Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Влияние траппового магматизма на нефтегазоносность Тунгусского осадочного бассейна

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

Автореферат диссертации по теме "Влияние траппового магматизма на нефтегазоносность Тунгусского осадочного бассейна"

)

г- ч ,

V .■л

л

0 3 ФЕВ

На правах рукописи

ХОМЕНКО АНДРЕЙ ВЯЧЕСЛАВОВИЧ

ВЛИЯНИЕ ТРАППОВОГО МАГМАТИЗМА НА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ТУНГУССКОГО ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА

04.00.17 - геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

НОВОСИБИРСК

1997

Работа выполнена в Сибирском научно-исследовательском институте геологии, геофизики и минерального сырья и Институте геологии Сибирского отделения Российской Академии наук

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук Т.К.Баженова доктор геолого-минералогических наук, профессор Ф.Г.Гурари доктор геолого-минералогических наук Ю.Р.Васильев

Оппонирующая организация: Московский государственный университет

Защита состоится " П. " марта_1997 г. в 10 часов на

заседании диссертационного совета Д 002.50.04 Объединенного института геологии, геофизики и минералогии СО РАН в конференц-зале Адрес. 630090, Новосибирск, Университетский пр., 3. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОИГГиМ СО РАН Автореферат разослан '^¿-¿'/'-У^ хдду^..

Ученый секретарь диссертационного

совета д.г.-м.н. ^/С/иЬС&З ___ В.И.Москвин

ВВЕДЕНИЕ

Все возрастающая потребность в углеводородной сырье обусловила необходимость освоения новых нефтегазоносных территорий и объектов. На древних платформах Земного шара существует ряд потенциально нефтегазоносных осадочных бассейнов и регионов с трапповым магматизмом. Эта особенность их геологического развития обусловила сравнительно невысокую оценку на нефть и газ таких регионов, в том числе и Тунгусского осадочного бассейна - одной из крупнейших территорий России, в пределах которого интенсивно проявился трапповый магматизм.

Существует мнение о том, что многочисленные интрузии базитовой магмы в осадочный чехол Тунгусского бассейна уничтожили значительную часть дотрапповых скоплений углеводородов и рассеянного органического вещества, что существенно снизнло его нефтегазоносный потенциал. Кроме того, трапповые интрузивы резко отрицательно повлияли и на другие параметры, определяющие нефтегазоносность осадочных бассейнов, в частности на такие как структурный план, коллекторскис свойства осадочных пород, пути миграции флюидов и т.д. Такое мнение основывалось на чисто качественном подходе к решению проблемы влияния траппов на нефтегазоносность осадочных бассейнов с широким проявлением траппового магматизма.

Вместе с тем, признаки нефтегазоносное™ осадочных толщ, заполняющих бассейны с интенсивным трапповым магматизмом, отмечены достаточно давно. Так, еще Du Toit (1904) писал о смолистой нефти и твердых битумах в трещинах долеритовых даек бассейна Карру. Здесь же A.Hall (1921) обнаружил нефть в миндалекаменных зонах базальтов Дракенберг. Многочисленные бнтумо - и нефтепроявления в породах, прорванных трапповыми телами, обнаружены в Бразилии, в бассейне Парана (Oppenhcit, 1935, Lange, 1982). На Сибирской платформе на территориях, насыщенных трапповыми интрузивами, месторождения углеводородов были открыты на Байкнтскои (Юрубчено-Тохомскос) и Нспско-Ботуоби некой (Яракгинскос, Верхнечонскос, Среднеботуобинскоо и др.) антсклизах, Катангской седловине (Собинское).

В Тунгусском регионе битумы, пространственно связанные с долеритамн. впервые были обнаружены Г.П. Всрхоланцевым в 1931 г в кавернах палеозойских доломитов в нижнем течении р. Сухой Тунгуски. Позднее такие находки, как в естественных обнажениях, так и в керне скважин, были сделаны практически во всем разрезе позднего докембрия и палеозоя. Проявления углеводородных флюидов в настоящее время выявлены во всех подразделениях осадочного чехла Тунгусского региона. Более того, несмотря на ограниченный объем нефтегазопоисковых работ, в регионе обнаружены промышленные месторождения нефти и газа - Сухотунгусскос, Подкаменнос, Собинское, Таначинское. Моктаконское. Из них два последних расположены в зонах интенсивного насыщения осадочных толш трапповыми телами.

В связи с этим, для достоверной оценки таких регионов возникла необходимость в разработке концепции нефтегазогенерации и критериев прогноза нефтегазоносное™ для платформенных территорий с широким продлением траппового магматизма.

Объектом исследования послужили связи траппового магматизма и нефтегазоносное™ осадочных пород, выполняющих осадочные бассейны и регионы с интенсивным трапповым магматизмом в пределах древних платформ. Полигоном для выявления таких связей послужил Тунисский нефтегазоносный бассейн - уникальный по характеру осадочного выполнения и насыщенности его трапповыми телами. Этот регион - последний на территории России, где можно прогнозировать крупные ресурсы углеводородного сырья на континенте. Несмотря на то, что поисковые работы здесь ведутся с 30 - х годов нашего столетия и открыто несколько газонефтяных месторождений, для этой территории до сих пор не установлены особенности процессов нефтегазогенерации, эволюция качественного состава углеводородных флюидов, условия сохранности залежей нефти и газа - т.е. недостаточно разработаны основные закономерности, определяющие нефтсгазоносиость таких территорий, а именно:

- недостаточно изучены особенности размещения и локализации трапповых тел в осадочном чехле региона;

- дискуссионна оценка влияния траппов на структурный план вмещающих толщ, коллекторские свойства пород и п)ти миграции флюидов;

- не в полной мере изучен катагенез н метаморфизм органического вещества и нафтидов под воздействием трапповых интрузивов;

- не разработаны вопросы взаимодействия базнтовой магмы и осадочных толщ, содержащих воду, органическое вещество и углеводороды;

- отсутствуют принципы и методы восстановления теплового режима недр в эпоху максимального развития траппового магматизма.

Актуальность выполненных исследований вытекает из необходимости разработки и совершенствования приемов изучения и оценки перспектив нефтегазоносное™ не только для уникального Тунгусского региона, но и других осадочных бассейнов и регионов с интенсивным проявлением траппового магматизма, таких как Парана и Солсмоус в Южной Америке, Мак -Артур в Австралии, Карру в Южной Африке, некоторые бассейны в Китае и Антарктиде.

Основной целью диссертации является разработка концептуальных основ и критериев прогноза насыщенного траппами Тунгусского бассейна на нефть и газ. Для этого потребовалось решить следующие задачи:

- установить особенности размещения и локализации трапповых интрузивов, образующих своеобразный каркас в осадочном чехле Тунгусского региона, и геологические факторы, контролирующие распределение траппов;

- оцепить степень влияния траппов на структурный план вмещающих толщ, коллекторские свойства пород, традиционные ловушки и пути миграции углеводородных флюидов;

- восстановив температурный режим геологического пространства региона в эпоху максимального развития траппового магматизма установить масштабы влияния трапповых интрузивов на катагенез и метаморфизм органического вещества, битумоидов и нафтидов и выявить результаты взаимодействия эвапоркт-карбонатньхх город, содержащихся в них органического вещества, нафтидов и пластовых вод, происходящего при нагревании геологической среды высокотемпературной базиговой магмой.

Решение перечисленных задач позволяет разработать на этой базе концептуальную основу прогноза нефтегазоносности осадочных бассейнов с интенсивным проявлением траппового магматизма.

Фактический материал и методы исследований. Проведенные исследования явились результатом 35-летних наблюдений автором естественных обнажений и изучения керна и данных ГИС скважин на территории Тунгусского региона и сопредельных областей. Помимо этого, в полном мере использованы и проанализированы результаты среднемасштабного геологического картирования (геологические карты и объяснительные записки к ним), выполненного объединением "Аэрофотогеология" (Москва) и Красноярской геологосъемочной экспедицией за 1956 - 1985 годы, гефизических (в первую очередь сейсмических) работ, выполненных объединениями "Енисейгеофизика" (Красноярск) и ВНИИГеофизика (Москва) за 1975 - 1992 годы, а также тематических исследований, в которых рассматривалось геологическое строение и нефтегазоносность Тунгусского региона и сопредельных территорий, проведенных СНИИГГиМС, ИГ СО РАН. ВНИГРИ, ВНИГНИ, ВСЕГЕИ, МГУ и Комплексной тематической экспедицией объединения "Еннсейнефтс газ геология" за 1960-1994 годы. Изучены и проанализированы основные опубликованные и фондовые работы по геологическому строению, нефтегазоносности и влиянию на нее основного магматизма по наболее крупным осадочным бассейнам, интенсивно насыщенными трапповымн интрузивами. Кроме того, в диссертации использованы материалы, полученные автором во время работы в Иране и Бразилии.

Теоретической основой решения поставленных задач послужила органическая теория происхождения нефти, разработанная академиком И.А. Губкиным, впоследствии дополненная и развитая такими учеными как A.A. Бакиров, Н.Б. Вассоевич, B.C. Вышемирский, М.Ф. Двали, М.К. Калимко, А.Э. Конторович, С П. Максимов, С.Г. Неручев, И.И. Нестеров, A.A. Трофимук, В.А. Успенский, A.I. Lcvorsen, T.S. Hund, D. White, W.E. Pratt, В. Tisso и многими другими. В процессе исследований были использованы следующие методы и методические приемы;

- критический анализ опубликованных и фондовых работ, в которых рассматривались вопросы влияния траппового магматизма на нсфтегазоносность осадочных пород;

- традиционные геологические методы изучения нефтегазоносных территорий: составление специализированных на нефть и газ карт, разрезов, профилей - структурных, тектонических, лнтолого - пал еогс графических, палеотектонических, палеотемпературных и т.д., целенаправленные полевые наблюдения, системное описание керна скважин, горных выработок и отбор образцов для лабораторных исследований;

- использование результатов математического моделирования для восстановления температурного режима недр Тунгусского басссйиа в эпоху максимального развития магматических процессов;

• методы бимкнеральной термометрии, впервые примененные для определения максимальных температур нагревания базитовой магмой сульфатно-карбонатного осадочного комплекса Тунгусского региона;

- физико-химическое моделирование процессов взаимодействия базитовой магмы, сульфат-карбонатных осадочных пород и содержащихся в них органического вещества и нафтидов;

* лабораторное исследование пород.

При построении специализированных геологических профилей, карт и других геологических документов были использованы общепринятые методические приемы.

Сформулированы и защищаются следующие научные положения:

Масштабы влияния интрузивных траппов на параметры, определяющие нефтсгазоносность вмещающих осадочных толщ, прямо зависят от суммарной мощности, распределения н локализации интрузивных тел, контролируемых крупными структурами, развивавшимися в эпоху проявления базитового магматизма, и размещением каналов миграции основной магмы от очага до места становления интрузива.

Основной особенностью размещения и локализации траппов является формирование в осадочном чехле своеобразного каркаса, расчленяющего осадочный чехол Тунгусского региона на блоки различного объема, индивидуальные по площади, суммарной мощности и стратиграфическому положению содержащихся в нем интрузивов. Естественным ограничением таких блоков по латерали служат магмоподводящие каналы и зоны массового перехода интрузивов на более высокие стратиграфические уровни.

Внедрения базитовой магмы обусловили почти полную потерю поровой проницаемости осадочными породами в зонах экзоконтактов. Вместе с тем, формирование сильной трсщиноватосги как в экзо- так эндоконтактовых зонах привело к созданию здесь высокопроннцасмых трещинных коллекторов, размещение которых контролируется исключительно распространением трапповых тел. Кроме того установлено, что интрузии траппов явились причиной эндогенного растворения солей и вторичного засолонсння поровых коллекторов, формирования нетрадиционных ловушек и путей миграции флюидов.

Многочисленные трапповые интрузии в осадочный чехол Тунгусского региона создали в нем серию аномально нагретых (по сравнению с обычными осадочными бассейнами) зон, размещение которых контролируется строением траппового каркаса. Применение методов математического моделирования и биминеральной термометрии позволило установить величину максимального нагревания трапповымн интрузивами некоторых нефтегазоносных горизонтов на западе Сибирской платформы. В узких экзоконтактовых зонах температуры нагревания осадочных пород достигали 700 С, постепенно уменьшаясь по мере удаления от интрузива, причем градиент падения температуры зависит от мощности интрузива и термодинамических параметров осадочных пород. Сравнительный анализ результатов различных вариантов математического моделирования и биминеральной термометрии позволяет принять многоактную модель интрузий магмы в чехол.

Высокие температуры нагревания интенсивно насыщенных трапповымн телами интервалов осадочного разреза обусловили высокий катагенез и метаморфизм органического вещества (ОВ) и бнтумоидов, содержащихся во вмещающих породах. В зонах, нагретых до 300 С и выше, ОВ в значительной степени или полностью потеряло способность генерировать углеводороды (УВ), а уголь утратил спекаемость даже в тех случаях, когда конечная стадия метаморфизма была ниже отощенно - спекающейся (Я0 от 1,8 и меньше). Такие зоны располагаются в экзоконтактах интрузивов, охватывая интервалы, соизмеримые с 1/3 его мощности. Кроме того, воздействие базитовой магмы на сульфатно-карбонатные осадочные вмещающие породы и содержащиеся в них нафтиды привело с одной стороны к формированию специфического комплекса минеральных новообразований, характерных только для УВ - содержащих толщ, претерпевших высокое нагревание, и частичной, а иногда и полной деструкции УВ, а с другой - к генерации в значительных количествах углекислого газа, сероводорода и целого ряда серусодержащих органических соединений (меркаптанов).

Названные выше положения легли в основу концепции прогноза сохранности и качества углеводородных флюидов в осадочных бассейнах с широким проявлением траппового магматизма. Различия в особенностях проявления траппового магматизма, истории геологического развития н характера осадочного выполнения легли в основу классификации и прогноза нефтегазоносноетн осадочных бассейнов, расположенных на древних платформах.

Новизна работы. Личный вклад. Предлагаемая работа является одним из первых и наиболее полным обобщением исследований как автора, так и других ученых (в том числе и тех, с которыми он успешно сотрудничал на протяжении многих лет) по нефтегазоносностн осадочных бассейнов с интенсивным проявлением траппового магматизма, результатом которого явилось создание концептуальной основы прогноза нефтегазоносностн таких территорий. Наиболее значимыми представляются следующие положения:

1. Изучение и анализ материалов геологической съемки, бурения и геофизических работ и собственные наблюдения позволили выявить особенности распространения и локализации силлов в разрезе и по латерали, и установить основные геологические факторы, контролирующие размещение трапповых интрузивов в чехле запада Сибирской платформы.

2. С использованием методов математического моделирования и биминеральной термометрии, адаптированных к геологическим условиям Тунгусского региона, реконструирован температурный режим недр исследуемой территории в зпоху максимального внедрения траппов.

3. Физико-химическое моделирование процессов взаимодействия базитовой магмы с вмещающими сульфатно-карбонатными породами, содержащими воду и углеводороды, позволило выявить характер преобразования геологического пространства Тунгусского региона под воздействием магматического тепла. Из основных результатов в первую очередь необходимо отмстить следующие:

• формирование комплекса минералов, характерных только для зон термального воздействия трапповых тел, что, помимо прочего, привело к образованию участков с вторичной пористостью;

- изменение качественного состава углеводородных флюидов. В частности в жидкой фазе появляется значительное количество органических ссрусодержащх соединений, а в газовой, наряду с метаном, существенно увеличивается количество двуокиси углерода и сероводорода.

4. Разработаны критерии прогноза нефтегазоносности осадочных бассейнов с широким проявлением траппового магматизма^ в которых вместе с общепринятыми методами прогнозной оценки учтены особенности нафтидогенеза в осадочных бассейнах с широким проявлением траппового магматизма.

Практическое использование. Предлагаемая работа является одним из первых и наиболее полным обобщением , направленным на оценку перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов и регионов с широким проявлением траппового магматизма. Отдельные разделы ее были использованы при составлении прогнозных на нефть и газ карт запада Сибирской платформы, выполнении региональных научных программ, конкретных рекомендациях по направлениям нсфтсгазопоискоаых работ и объектам под глубокое бурение. В полном объеме полученные результаты могут и должны быть использованы при прогнозной оценке углеводородного потенциала осадочных бассейнов с широким проявлением траппового магматизма, которые в большинстве своем оценивались как малоперспективныс. Применение разработанных методических приемов в практической деятельности позволит повысить эффективность и удешевить стоимость иефтегазопоисковых работ не только в пределах Тунгусского региона, но и на территориях с широким проявлением траппового магматизма в пределах древних платформ мира, таких как Южно-Африканская, Южно-Американская. Австралийская и, в отдаленном будущем. Антарктическая.

Апробация работы. Разработки, приведенные в диссертации, с 1975 года учитывались при составлении тектонических и прогнозных на нефть и газ карт западной части, а затем и всей Сибирской платформы. Главными редакторами карт в разные годы были Г.Х. Диккснштейн, Л.Э. Конторовнч, ГО.А. Притула, В В. Семенович, B.C. Старосельцев, B.C. Сурков, A.A. Трофимук. На этих (оологических документах перспективы Тунгусского региона оценены достаточно высоко. Поправки к подсчету прогнозных ресурсов углеводородов для западной части Сибирской платформы пошли в. технико-экономические доклады, на основании которых планировалось развитие нсфтсгазопоисковых работ в Красноярском крас и Сибирской платформе в целом. В полном объеме диссертация вошла отдельным разделом отчета по межведомственной региональной научной программе "Поиск" за 1992-1994 годы, выполненной ИГ СО РАН, СНИИГГиМС и некоторыми отраслевыми институтами. Практические рекомендации, касающиеся направлений работ в Южно-Тунгусской, Севсро - Тунгусской и Катангской нефтегазоносных областях были приняты в Туруханскон и Туринской нефтеразведочных экспедициях, Борской, Игарской, Туринской и Катангской геофизических экспедициях в 1975-1992 годах. В рекомендациях обосновывался как комплекс геолого-геофизических исследований регионального характера, так и конкретное местоположение геофизических и буровых профилей и точки заложения параметрических и поисковых скважин.

Отдельные разделы работы неоднократно докладывались на конференциях по геологии и развитию производительных сил Красноярского края (Красноярск, 1976, 1977, 1984, 1985), конференции по геологии и полезным ископаемым Туруханского района (Туруханск, 1978), сессиях Научного совета по тектонике Сибири и Дальнего Востока (Якутск, 1966, 1980), второй Эвенкийской геологической конференции (Тура, 1977), совещании* по геодинамике нефтегазоносных территорий (Москва, 1988; 1994), Международных геологических конгрессах (Москва, 1988, Киото, 1993), а так же в Женеве (Pctrokonsaltans, 1993) и Рио-де-Жанейро (Petrobraz. 1994). на Международной геологической конференции в Великобритании (1996). Основные положения диссертации опубликованы в 6 монографиях, 7 картах и в 31 статьях.

Диссертация была выполнена во время работы автора в Сибирском научно-исследовательском институте геологии, геофизики и минерального сырья (I960 - 199U г.г.) и Институте геологии СО РАН (1990 - 1996 гг.). Отдельные вопросы, рассматриваемые в работе, разрабатывались совместное академиком РАН А.Э. Конторовнчем, член - корреспондентом РАН В В. Рсвердатто, докторами геолога - минералогических наук В.И. Будниковым, В Н. Воробьевым. Н.В. Мельниковым, А.Л. Павловым, B.C. Старосельцевым, И.Н. Сулимовым, кандидатами гсолого-минсралогическнх наук В.А. Асташкниым, А.К. Битнсром, A.B. Исаевым, С.А. Кащенко. В.А. Криннным, В.М. Лебедевым, И.А. Лихановым, Г.Ф. Макаренко. A.B. Мигурским. Г А. Третьяковым. A.A. 'Гэном. Б.Б. Шишкиным. 10.А. Фнлнпцовым. инженерами-геологами А О

Гордеевон, С.И. Дорониной, E.H. Кузнецовой, Т.Р. Кудриной, В.В. Лепстюхой. По всем результатам совместных разработок имеются соответствующие публикации.

В процессе выполнения работы автор пользовался консультациями и советами академиков РАН В.С.Суркова и А.А Трофимука, членов-корреспондентов РАН Ч.Б. Борукасва, A.B. Каныпша, докторов геолого-минералогических наук Т.К. Баженовой, O.K. Баженовой, А.К. Башарина, Ю.Р. Васильева, Ф.Г. Гурарн, В.И. Демина, В.В. Золотухина, В.А. Каштанова, Ю.Р. Мазора. М.М. Мандельбаума, К.И. Микуленко, Б.В. Олейникова, И.Д Поляковой, Г.С. Фрадкина, В.Н. Шарапова, кандидатов геолого-минералогических наук В.Г. Васильева, В.И. Вожова, В.В. Гребенюка, В.М. Евтушенко, А.О. Ефимова, Л.И. Килиной, А.Л. Краснянского, Л.Л. Кузнецова, А.И. Ларичева, М.В. Лебедева, Г.Д. Назимкова, В.Г. Сибгатуллина, Н.В., Н.В. Умперовича, Ю.А. Фнлнпцова, Б.Б. Шишкина, инженеров - геологов М.В. Дмитриева, A.C. Ефимова, С.А. Константиновой, С.Н. Распутина, E.H. Скобелина. Всем коллегам автор глубоко благодарен за деловое и доброжелательное обсуждение отдельных проблем и вопросов, затрагиваемых в работе.

Огромную помощь в оформлении диссертации оказали инженеры М.А. Борисова, Д.В. Косяков, Т.В. Морцева, Т.Н. Попова, которым автор искренне благодарен.

Особо признателен диссертант академику РАН А.Э. Конторовичу, который внимательно следил за ходом работы, был научным консультантом и принимал непосредственное участие в значительной части проведенных исследоваииий.

Основное содержание работы Глава I. Краткий геологический очерк Тунгусского региона

Тунгусский нефтегазоносный регион расположен на западе Сибирской платформы и включает в себя Турухано-Норильский самостоятельный нефтегазоносный район. ЮжноТунгусскую, Сеаеро-Тунгусскую и Катангскую нефтегазоносные области. В строении его принимают участие образования кристаллического фундамента и осадочно-вулканогенного платформенного чехла.

Консолидация фундамента завершилась в конце среднего протерозоя, когда вся территоррня региона претерпела подъем, интенсивное складкообразование и последующий размыв ранее сформированных геологических формаций.

Начало позднспротсрозойского этапа характеризуется накоплением рифейских отложений в условиях неустойчивого геодинамического режима, переходного к собственно платформенному. В раннем рифсе осадконакопление происходило, вероятно, на северо-западе региона в условиях передового прогиба, где откладывались преимущественно кремнисто-карбонатные осадки. На остальной территории продолжала существовать суша (Гришин и др.. 19X9)

Начиная со среднего рнфся всю западную часть Сибирской платформы (включая Тунгусский регион) охватило прогибание, с перерывами продолжавшееся до начала мезозоя. Благодаря этому, платформенный чехол сложен отложениями позднего протерозоя, палеозоя и раннего мезозою*. Рифенскне толщн вскрываются на окраинах региона н отдельными скважинами в Катангской ссдповинс.В нижней части они представлены терригеннымп породами, выше располагается преимущественно карбонатная толща, среди которой иногда встречаются пачки (свыше 100 м толщины) темных аргиллитов и алевролитов. Максимальная вскрытая мощность отложений рифея, зафиксированная близ западной границы региона, превышает 3000 м. Можно предполагать, что рифейские образования широко развиты в пределах региона, а мощность их в наиболее погруженных участках может достигать 4,0 - 4,5 км. Рифенский этап заканчивается общим подъемом региона н длительным перерывом в осадконакопленин, сопровождавшимся дислокациями и размывом ранее сформировавшихся толщ.

Резкое отличие рифейских формаций от образований фундамента и перекрывающих его палеозойских отложений, достаточно высокая степень дислоцированности и вторичной прсобразованностн пород, региональные несогласия, отделяющие рифей от сопредельных толщ позволяют рассматривать рифейский комплекс как самостоятельное структурно - формацнонное подразделение платформенного чехла.

В конце раннего венда южная и ссверо - западная части региона испытывают прогибание и терригенное осадконакопление. В дальнейшем прогибание охватило весь регион, где сформировался единый мелководный эпиконтинентальный осадочный бассейн (ОБ), выходивший за пределы региона, и накапливались сульфатно - карбонатные осадки. В раннем кембрии продолжалось компенсированное прогибание, но характер осадконакоплсния изменился. В южной и центральной частях ОБ нижнекембрийские породы представлены чередовании пачек солей и карбонатов различной мощности, в северной - преимущественно сульфатоносными, часто органогенным карбонатами. В разрезе выделяются несколько пачек карбонатных пород, уверенно прослеживаемых по всему бассейну. Такой режим осадконакоплсния продолжался и в начале среднего кембрия.

В начале майского века почти вся территория региона выходит из под поверхности моря и карбонатные породы испытывают выщелачивание н незначительный размыв. Лишь на отдельных участках продолжалось накопление соленосных и соленосно - карбонатных осадков. В конце среднего и позднем кембрии регион вновь испытывает погружение и здесь накапливаются глинисто • карбонатные, часто пестроцветные отложения. Распределение мощности кембрийских отложений свидетельствует о незначительной днфференцнрованности движений. На этом фоне выделяются два этапа рифообразования. Наиболее ранний из них относится к началу кембрия (осннскос время). В этот период формируются отдельные рифобанки сравнительно небольших размеров высотой 150 - 200 м. неравномерно рассеянные по территории региона. Второй пап

рифообразовання относится к тойонскому - началу амгинского века (конец раннего - начало среднего кембрия). В это время на юго - западе и северо - востоке региона формировался краевой риф карбонатной платформы высотой более 550 м, причем превышение над платформой составляло 100 - 150 м.

В раннем ордовике характер осадконакоплеиия был унаследован от позднего кембрия.

Таким образом, в венде, кембрии и раннем ордовике в исследуемом регионе господствовал мелководный эпиконтинентальный морской бассейн с эвапорит - карбонатным, а впоследствии терригенно - карбонатным типом осадконакопления. Лишь на северо - западе располагалось открытое море, в котором откладывались преимущественно карбонатные осадки. Дифференцированное™ движений была по всей видимости невелика. В это время здесь заложились и развивались такие крупные конседиментациониые структуры как Бахтинский

мегавыступ. Туринская впадина, Игаро • Хегское краевое опускание (Геология..... 1981). В конце

раннего - начале среднего ордовика регион претерпел воздымание и частичный размыв ранее сформированных пород. В дальнейшем происходила неоднократная смена незначительных по глубинам прогибании и подъемов, в результате чего сформировалась маломощная терригенная п терригенно - карбонатная средне - верхнеордовикская толща, в которой отмечено несколько перерывов, охватывающих значительную часть региона.

В конце ордовика вновь устанавливается континентальный режим, сохранившийся и в начале раннего силура. Лишь на северо-западе региона существовал глубоководий морской бассейн, где накапливались черные глинистые породы с большим количеством граптолитов. В дальнейшем . в среднем ландовери, начинается обширная трансгрессия. На территории региона располагается мелководный морской бассейн, где формируется карбонатная, преимущественно органогенная толща, которая в позднем силуре замещается на монотонную пачку -карбонатно -сульфатно - глинистых отложений. Лить на юге ОБ силурийские отложения отсутствуют, но причины этого достоверно не установлены.

В силурийское время так же установлено два периода рифообразовання: в ландоверское время, когда на юго-западе и западе бассейна формировались отдельные рнфобанки, образующие цепочки субмеридионального простирания (кочумдекская и чалбышевская свиты) и в венлокское, когда сформировался толща, сложенная рифостроящими организмами, широкой полосой распространенная в центральной и северо-восточной части региона (дьявольская свита).

Девонские отложения приурочены к центральной и северной частям региона п представлены в целом единой сульфатно-карбонатно-терригениой толщей, сформировавшейся в лагунных условиях седиментации. В верхней части ее расположен регионально выдержанный маломощный пласт карбонатных пород (юктинская свита), служащий маркирующим горизонтом. В позднем девоне имело место несколько локальных перерывов в осадконакоплснии. что свидетельствует о неустойчивом режиме осадконакопления.

В раннем н начале среднего карбона значительная часть Тунгусского бассейна являлась областью денудации. Лишь на крайнем северо-западе и на ряде участков центральной части территории накапливались карбонатные и тсрригенно-карбонатные породы.

Процесс слабо дифференцированного компенсированного прогибания завершился общим подъемом и размывом ранее сформировавшихся осадков. Размыв охватил практически всю площадь региона, причем глубина его закономерно увеличивалась с севера на юг. Последующий затем новый цикл осадконакопления протекал в субконтинентальных условиях, в результате чего в бассейне образовалась терригенная угленосная паралическая формация (угли, аргиллиты, алевролиты, песчаники, редко конгломераты, калькарениты). В конце этого периода (поздняя пермь - ранний триас) начинается наиболее активная фаза проявления траппового магматизма, продолжавшаяся до среднего триаса, В это время здесь накопилась вулканогенная формация, представленная интрузивными, эксплозивными и эффузивными породами, общей мощностью более 4000 м.

Таким образом, веидско-палсозонскни пулканогенно-осалочный чехол Тунгусского бассейна представляет собой единую толщу, сформировавшуюся в условиях преимущественно компенсированного слабоднффсренцированного прогибания. В ней наблюдается последовательная закономерная смена фомацнй от терригенных слабо сульфатоносных (венд) к эвапорит-карбонатным, карбонатным (венд, кембрий, ордовик, силур), сульфатно-терригенно-карбонатным лагунным (девон), терригенным угленосным (карбон-пермь) и, наконец, вулканогенным базитовым (поздняя пермь - триас). Прогибание региона было слабодифференцированным, что обусловило формирование таких длительно развивавшихся поднятий как Туринская впадина, Бахтинский мегавыступ и др. В самом конце позднего палеозоя дифференцнрованность движений практически отсутствует и на выравненную дневную поверхность изливаются эффузивы раннего триаса.

Последующие периоды протекали в континентальных условиях и сопровождались размывом ранее сформировавшихся пород и перестройкой структурного плана. Лишь наиболее крупные длительно развивавшиеся структуры в известной степени сохранили свои первоначальные очертания и размеры.

Глава 2. Трапповыи магматизм Тунгусского регнона.

В геологической истории Тунгусского регнона отмечены неоднократные вспышки базптового магматизма. Наиболее ранняя из них относится к позднему докембрию и охватывает диапазон 800 - 1200 млн. лет. Магматическая деятельность охватила восточные (Приапабарье) и северо-западные (Игарский район) территории Сибирской платформы. В пределах Тунгусского региона магматизм проявился весьма, незначительно. Следующая активизация магматической

деятельности приходится на средний палеозой (420 -350 млн. лег). Наиболее интенсивно она проявилась на юго-востоке Сибирской платформы (Березовская впадина) и очень незначительно в Тунгусском регионе, где достоверно известно лишь два местонахождения срсднепалеозойских интрузивов. В Березовской впадине магматические тела представлены как эффузивными, так и интрузивными разностями (Масайтис. 1978). Максимальное развитие магматическая деятельность получила в конце позднего палеозоя - начале триаса, охватывая диапазон 220 - 190 млн. лет. Продукты магматизма представлены эффузивными, эксплозивными и интрузивными образованиями.

Эффузивный комплекс сложен покровами континентальных платобазальтов и редкими пачками и слоями терригенмых кластически.х пород. Распространен в северо-западной четверти Сибирской плаформы, широкой полосой вытягиваясь с северо-запада на юго-восток. Базальты перекрывают как положительные, так и отрицательные структуры, сформированные в предгрнасовое время, но поверхность фундамента в пределах поля распостранеиия базальтов располагается на глубинах свыше 4-5 км. Наибольшая толщина эффузивов составляет 3500 м (Хараелахско-Иконский прогиб). К югу и юго-востоку толщина их уменьшается как за счет эррозии их кровли, так и за счет общего закономерного уменьшения толщи в целом.

Эксплозивный комплекс сложен в основном различноагломератовыми туфами. Обломочный материал представлен всеми разновидностями подстилающих пород от кембрия (единичные) до перми. Многочисленны обломки траппов. В кровле комплекса располагается пачка тонкокластичсскнх терригенных пород, имеющих дискретное распространение. Общая мощность эксплозивных образований достигает 600 - 650 м. Размещение туфов не имеет тектонического контроля. Они широко развиты не только в Тунгусском регионе, но и далеко за его пределами, перекрывая разнознаковыс структуры. По всей видимости распространение их в раннем триасе было значительно шире, чем в настоящее время.

Интрузивный комплекс пород развит почти на всей территории Сибирской платформы. Он представлен базитовымн интрузивами, основными породообразующими минералами которых являются плагиоклаз, пироксен, реже - оливин. Широкий изоморфизм, различия в дифференцированное™ и структурных особенностях обусловили широкую гамму типов пород основных интрузивов. Основными формами залегания интрузивов являются дайки и силлы. Дайки представлены субвертикальными пластинообразнымн телами, либо соединяющими между собой силлы, либо являющимися магмаподводящими каналами. В последнем случае они имеют значительную мощность. Силлы - пластинообразные магматические тела, -залегающие согласно с вмещающими породами. Часто меняют свос стратиграфическое положение, ступенеобразно переходя на более высокие уровни. Они широко распространены во всех стратиграфических подразделениях палеозоя, но распределение их в разрезе носит неравномерный характер. Наиболее насыщена верхняя часть разреза до среднего ордовика включительно, где количество енллон

иногда достигает 20 - 22. Толщина и протяженность интрузивных тел не выдержаны. Неколько реже они встречаются в нижнем ордовике - среднем кембрии, но толщина и стратиграфическая приуроченность интрузивов значительно выдержаннее, чем в верхних горизонтах чехла. Еше реже встречаемость силлов в нижнем кембрии - венде. Неравномерно и размещение силлов по латералн. Наиболее насыщена ими Южно-Тунгусская НГО, в меньшей степени - Катангская и Байкитская, еще меньше - Ангаро-Лснская и Непско-Ботуобинская НГО.

Анализ распостранения интрузивов по латералн и в разрезе свидетельствует о том, что максимум их тяготеет к крупным отрицательным структурам с длительной историей развития и, в меньшей степени к зонам маг мопод водя щах каналов. Такие же особенности размещения основных интрузивов отмечены и на других древних платформах мира. По всей вероятности, в районах с интенсивным трапповым магматизмом возникают условия, благоприятные для компенсации прогибания магматическими телами.

Глава 3. Основные закономерности распределения интрузивов в осадочном чехле Тунгусского региона.

Б связи с тем, что максимум воздействия на нефтегазоносность оказывают пластовые интрузивы, в этом разделе внимание будет уделено только им.

Самым нижним уровнем распространения силлов является венд-кембрийский. На этом уровне силлм расположены за пределами региона - в Ангаро-Ленской и Байкитской НГО, где он залегает и сульфатно-карбонатной части венда. В усолъских отложениях площадь распространения силлов увеличивается и они располагаются уже в южной части Тунгусского региона, Байкитской и Непско-Ботуобинской НГО. В нижнебельской части разреза максимум распространения интрузивов смещается в Южно-Тунгусскую НГО Тунгусского региона, а в всрхнебельских - в Банкитскую и Южно-Тунгусскую НГО. Увеличиваются и суммарные мощности силлов. Если в нижележащих толщах она составляет десятки м, то в верхнсбельских -до 200 метров. Резко увеличивается площадь распространения и суммарные мощности траппов на ангарском уровне. Здесь они встречены не только на упомянутых выше территориях, но и в Ссверо-Тунгусской НГО. а мощность их достигает 500 м. Следует отмстить, что в СевероТунгусской НГО по нижним горизонтам чехла, начиная с верхней части нижнего кембрия, отсутствует информация. Особенности размещения интрузивных тел как в Тунгусском бассейне, так и в других, насыщенных траппами, осадочных бассейнах древних платформ, позволяют предположить, что в Севсро-Тунгусской НГО пластовые интрузивы будут широко распространены м палеозойских отложениях на территориях длительного устойчивого прогибании (напрмер Туринская впадина), где суммарная мощность и\ составит не менее 1000 - 1200 метров. В

значительно меньшей степени они будут развиты на поднятиях, где можно ожидать суммарной мощности силлов 400 - 600 метров.

Еще более расширяется рапространение траппов в литвинцевской свите и се аналогах, но максимальная суммарная мощность их не превышает 200 метров. Примерно такая же картина просматривается и для эвенкийских отложений, но максимум траппов смещается на юг, в Ангаро-Лснскую НГО. В нижне - среднсордовикских толщах площадь, занятая интрузивами сокращается и смещается в Северо- и Южно-Тунгусскую НГО, распределение их носит дифференцированный характер, а суммарные мощности достаточно высоки. В среднем - верхнем ордовике площадь распространения силлов еще более сокращается, хотя максимум их по-прежнему остается в Северо- н Южно-Тунгусской НГО. Примерно одинаковая картина отмечается для нижне- н верхнесилурийских толщ. В девонских отложениях распространение интрузивов значительно шире, чем в предыдущих случаях, но максмум их смещается к северу. И, наконец, наибольшее распространение и суммарную мощность силлы имеют в среднекаменноугольных-пермских отложениях, венчающих палеозойский разрез Сибирской платформы. Площадь распространения траппов здесь одинакова с плошадью распространения осадков, а суммарные мощности достигают 600 и более метров.

В туфогенныч образования триаса интрузивы встречаются -значительно реже, чем в нижележащих толщах. Они имеют неправильную морфологию и незакономерно переходят из одной формы в другую. По всей видимости, это обусловлено физическими свойствами вулканогенно-осадочных толщ.

Вышележащие базальты вообще не содержат пластовых интрузивных тел.

Следует отметить еще одну особенность в размещении силлов: они очень редко встречаются в среднеусольской подсейте (осинскии горизонт) и в булайской свите, сложенных преимущественно массивными известняками.

Таким образом, можно сказать, что границами распространения пластовых интрузивных тел в разрезе являются снизу подошва карбонатного венда, сверху - подошва базальтов; количество, площадь распространения и суммарная мощность силлов неуклонно растет вверх по разрезу, достигая максимума в вер.хнспалеозойских толщхх: при дифференцированном рассмотрении размещения силлов видно, что максимальные площади, занятые ими, при пермещеиии вверх по разрезу одновременно смещаются с юго-востока на северо-запад. Вероятно, эта особенность размещения их обусловлена тектоническим контролем и размещением подводящих каналов.

Более детально особенности размещения интрузивов рассмотрены на примерах конкретных нефтегазоносных областей Тунгусского региона и сопредельных территорий, а так же по конкретным месторождениям и зонам нефтегазонакоплення. В целом, особенности регионального и локального распространения пластовых интрузивов позволяют сделать следующие выводы:

1. Трапповыс тела - пластовые, залегающие в зонах массового перехода их с одного уровня на другой, и заполняющие подводящие каналы, создали во вмещающих породах каркас, расчленяющий чехол на блоки различной величины. Каждый из таких блоков характеризуется своим стратиграфическим положением интрузивов и их мощностью. Суммарная мощность пластовых тел в различных блоках иногда бывает одинакова, или разнится на небольшую величину, но каждый блок обладает своими особенностями. Естественными границами таких блоков служат подводящие каналы и зоны массового перехода интрузивов с одного уровня на другой.

2. Достаточно резкая изменчивость мощности пластовых интрузивов и скачкообразные переходы их на другие стратиграфические уровни привели к тому, что структурный план по различным горизонтам траппосодсржащей толщи существенно отличается как друг от друга, так и от структурного плана под- и надтрапповых уровней. Это привело к тому, что прогноз структурных форм нижних, наиболее продуктивных горизонтов невозможен без знания особенностей распространения трапповых интрузивов в осадочном чехле.

3. Сосредоточение большого количества разнообразных по мофологнн и условиям залегания интрузивов в верхней части разреза обусловило возникновение в ней весьма существенных помех для ссймогсологических исследований. Это явление вызвано сложно построенным чередованием пород с различной плотностью и, соответственно, акустическими скоростями. Кроме того, мощные секущие тела, заполняющие подводящие каналы, представляют собой зоны сейсмического молчания, что вполне естественно - здесь просто нет отражающих горизонтов. Для того, чтобы снять влияние ВЧР на геологическую интрпретацию сейсмических исследований в районах с высоким насыщением интрузивными траппами, необходимо иметь достоверную геологическую модель ВЧР. Такая модель позволит вычислить глубину отражающего горизонта с высокой степенью точности, что и было проделано в Катангскон седловине и получены весьма удовлетворительные результаты.

4. Неравномерность размещения трапповых тел в осадочном чехле, дискретное размещение подводящих каналов к интрузивам, расположенным на различных стратиграфических уровнях, различное плановое положение зон массового перехода пластовых интрузивов с одного уровня на другой, а так же многочисленные наблюдения соотношения траппов типа "дайка в дайке", сделанные различными исследователями (в том числе и автором) позволяют предположить, что интрузивы внедрялись не одновременно, а были разделены определенным промежутком времени, позволяющим магме перейти в твердое состояние до последущего магматического импульса. Эти же соображения не позволяют считать усольский силл единым интрузивом. По всей вероятности здесь мы имеем дело с несколькими телами, расположенными на различных участках территории н в стратиграфически различных горизонтах, внедрившимися в различное время. Вместе с тем нельзя отрицать, что отдельные пластоные интрузивы имеют чначительную протяженность по

латсрали. В частности автору удалось проследить силл мощностью 25-30 м на расстоянии около 30 км, а дайку, выходящую на поверхность в поле развития триасовых и пермских образований, имеющую мощность 10-17 м - на расстояние более 100 км.

По степени насыщенности интрузивными телами осадочного чехла, количеству подводящих каналов, суммарной мощности пластовых интрузивов и частоте встречаемости их в том или ином стратиграфическом подразделении, территорию Тунгусского региона в настоящее время в первом приближении можно районировать по сложности интрузивного каркаса. Наболее сложным строением и наибольшей насыщенностью и суммарной мощность интрузивов отличаются запад Южно-Тунгусской НТО, возможно центральная часть Северо-Тунгусской НГО и восточная часть Турухано-Норильского нефтегазоносного района. Здесь интрузивы локализуются практически во всем палеозойском чехле, наиболее часты каналы внедрения, зоны массового перехода интрузивов на другие уровни охватывают большие стратиграфические интервалы, отмечена максимальная для Сибирской платформы мощность отдельных силлов. Менее сложно построены районы, прилегающие к Байштской антсклизе (как и сама Байкнтская антсклиза). Здесь разрез содержит 2. максимум 4 силла, сокращается количество подводящих каналов, уменьшаеся мощность отдельных тел. Еще менее насыщена Катангская седловина и прилегающая к ней с севера территория. И, наконец наименьшей насыщенностью обладают площади Катангской седловины, прилегающие к Непско-Ботуобннсксй актеклизе н Ангаро-Ленской ступени (как и в пределах самих этих тектонических подразделений). Здесь, как правило, наблюдется один силл в нижней части разреза, один, реже два силла в верхней, подводящие каналы не столь часты, как на прилегающих территориях, зоны перехода интрузивов на более высокий уровень незначительны по высоте. Учитывая эти особенности, каждая из указанных зон требует идивидуального подхода к проведению нефтспоисковых геофизических работ и постановке глубокого бурения.

Многообразие форм залегания и морфологии интрузивов, значительная латеральная выдержанность, стратиграфическая приуроченность и соотношения с вмещающими толщами породили неоднозначность в трактовке механизма внерения их. В настоящее время существует две основные версии такого механизма. Одна из них была выдвинута А.П. Лебедевым и впоследствии поддержана целым рядом видных геологов. Суть ее заключается в том, что магма внедрялась в осадочные породы под высоким давлением, которое в интрузивной колонне значительно превышало литостатическое. В верхних слоях литосферы субвертикальная магматическая колонна меняла направление движения и, немного не достигнув поверхности, расслаивалась на .многочисленные субгоризонтальныс тела.

Вторая версия была выдвинута Ф.Ю. Левинсоном-Лсссингом. В основе своей она сводится к тому, что магма поступала в заранее подготовленные трещины-полости и заполняла их только под действием литостатического давления. Достаточно подробный разбор обеих гипотез был сделан В С Старосельцевым и В.М. Лебедевым, показавшим сложность затронутых вопросов.

Анлнз имеющегося фактического материала (морфология контактов интрузивных тел, мофология, протяженность и условия залегания силлов, структурные соотношения с вмещающими породами) позволяет отдать предпочтение гипотезе, выдвинутой Ф.10. Левинсоном-Лессингом, получившей название "пассивной".

Глава 4. Влияние интрузивных траппов на отдельные параметры, определяющие нефтегазоносного, вмещающих осадочных пород.

Трапповые интрузивы оказали существенное влияние на дотрапповый структурный план осадочных пород. Внедрение послойных интрузивов переменной мощности на различные стратиграфические уровни осадочного чехла, резкое их выклинивание и переходы на более высокие горизонты, - все это обусловило зачительное несоответствие структурных планов по траппосодержашим горизонтам. Практически в западной части Сибирской платформы нет сквозных структур. Каждый стратиграфический уровень, содержащий пластовые трапповые тела, обладает своим структурным планом. Еще одной особенностью является то, что в траппосодсржащих горизонтах структурные формы гораздо более контрастны, чем в тех же горизонтах, но не содержащих - силлы.

В региональном плане мощные толщи траппов, сосредоточенные в крупных отрицательных структурах, развивавшихся в течении длительного геологического времени, существенно увеличили контрастность дислокаций в нижних горизонтах осадочного чехла.

Внедрение траппов в значительной мере трансформировало коллекгорские свойства осадочных пород в экзоконтактовых зонах. Немотря на то, что общая пористость в таких зонах сохраняется в достаточно широких пределах, межзерновая проницаемость стремится к нулю. Это происходит за счет поеттрапповых процессов перекристаллизации пород и широкого развития поеттрапповой гидротермальной минерализации. Вместе с тем, в тех же зонах и зонах ближнего эндоконтакта имеет место интенсивная трещиноватость пород, что обусловило высокую трещинную проницаемость таких участков. При бурении из них получены притоки пластовых вод дебитом до 2000 мЗ/сут. Это явление объясняется, по всей видимости, растрескиванием осадочных и магматических пород при уменьшении объема магмы при застывании.

Таким образом, трапповые тела, уничтожив какую-то часть поровых коллекторов при внедрении в коллекторские горизонты.создали на этих же участках высокоемкне трещинные коллектора. Более того, трещинные коллектора в большей или меньшей степени сопровождают все трапповые тела, образующие в осадочном чехле единый каркас. В свою очередь, это предопределило возникновение новых, нетрадиционных для нормальных осадочных бассейнов путей миграции флюидов, ь том числе и углеводородов.

Необычность 'залегания трапповых интрузивов, своеобразная морфология и субвертикальныо ступенчатые переходы их на более высокие стратиграфические уровни и сочетании с приконтактовымм зонами высоком трещиноватое™ обусловили и возникновение нетрадиционных ловушек углеводородов. В принципе трапповые тела и прилегающие экзоконтакговые зоны образуют своеобразный резервуар, где роль флюндоупора играют внутренние, практически непроницаемые части ннтрузивов, а роль коллектора - трещиноватые зоны.

Такие особенности распределения трещиноватости в приконтахтовых зонах трапповы.ч тел обусловило то, что блоки, на которые трапповый каркас расчленил осадочный чехол Тунгусского бассейна являются своеобразными ячейками, а которых углеводороды должны были консервироваться, а внутри ячейки перераспределение УВ носило, вероятно, локальный характер. В связи с тем. что расстояние между подводящими каналами велико, такие ячейки могли охватывать несколько смежных пликатнвных структур различного знака. Благоприятное сочетание пластовых и секущих тсл могло создать вторичные ловушки, которые располагались не только в пределах поднятий, но и на моноклиналях и бортах структур. Морфологически такие лову шки могут быть самыми разнообразными, т.к. для их образования требовалось лишь создание замкнутого пространства нз разнообразного сочетания пластовых и секущих тел (зон ступенчатых переходов) и вмещающих пород (Старосельцев. 1989).

С трапповымн интрузивами могут быть связаны ловушки УВ, приуроченные к шарнирным зонам синклинален. Их появление обязано возникновению трещиноватых зон в подошве изгибающихся жестких пластовых трапповых тел из-за отставания их при погружении от подстилающих более пластичных осадочных пород. Механизм формирования таких ловушек детально рассмотрен H.A. Минским (1975). В Тунгусском регионе такие ловушки наиболее вероятны в крупных прогибах, где отмечено максимальное количество трапповых интрузивов.

Существенно сказалось и влияние траппов на распределение солсн в карбонатно-солсносноп части разреза. Установлено, что соленосно-карбонатные толщи, содержащие траппы, имеют мощность меньшую, чем тс же толщи, траппов не содержащие, причем изменения мощности носят разнообразный характер и мало зависят от мощности внедрившихся интрузивов. Этому явлению давались самые разнообразные объяснения - уплотнение вмещающих пород, гравитационное выжимание солей весом трапповых тел. плавлемпе солен в приконтактовых зонах. Детальная корреляция осадочных пород, анализ соотношения мощностей вмещающих толщ и енлдов, характер соотношения силлов с солями позволили придти к выводу, что изменения мощности со.тсносных толщ, в той или иной степени насыщенных насыщенных ннтрузинами. обусловлены выщелачиванием солен нагретыми пластовыми йодами, транспортировкой раеео.иш к менее нагретые участки и последующим отложением иисвобиждающепси при остынаиии щ рнссо.иж eo.ni н поровом пр.>стрл нотке Именно этими процессами наиболее логично vwn.vicinnoic* к.и.

1S

колебании мощности солсносных толщ, так л засолонение коллекторских горизонтов, широко распространенное на территориях, где траппы внедрились в солси ос но- карбонатные толщи.

Глава 5. Температурный режим недр Тунгусского региона в эпоху максимальной активности магматической деятельности.

Современная теория нефтегазообразования справедливо считает температуру одним из ведущих факторов нафтидогенеза. Для большей части седимеитационных бассейнов температура осадочных пород определяется интенсивностью теплового потока от фундамента и глубиной их погружения. Температурное поле имеет простое строение, температура монотонно увеличивается с глубиной и даже на очень больших глубинах не превышает 200 °С.

Иная ситуация имела место в бассейнах с интенсивным трапповым магматизмом. Во-первых, общая мощность чехла резко увеличивалась за счет пластовых магматических тел и эксплозивного материала. Во-вторых, огромные массы внедрившейся магмы, сформировавшие каркас силлов и соединяющих их даек в самом осадочном чехле, одновременно являлись интенсивными и сложно распределенными источниками тепла. Это обусловило отсутствие постоянного градиента и неравномерное изменение температурного поля, прямо зависящее от местоположении и мощности интрузивов. В третьих, известная масса пород оказывается нагретой до температур 300 - 700 °С, т.е. до температур, которые никогда не достигались в "нормальных" осадочных бассейнах. В четвертых, внедрение магмы в осадочный чехол происходит в виде нескольких (иногда значительного числа) импульсов магматической деятельности. Это означает, что изменение температуры пород в осадочном чехле имеет нерегулярный характер не только в пространстве,- но и во времени. И, наконец, в пятых, необходимо учитывать еще одно важное обстоятельство: при внедрении магмы нагревание пород происходит в очень короткий промежуток времени, что резко отличает "обычные" осадочные бассейны от бассейнов с трапповым магматизмом. Все это делает разработку методов реконструкции палеотемпературного режима таких бассейнов необходимым элементом исследований при оценке перспектив их нефте газоносности.

Для решения этого вопроса было использовано математическое моделирование температурного поля вокруг базнтового интрузива в сочетании с лабораторными определениями максимальных температу р нагревания по минералогическим термометрам,

Математическое моделирование было выполнено совместно с Л.М. Бурштейном и A.A. Теном на основе решения известной в теплофизике задачи Стефана, адаптированной к геологическим условиям Тунгусского региона. Задача решалась в двух вариантах - для одновременного внедрения всех силлов, и для условий последовательного их внедрения, когда предыдущий сплл успевал остыть к моменту внедрения последующего. Начальная температура

магмы принята (в соответствии с натурными наблюдениями) 1200 UC; температурный градиент 4 "С на 100 м. кристаллизация породообразующих компонентов происходит в интервале 1100 - 950 ' С. осадочный разрез, содержащий трапповые тела, принят реальный, тсллофизическне константы взяты из справочников. При решении задачи принято, что тепло- и массоперенос был кондуктивным. не учитывалась потеря тепла при метаморфических реакциях и процессы выделения из магмы летучих компонентов. Учитывались изменения тепловых параметров пород при изменении температуры. При соблюдении этих условий при математическом моделировании будут получены максимально возможные температуры нагревания вмещающих 1юрод. Построение моделей проводилось по конкретным скважинам, характеризующим определенные типы разреза.

Дтя проверки справедливости расчетов и выбора варианта последовательности внедрения совместно с В.В. Ревсрдатто и И И. Лихановым были выполнены определения максимальных температур нагревания осадочных пород по минеральным термометрам. Этот метод широко применяется при оценке условий формирования рудных магматогенных и гидротермальных местороисденнй. В основе его лежит предположение о термодинамически равновесном распределении элементов между одновременно образующимися минералами, которое в общем случае является функцией температуры и давления мннералообразования. До последнего времени в нефтяной геологии метод минеральной палеотермомстрни не применялся. Для попытки его применения были отбраны образцы из керна скважин, вскрывших как терригемную. так и карбонатную части разреза. Дтя всех образцов было выполнено тщательное петрографическое описание п подобраны пары минералов, могущие служить геотермометрами. Для терригенных пород выбраны мусковнт-биотнтоаый н мусковит-хлоритовый термометры, поскольку мусковит, биотит и хлорит являются обычными минералами в экзоконтаковых зонах трапповых интрузивов, залегающих а терригенных тощах. Для карбонатных пород был выбран кальцит-доломитовый термометр. Судя по литературным данным, все эти термометры удовлетворительно работают в температурном интервале контактового катагенза и метаморфизма (150 - 700 "С). Состав сосуществующих минералов определялся на микрозонде, температуры рассчитывались по соответствующим формулам. Полученные данные сравнивались друт с другом и результатами математического теплофизнческого моделирования. Результаты проведенных исследований сводятся к следующему:

- все перечисленные бимннералькые термометры внутренне согласованы;

- на данном этапе исследований можно принять гипотезу о многоактное™ процессов магматизма с такими перерывами между отдельными актами, что процессы остывания магмы не сказывались в дальнейшем на максимальных температурах нагревания пород;

- in различных модификации кальцит-доломитового термометра лучшей яилиегся модификация, разработанная A.C. Таданцееым. поскольку она дает наиболее сослаеоиамные pcjy.'ii>T;in,j с термометром Стефана. В свою очередь, допущения, принятые при мостлпоике и

решении задачи Стефана, и теплофизические параметры магмы и вмещающей среды можно, ввиду близости этих двух независимых термометров, признать удовлетворительными;

- при региональных построениях должен быть использован термометр Стефана, как наиболее дешевый, оперативный и дающий вполне удовлетворительную точность.

8 качестве примера восстановления палетемператур в эпоху максимального проявления траппового магматизма были простроены модели нагревания осадочных толщ Южно-Тунгусской, Катангской и Банкитской НГО. Для расчета температур в конкретных разрезах выбирались скважины, характеризующие однотипные разрезы как по литологии вмещающих пород, так и по количеству и стратиграфическому положению силлов. На основе вычислительных экспериментов с одномерными моделями (колонки скважин) были построены профили максимальных температур нагревания, где показаны различно нагретые зоны. С известной долен условности принято, что в интрвале 150 - 300 °С происходит катагенз нефтей с новообразованием легких конденсатного типа нефтей и конденсатных газов, В породах, нагретых до 300 "С возможно сохранение залежей УВ и температура будет оказывать существенное влияние только на качество флюидов.При температурах свыше 300 °С начинается разложение высших гомологов метана и других классов УВ. которые присутствуют в нефти, на более простые соединения, а при дальнейшем увеличении температур - и самого метана. Поэтому за критическую принята изотерма 300 "С, а на палеотемпературных профилях показаны зоны, в пределах которых температура разнится на 150 -200 "С. Затем были построены карты нагревания отдельных, наиболее интересных с позиций нефтегазоносное™, продуктивных горизонтов.

В Южно-Тунгусской нефтегазоносной области количество пород, нагретых свыше 300 иС составил около 30 % от общего объема. Около 40% пород были нагреты свыше 150 "С и лишь около 30% нагревались до температур до 150 °С и нормального катагенеза, представляя свего рода " оазисы" среди высоко нагретых пород. Из потенциально продуктивных горизонтов больше всего нагрет таначинекпй, несколько менее - булайский и абакунский и меньше всего - моктаконский (осинскнн). Помимо пластовых интрузивов на нагревание пород существенно повлияли интрузивы, заполняющие подводяшие каналы и расчленяющие область на крупные блоки.

Значительно меньше были нагреты осадки Байкитской и Катангской НГО. Здесь объем пород, нагретых свыше 300 "С составляет 10 - 12% и сосредоточены они преимущественно в верхней части нижнекембрниского разреза. Вместе с тем, на этих территориях продуктивный оеммеюш горизонт подвергся более интенсивному нагреванию, чем в Южно-Тунгусской НГО. Здесь на отдельных участках он нагрет до температур свыше 300 и даже 500 "С. Поэтому вполне естественно, что такие участки не следует вовлекать в поисковые работы на УВ в осинском горизонте.

Палеотемпературные реконструкции позволили составить схематическую карту прогноза сохранности и качества заложен УВ а осннском горизонте для юго-западной части рассматриваемой территории после воздействия на них трапповых интрузивов.

Глава 6. Воздействие трапповых ннтрузнвов иа вмещающие породы, органическое вещества и залежи нефти и углеводородных газов.

Контактовый метаморфизм в зонах развития трапповых интрузивов имеет широкое развитие в Тунгусском регионе. Он проявляется в виде ороговикования (мраморизации) осадочных пород в экзококгактовых зонах, причем степень изменения пород прямо зависит от мощности интрузива, состава и степени диффсренцированности его. Наибольший метаморфизм претерпели породы, контактирующие с высокомагнезиальными хорошо дифференцированными интрузивами. В этих случаях зоны метаморфизма достигают мощности самого интрузива, а в контактах фиксируются роговики, температура образования которых достигала 900 °С. В тех случаях, когда осадочные породы контактируют с недифференцированными интрузивами, по составу приближающимися к нормальным долеритам, в приконтактовых зонах образуются в худшем случае пнроксеновыс роговики, а в большинстве своем метаморфизм выражается в изменении окраски пород, слабой перекристаллизации и новообразовании таких минералов как биотит, хлорит, мусковит. Кварцевые песчаники прибретают кварцитовидный облик.

Исходя из минерального состава пород, подвергшихся контактовому метаморфизму, представляется возможным оценить интервал температур в узкой приконтактовой зоне. Он составляет 900 - 950 °С для хорошо дифференцированных высокомагнезиальных интрузивов и 450 - 500 "С для нормальных долеритав (Ревердатго, 1995).

Воздействие силлов на катагенез и метаморфизм органического вещества (ОВ) изучалось в начале совместно с В.В. Казарнновым, а впоследствии с Ю.А. Филипцовым на ряде участков Тунгусского региона по керну скважин. Из него по мере удаления от интрузива отбирались образцы (в том числе и из угольных пластов), и выполнялись анализы содержащегося в них ОВ. В целом, результаты исследований сводятся к следующему:

1. В узких экзоконтактовых зопа.х. мощность которых прямо зависит от мощности и вещественного состава интрузива, нагретых до температур свыше 500 °С ОВ полностью потеряло способность генерировать углеводороды, нафтиды превратились в нефтяной кокс и графит, уголь в антрацит вне зависимости от начальной стадии катагенеза.

2. В зонах, нагретых от 300 до 500 "С, соизмеримых с 1/3, реже 1/2 мощности интрузива, ОВ претерпело дополнительный катагенез, на 2 - 3 стадии более высокий, чем исходили, в составе углеводородных газов преобладает метпн, из других газов в сульфатно-карбонатных разрезах и значительных количествах присутствуют сероводород и двуокись углерода (до 15 и 40 %

соответственно), в нефтях установлено значительное количество еерусодержащих соединений, в том числе с низкой температурой кипения, среди которых существенную роль играют меркаптаны. Угли полностью теряют способность спекаться, хотя по остальным химическим показателям их можно отнести к спекающимся.

3. В зонах с менее высокими температурами нагревания (150 - 300 °С) реализуются условия для генерации сухого и конденсатного газа, а так же для новообразования этих продуктов за счет деструкции нефти. Для этих зон в сульфатно-карбонатных разрезах так же характерны меркзптансодержащие нефти и наличие в газах диоксида углерода и сероводорода.

4. В составе керогенов под воздействием магматического тепла при общей для катагензз и метаморфизма тенденции к увеличению концентраций углерода и уменьшению концентраций гетероэлементов, концентрация водорода снижается значительно быстрее, чем в случае "нормального" катагенеза. По всей вероятности, существуют две различные траектории эволюции керогена от незрелого ОВ к графиту: при прогрессивном региональном катагенезе (медленное нагреиание) и приконтактопом метаморфизме, когда нагревание пород происходит очень быстро.

5. Область перехода с траектории катагенеза, характерной для аквагенного ОВ на траекторию контактового катагенза, в которой происходит быстрая дегидрогенезация керогена и новообразование большого количества жидких и газообразных У В, можно рассматривать как главную зону нефтеобразовання при контактовом метаморфизме. Она отвечает изменению отражательной способности влтрннпта R„от !,15 до 1,55.

6. На основании вышесказанного можно принять, что в области экзоконтакта до 0,25 мощности интрузива произошла полная деструкция УВ и графитизация органического вещества; в зоне 0,25 - 0,50 мощности интрузива происходила генерация сухого газа; в зоне 0,50 - 1,25 мощности интрузива имела место интенсивная генерация жидких углеводородов.

Рассмотренные особенности состава флюидов в зонах, насыщенных интрузивами траппов, являются результатом взаимодействия в системе "сульфатно-карбонатные породы - углеводороды - вода". Высокие температуры нагревания эвапорит-карбонатных нефтегазоносных отложений нижнего кембрия Тунгусского бассейна трапповыми интрузивами обусловили активизацию процессов взаимодействия вмещающих пород, пластовых вод и углеводородов. Для анализа этих взаимодействий совместно с А.Э. Конторовичем, А.Л. Павловым н Г.А. Третьяковым была построена физико-химическая модель таких процессов при изменении температур от 100 до 700 "С. В предположении, что система приходит к термодинамическом к равновесию, были рассмотрены возможные реакции между ангидритом, кальцитом, доломитом, водой и углеводородами Ct - Cj. Расчеты проводились с помощью специального программного комплекса "Селектор", разработанного И.К.Карповым в Институте геохимии СО РАН. Термодинамические константы были взяты из спраночников. давление лнтостатическое, температуры переменные н указанном выше интернале. IS общем результаты моделирования сводятся к следующему:

1. Главными исходными компонентами, актнано участвующими в процессах взаимодействия являются ангидрит и углеводороды.

2. При недостатке ангидрита главными вновь образованными компонентами являются метан, двуокись углерода и сероводород, образущиеся во веем интервале температур.

3. При избытке ангидрита главными вновь образованными компонентами являются двуокись углерода и сероводород. Метан и другие углеводородные газы присутствуют в незначительных количествах во всем интервале температур.

4. В новобразованных компонентах присутствуют меркаптаны, причем их концентрация убывает с ростом их молекулярной массы и несколько снижается с повышением температуры.

5. В составе твердой фазы во всем интервале температур новообразуется кальцит, с ростом температуры разлагается ангидрит и полностью разлагается доломит, замещаясь на кальцит и периклаз. Обращает на себя внимание монотонный рост концентрации серы в составе продуктов реакций по мере роста температур. Это является следствием деструкции ангидрита.

Глава 7. Критерии прогноза нефтегаюносностн седнмснтацнопиых бассейнов с трапловым магматизмом.

Проведенные исследования позволили выявить особенности нафтидообразоваиия и сохранности залежей УВ в осадочных бассейнах и регионах с интенсивным трапповым магматизмом. Прогнозная оценка их подразделяется на несколько этапов.

Первый этап такой оценки - реконструкция по геологическим и геофизическим данным модели бассейна к моменту начала интенсивного магматизма (10")) и оценка по обычной схеме ресурсов нефти и газа в бассейне к этому моменту.

Второй этап - построение модели размещения магмоподводящих каналов, даек и силлов в осадочном чехле. Эта работа выполняется на основании изучения обнажений и анализа данных геологической съемки, глубокого бурения, сейсморазведки, гравиразведки и магниторазведки. По результатам такого анализа строятся разрезы отдельных скважин с показом на них мест локализации нефтематсринских пород, резервуаров и интрузивов, а также профили и карты, характеризующие положение интрузивов относительно отдельных резервуаров и нсфтсматеринских формаций.

Третий этап оценки состоит в реконструкции максимальных температур нагревания осадочных пород и создании модели максимального геотемпературного поля в бассейне.

Четвертый этап, этап непосредственной оценки углеводородного потенциала бассейна, начинается с отнесения изучаемого бассейна к одной из трх групп:

I. Бассейны, а которых основные нефтематеринские породы к моменту внедрения интрузивов были еще незрелыми и значительной генерации нефти и газа в бассейне к моменту toni

24

нс было. Обозначим эту группу бассейнов А1 и назовем незрелыми. К этому типу бассейнов может быть отнесен бассейны Парана и Солсмоус в Южной Америке.

2. Бассейны, в которых генерация нефти до начала эпохи траппового магматизма протекала, но полностью свой генерационный потенциал матсрннские породы не исчерпали. НЗзовем эти бассейны зрелые и обозначим А2. К этому типу бассейнов можно отнести бассейн Мак-Артур в Северной Австралии, бассейн Парананба в Южной Америке.

3. Бассейны, в которых основные нефтсматеринсии формации к началу эпохи траппового магматизма уже исчерпали свой потенциал и дополнительное нагревание пород к интенсивной генерации нефти и газа привести не могло. Обозначим эту группу бассейнов Аз и назовем перезрелые. К этой группе бассейнов относится Тунгусский.

После классификации бассейна по степени завершенности процессов нефтегазообразования к началу эпохи траппового магматизма он должен быть отнесен к одной из двух подгрупп;

- бассейны с преимущественно террнгенным типом разреза, обозначим эти бассейны Ац. А2 ], Аз 1 соответственно;

- бассейны с карбонатно-эвапоритовым типом разреза, обозначим эти бассейны А[2, А22. А32 соответственно.

Для каждого из этих типов бассейнов схема оценки перспектив иефтсгазоносности существенно отличается.

Рассмотрим в начале бассейны группы Аз. Поскольку для них дополнительное нагревание материнских пород к новой фазе генерации углеводородов привести не может, четвертый этап оценки этих бассейнов сводится к оценке массы углеводородов в залежах, которые сохранятся от деструкции, и прогнозу превращений нефти и оценке количества новообразованных флюидов (углекислый газ, сероводород и др.), которые могут дополнительно аккумулироваться в ловушки.

Пусть имеем бассейн группы Аз 1. Далее, известно, что к моменту Ют начальные геологические ресурсы нефти в нем были равны (}н0 и газа (2гО. Разделим ресурсы нефти на три части: ресурсы залежей, которые оказались в зонах с максимальными температурами более 300 °С - (?н300+, ресурсы залежей, которые оказались в зонах с температурами 150-300 "С - ()н 150-300. и ресурсы нефти низкотемпературных зон - <}н 150:

<}но= СЫ50-+ Он 150-300 + <Зн300+.

Естественно предположить, что к моменту временн 1т+ завершения магматической деятельности и остывания магмы ресурсы, входящие в первое слагаемое, сохранились полностью, во второе - подверглись частичной деструкции с новообразованием углеводородных газов, ннзкокипящнх жидких углеводородов и частично, нерастворимых твердых битумов типа антраксолнта и графита, ресурсы, включенные в третье слагаемое, подверглись полной деструкции

с новообразованием сухого метанового газа и нерастворимых битумов типа антраксолита и графита.

Тогда QHtm+ = Qnl50- + aQH|5o-300.

Величина а - показатель деструкции нефти в зонах с температурой от 150 до 300°С может быть определен пиролитичсскнми методами и рассчитан с помощью методов химической кинетики. Точно таюке может быть определено количество новообразующихся антраксолитов. По разности по аналогичной схеме можно определить количество газа.

К сожалению, такая оценка не учитывает возможность утечки газа из залежи, по этой причине ее следует рассматривать как максимальную оценку . В случае бассейнов группы А32 схема оценки такая же. Однако при наличии значительных количеств ангидрита в резервуаре новообразуется большое количество сероводорода и углекислоты во всех температурных зонах, а деструкция углеводородов нефти и гетероциклических соединений происходит более интенсивно, Углеводороды в таких системах представлены сухим метановым газом, а сами газы представлены в различных соотношениях диоксидом углерода, сероводородом и метаном. Остаточные жидкие продукты (нефть, конденсат) содержат много серы в виде меркаптанов и моносульфидов. Именно такая ситуация характерна для Южио-Тунгусской области Сибирской платформы.

Рассмотрим теперь незрелые бассейны группы А(.

В них, как уже было отмечено выше, к началу эпохи траппового магматизма torn интенсивная генерация нефти и газа еще на протекала >■ значительным!! ресурсами нефти и газа бассейн не располагал. В этом случае необходим сложный анализ размещения интрузивов относительно основных потенциально нефтспроизводящих пород с дифференциацией объема последних V на три части - Vj - объем пород, непосредственно примыкающих к экзоконтактам, в которых произошла полностью графнтнзаиня органического вещества и которые не смогли внести значительного вклада в нефтегазообразованне, Vj, • объем пород, в которых катагенез был достаточно сильным, чтобы реализовать газовый потенциал пород и, наконец, VH - объем пород, в которых реализовалась главная фаза нефтеобразования. Для двух последних объемов пород с использованием данных пиролиза, химико-кинстичсского моделирования или балансовым методом необходимо оценить далее массу образовавшейся при контактовом катагенезе нефти и объем образовавшегося газа. В случае бассейнов с сульфатно-карбонатным осадочным выполнением необходимо одновременно учесть возможность новообразования диоксида углерода н сероводорода, а также деструкции и, частично, оссрнсния углеводородов при взаимодействии органического вещества и образующихся углеводородов с сульфатами. Количество углеводородов, которые могли аккумулироваться в ловушки, в таком бассейне в настоящее время можно оценивать только экспортно. Дтя более точных оценок необходимо накапливать опыт комплексного изучения таких бассейнов по схеме, описанной выше.

Для бассейнов группы А2 оценка перспектив нефтегазоносное™ должна сочетать подходы к бассейнам типа А| и А3.

Помимо общей оценки перспектив нефтсгазоносностн бассейнов с интенсивным трапповым вулканизмом необходимо учитывать, что каркас силлов и даек долеритов оказывает существенное влияние на миграцию и аккумуляцию углеводородов, создает нетрадиционные ловушки,что должно быть учтено при прогнозе локализации углеводородов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Изучение влияния траппового магматизма на нефтегазоносиость Тунгусского осадочного бассейна показало, что интрузии высокотемпературной базитовой магмы оказали существенное влияние на все параметры осадочных толщ, определяющие их нефтегазоносиость. Проведенные исследования позволили установить следующее:

1. Трапповые тепа образуют в осадочном чехле своеобразный каркас, расчленяющий разрез и территорию бассейна на блоки различной величины. Каждый блок характеризуется присущим ему количеством, суммарной мощностью и стратиграфическим положением пластовых интрузивов. Определены основные геологические закономерности, контролирующие распределение пластовых интрузивов по площади и разрезу.

2. Выявлено, что внедрения траппов являются основной причиной несоответствия структурных планов подтрапповых, траппосодержащих и надтрапповых горизонтов, что существенно затрудняет проведение нефтсгазопоисковых работ. Поэтому, прогноз и подготовка структурных объектов под глубокое бурение значительно уточнится с учетом закономерностей распределения пластовых интрузивов в осадочных породах. Трапповые интрузивы обусловили возникновение своеобразных зон трещинных коллекторов, приуроченных к прнконтактовым зонам интрузивных тел. Эти зоны, обладающие высокой трещинной проницаемостью, создали в осадочном чехле новые, нетрадиционные пути миграции флюидов, что, в свою очередь, привело к переформированию и последующей локализации дограпповых залежей углеводородов. Определенное влияние оказала траппы на перераспределение солей в осадочном чехле и, как следствие, из вторичное засолонеиие коллекторов.

3. Адаптация существующих методик восстановления максимальных температур нагревания горных пород к геологическим условиям Тунгусского нефтегазоносного региона позволила восстановить геотермический режим бассейна в эпоху максимального проявления траппового магматизма. На этой основе построены модели максимального нагревания основных нефтегазопронзводящих горизонтов Южно-Тунгусской н Катангской нефтегазоносных областей, а так же прилегающих территорий, в виде карт и разрезов.

4. Рассмотрено влияние траппов на рассеянное и концентрированное органическое вещество, бнтумоиды и нафтиды. Установлено, что в лриконтактовых зонах, толщина которых соизмерима с 0.1 мощности интрузива ОВ полностью потеряло способность производить углеводороды. В области, отстоящей от контакта 0,1 - 0,5 мощности ннтрузива будет генерироваться метан, а в области, отстоящей от контакта на 0,5 - 1,25 мощности интрузива - преимущественно нефть. Эта область в "нормальных" бассейнах соответствует главной зоне нефтеобразования.

В зонах термального воздействия траппов нефти и конденсаты (в присутствии сульфатсодсржащих пород) содержат много (до 2%) серы и ссроорганнческих соединений (меркаптанов).

5. Выполнено физико - химическое моделирование взаимодействия в мультнсистемс "сульфатсодержащие карбонатные осадочные породы - вода - углеводороды" при температурах контактового катагенеза и метаморфизма (100 - 700 °С). В результате установлено.

- главными исходными компонентами, активно участвующими в этих процессах, являются ангидрит и углеводороды;

- при недостатке ангидрита главными вновь образованными компонентами являются метан, двуокись углерода и сероводород. При избытке ангидрита - двуокись углерода и сероводород, Мстаи и другие углеводородные газы присутствуют в незначительных количествах во всем интервале температур;

- в новообразованных компонентах присутствуют меркаптаны, причем их концентрация убывает с ростом их молекулярной массы и несколько убывает с ростом температуры. Это свидетельствует о том, что основным фактором образования меркаптанов является присутствие в породах ангидрита;

- в составе твердой фазы во всем интервале температур новообразуется кальцит, с ростом температуры интенсивно рагтагается ангидрит. В узких, наиболее нагретых зонах доломит замещается на кальцит и пернкдаз; С повышением температуры по всему разрезу монотонно растет в продуктах реакций концентрация серы.

Имеющийся фактический матсрал по литологии пород, вмещающих траппы, и вещественному составу УВ-флюидов из областей, насыщенных траппами, подтверждает результаты моделирования.

6. Разработаны принципы классификации осадочных бассейнов с широким проявлением траппового магматизма и основные критерии оценки нефтегазоносности таких бассейнов. Вкратце они сводятся к следующему:

- осадочные бассейны с широким проявлением траппового магматизма и большими мощностями осадочного чехла обладают достаточно высоким потенциалом иефтегазоносности. Такие бассейны располагаются на многих платформах мира: Сибирской. Южно-Африканской, Южно-Американской. Австралийской и Антарктической. Они различаются литологией и

мощностью осадочного чехла, степенью зрелости органического вещества, интенсивностью проявления траппового магматизма и характером распределения и локализации интрузивных тел. Их объединяет сходство в условиях залегания интрузивов - жесткий каркас в осадочной матрице, обусловнвнвшнн блоковое строение насыщенных траппами территорий, и дискретное, но аномально высокое нагревание недр высокотемпературной базитовой магмой:

- оценка влияния основного магматизма на нефтегазоносностъ того или иного бассейна имеет индивидуальный характер. В тех бассейнах, где основные нефтематеринскис породы были еще незрелыми, массовые внедрения траппов активизировали созревание органического вещества и формирование (на различных участках территории и разреза) условий, соответствующих главной зоне нефтсобразованн«. Примером могут служить бассейны Парана и Солсмоус (ЮжноАмериканская платформа).

В бассейнах, где нсфтемагсринские породы достигли стадии зрелости, но свой нефтегазоносный потенциал исчерпали не полностью, интрузии магмы привели к высокому метаморфизму органического вещества на участках совместного нахождения траппов к нефтематерииских пород. Это стимулировало усиленное образование метана и смешение главной зоны нефтеобразовання, зависящее от особенностей размещения интрузивов в осадочном чехле. К таким бассейнам можно отнести бассейны Мак-Артур (Австралия) и Паранаиба (Южная Америка).

В бассейнах, где основные нефтсматеринские породы прошли главную зону нефтеобразовання и их нсфтсматсринскин потенциал почти исчерпан, дополнительное нагревание привело к деструкции углеводородов в наиболее нагретых зонах, интенсивной генерации сухих газов и отгонке легких фракций УВ в менее нагретые участки территории. В верхней части разреза, где органическое вещество еще не достигло состояния зрелости, на участках внедрения интрузивов могли быть созданы условия, соответствующие главной зоне нефтеобразовання. что повышает перспективы таких участков на нефть и газ. Кроме того, существенную роль в таких бассейнах играют процессы переформирования дотрапповых залежей углеводородов. Именно таким бассейном является Тунгусский (Россия, Востчная Сибирь) и, в какой-то степени, Карру (Южная Африка).

В целом, в работе показана роль траппового магматизма в процессах генерации нефти и газа на примере Тунгусского бассейна с сульфатно - карбонатным осадочным выполнением Разработка критериев оценки нефтегазоиосности территорий древних платформ с широким проявлением траппового магматизма является новым научным направлением, позволяющим ввести в ранг перспективных на нефть н газ те регионы, с которыми до сих пор не связывались надежды на обнаружение крупных промышленных скоплений углеводородов.

Список основных работ по теме диссертации

Монографии

1. Основы геологии и нефтегазоносность запада Сибирской платформы./ Ред. Э.Э. Фотиади. Кол. авт. - Тр./ СНИИГГиМС. Сер. нефтяная геология. - 1969. - Вып. 71. - 212с.

2. Геология и нефтегазоносность Леио-Тунгусской провинции/ Ред. Н.В. Мельников. Кол. авт. // М., 1977,- 176 с.

3. Геология нефти и газа Сибирской платформы/ Ред. А.Э. Конторович, B.C. Сурков, A.A. Трофимук. Кол. авт. // М., 1981. - 505 с.

4. Методические рекомендации по комплексированию геолого- геофизических методов при подготовке объектов под нефтегазопонсковое бурение на Катангской седловине (Сибирская платформа)./Ред. В.Г. Сибгатулин, B.C. Старосельцев. Кол. авт.// Новосибирск, 1989. - 85 с.

5. Kontorovich А.Е., Khomenko A.V., Staroscl'tsev V.S. et.al. Geology and hydrocarbon potential of the Siberian platform (Russia). Vol.6. Tunguska region. - Geneva, Petroconsultants, 1993. - 382 p.

6. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 5, Тунгусский басссйн./Гл. ред. А.Э. Конторович. Кол. авт.// Новосибирск, 1994. - 92 с.

Карты

7. Карта прогноза нефтегазоносностн Сибирской платформы./Гл. ред. Трофимук A.A., Семенович В.В., ред. Притула 10.А. Кол. авт. - Новосибирск, 1972.

8. Карта ■тектонического районирования Сибирской платформы./ Гл. ред. A.A. Трофимук, В.В. Сименович. Кол. авт. - Новосибирск, 1977.

9. Карта перспектив иефтегазоносности Сибирской платформы./Гл. ред. Трофимук A.A., Семенович В.В. Кол. авт. - Новосибирск, 1977.

10. Карта нсфтсгазогеологичсского районирования Сибирской платформы./Гл. рад. Трофимук A.A., Семенович В.В. Кол. авт. - Новосибирск, 1977.

11. Карта направлений нефтегазопоисковых работ на Сибирской платформе./Гл. редактор A.A. Трофимук, В.В. Сименович. Кол. авт. - Новосибирск, 1977.

12. Карта нефтегазоносностн СССР /Гл. ред. Г.Х. Диккснштейн Г.Х. Кол. авт. - М., 1У89.

13. Карта нефтегазогсологического районирования СССР / Гл. ред. Диккснштейн Г.Х. Кол. авт. - М., 198У. Колл. авторов.

Другие научные труды.

14. Сулимов Н.И., Старосельцев B.C., Хомснко A.B. Основные черты тектонического строения западной части Сибирской платформы// Геологическое строение и нефтегазоносность восточной части Сибирской платформы и прилегающих районов. - М., 1968. - С, 47 - 56,

15. Хоменко A.B.. Основные черты тектонического развита* центральной части Тунгусской синеклизы// Тр./ СНИИГГиМС. Сер. нефт. геология. - 1969. - Вып. 69. - С. 82 - 87.

16. Хоменко A.B. О структурном соотношении верхнего палеозоя и нижнего триаса центральной части Тунгусской синеклизы//Тр./ СНИИГГиМС. Сер. нефт. геология. - 1969. - Вып. 89.-С. 34 -39.

17. Старосельцев B.C., Лебедев В.М.,Мельииков Н.В., Хоменко A.B. Особенности формирования триасового структурного яруса центральной части Тунгусской синеклизы// Мезозойский тектогекез. - М., 1971. - С. 123 -131.

18. Воробьев В.Н., Мельников Н.В., Хоменко A.B. Основные этапы тектонического развития Сибирской платформы// Материалы по тектонике платформенных областей Сибири. -Новосибирск, 1972. - С. 59 - 68.

19. Сулимое И.Н., Хоменко A.B. Основные этапы развития Тунгусской синеклизы// Тр./ ВостСНИИГГИМС. - 1972. - Вып. 32. - С. 3 -21.

20. Хоменко A.B. К методике построения структурных карт по подошве угленосной толщи Тунгусской синеклизы//Нефтегазовая геология и геофизика. - 1974. -/612. - С. 24 - 28.

21. Мельников Н.В., Хоменко A.B. О направлении нефгепонсковых работ иа западе Тунгусской синеклизы// Нефтегазовая геология и геофизика. - 1975, - №1. - С. 22 - 26.

22. Мельников Н.В., Хоменко A.B. Размещение интрузивных траппов в верхнепалсозойских отложениях Тунгусской синеклизы// Нефтегазовая геология и геофизика. - 1976. - №8. - С. 19 -24.

23. Мельников Н.В., Каззринов В В., Хоменко A.B. Влияние траппов на коллекторские свойства и нефте газоносность запада Сибирской платформы// Коллекторы нефти и газа на больших глубинах. - М., 1978. - С. 176-178.

24. Хоменко A.B. Основные черты размещения долеритов в чехле западной чзсти Сибирской платформы.// Тр./ СНИИГГИМС. - 1978. - Вып. 264. - C.93-10I.

25. Казаринов В.В., Хоменко A.B. Некоторые особенности воздействия траппов на нефтегазоносность палеозоя Лсно-Тунгусской провинции// Литология и геохимия нефтегазоносных толщ Сибирской платформы. - M., 1981. -С. 113-117.

26. Хоменко A.B. Время внедрения траппов в осадочный чехол Тунгусской синеклизы// Геология и геофизика. - 1987. - № 2. - С. 116-119.

27. Kontorovicli А.Е., Mcltiicov N.V., Starosel'tsev V.S., Khomenko A.V. Effect of intrusive traps on petroleum content of paleozoic deposits of the Siberian platform// Soviet geology and geophysics. -1987. - Vol.28, №5.-P. 1-6.

28. Хоменко A.B., Кудрина T.P., Соколова М.Ф. Трапповый магматизм - один из критериев нефтегазоносности Бахтинского мегавыступа// Критерии и методы прогноза нефтегазоносное™. -Новосибирск. 1987. - С.82-89.

29. Коиторович А.Э., Мельников Н.В., Староссльцсв B.C., Хоменко A.B. Влияние интрузивны* траппов на нсфтегазоносность палеозойских отложений Сибирской платформы// Геология и геофизика. - 1987. - № 5. - С.14-20.

30.Хоменко A.B. Влияние трапповых силлов на структуры осадочного чехла Тунгусской синеклнзы//Тектоника платформенных областей. - Новосибирск, 1988. - С.93-102.

31. Исаев A.B., Лыков Ю.Я., Умперович Н.В., Хоменко A.B. Особенности морфологии интрузивных траппов на территории Катангской седловины Сибирской платформы// Геология и геофизика. - 1988. - Jfe 1, - С.42-48.

32.Хоменко A.B. Влияние траппов на коллекгторские свойства вмещающих пород (на примере месторождений Лено-Тунгусской провинции)// Геология и методика разведки месторождений нефти и газа сибирской платформы. - Новосибирск, 1988. - С.94-99.

33.Хоменко A.B. Интрузии трапппов как один из факторов, определяющих размещение месторождений углеводородов (на примере Южно-Тунгусской НГО)// Прогноз зон нефтегазонакоплення н локальных объектов на Сибирской платформе. - Л., 1988. - С.96-104.

34. Мнпрский A.B., Попелуха Г.Ф., Староссльцсв B.C., Хоменко A.B. Влияние траппового магматизма на флюидодннамический режим нефтегазоносных областей Сибирской платформы// Флюидодннамнческий фактор в тектонике и нефтегазоносности осадочных бассейнов. - М., 1989. -С.85-89.

35. Мельников Н.В., Старосельцев B.C., Хоменко A.B. Перекрытые базальтами осадочные бассейны древних платформ и их нсфтегазоносность// Осадочные бассейны и нсфтегазоносность. Международный геологический конгресс, XXV11I сессия: Докл. сов. геологов. - М„ 1989. - С.21-29.

36. Старосельцев B.C., Хоменко A.B. Деформации пород при обширных внедрениях трапповых интрузий// Актуальные вопросы тектоники нефтегазоперспективных территорий Сибирской платформы. - Новосибирск, 1989. - С. 112-119.

37. Kontorovich А.Е., Kashenko S.A., Krinin V.A., Khomenko A.V. Evolution of sedimentary basin in the period of basic magmatism and their petroleum potential// 29th international geological congress 23 august - 3 September 1992. - Kyoto, 1992. - Vol. 3/3. - P. 831.

38. Асташкин В.А., Хоменко A.B., Шишкин Б.Б. Влияние пластовых трапповых интрузий на структуры осадочного чехла Сибирской платформы// Геология и геофизика. - 1994. - JVs I. - С.34-40.

39. Коиторович А.Э., Хоменко A.B. Прогноз нефтегазоносности седиментационных бассейнов с интенсивным трапповым магматизмом// Результаты работ по межведомственной региональной научной программе "поиск" за 1992-1993 годы. 4.1. - Новосибирск, 1995. - С. 167171.

40. Конторовнч А.Э., Павлов А.Л., Рсвердатто В В., Хоменко A.B. Термическая история Тунгусского осадочного бассейна в эпоху траппового магматизма и его нефтсгазоносность// Тектоника осадочных бассейнов Северной Евразии. - М., 1995. - С.92-96.

41. Конторовнч А.Э., Павлов А.Л., Третьяков Г.А., Хоменко A.B. Термодинамический анализ реакций в природных системах сульфатно-карбонатные породы-вода-нефть при температурах контактового катагенеза и метаморфизма// Докл. РАН, 1995. - Т.343, № 3. - С.347-350.

42. Конторовнч А.Э., Лиханов И.И., Лспетюха В.В. Хоменко A.B., Тэн A.A. Применение геотермометров для оценки температур метаморфизма в осадочных бассейнах с трапповым магматизмом//Докл. РАН, 1995. - Т. 345, № 6. - С. 793-801,

43. Конторовнч А.Э., Филипцов Ю.А., Битнер А.К., Стасова О.Ф., Хоменко A.B. Кембрийские газы, нефти и конденсаты на Сибирской платформе в районах интенсивного развития траппового магматизма//Геохимия. - 1996. 8. - С. 21-29.

44. Конторовнч А.Э., Павлов А.Л., Третьяков Г.А., Хоменко A.B. Физико-химическое моделирование равновесий в системе "карбонат-эвапоритовые породы-вода-углеводороды" при контактовом метаморфизме и катагенезе//Геохимия. - 1996. - № 6. - С.9-19.

Подписано к печати 08,01.97, Формат 60x84/16. Бумага офсет N 1. Гарнитура тайме. Офсетная печать. Печ.л.1,86. Тираж 110. Заказ 6.

Новосибирск, 90, Университетский просп., 3 НИЦ ОИГГМ СО РАН