' ционным потенциалом. Перспективынефтегазоносности их в значительной, степени определяются интенсивностью подтака.углеводородоё из подстилающих тёрригенных мезорезервуаров .-.Поэтому высокоперс- " пек.тйвные..'земли мезорезервуаров. прогнозируются в. северо-восточной и северо-западной частях соответственно Байкитской и Непско-Ботуо(5инской антеклиз^¿рде. предполагается, активная вертикальная. миграция углеводородов. Перспективные земли подсолевых карбонат-

нмх образований в виде полос примыкают с юга к высокоперспективным участкам. На большей же часта рассматриваемых районов прогнозируются в основном среднеперспективные земли, где подток углеводородов прогнозируется в ограниченном количестве.

Отложения усольского мезорезервуара имели еще меньший собственный нефтегазогенерационный потенциал. Их перспективы также в основном определяются интенсивностью подтока углеводородов из подстилающих образований. Такие условия прогнозируются в северовосточных частях Непско-Ботуобинской антеклизы и Предпатомского регионалшого прогиба. Здесь выделяются высокоперспективные земли. Перспективные земли предполагаются юго-западнее отмеченной зоны, а в пределах Катангской седловины и Байкитской антеклизы прогнозируются среднеперспективные и низкоперспективные земли.

Оценка перспектив нефтегазоносности вендских и нижнекембрийских отложений исследуемых районов по гидрогеологическим данным приведена в работах А.С.Анциферова, А.С.Артеменко, О.В.Бабошина, В.А.Бронникова, М.Б.Букаты, В.И.Вожова, Л.А.Грубова, А.А.Дзюбы, О.В.Зеховой, Е.В.Ильиной, В.И.Любомирова, В.В.Павленко, Е.З.Пин-некера, А.И.Сурнина, Н.Я.Тычина и других. По представлениям многих исследователей гидрогеологические условия вендско-нижнекемб-рийских отложений контролируются литолого-фациальными факторами, что дает им основание рассматривать нижнюю часть осадочного чехла платформы в рамках единой Восточно-Сибирской артезианской области. В ее пределах выделяются четыре гидрогеологических комплекса: вендский терригенный, вендско-нижнекембрийский подсолевой карбонатный, нижнекембрийский солевой и средневерхнекембрийско-ордовикский надсолевой, каждый из которых характеризуется вполне определенными гидродинамической, геотермической и гидрохимической зональн остями.

Гидродинамическая обстановка осадочного чехла платформы достаточно сложная. Проницаемые горизонты терригенного венда характеризуются развитием нормальных и низких пластовых давлений, при этом они испытывают тенденцию к уменьшению сверху вниз по разрезу. Отложения карбонатного комплекса и межсолевые карбонатные горизонты имеют более сложную гидродинамическую обстановку. На окраинах платформы пластовые давления близки к гидростатическим, а во внутренних ее областях они весьма разнообразны, причем в горизонтах верхней части соленосной формации чаще всего фиксируются АНОД, а в ее низах и в подсолевом карбонатном комплексе - АВДЦ.

Верхней части осадочного чехла свойственны пластовые давления ниже гидростатических.

Сибирская платформа относится к геоструктурам с ослабленным эндогенным тепловым потоком (Лысак и др.,1962). Существенное влияние на распределение температур в ее осадочном чехле оказывают экзогенные факторы, и прежде всего климат. Они предопределили невысокие современные температуры в недрах платформы и наличие в кровле чехла мощной зоны отрицательных температур.

Гидрохимическая зоналжость пластовых вод осадочного чехла платформы контролируется современным гидродинамическим режимом. Их минерализация и концентрация химических компонентов изменяется в широких пределах. В вендском терригенном комплексе внутренней части платформы рассолы весьма крепкие с высоким содержяиием брома. В их солевом составе обычно преобладают хлориды кальция и маг-т ния. Водообмен весьма затруднён и близок к застойному. Подсолевые карбонатные горизонты характеризуются весьма крепкими и пределшо насыщенными рассолами. По составу они близки к рассолам терриген-ного венда. Характерной особенностью пластовых вод соленосного комплекса является то, что в нем на небольшом расстоянии могут быть обнаружены как соленые воды и слабые рассолы, так и сильно метаморфизованные предельно насщенные рассолы.

Газонасыщенность пластовых вод платформы варьирует в широких пределах*: в целом, они недонасыщены газовыми компонентами.По составу водорастворенные газы представлены тремя классами - углеводородным, азотным и смешанным. В подсолевых отложениях рассматриваемых районов пластовые воды насыщены углеводородными газами.

Вендско-нижнекембрийские отложения внутренних областей платформы характеризуются благоприятными гидрогеологическими критериями прогноза нефтегазоносности (Анциферов, 1982; Вожов и др.,1971 и другие). В пределах исследуемых районов наиболее перспективные земли прогнозируются в северо-восточной половине Непско-Ботуобинской антеклизы, а также в центральных частях Байкитской антеклизы и Катангской седловины. Перспективные земли охватывают почти всю остальную часть рассматриваемой территории. Лишь южная окраина Байкитской антеклизы относится к среднеперспективным землям.

,... ГЛАВА 5. ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И НАПРАВЛЕНИЯ ПОИСКА

В главе рассмотрена методика прогноза нефтегазоносности,приведены результаты такого прогноза для отложений венда и нижнего

кембрия центральных районов Лено-Тунгусской провинции и разработанные направления нефтепочсковых работ.

Усовершенствованная автором методика зонального прогноза нефтегазоносности применительно к вендским и кембрийским отложениям исследуемых районов предусматривает,решение следующих основных вопросов: оценку перспектив нефтегазоносности мезорезервуаров, выделение зон нефтегазонакопления и первоочередных объектов неф-тепоисковых работ.

Оценка влияния тектонического, литолого-фациального, геохимического и гидрогеологического критериев на перспективы нефтега-эоносности мезорезервуаров осуществлялась по 15 наиболее информативным параметрам, которые отражают все основные особенности проявления процессов нефтегазообразования, нефтегазонакопления и сохранения ресурсов УВ. Исходя из особенностей строения исследуемых районов и специфики условий формирования залежей нефти и газа генерация углеводородов оценена геохимическими показателями, миграция - тектоническими и литолого-фациальными, аккумуляция - тектоническими, литолого-фациальными и гидрогеологическими, а консервация - литолого-фациальными и гидрогеологическими. .

Методика оценки перспектив нефтегазоносности резервуаров по совокупности критериев до настоящего времени недостаточно разработана, хотя для.решения этой проблемы сделано многое (A.A.Баки-ров, М.Д.Белонин, Н.И.Бундов, М.Ф.Днали, В.И.Демин, А.Э.Конторо-вич, С.П.Максимов, В.Д.Наливкин, И.И.Нестеров, В. И .Шпильман и др.). Особенно дискуссионен вопрос оценки информативности каждого из критериев, от реиения которого во многом зависит достоверность прогноза.

По представлению автора, для.каждого оцениваемого региона, исходя из специфики его строения и условий формирования залежей нефти и газа, значимость каждого из критериев прогноза нефтегазоносности будет разной. В работе доказывается, что применительно к вендским и нижнекембрийским отложениям Сибирской платформы наиболее важными показателями прогноза являются литолого-фациальные. Следующий по значимости критерий - геохимический.- Тектонические и гидрогеологические параметры менее информативны при прогнозе -для рассматриваемой территории.

На основании приведенных оценок тектонического, литолого-фациального, геохимического, гидрогеологического критериев прогноза нефтегазоносности и учета.кх информативности.территории распрост-

ранения выделенных мезорезервуароЕ подразделены на земли различных перспектив:, высокоперспективные (I и ¡1 категорий), . перспективные (Ш и 1У категорий), среднеперспективные . (У и У1 категорий), пониженных перспектив (УП и УШ категорий) и низкоперспективные (IX категории). Ранжирование земель в основном осуществлялось по наиболее важному литолого-фациальному критерию и отчасти геохимическому. По другим показателям, в зависимости от степени их благоприятности для нефтегазообразования и нефтегазонакопления, увеличивались или уменьшались перспективы нефтегазоносности лишь на одну категорию.

В работе осуществлен подробный анализ понятия "зона нефтегазонакопления" и приведены классификации таких зон. Под зоной неф-, тегазонакопления автором понимается участок резервуара, характеризующийся сходным геологическим строением и.историей, обеспечивающими. общие условия формирования и сохранения залежей.нефти и газа. .. - ■

Выделенные в пределах исследуемых районов зоны нефтегазонакопления различаются по генезису, степени перспективности, преобладающим типам ловушек,-фазовому состоянию углеводородов-в залежах и крупности залежей. i

Усовершенствованная методика прогноза нг.фтегазоносности пре-дусматришет также прогнозирование первоочередных объектов нефте-поисковых работ, под которыми автором понимаются наиболее перспективные и изученные участки зон нефтегазонакопления, выделенные по комплексу reoлого-геофизических данных, на которых с большой степенью вероятности могут быть выявлены залежи нефти и газа •' или расширены контуры уже выявленных залежей углеводородов. ;

Результаты оценки перспектив нефтегазоносности выделенных, мезорезервуаров приведены на картах прогноза нефтегазоносности, на которых показаны: категории перспективных земель, зоны нефтегазонакопления , первоочередные объекты нефтепоисковнх работ и . -спрогнозированные в их- пределах преобладающий тип ловушек,- величины залежей.и фазовое состояние.углеводородов в них.

Вендский региональный макрорезервуар включает терригенные отложения, распространенные почти повсеместно. Он наиболее изу-. чен геолого^геофизическими работами как .один из наиболее перепек- ■ тивных. В нем .выделено 16 зон: нефтегазонакопления и один первоочередной; объект: -неф.тепоисковых-работ. ; ■ .-■

В и л. ю ч.,а н> с к и й газоносный мезорезервуар характерна

ЗГ

зуется пониженными и средними перспективами. Наиболее перспективные земли (У и У1 категорий) простираются в виде узкой полосы шириной 30-50 км от Нижнехамакинского до Вилвйско-Джербинского месторождений. В контурах этой.территории ввделена Пеледуйско-Вилю-чанская среднеперспективная зона газонакопления» в которой прогнозируются средние и мелкие газовые залежи. ■ .

Нижненепский нефтегазоносный мезорезервуар характеризуется распространением земель повышенных, средних и пониженных перспектив. Наиболее перспективные земли приурочены к территориям выклинивания отложений. В них выделено шесть зон нефте-газонакопления, наибольшими перспективами из которых обладает Чаяндинско-Борулахская, меньшими - Централшо-Талаканская и Верх-нетеринско-Ангарская и еще меньшими - Чадобецко-Верхнекаменская и Аянско-Чонская. По генезису они подразделяются на структурные и литологические. В одних зонах прогнозируется антиклинальный тип ловушек, в других - литологический,.а в третьих - оба этих типа. В большинстве зон нефтегазонакопления прогнозируются газонефтяные средние и мелкие по запасам углеводородов залежи. Лишь в Чаяндин-ско-Борулахской зоне предполагаются крупные и средние залежи.

Верхненепский газонефтеносный мезорезервуар обладает повышенными, средними и пониженными перспективами нефте-газоносности. Наиболее перспективные земли прогнозируются в семи ввделенных зонах нефтегазонакопления, которые обычно расположены в 20-70 км от площадей полного выклинивания отложений мезорезер-вуара. Наибольшими перспективами обладают Ярактинско-Чонская, Чаяндинская и Катангско-Чуньская зоны. В первой намечен Игнялин-ско-Иликанский первоочередной объект проведения нефтепоисковых работ, который рекомендуется в качестве основного по наращиванию запасов нефти в терригенном комплексе Иркутской области. По генезису зоны нефтегазонакопления подразделяются на структурные, литологические, связанные с выклиниванием песчаников и обусловленные отложениями временных водотоков. В одних зонах прогнозируется преимущественно антиклинальный тип ловушек, в других -литологический, в третьих - оба типа. В Чаяндинской, Ярактинско-Чонской и Катангско-Чуньской зонах прогнозируется широкое распространение крупных и средних по запасам газонефтяных залежей.

Т и р с к и-Л. газонефтеносный мезорезервуар характеризу- ' ется распространением высокоперспективных, перспективных,средне-перспективных и пониженных перспектив земель. Наиболее перспек-

тивные прогнозируются в Пеледуйско-Сюльдшарской и Верхнекиренг-ской зонах нефтегазонакопления. Первая зона^ расположенная в северо-восточной части Непскс-Ботуобинской антеклизы, связана с ба-ровыми отложениями. Она является наиболее перспективной и изученной в пределах исследуемых районов. Здесь уже выявлено 13 месторождений. Однако северо-восточная часть зоны недостаточно изучена. Верхнениренгская среднеперспективная зона прогнозируется в юго-восточной окраинной части Непско-Ботуобинской антеклизы и относится. к литологическому типу.

Верхневендско-нижнекембрийский региональный макрорезервуар охватывает карбонатные отложения венда и нижнего кембрия, распространенные повсеместно. Геолого-геофизическими работами он изучен значительно хуже, чем ранее описанный, поскольку до настоящего времени рассматривается многими исследователями как попутный объект. Однако, согласно последней утвержденной количественной оценке (1988 г.), перспективы его нефтегазоносности оцениваются достаточно высоко.

Нижнеданиловский газонефтеносный мезорезер-вуар характеризуется распространением земель- в основном пониженных и низких перспектив.. Более перспективные земли (1У, У и У1 категорий) распространены ограниченно, и развиты только в пределах Непско.-Ботуобикской и Еайкитской антеклиз. На первой структуре они прогнозируются в центральной и северо-западной частях, где выделены Тетейско-Чонская и Пеледуйская перспективные зоны нефте-накопления. На их территориях предполагается открытие крупных нефтяных залежей в литологических и антиклинальных ловушках. Б наиболее обширной и доказанной Тетейско-Чонской зоне выделены четыре первоочередных объекта: Давачинско.-Могдинский, Вакунайский, • Чонский и Ереминский. В .пределах-Байкитской-антеклизы выделена ... лишь одна .среднеперспективная Вайвидинско-Муторайская зона газонакопления, приуроченная к ее,-.центральной чд.сти. ; - ,

В е, р. х н е д а н и л о в. с к и й .газонефтеносный мезоре-зервуар.характеризуется распространением земель низкоперспекти-в- . ных и пониженных перспектив.- Липь в западной и центральной, час тру. Непско-Ботуобинсцо? антекдизы., а также на Вилючанекой седловине предполагре/гся. распространение. перспективных и среднеперспектив-ных.земель.Здесь выдедяютфя две зоны нефтегазонакопления: Алтыб-скотЧонская.и.£илк1чанская. В г.е-рвой выделены четыре первоочередных объекта проведения нефтепои.скрзых .работ:-Алтибский, Еремин-

сккй, Чонский и Вакунайский, а во второй - два: Вилючанский и Ик-техский. По генезису обе зоны относятся к одному типу, связанному с карбонатными толщами органогенного генезиса. В Алтыбско-Чонской зоне прогнозируются неантиклинальные и антиклинальные ловушки, а в Вилючанской - только антиклинальные.

Усольскому газонефтеносному мезорезервуару свойственно широкое распространение перспективных и среднеперспектив-ннх земель в северной и центральной частях Непско-Ботуобинской, Байкитской антеклиз и Катангской седловины. На самых перспективных землях мезорезервуара выделены три зоны нефтегазонакопления; наиболее перспективной является Катангско-Вилючанская, менее перспективной - Вайвкдинско-Таимбинскан и еще менее перспективной -Катско-Пилюдинская. В пределах первой зоны выделена пять первоочередных объектов нефтепоисковых работ: Западно-Талаканский, Вакунайский, Западно-Чонский, Санарский, Алтыбский и один перспективный участок - Среднеботуобинско-Чададинский. По генезису зоны нефтегазонакопления относятся к диалогическому типу,причем две из них (Катангско-Вилючанская и Катско-Пилюдинская) связаны с рифоподобными и органогенными постройками и одна (Вайвидинско-Таимбинская) - с карбонатными толщами органогенного генезиса. В Катангско-Вшпочанской зоне прогнозируются крупные и средние по запасам залежи углеводородов в антиклинальных и неантиклинальных ловушках, а в пределах других зон - средние и мелкие залежи нефти и газа, в основном в неантиклинальных ловушках.

Выполненными исследованиями подтверждены высокие перспективы на поиски залежей нефти и газа вендского терригенного и верх-невендско-нижнекембриЯского карбонатного макрорезервуаров. Для первоочередного освоения первого объекта рекомендуются следующие зоны нефтегазонакопления: Чаяндинско-Борулахская, Чаяндинская, Пеледуйско-Сюльдюкарская, Адаско-Чонскал, Ярактинско-Чонская (Непско-Ботуобинская антеклиза), Верхнетеринско-Ангарская, При-ангарская, Вельминско-Верхнеангарская (Байкитская антеклиза), Центрально-Катангская и Катангско-Чуньская (Катангская седловина).

В пределах Непско-Ботуобинской антеклизы наиболее перспективные зоны простираются в виде полосы шириной 30-100 км, ориентированной вдоль ее длинной оси от Ярактинскогэ месторождения до северо-восточного окончания структуры. На Даниловско-Чонском V Чаяндиноко-Борулахском участках этой территории е первую очередь рекомендуется проведение детализационных геофизических работ и

поискового бурения. На Байкитской антеклиэе саше перспективные земли прогнозируются в юго-западной и южной частях. Здесь рекомендуется проведение геофизических работ и параметрического бурения по профилям, ориентированным вкрест простирания фаций с цель» выявления участков с улучшенными емкостно-фильтрационными свойствами пород. На территории Катангской седловины основные перспективы нефтегазоносности отложений терригенного венда связываются с центральной, северной и западной частями. Наименее изучены здесь участки выклинивания отложений, расположенные в северной и западной частях структуры. В их пределах рекомендуется проведение детали-зационных геофизических работ и поискового бурения.

Верхневендско-нижнекембрийский карбонатный макрорезервуар также весьма перспективен на поиски залежей нефти и газа. Наиболее перспективные зоны нефтегазонакопления расположены в основном в пределах Непско-БотуобинскоЯ антеклизы и отчасти Вилючанской и Катангской седловин, а зоны пониженных перспектив - на Байкитской антеклиэе.

На территории Непско-Ботуобинской антеклизы перспективные зоны прогнозируются в центральной, северо-западной и западной частях. Здесь выделены Алтыбский, Ереминский, Санарский, Ваку-найский, Чонский, Давачинско-Могдинский, Западно-Талаканский первоочередные объекты проведения нефтепоисковых работ и Средне-ботуобинско-Чаяндинский перспективный участок. В их пределах в первую очередь рекомендуется проведение детализационных геофизических работ и-поискового бурения с целью подготовки зап»соз нефти и газа промышленных категорий. На Вилючанской седловине рекомендуются для проведения нефтепоисковых работ Вилючанский и Иктехский объекты. В пределах Байкитской антеклизы и Катангской седловины карбонатные горизонты характеризуются меньшими перспективами нефтегазоносности. Степень изученности их здесь низка, поэтому на, современной стадии изучения они не могут быть выделены в качестве самостоятельного объекта проведения нефтепоисковых работ.

3 А КЛЮЧ ЕНИЕ

Результаты выполненных исследований заключаются в следующем. На основе комплексного подхода к корреляции отложений венда и нижнего кембрия разработаны детальные циклостратиграфические схемы отложений венда и нижнего кембрия: центральных районов Лено-

Тунгусской провинции. Предложено фациалшое районирование вендских образований, которое более полно учитывает Особенности их строения. Установленные стратиграфические объемы региональных VI местных стратиграфических подразделений, а т^кже резервуаров и продуктивных пластов в разных фациальньгх зонах обладают большей детальностью и достоверностью, чем ранее выполненные. Значительно уточнены масштабы выделенных региональных перерывов.

Учет факторов, ограничивающих применение метода мощностей, позволил существенно углубить представление об истории формирования пликативных структур и определить время формирования ловушек нефти и газа.

. Полный набор основных параметров, определяющих качество проницаемых горизонтов меэорезервуаров, обеспечил высокую достоверность оценки литолого-фациальных критериев прогноза нефтегазо-ноености. Набор карт качества проницаемых и экранирующих горизонтов и резервуаров в целом характеризуется большей, чем раньше, степенью детальности и надежности.

Разработана методика прогноза нефтегазоносности с учетом особенностей строения древнего полифациального плитного комплекса Сибирской платформы и специфики условий формирования на ее территории залежей нефти и газа. Она предусматривает не только районирование территории распространения меэорезервуаров по степени перспективности и выделение зон нефтегазонакопления, но и выявление первоочередных объектов нефтепоисковых работ, а также прогнозирование в их пределах преобладающих•типов ловушек, величины залежей и фазового состояния углеводородов в них.

Материалы стратиграфических исследований автора использованы в "Решениях четвертого Межведомственного регионального стратиграфического совещания по уточнению и дополнению стратиграфических схем венда, и кембрия внутренних районов Сибирской плат-" формы" и в "Схеме индексации продуктивных горизонтов венд-кембрия Непско-Ботуобинской НТО".

Палеотектснические реконструкции найдут и уже частично нашли применение при прогнозировании путей латеральной миграции углеводородов и выяснении истории формирования залежей нефти и газа.

Усовершенствованная методика прогноза нефтегазоносности может быть реализована применительно к плитным комплексам других древних платформ.

Результаты прогноза нефтегазоносности будут использоваться производственными геологическими организациями при выборе объектов для проведения нефтепоисковых рабст.

Несомненно, данные исследования должны быть продолжены. Многие вопросы стратиграфии нефтегазоносных отложений венда и нижнего кембрия еще не решены, в частности, имеющиеся варианты датировки возраста вендских отложений слабо обоснованы. Необходимы дальнейшие исследования по уточнению межрегиональной корреляции отложений вилючанского, непского и тирского региональных стратиграфических горизонтов.

До настоящего времени недостаточно решен вопрос восстановления истории развития пликативных структур и всей исследуемой территории в целом.

Дальнейшее совершенствование литолого-фациальных критериев прогноза должно быть направлено на уточнение емкостных моделей резервуаров.

В области прогноза нефтегазоносности весьма актуальна проблема оценки информативности каждого из критериев, от решения которой во многом зависит его достоверность.

Подводя итог проведенным исследованиям, следует отметить, что представленный в работе прогноз нефтегазоносности может обеспечить существенный прирост промышленных запасов нефти и газа на востоке страны и тем самым позволит в перспективе полностью удовлетворить местные нужды этого обширного региона в углеводородном сырье.

СИЛСОК ОСНОВНЫХ РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Шемин.Г.Г., Качин В.А. Ритмичность отложений нижнекембрийского терригенного .комплекса Братского района Иркутского амфитеатра // Геология и нефтегазоносность Сибирской платформы. - Новосибирск, 1975. - С.77-84.

Мельников Н.В., Шемин Г.Г., Качин В.А. Строение Братского газового месторождения по данным ритмичности отложений // Литология и коллекторские свойства палеозойских и мезозойских отложений Сибири. -Новосибирск, 1976. - C.4I-47.

Мельников Н.В., Шемин Г.Г., Заболотников A.A. Тектонический план оайона Ярактинского и Аянского месторождений в мотское время //Тектонические критерии нефтегазоносности платформенных областей Сибири. -Новосибирск, 1977. - С.31-37.

Мельников Н.В., Шемин Г.Г., Осташевский Б.Б. Цикличность кембрийских отложений.Приленского района Непско-Ботуобинской ан-теклизы // Геология и геофизика. - 1978. - № 7. - С.9-14..

Детальная корреляция разрезов венда и кембрия юга Сибирской платформы / Н.В.Мельников, А.О.Ефимов, Л.И.Килина, И.Г.Сафронова, Г.Г.Шемин и др. // Геология и нефтегазоносность Восточной Сибири. - Новосибирск; 1978. - С.3-26.

Шемин Г.Г. Дизъюнктивная тектоника отложений венда и нижнего кембрия Марковского месторождения // Новые данные по тектонике нефтегазоносных областей Сибири. - Новосибирск, 1979. - С.26-31.

Шемин Г.Г., Роменко В.И., Стариков Л.Е. Флюидоносные горизонты отложений венда и кембрия северо-востока Иркутского амфитеатра // Геология и полезные ископаемые юга Восточной Сибири. -Иркутск, 1979. - СЛ8-20.

Шемин Г.Г., Полканов В.П. Тектоника вендских и нижнекембрийских отложений Ярактинского и Аянского месторождений // Закономерности размещения скоплений нефти и газа на Сибирской платформе. - Новосибирск, 1979. -С.89-102.

Шемин Г.Г., Рыбьяков Б»Л., Стариков Л.Е. Характеристика продуктивных горизонтов.в западной части Непского свода // Закономерности размещения скоплений нефти и газа на Сибирской платформе. - Новосибирск, 1979. - С.81-69.

Некомпенсированные прогибы и зоны вымывания солей в разрезе кембрия юга Сибирской платформы / Н.В.Мельников, А.О.Ефимов, И.Г.Сафронова, Г.Г.Шемин, Л.Е.Стариков //"Новые данные по геологии и. нефтегазоносности Сибирской платформы. - Новосибирск,1980.-С.36-50.

Мельников Н.В., Шемин Г.Г., Ефимов А.О., Сафронова И.Г. Цик-лостратиграфия венда, нижнего и среднего кембрия юга Сибирской ■ платформы // Геология и геофизика. - I981. - № 2. - С.32-47.

Шемин Г.Г.., Растегин А.А. Соотношения структурных планов месторождений нефти и газа Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции // Геология и нефтегазоносность Сибирской платформы. -Новосибирск, 1981. - С.57-64.

Шемин Г.Г. Тектонические предпосылки перспектив нефтегазоносности Непско-Ботуобинской антеклизы' // Новые данные по геологии и нефтегазоносности Лено—Тунгусской провинции. - Новосибирск, 1982. - С.40-47.

Шемин Г.Г., Мельников Н.В. Тектонические предпосылки нефтегазоносности южной части Сибирской платформы //Тектоника нефтегазоносных отложений Сибирской платформы. - Новосибирск, 1983. -С.57-64.

Конторович А.Э., Мельников Н.В., Шемин Г.Г. Основные зоны нефтегазонакопления в центральных районах Лено-Тунгусской провинции // Нефтегазоносные комплексы перспективных земель Красноярского края. - Красноярск, 1984. - С.11-14.

Шемин Г.Г. Время формирования ловушек нефти и газа в Лено--Тунгусской провинции /у Геология месторождений нефти и газа Сибирской платформы.. - Новосибирск, 1984. - С.9-19.

Мельников Н.В., Шемин Г.Г. Главные зоны нефтегазонакопления в терригенном комплексе центральных районов Лено-Тунгусской НГЛ // Закономерности формирования скоплений нефти и газа в платформенных нефтегазоносных провинциях СССР. -Д., 1985, - С.143-154.

Прогноз зон нефтегазонакопления в терригенном комплексе центральных районов Лено-Тунгусской провинции / Г.Г.Шемин,

В.Е.Делова, А.О.Ефимов и др.// Закономерности строения и локальный прогноз зон нефтегазонакопления на Сибирской платформе. - Новосибирск, 1985. - С.41-52.

Шемин Г.Г. Корреляция нефтегазоносных и проницаемых пластов подсолевых вендско-нижнекембрийских отложений центральных районов Лено-Тунгусской провинции /Г Региональная стратиграфия нефтегазоносных провинций Сибири. - Новосибирск, 1985. - С.127-137.

Шемин Г.Г. Палеотектонические предпосылки обнаружения новых скоплений нефти и газа на юге Сибирской платформы //Тектонические критерии прогноза нефтегазоносности Сибирской платформы. -Новосибирск, 1986. - С.20-26.

Непско-Ботуобинская антеклиза - новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / Под ред. А.Э.Конторовича, В.С.Суркова, А.А.Грофимука. - Новосибирск: Наука, 1986. - 246 с.

Мельников Н.В., Шемин Г.Г. Прогнозирование новых скоплений нефти и газа на юге Сибирской платформы по палеотектоническим данным // Вопросы оптимизации прогноза поисков и разведки место-^ож^етй нефти и газа на Сибирской платформе. - Иркутск. 1987. -

Шемин Г.Г. Методика прогноза зон нефтегазонакопления в центральных районах Лено-Тунгусской провинции // Критерии и методы прогноза нефтегазоносности. - Новосибирск, 1987. - С.14-24.

Четвертое межведомственное стратиграфическое совещание по венду и кембрию Сибирской платформы / Ф.Г.Гурари, Н.В.Мельников, ' Т.В.Пегель. Ю.Я.Шабанов. Г.Г.Шемин и др. //Советская геология.-1988. - № I. - С.122-125. . .

Ефимов А.О., Мельников Н.В., Шемин Г.Г. Нефтегазоносные'ре-, зервуары венда и низов кембрия Юго-Западной Якутии // Геологические и экономические аспекты освоения нефтегазоносных ресурсов Якутии. - Якутск, 1988. - С.28-34.

Шемин Г .Г., Килина Л.И., Кальвин И.А., Стариков Л.Е. Нефте-газоносность рифоподобных образований кембрия в Лено-Тунгусской провинции // Геология нефти и-газа. - 1988. - № 10. - С.2Б-29.

Шемин Г.Г., Стариков Л.Е., Краснянский А.Л. Результаты детальной корреляции вендских терригенных отложений Верхнечонского и Собинского месторождений // Региональная стратиграфия нефтегазоносных районов Сибири. -Новосибирск, 1988. - С.5-9.

Мельников Н.В., Шемин Г.Г., Стариков Л.Е. Прогноз зон нефтегазонакопления в подсолевых карбонатных отложениях центральных районов Лено-Тунгусской провинции // Прогноз зон нефтегазонакопления и локальных объектов на Сибирской платформе. - Л., 1988. -С • 5-15 •

Решения четвертого межведомственного регионального стратиграфического совещания по уточнению и дополнению стратиграфических схем венда и кембрия внутренних районов Сибирской платформы /Под ред. Н.В.Мельникова, В.В.Хоментовского, Г.Г.Шемин, В.Ю.Шенфиля.-Новосибирск, 1989. - 64 с.

Шемин Г.Г. Палеотектонический анализ сложнопостроенных. районов Сибирской платформы // Актуалнше вопросы тектоники нефтега-зоперспективных территорий Сибирской платформы. - Новосибирск, X 989 • С • б4и,79 •

Шемин Г.Г. Надвиги на юго-востоке Сибирской платформы // Геология и геофизика. - 1989. - № II. - С.32-38.

Мельников Н.В., Шемин Г .Г., Ефимов А.О. Региональные резервуары нефти и газа Лено-Тунгусской провинции // Результаты региональных геолого-геофизических исследований Сибири. - Новосибирск, 1989. - С.37-49.

Мельников Н.В., Шемин Г .Г., Ефимов А.О. Палеогеография Сибирской платформы в венде // Палеогеография фанерозоя Сибири. -Новосибирск, 1989. - С.3-10.

Гребенюк В.В., Умперович Н.В., Шемин Г.Г., Шерихора В.Я. Принципы планирования региональных геологоразведочных работ на территории Сибирской платформы // Методы перспективного и текущего планирования геологоразведочных работ на нефть и газ. - Новосибирск, 1989. -С. 27-33.

Опорный разрез Преображенского горизонта / Ю.Л.Брылкин,

B.А.Ващенко, Г.Г.Шемин и др. // Строение и нефтегазоносность карбонатных резервуаров Сибирской платформы. - Новосибирск, 1991. -

C.59-66.

Тетейско-Чонская зона нефтегазонакопления северо-западной части Непско-Богуобинской антеклиэы - крупный объект по подготовке промышленных запасов нефти и газа в поеображенском карбонатном горизонте / Г.Г.Шемин, Т.И.Гурова, А*.И,Ларичев, А.В.Мигур-ский П Строение и нефтегазоносность карбонатных резервуаров Сибирской платформы. - Новосибирск, 1991. - С.81-95.

Перспективы освоения ресурсов нефти и газа подсолевых карбонатных отложений Непско-Ботуобинской. НТО в 1991-1995 гг. /В.Е.Ба-кин, А.Э.Конторович, Г.Г.Шемин и др. // Строение и нефтегазоносность ка^онатньгх резервуаров Сибирской платформы. - Новосибирск,

Седиыентационно-емкостная модель Преображенского горизонта Верхнечонского месторождения / Л.С.Чернова, Н.Е.Гущина, Й.М.Пот-лова, Г.Г.Шемин и др. // Строение и нефтегазоносность карбонатных резервуаров Сибирской платформы. Новосибирск, 1991. -С.66-81.

Шемин Г.Г. Циклостратиграфия венда и нижнего кембрия центральных районов Лено-Тунгусскои провинции // Строение и нефтегазоносность карбонатных резервуаров Сибирской платформы. - Новосибирск, 1991. - С.10-21.

Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 7. Непско-Ботуобинский регион / А.Э.Конторович, В.С.Сурков, А.А.Трофимук, Г.Г.Шемин и др. - Новосибирск, 1994. - 76 с.

Отпечатано на ротапринте СНИИГГиМСа. Заказ 1423, тираж 150. Подписано к печати 01.II.94 г. Печ.л. 2,5. Уч.-изд. л. 2,6. Формат бумаги 60x90/16.