Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Особенности размещения залежей нефти и газа в верхневендско-кембрийских карбонатных отложениях Непско-Ботуобинской антеклизы

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

Автореферат диссертации по теме "Особенности размещения залежей нефти и газа в верхневендско-кембрийских карбонатных отложениях Непско-Ботуобинской антеклизы"

ЙЕСОЮНЫЙ КАУЧНО-ЛССЩОВАТЕЯЬСКИЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ НШТЯНОЙ ИНСТИТУТ (ШИПЫ)

На правах рукописи

ВЕЛИХОВА СВЕТЛАНА ВИКТОРОВНА УДК 553.98.2.078:551.72/732:552.54(571.534571.56)

ОСОБЕННОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НВИИ И ГАЗА В ВЕРХНЕВВДСКО-ШЕШЙСКИХ КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНГЕКЛИЗЫ

04,00.17 - Геология, поиски и разведка ногтяных и газовых местороядений

Автореферат

диссертант на соискание ученой степени кандидата геолого-ыинералогических наук

Москва,1991

Работа выполнена во Всесоюзном научно-исследовательском геологоразведочном нефтяном институте (ВНИГНИ)

Научный руководитель г доктор геолого-минералогических

наук Б.А.Иванов

Официальные оппоненты- доктор геолого-минералогических

наук, профессор В.Г.Кузнецов

кандидат геолого-минералогических наук Ю.П.Мирончев

Ведущее предприятие - Производственное объединение

"ВостСибнефтегазгеология"

Защита диссертации состоится

¿¿¿¿/¿¿¿¿¿С 1992г * заседании специализированного совета Д.071,05.(Й при Всесоюзнс научно-исследовательском геологоразведочном нефтяном институт« (ВНИГШ) по адресу: Москва, Шоссе Энтузиастов, 36

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИШ Автореферат разослан " /У " 199 / г

/

Ученый секретарь специализированного совета,

кандидат геолого-минералогических наук Т.Д.Иванов;

. „ АКТУАЛЬНОСТЬ РАБОТЫ. Во всем мире изучению карбонатных "комплексов уделяется большое внимание. Это связано с тем,что в большинстве осадочных бассейнов к ним приурочены крупные и гигантские месторождения нефти и газа. В СССР в карбонатных отложениях различного возраста открыты нефтяные, газовые и. газоконденсатные месторождения в Прикаспийской, Волго-Ураль-ской и Тимано-Печорской провинциях (Астраханское, Тенгизское. Вуктыльское и др.). Однако, в целом, изученность высокоперспективных карбонатных формаций остается невысокой: если за рубежом к ним приурочено 40-60% выявленных запасов нефти и газа, то в СССР всего лишь 10-15%.

Значительная нефтегазопродуктивность карбонатных комплексов объясняется рядом особенностей их строения - повышенной мощностью, развитием рифогенных образований, содержащих высокоемкие коллекторы, а также генетической связью с карбонатными отложениями доманиковых и доманикоидных фаций, обладающими высоким нефтегазогенерацртонным потенциалом, и соленос-ными толщами, являющимися надежными экранами.

Высокие перспективы нефтегазоносности связаны с верхне-вендско-кембрийским соленосно-карбонатным комплексом Сибирской платформы, которая является наиболее сложно построенным и наименее изученным регионом СССР. До настоящего времени основным объектом нефтегазопоисковых работ здесь считался вендский терригенный комплекс. Карбонатным отложениям уделялось ' значительно меньше внимания, что объясняется, в основном, сложным распределением коллекторов и трудностью освоения продуктивных карбонатных горизонтов.

В данной работе рассматривается Непско-Ботуобинская-ан-теклиза (НБА), тан как эта территория наиболее изучена глубоким бурением и геофизикой.

ЦЕЛЬ ИССЛЕДОВАНИЙ. Определить перспективы нефтегазскос-ности верхневендско-кембрийского соленосно-карбонатного комплекса НБА и разработать рекомендации по проведению нефтегазопоисковых работ.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ.

I. Изучить и дать оценку основных критериев, контролирующих размещение залежей нефти и газа в карбонатных отложениях

верхнего венда-кембрия.

2. На основании комплексного анализа критериев провести нефтегазогеологическое районирование дня Преображенского, ус?гь-кутск6го и осинского горизонтов, а также для верхне-вендско-кембрийского соленосно-карбонатного комплекса в целом.

НАУЧНАЯ НОШЗНА.

1. Установлено, что коллекторы подсолевого комплекса,как правило, приурочены к участкам повышенной трещиноватости, рассолонения и вщелачивания карбонатных пород преимущественно органогенного генезиса вблизи разломов, связанных с различными этапами тектонической активизагрш.

2. На основании комплексного анализа важнейших критериев обоснована высокая оценка перспектив нефтегазоносности соле-носно-карбонатного комплекса НБА.

3. Ввделены наиболее перспективные зоны в центральной части антеклизы, где следует ожидать наличие залежей нефти

и газа во всех трех горизонтах подсолевого карбонатного комплекса (преображенском, усть-кутском и осинском) и в юго-восточной ее части, включая территорию Предпатомского прогиба, которая является перспективной как для подсолевых,. так и для межсолевых карбонатных горизонтов; менее перспективные зоны установлены в северо-восточной и юго-западной частях НБА,где залежи УВ могут быть приурочены лишь к двум горизонтам -усть-кутскому (юряхскому) и осинскому.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ. В работе аргументируется, что основным объектом нефтегазопоисковых работ на НБА является со-леносно-карбонатный комплекс. По результатам исследований автором предложено несколько рекомендаций, одна из которых -по проведению поисково-разведочных работ на вендско-кембрий-ские отложения в пределах Усть-Кутского поднятия - была внедрена и включена в план бурения на 1991 год в ПГО "ВостСиб-нефтегазгеология". Предложенные автором карты критериев перспектив нефтегазоносности Преображенского, усть-кутского,осинского горизонтов и карта перспектив нефтегазоносности соле-носно-карбонатного комплекса и направлений работ переданы ВостСибНШГГиМС и могут быть использованы при разработке

планов геолого-разведочных работ местными производственными и научно-исследовательскими организациями.

РЕАЛИЗАЦИЯ РАБОТЫ. Результаты исследований автора изложены в научных отчетах БНИГШ за 1987, 1988 годы, в научном отчете ВостСибНИШТиМС за 1990 год, в тезисах докладов на научной конференгри молодых специалистов, проходившей во ВНИГРИ в 1988 году, а также докладывались на УП научно-технической конференщи молодых специалистов во БНИПШ в 1987 году. По теме диссертации опубликованы 2 научные статьи и обзорная информация БНИИОЭНГ.

ОБЪЕМ РАБОТЫ. Диссертация состоит из введения, 5 глав и заключения. Содержание работы изложено на страницах, включая рисунка и таблиц. Список литературы содержит названий.

ФАКТИЧЕСКИЙ ЫАТкЖАЛ. В основу диссертации положены данные бурения, полевой и промысловой геофизики, лабораторных анализов, полученные в ПГО "ВостСибнефтегазгеология", "Лена-нефтегазгеология", "Иркут скгеофизика", ВостСибНИИГТиМС по 600 скважинам, 50 площадям и 7 месторождениям, а также большой фондовый и опубликованный материал. Автором изучался керн, описано около 700 шлифов.

Диссертация выполнялась в отделе Региональной геологии и геодинамики нефтегазоносных провинций СССР.

Автор глубоко благодарен своему научному руководителю док.г.-м. наук Ю.А.Иванову за постоянное внимание и консультации.

Большую признательность за консультации и ценные советы автор выражает также док.г.-м. наук, проф. К.И.Багринцевой, док.г.-м. наук В.Н.Воробьеву, ст.геологу Л.Н.Горбачевой, док.г.-м. наук В.В.Ильинской, док.г.-м. наук, проф. В.Д.Ильину, каад.г.-м. наук В.В.Ишутину, док.г.-м. наук, проф. U.K. Калинко, док.г.-м. наук, проф. Л.Г.Кирпхину, канд.г.-м.н.ук .В.Ф.Клейменову, канд.г.-м. наук М.В.Михайловой, канд.г.-м. наук В.П.Сметаниной, канд.г.-м. наук Ю.Г.Такаеву, док.г.-м. наук, проф. Д.Б.Таль-Вирскому, док.г.-м. наук Н.К.Фортунатовой.

Основные выводы диссертации изложены в четырех защищаемых положениях.

ПЕРВОЕ ЗАЩИЩАЕМОЕ ПОЛШЕНИЕ. Обоснование основных критериев. определяющих размещение залежей нефти и газа в под-солевых карбонатных отложениях верхнего венда-кембшя - приуроченности коллекторов к разломам, активизация которых приводила к формированию трещиноватости и вторичного пустотного пространства за счет выплачивания и рассолонения пород преимущественно в зонах развития органогенных и органогенно-обломочных доломитов и известняков, а также наличия экранирующей системы, которая способствовала сохранению и перераспределению УВ.

На основании литолого-фациального анализа Преображенского,' усть-кутского (юряхского) и осинского продуктивных горизонтов установлено, что карбонатные коллекторы, как правиле, приурочены к зонам развития преимущественно органогенных и органогенно-обломочных известняков и доломитов. На территории НБА эти зоны обычно охватывают наиболее приподнятую (сводовую) часть структуры, что объясняется конседиментащонным характером ее развития/ Вт о подтверждается результатами па-леотектонических построений, которые свидетельствуют об увеличении мощностей отдельных пачек и толщ подсолевого комплекса (в частности, даниловской и тирской свит) на погруженных склонах антеклизы. В то же время разными исследователями .(Л.С.Чернова и др.,1985, Н.И.Комарова, Л.М.Курылева,1986) отмечалось, что органогенные породы, первоначально обладавшие наиболее высокими значениями пористости и проницаемости, в более позднее время оказались в максимальной степени засоло-нены. Очевидно, что высокоминерализованные растворы проникали, прежде всего, в те породы, которые обладали наиболее высокой проницаемостью. Следовательно, коллекторы могли сохраниться лишь на тех участках, где они были законсервированы залежами УВ.

Анализ размещения залежей нефти и газа в подсолевых карбонатных отложениях НБА показал, что, как правило, они приурочены к разломам, связанным с различными этапами тектонической активизащи (Ю.А.Иванов, С.В;Белихова, 1989); С.В.Белихо-

ва, 1988). В частности, в осевой части антеклизы, где в пер-мотриасовое время происходило внедрение траппов в соленосно-карбонатные отложения верхнего венда-кембрия, УВ-скопления расположены вблизи разрывных нарушений северо-восточного, северо-западного и субмеридионального простираний, совпадающих с локальными участками внедрения и зонами перехода интрузий на более высокие стратиграфические уровни (Среднеботу-обинская, Верхнечонская, Даниловская, Болыпетирская, Усть-Кутская и др. площади). Тот факт, что проникновение магматического расплава в осадочную толщу происходило по указанным разломам,подтверждается данными бурения, геофизических исследований, а также широким распространением Гс&ротермально измененных терригенных и карбонатных пород, залегающих значительно ниже интрузивных тел. Для этих пород характерно развитие в порах выщелачивания, кавернах и трещинах вторичных минералов, связанных с окислительной обстановкой - кварца, кальщта, анкерита, хлорита, гетита и др.

Например, на Даниловском месторождении залежи нефти и газа в нижнем пласте усть-кутского горизонта, Преображенском и осинском горизонтах приурочены к небольшим приподнятым участкам вблизи зон перехода траппов из верхнеусольской подсвиты -- в бельскую свиту и из бельской - в-ангарскую свиту, совпадающих с разломами северо-восточного и северо-западного простираний. Детальный анализ изменения мощностей пластовых интрузий по линии профиля, соединяющего скважины 192-7-3-20-144-15-4, позволяет предполагать, что указанные залежи, скорее Есего, расположены в зонах трещиноватости между локальными участками их внедрения.

Следует отметить, что развитие тралпового магматизма на территории НБА, в целом, отрицательно повлияло на сохранность УВ-скоплений, способствуя их разрушению и деструкции, а также на качество карбонатных коллекторов в зонах экзоконтакта. С другой стороны, активизация глубинных разломов в процессе внедрения интрузий в осадочный чехол приводила к формированию зон трещиноватости в карбонатных отложениях, залегающих значительно ниже магматических тел. На постмагматическом этапе по этим зонам гдаркулировали разогретые пластовые флюиды, вы-

зывавшие выщелачивание и рассолонение пород. Сформированные таким образом вторичные карбонатные коллекторы могли заполняться УВ, которые поступали из нижележащих терригенных отложений, обладавших значительным нефтегазогенерационным потенциалом.

Установлено, что залежи УВ, приуроченные к локальным участкам внедрения и зонам перехода траппов на вышележащие стратиграфические уровни, характеризуются ловушками структур-но-литологического типа с элементами тектонического экранирования (Верхнечонское, Среднеботуобинское месторождения) и при-разломного типа (Даниловское месторождение).

УВ-скопления в подсолевом карбонатном комплексе НБА известны также в зонах отсутствия траппов. Так, на северо-востоке антеклизы и в пределах Вилючанской седловины открыты залежи газа и газоконденсата в карбонатных отложениях юряхско-го и осинского горизонтов (Верхневилючанское, Еилюйско-Джер-бинское, Иктехское, Центрально-Талаканское месторождения), которые приурочены к довольно крупным высокоамплитудным(100--150м) локальным поднятиям, разделенным между собой узкими грабен-синклиналями. Эти залежи расположены в зоне пересечения разломов северо-восточного, субширотного и северо-западного простираний, связанных со среднепалеозойским рифтогене-зом. Активизация данных разломоЕлпригодила к формированию трещиноватости в карбонатных породах (Т.И.Гурова, Л.С.Чернова, М.А.Замятин,1982), а также к перераспределению углеводородов, которые поступали из наиболее глубоко погруженных неф-тегазоматеринских отложений Нюкско-Джербинског и Ыгыаттинс-кой впадин, примыкающих к северо-восточному склону антеклизы, и заполняли сводовые с элементами тектонического экранирования ловушки.

На юго-востоке антеклизы установлены приразломнне залежи нефти в осинском горизонте на Марковском и Пилюдинском месторождениях, приуроченные к разрывным нарушения-? взбросо-надви-гоеого типа, имеющим северо-восточное простирание. Активизация этих разломов, происходившая в условиях интенсивного тектонического сжатия, сопровождавшегося надшгообразованием и галокинезом, связана с формированием Байкало-Патомского оро-

генного пояса (Л.П.Зоненшайн, Н.И.Кузьмин, Л.М.Натапов,1990). Эти процессы приводили к интенсивному растрескиванию карбонатных: отложений и, прежде всего, на участках развития соляных антиклиналей, к сводам которых, скорее всего, будут приурочены карбонатные коллекторы.

На основании петрографических исследований показано,что з подсолевьк карбонатных отложениях преобладают сложные коллекторы, связанные с вторичными преобразованиями породы(тре-щинно-поровые, наверново-трещинно-поровые, трещинно-каверно-вые и др.), реже встречаются поровые и каверново-поровые коллекторы. Вторичные коллекторы, как правило, приурочены к сильно раскристаллизованным микро-тонко-мелкозернистым, мел-ко-среднезернистым, тонко-мелко-среднезернистым, мелко-средне-крупнозернистым и разнозернистым доломитам и известнякам, характеризующимся крупными (0,2-1 мм) порами выщелачивания и перекристаллизации и кавернами, имеющими изометричную, удлиненную и заливообразную форму, часто секущими наиболее крупные (вторичные) кристаллы и соединенными между собой короткими узкими переходами и трещинами. Наиболее распростране-ни субгоризонтальные (параллельные слоистости) тонкие,- слабоизвилистые,иногда ветвящиеся трещины, заполненные битумом или открытые. К этим трещинам, как правило, приурочены поры выщелачивания и каверны, открытые либо зацементированные крупными (более 0,1 мм) изометричными кристаллами доломита (кальщта) с извилистыми межзерновыми контактами, а также ангидритом, не имеющим кристаллических граней. Это свидетельствует об активной циркулящи пластовых вод по трещинам в условиях тектонической активизации. Реже (обычно в усть-кут-сксм и осинском горизонте»:) встречаются вертикальные и наклонные трещины - относительно широкие (0,02-0,1 мм), часто с неровными краями, образо;авшимися в результате выщелачивания.

Развитие б карбонатных породах вторичных изменений, связанных с трещиноватостью, подтверждает влияние тектонических процессов на формирование в них коллекторов.

Важным доказательством вторичности залежей УВ подсолево-го карбонатного комплекса и, следовательно, их приуроченность к разломам является сходство нефтей карбонатных и нижелена-

щих терригенных отложений по групповому и индивидуальному составу УВ (С.П.Максимов, В.В.Ильинская, 1989). Анализ неф-тей осинского и ботуобинского горизонтов Среднеботуобинско-го месторождения показал, что в бензиновой фракции содержится 62,30-76,31% парафиновых УВ; 11,69-17,06% нафтеновых УВ и 12,00-12,38% ароматических УВ. В отбензиненной нефти па-рафино-нафтеновая фракщя составляет 71,56-73,19%; нафтено-ароматическая 26,82-28,89%. Характерно повышенное содержание алканов нормального строения (61,60-63,44%) в данных нефтях. Отношение £ изопреноидов к 2 н-алканов меняется незначительно - от 0,27 до 0,29.

Таким образом, приуроченность залежей нефти и газа в подсолевых карбонатных отложениях к разломам, данные петрографического анализа коллекторов, сходство нефтей терриген-ного и карбонатного комплексов, а также многопластовый характер большинства месторождений НБА - все эго свидетельствует о преобладании в карбонатоом комплексе вторичных залежей УВ. Из этого следует, что карбонатные коллекторы, по-видимому, приурочены, прежде всего, к участкам повышенной.трещиноватости вблизи разломов - к-зонам перехода траппов на вышележащие стратиграфические уровни, сводам соляных антиклиналей и грабенообразных поднятий и др.

Анализ распространения и литолого-фациального состава экранирующих тощ подсолевых карбонатных отложений НБА позволил выявить их влияние на размещение залежей нефти и газа:

а) Благоприятные условия для концентрации и сохранения залежей УВ в подсолевом карбонатном комплексе и, в частности, в осинском горизонте объясняются наличием регионального соленосного экрана, выделяемого в объеме верхнеусольской под-свиты (юрегинской свиты), мощность которого на большей части территории НБА изменяется от 200 м в ее сводовой части до 500 м на погруженных склонах и'лишь на юго-востоке - в зоне развития соляных антиклиналей - на отдельных участках увеличивается до 1000 м;

б) Размещение залежей и притоков УВ в усть-кутском (юрях-ском) горизонте в значительной степени обусловлено особенностями литолого-фациального состава подосинской (нижнеусольс-

кой) экранирующей толщи. В юго-западной и центральной частях антеклизы усть-кутский продуктивный горизонт (промышленные притоки УВ получены на Даниловской, Верхнечонской,Усть-Кутской и др. площадях) перекрывается соленосными отложениями нижнеусольской подсеиты, мощность которых изменяется от 20-30 м до 100 ы, увеличиваясь в юго-западном нацравлейии. К северо-востоку подосинская соленосная толща постепенно выклинивается и замещается доломитами и известняками различного генезиса, содержащими прослои органогенных разностей. Данные отложения, распространенные на обширной территории, которая охватывает северную часть Непского свода, большую часть Мирнинского свода и, вероятно, северо-западный склон антеклизы, и имеющие мощность 10-30 м, по мнению большинства исследователей (В.И.Демин и др., 1988), характеризуются невысокими экранирующими свойствами и могут служить покрышкой лишь на локальных участках. Это подтверждается отсутствием здесь притоков нефти и газа из юряхского горизонта. Залежи газа и газоконденсата установлены северо-восточнее, в пределах Вилючанской седловины (Верхневилючанское, Вилтай-ско-Дхербкнское, Иктехское месторождения), где покрьшкой данного продуктивного горизонта является плотная глинисто-карбонатная толща нижне-среднеусольской подсвиты мощностью 40-60 м;

в) Преображенский горизонт на всей территории НБА перекрывается карбонатной толщей даниловской свиты (130-200 м), которая характеризуется повышенной трещиноватостью и невысокими экранирующими свойствами (Л.С.Чернова и др., 1988).Этим объясняется тот факт, что, по сравнению с вышележащими усть-кутским и осинским горизонтами, в данных отложениях УВ-скоп-

. ления встречаются значительно реже. Кроме того, наличие нефтяной залежи значительных размеров на Верхнечонском месторождении свидетельстЕует о том, что г Преображенском горизонте при отсутствии надежного экрана вряд ли могли сохраниться газовые залежи. В усть-кутском и осинском горизонтах наиболее крупные Залежи имеют, в основном, газошй состав;

г) В основании карбонатного комплекса прослеживается тир-ский экран, характеризующийся весьма пестрым литолого-фаци-

альным составом. В юго-западной части НБА тирская толща представлена переслаиванием доломитов, глинистых доломитов, ангидритов, алевролитов и песчаников мощностью 30-60 м и обладает невысокими эмалирующими свойствами. В южной, пери-клинальной части структуры в составе тирского экрана преобладают терригенные породы - аргиллиты и алевролиты, а его мощность увеличивается до 100-160 м. В северо-западной части НБА данная толща представлена, в основном, сульфатно-карбонатными породами, мощность которых изменяется от 40 до 160 м и, вероятно, может рассматриваться в качестве зональной по-щшшки. К юго-востоку, в сторону Предпатомского прогиба, в разрезе тирской свиты появляются прослои каменных солей мощностью 5-30 м, а ее экранирующие свойства здесь наиболее высоки. Отсутствие тирского э!фана в центральной, сводовой части НБА, вероятно, способствовало вертикальным перетокам УВ из терригенных вендских отложений, обладавших значительным нефтегазогенеращонным потенциалом, в вышележащие карбонатные коллекторы. В зоне отсутствия и малой мощности тирских отложений установлены залежи и притоки УВ во всех горизонтах подсолевого карбонатного комплекса на Верхнечонской, Вакунай-ской, Преображенской, Даниловской, Санарской, Центрально-Та-лаканской и др. площадях.

ВТОРОЕ ЗАЩИЩАЕМОЕ ПОЛОЖЕНИЕ. Высокая оценка перспектив нефтегазоносности верхневевдско-кембрийского соленосно-кар-бонатного комплекса Непско-Ботуобинской антеклизы, которая аргументируется на основании комплексного анализа важнейших критериев, определяющих благоприятные условия концентрации и сохранения залежей нефти и газа - повышенной мощностью (1500-2000 м), повсеместным распространением и мелководным генезисом карбонатных отложений, включающих девять регионально прослеживаемых продуктивных и перспективных горизонтов. которые экранируются пятью мощными пластовозалегающими соле-носными толщами при отсутствии выдержанных региональных и зональных экранов в нижележащем вендском терригенном комплексе и интенсивной нарушенности осадочного чехла в целом.

На территории Непско-Ботуобинской НГО основная часть выявленных УВ-скоплений связана с терригенным вендским комп-

лексом, который до настоящего времени считался основным объектом нефтегазопоисковых работ. Комплексный анализ важнейших критериев, определяющих размещение залежей нефти и газа, позволил обосновать высокие перспективы нефтегазоносности верх-невендско-кембрийского соленосно-карбонатного комплекса, к которому, вероятно, приурочена большая часть сохранившихся УВ-скоплений (Ю.А.Иванов, С.В.Велихова, 1988).

1. Соленосно-карбонатные отложения повсеместно распространены на территории НБА и характеризуются повышенной мощностью (1500-2000 м) по-сравнению с "нижележащими терриген-ными отложениями, которые выклиниваются в северо-западном направлении и имеют мощность десятки - первые сотни метров.

2. Формирование соленосно-карбонатного комплекса, связанное с развитием пассивной окраины Сибирского континента в вендско-кембрийское время (Л.П.Зоненшайн, М.И.Кузьмин, Л.М.Нагалов, 1990), происходило в условиях компенсированного прогибания мелководного морского бассейна. Мелководный генезис карбонатных отложений подтверждается широким распространением органогенных и органогенно-обломочных известняков и доломитов, наличием многочисленных внутриформащонных размывов, следов дождя, знаков ряби, трещин усыхания.

3. Кратковременные восходящие движения приводили к перерывам в осадконакоплении и размывам, которые способствовали частичному растворению, карстованию и трещиноватости карбонатных пород и, таким образом, оказывали положительное воздействие на развитие в них коллекторов. Известно (А.Э.Конто-рович и др., 1986), что Преображенский, усть-кутский и осин-ский горизонты подсолевого карбонатного комплекса приурочены к региональным размывам, прослеживаемым на огромной территории Сибирской платформы. Яитолого-^ациальный анализ подсоле-вых карбонатных отложений позволил выделить зоны развития преимущественно органогенных и органогенно-обломочных доломитов и известняков, к которым, как правило, приурочены коллекторы. Установлено, что эти породы подверглись интенсивным вторичным преобразованиям.

4. Длительное прогибание мелководного морского бассейна сопровождалось постепенным в1дравниванием дна, что приводило

к формированию регионально выдержанных карбонатных толщ. В отличие от резко фапиально изменчивого терригенного комплекса^ отдельные пласты которого с трудом коррелируются даже на соседних площадях, соленосно-карбонагный комплекс включает девять карбонатных горизонтов, прослеживаемых на всей территории НБА: Преображенский (15-22 м), усть-кутский (45-100 м), осинский (10-130 м), балыхтинский (10-15 м), христофоровский (50-70 м), атовский (45-60 м), биркинский (20-80 м), бильчирский (II0-I20 м), келорский (до 80 м) и литвинцевский (60-100 м).

5. Учитывая древний возраст рассматриваемых отложений, широкое развитие разрывной тектоники и траппового магматизма, следует отметить, что одним из важнейших показателей продуктивности соленосно-карбонатного комплекса является наличие региональных соленосных экранов, определяющих замкнутость резервуаров. В составе соленосно-карбонатного комплекса ввделяются пять мощных соленосных толщ, имеющих пластовое залегание - нижнеусольская, верхнеусольская, среднебельская, верхнебельекая и верхнеангарская, которые образуют надежную экранирующую систему.

Нижележащий вендский терригенный комплекс перекрывается разнофациальными-песчано-глинистыми и сульфатно-карбонатными отложениями тирской свиты, которая выклинивается в сводовой части НБА. В его составе локально и зональнр развиты маломощные глинистые покрышки (А.А.Зиновьев и др., 1987). В целом, резервуар не имеет регионального экрана.

Таким образом, при наличии мощной экранирующей системы, представленной пятью пластовозалегающими солёносными толщами, отсутствии вьщержанных региональных и зональных экранов в рифейских и вендских образованиях, высоких нефтегазопро-дуцирующих свойствах этих толщ и интенсивной нарушенное™ осадочного чехла в целом, большая часть сохранившихся УВ-скоплений, по-видимому, будет сосредоточена в подсолевых и межсолевых карбонатных отложениях.

ТРЕТЬЕ ЗАЩИЩАЕМОЕ ПОЛОЖЕНИЕ. Нефтегазогеологическое районирование Непско-Ботуобинской антеклизы, позволившее выделить перспективные зоны в ее центральной части, где следу-

ет ожидать наличие залежей небти и газа во всех-трех горизонтах подсолевого карбонатного комплекса (преображенском, усть-кутском, осинском). а также в юго-восточной части ан-тсклизи, включая территорию Предпатомского прогиба, которая является перспективной как для подсолевых, так и для межсолевых карбонатных горизонтов; менее перспективные зоны установлены в северо-восточной и юго-западной частях НБА, где залежи нейти и газа могут быть приурочены лишь к двум горизонтам - усть-кутскому (юряхскому) и осинскому.

На основании анализа литолого-фащальных, тектонических и палеотектонических критериев проведено нефтегазогеологи-ческое районирование для Преображенского, усть-кутского(юря-хского), осинского горизонтов, а также в целом для соленос-но-карбонатного комплекса НБА и Предпатомского прогиба.

1. В Преображенском горизонте перспективная и возможно перспективная зоны выделяются в центральной части НБА,где данные отложения представлены,в основном,органогенными и органо-генно-обломочными доломитами,являющимися потенциальными коллекторами нефти и газа.В пределах перспективной зоны установлены залежи УВ на Верхнечонском,Даниловском и Преображенском месторождениях.Благоприятные условия для их размещения в сводовой части антеклизы объясняются также отсутствием и малой мощностью тирского экрана,подстилающего карбонатный комплекс, который, вероятно,контролировал вертикальные перетоки УВ из нижележащих терригенных отложений. Остальная территория,где данный горизонт представлен плотными глинисто-карбонатными породами,характеризующимися низкими значениями пористости и проницаемости, является малоперспективной для поисков нефти и газа. В Преображенском горизонте,покрышкой которого является карбонатная толща даниловской свиты,по-видимому,будут сосредоточены,главным образом,нефтяные залежи.

2. Размещение зон различной перспективности в усть-кутском (юряхском) горизонте контролирется распространением и литолого-фа^альным составом подосинской (нижнеусольской) покрышки.

В юго-западной и центральной частях НБА, где усть-кутский горизонт экранируется подосинской соленосной толщей мощ-

ностью 20-100 м ввделяются перспективная, возможно перспективная и возможно перспективная слабо изученная зоны. На данной территории получены промышленные притоки УБ на Санар-ской, Верхнечонской, Даниловской, Усть-Кутской и др.площадах.

На северо-востоке, в' пределах Мирнинского свода, северной части Непского свода и северо-западного склона антекли-зы, юряхский горизонт рассматривается как малоперспективный, так как не имеет надежного экрана - перекрыт карбонатными отложениями нижнеусольской подсвиты, имеющими небольшую мощность (10-30 м) и характеризующимися невысокими экранирующими свойствами., '

На территории Вилючанской седловины, Сюльдокарского свода и северной части Мирнинского свода, где покрышкой юряхско-го горизонта является толща плотных глинисто-карбонатных пород мощностью 40-60 м, вьделяемая в объеме нижне-средне-усольской подсвит (подосинской пачки и осинского горизонта), прослеживаются перспективная и возможно перспективная зоны. Здесь установлены залежи газа и газоконденсата на Верхневи-лгачанском, Вилгойско-Джербинском и Иктехском месторождениях.

3. В осинском горизонте перспективная зона выделяется в осевой части НБА и совпадает с зоной глубинных разломов, по которым происходило внедрение траппов в пермо-триасовое время. Развитие коллекторов в пределах данной зоны объясняется, прежде всего, благоприятными литолого-фациальнкми условиями -распространением органогенных й органогенно-обломочных доломитов и известняков, участками образующих биогермы,- а также вторичными процессами, обусловленными активизацией разломов и формированием участков трещиноватости. УВ-скопления в осинском горизонте, как правило, приурочены к локальным участкам внедрения и зонам перехода траппов на вышележащие стратиграфические уровни (Верхнечонская, Вакунайская, Среднебо-туобинская, Даниловская, Болыпетирская и др. площади).

Перспективная слабо изученная зона прослеживается вдоль юго-восточного склона антеклизы, включая территорию Предпа-томского прогиба и совпадает с зоной разломов взбросо-над-вигового типа, имеющих северо-восточное простирание. Карбонатные коллекторы осинского горизонта здесь локализованы на

участках повышенной трещиноватости вблизи указанных разломов, а также в сводах соленых антиклиналей. Залежи нефти установлены на,Марковском и^Пилюдинском месторождениях.

Северо-западная часть НБА рассматривается как возможно перспективная слабо изученная зона. Данная территория является частью обширного палеосвода, занимавшего центральную часть Сибирской платформы, в пределах которого в осинское время происходило накопление, в основном, органогенных и оргачогенно-обломочных доломитов, первоначально обладавших повышенными значениями пористости и проницаемости. Это подтверждается результатами петрографических исследований А.Н. Терещенко и др., 1990).

В юго-западной и северо-восточной частях НБА вццелены малсперспективные зоны.' В пределах юго-западной зоны осинс-кий горизонт расположен непосредственно вблизи пластовой интрузии и характеризуется низкими значениями пористости.Залежи нефти и газа здесь,скорее всего,были разрушены вследствии термального воздействия траппов.Невысокие перспективы северо-западной зоны обосновываются отсутствием благоприятных литолого-фациальных условий для развития коллекторов в осинском горизонте, представленном плотными глинисто-карбонатными породами.

В целом, для верхневендско-кембрийского соленосно-карбо-натного комплекса выделены четыре зоны, характеризующиеся различной степенью перспективности: в центральной зоне перспективны Преображенский, усть-кутский и осинский горизонты; в юго-гвосрочной зоне - все подсолевые и межсолевые карбонатные гЬризонты; в юго-западной и северо-восточной зонах - усть-кутский (юряхский) и осинский горизонты.

Центральная зона приурочена к наиболее приподнятой части антеклизы, которая охарактеризовалась конседиментагртонным развитием. Этим объясняются благоприятные литолого-фапральные условия для формирования коллекторов во всех трех горизонтах подсолевого карбонатного комплекса. Кроме того, Преображенский, усть-кутский и осинский горизонты здесь имеют надежные покрышки в отличие от вышележащих межсолеЕых карбонатных отложений, которые обычно залегают на незначительной глубине. Данная территория характеризуется отсутствием и малой мощ-

ностью тирского экрана, подстилающего карбонатный комплекс, что является благоприятным фактором с точки зрения вертикальных; перетоков УВ из нижележащих терригенных отложений.

В пределах центральной зоны на основании совокупности критериев выделены подзоны, различающиеся по степени перспективности подсолевых карбонатных отложений: в подзоне 1а перспективны Преображенский, усть-кутский и осинский горизонты', 16 - перспективны Преображенский и усть-кутский горизонты, возможно перспективен осинский горизонт; 1в - перспективен усть-кутский горизонт, возможно перспективны Преображенский и осинский горизонты; 1г - возможно перспективны Преображенский, усть-кутский и осинский горизонты.

В юго-восточной зоне перспективны подсолевые(и межсолевые карбонатные горизонты.Это объясняется наличием мощного очага нефтегазообразования в Предпатомском прогибе и надежных соленосных экранов. Карбонатные отложения здесь подверглись интенсивному растрескиванию, связанному с надвигообра-зованием и галокинезом, что позволяет предполагать наличие в них вторичных коллекторов. В пределах данной зоны выделяются следующие подзоны: Пв - перспективны осинский и межсолевые горизонты, возможно перспективен усть-кутский горизонт, малоперспективен Преображенский горизонт; 1Ув - перспективны осинский и межсолевые горизонты, малоперспективны Преображенский и усть-кутский горизонты и др.

Юго-западная зона перспективна для усть-кутского и осин-ского горизонтов. В данных отложениях коллекторы приурочены к глубинным разломам, совпадающим с зонами перехода траппов на.вышележащие стратиграфические уровни. Сохранность залежей УВ обусловлена наличием мощных соленосных эщ)анов нижнеусоль-ской и верхнеусольской подсвит. Преображенский горизонт здесь малоперспективен, так как представлен плотными глинисто-карбонатными породами и, кроме того, не имеет надежной покрышки; межсолевые карбонатные горизонты залегают относительно неглубоко и вряд ли могут содержать значительные УВ-скопления. В юго-западной зоне вьделяются две подзоны: Па - перспективны усть-кутский и осинский горизонты; Ша - перспективен усть-кутский горизонт, малоперспективен осинский горизонт.

В пределах северо-восточной зоны перспективы нефтегазо-носности связаны с юряхским и осинским горизонтами. Развитие коллекторов здесь объясняется как благоприятными литоло-го-йациальными условиями, так и влиянием тектонических процессов (рифтогенеза и траппового магматизма), что проявляем. -ся в приуроченности карбонатных коллекторов к участкам повышенной трещиноватости. Размещение залежей УВ в юряхском горизонте контролируется распространением нижнеуеольской глинисто-карбонатной покрышки. В пределах данной зоны вццелены четыре подзоны: 1Уа - перспективен осинский горизонт, малоперспективен юряхский горизонт; 1У6 - возможно перспективен слабо изученный осинский горизонт, малоперспективен юряхский горизонт; Пб - перспективен осинский горизонт, возможно перспективен юряхский горизонт; Ша - перспективен юряхский горизонт, малоперспективен осинский горизонт.

ЧЕТВЕРТОЕ ЗАЩИЩАЕМОЕ ПОЛОЖЕНИЕ. Рекомендации по направлениям несБтегазопоисковых работ: первое направление связано с поисками и разведкой залежей нефти и газа в межсолевых и подсолевых карбонатных горизонтах юго-восточной части НБА и Предпатомского прогиба; второе - с подсолевым карбонатным комплексом северо-западной части антеклизы и третье - с карбонатными отложениями усть-кутского и осинского горизонтов и, возможно, межсолевыми карбонатными горизонтами юго-западной части НБА.

Весьма перспективным является дальнейшее изучение геологического строения и поиски залежей УВ на территории Предпа-томского прогиба и примыкающего к нему юго-восточного склона / НБА, в пределах которой прослеживается система линейных складок с соляными ядрами, характерных для зон шарьирования. Складки имеют протяженность 300-400 км и амплитуду до 500 м и более. Наблюдается "срезание" восточного склона Непского свода и южного борта Вилючанской седловины, связанное с их перекрытием надвигами со стороны Предпатомского прогиба. По результатам геолого-сьемочных работ (В.К.Александров, 1978, Л.В.Мигурский, В.С.Старосельцев, 1983) установлено, что с юго-востока црогиб перерыт мощными шарьяжными пластинами. Амплитуда надвигов оценивается от десятков до 200-300 м. Все

это свидетельствует о том, что здесь происходили тектонические процессы, сопровождавшиеся надвигообразованием и соляным тектогенезом. В результате карбонатные породы подверглись интенсивному раздроблению, и на отдельных участках, характеризующихся повышенной трещиноватостью, в них сформировались вторичные коллекторы (Марковская, Пилюдинская и др. площади).

Исходя из анализа строения Предпатомского прогиба и примыкающего склона антеклизы можно предположить, что дальнейшее изучение этой зоны геофизическими методами и бурением, скорее всего, приведет к открытию крупных месторождений нефти и газа в карбонатных отложениях. Этот вывод определяется значительным генерационным потенциалом нефтегазоматеринских толщ Предпатомского прогиба (большая мощность и жесткие термобарические условия осадочных отложений), залеганием межсолевых карбонатных отложений на достаточно больших глубинах, обеспечивающих благоприятные условия сохранности УВ, развитием соляных антиклиналей и, предположительно, рифогенных построек, с которыми связаны карбонатные коллекторы, а также наличием высокоамплитудных поднятий, таких как Улугурское (до 1600 м), выделяемых по кровле подсолевых отложений.

Рекомендуется заложение пяти региональных сейсмопрофилей в северо-восточной, центральной и юго-западной частях прогиба, бурение четырех параметрических и двух поисковых скважин в сводах локальных структур и соляных антиклиналей.

Второе направление нефтегазопоисковых работ предполагает дальнейшее изучение подсолевых карбонатных отложений северозападной части НБА., где в настоящее время сосредоточены основные объемы нефтегазопоисковых работ. На основании многочисленных палеотектонических построений доказано (В.Н.Воробьев и др., 1986), что данная территория является частью обширного палеосвода, существовавшего в вендско-кембрийское время. Это определило литолого-фациальный состав карбонатных отложений, которые представлены, б основном, органогенными и орга-ногенно-обломочными доломитами, что подтверждается многочисленными результатами петрографических исследований. На Тэтэр-ской и Санарской площадях, а также на примыкающей территории Непского свода, которая характеризуется аналогичными палео-

тектоническими условиями развития (Верхнечойское, Вакунай-ское, Даниловское, Преображенское месторождения) установлены залежи УВ в Преображенском, усть-кутском и осинском горизонтах. Все это свидетельствует о том, что з пределах данной зоны существовали весьма благоприятные условия для развития карбонатных коллекторов.

Среди выявленных и подготовленных к бурению локальных объектов в северо-западной части НБА наибольший интерес представляют Мариктинская АТЗ, расположенная в подзоне 1а, где перспективны все три горизонта подсолевого карбонатного комплекса, и Нижнеереминская структура, приуроченная к подзоне 16 (перспективны Преображенский и усть-кутский горизонты, возможно перспективен осинский горизонт).

Перспективность третьего направления - поисков и разведки залежей УВ в усть-кутском, осинском и, возможно, межсолевых карбонатных горизонтах юго-западной части НБА обосновывается наличием карбонатных коллекторов, которые, как правило, приурочены к глубинным разломам, связанным с локальными участками внедрения к зонами перехода траппов на вышележащие стратиграфические уровни, а также мощных соленосных экранов.

Заслуживвет внимания Усть-Кутское валообразное поднятие, расположенное на участке пересечения разломов, совпадающих с зонами перехода траппов из подосинского - в надосинский горизонт усольской свиты. Унаследованный характер развития данной структуры, определяющий благоприятные условия для ' формирования карбонатных пород органогенного генезиса в ее сводовой части, наличие промышленного притока газа из усть-кутского горизонта в скв. 4, а также нефтегазопроявлений из межсолевых карбонатных горизонтов - все это дает основания рассматривать Усть-Кутское поднятие в качестве перспективного объекта для поисков залежей нефти и газа в подсолевых и, возможно, межсолевых карбонатных горизонтах.

Рекомендуется провести детальные сейсморазведочные работы 0ГГ в пределах выделенных участков и заложить на каждом поисковую скважину до поверхности фундамента (проектная глубина 2700 м) со вскрытием и опробованием вендско-кеьбрийских терригенных и карбонатных отложений. Данная рекомендация

внедрена в ПГО "ВостСибнефтегазгеология".

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В процессе работы над диссертацией проведен анализ многочисленных геолого-геофизических данных, на основе которых были составлены литолого-фациальные, мощностные, структурные, палеоструктурные карты, профили, карта распространения траппов, карты критериев перспектив нефтегазоносности для каждого продуктивного горизонта подсолевого карбонатного комплекса, карта перспектив нефтегазоносности и направлений работ для верхневендско-кембрийского соленосно-карбонатного комплекса. В результате изучения всех этих материалов выявлены закономерности размещения залежей нефти и газа в подсолевых карбонатных отложениях НБА, обоснованы высокие перспективы нефтегазоносности карбонатных отложений верхнего венда-кембрия.

1. Литолого-фациальный анализ Преображенского, усть-кутского и осинского горизонтов показал, что карбонатные коллекторы, как правило, приурочены к зонам развития органогенных

и органогенно-обломочных доломитов и известняков, расположенным преимущественно в сводовой части НБА.

2. Петрографическими исследованиями обосновано, что в подсолевых карбонатных' отложениях преобладают вторичные коллекторы, которые характеризуются порами и кавернами выщелачивания и перекристаллизации, связанными с трещинами (трещинно-поровые, к&верново-трещинно-поровые, каверново-трещинные и др.).

3. Установлено, что в подсолевых карбонатных отложениях НБА залежи нефти и газа приурочены к разломам, связанным с различными этапами тектонической активизации. В осевой части антеклизы УВ-скопления расположены вблизи локальных участков внедрения и зон перехода траппов на вышележащие стратиграфические уровни, совпадающих с разломами; на северо-востоке НБА - в пределах локальных поднятий, разделенных грабенооб-разными прогибами, которые локализованы,в зоне пересечения разломов северо-восточного, субширотного и северо-западного простираний, связанных со среднепалеозойским рифтогенезом;

на юго-востоке.залежи УВ приурочены к разломам взбросо-надви-

гозого типа, имеющим северо-восточное простирание. ■

4. В подсолевом карбонатном комплексе НБА выделены три типа залежей: приразломные (Даниловское, Марковское, Пилюдин-. ское месторождения); структурно-литологические с элементами тектонического экранирования (Верхнечонское, Среднеботуобик-ское месторождения); сводовые с элементами тектонического и литологического экранирования (Верхневилючанское, Вилюйско-Джербинское, Центральнс-Талаканское месторождения).

5. Аргументируется вывод о том, что карбонатные коллекторы следует искать, прежде всего, на участках повышенной тре-щиноватости, приуроченных к разломам - в зонах перехода траппов на вышележащие стратиграфические уровни, в сводах соляных антиклиналей и грабенообразных поднятий и др. Можно предположить, что коллекторы могли сохраниться там, где они были зп-консервированы первичными нефтяными скоплениями.

6. Изучена экранирующая система подсолевого карбонатного комплекса (тирская, даниловская, подосинская и верхнеусольс-кая покрышки), которая способствовала сохранению и перераспределению УВ-скоплений.

7. Проведено нефтегазогеологкческое районирование для Преображенского, усть-кутского, осинского горизонтов, а также в целом для верхневендско-кембрийского соленосно-карбонат-ного комплекса НБА и Предпатомского прогиба.

8. Разработаны рекомендации по направлениям нефтегазо-поисковых работ.

ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Обоснование основных критериев, определяющих размещение залежей нефти и газа в подсолевых карбонатных отложениях верхнего венда-кембрия - приуроченности коллекторов к разломам, активизация которых приводила к формированию трещинова-тости и вторичного пустотного пространства за счет выщелачивания и рассолонения пород преимущественно в зонах развития органогенных и органогенно-обломочных доломитов и известняков, а также наличия экранирующей системы, которая способствовала сохранению и перераспределению УВ.

2. Высокая оценка перспектив нефтегазоносности верхне-

вендско-кембрийского соленосно-карбонатного комплекса Непс-ко-Ботуобинской антеклизы, которая аргументируется на основании комплексного анализа важнейших критериев, определяющих благоприятные условия концентрации и сохранения залежей нефти и газа (см. стр. 12).

3. Нефтегазогеологическое районирование Непско-Ботуобин-ской антеклизы, позволившее вццелить перспективные зоны в ее центральной части, где следует ожидать наличие залежей нефти и газа во всех трех горизонтах подсолевого карбонатного комплекса (преображенском, усть-кутском, осинском), а также в юго-восточной части антеклизы, включая территорию Предпа-томского прогиба, которая является перспективной как для под-солевых, так и для межсолевых карбонатных .горизонтов; менее перспективные зоны установлены в северо-восточной и юго-западной частях НБА, где залежи нефти и газа могут быть приурочены лишь к двум горизонтам - усть-кутскому (юряхскому) и осин-скому.

4. Рекомендащи по направлениям нефтегазопоисковых работ: первое направление связано с поисками и разведкой залежей нефти и газа в межсолевых и подсолевых карбонатных горизонтах юго-восточной части НБА и Предпатомского прогиба; второе - с подсолевым карбонатным комплексом северо-западной части антеклизы и третье - с карбонатными отложениями усть-кутского

и осинского горизонтов и, возможно, межсолевыми карбонатными горизонтами юго-западной части НБА.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Некоторые закономерности размещения залежей нефти и газа в подсолевых карбонатных отложениях аго-восточной части Сибирской платформы. - В сб.: Критерии оценки перспектив неф-тегазоносности и направления геолого-разведочных работ на Сибирской платформе, М.,ВНИ1НИ', 1988, с.80-92

2. Перспективы нефтегазоносности соленосно-карбонатной верхневендско-кембрийской формащи Восточной Сибири. - М., ВНЙИОЭНГ (Эксцресс-ин$.* серия "Геология,геофизика и разработка нефтяных месторождений", вып.1, .1988, с. 1-5) совместно с Б.А.Ивановым)

3. Прогноз нефтегазоносности верхневендско-кембрийской