21.03.2021

Критерии нефтегазоносности верхнедокембрийских отложений древних платформ


С каждым годом появляется все больше данных об открытии новых нефтегазопроявлений в докембрийских толщах, которые дают возможность рассматривать эти отложения как один из объектов нефтегазопоисковых работ.

В структуре докембрия континентов обособляются платформенные области и разделяющие их геосинклинальные пояса. Фундамент платформ сложен преимущественно нижне-среднедокембрийскими комплексами, а платформенный чехол — верхнедокембрийскими и лишь местами средне-нижнедокембрийскими образованиями. Особенности фундамента древних платформ подробно рассмотрены в литературе и здесь нет необходимости на них останавливаться.

В северном полушарии отмечается последовательное омоложение базальных горизонтов платформенных чехлов от тихоокеанского побережья Азии (1,6 млрд. лет) к Eвропe и далее к Северной Америке (0,6 млрд. лет). На лавразийских платформах устанавливается отчетливая зависимость в распространении верхнедокембрийских отложений от геосинклинальных поясов: максимальные мощности их тяготеют преимущественно к окраинам платформ или к авлакогенам, минимальные — к внутренним районам платформ. На гондванских платформах верхнедокембрийские платформенные отложения выполняют ряд крупных унаследование развивающихся от раннего докембрия синеклиз, располагающихся в центральных районах платформ.

Современная структура верхнедокембрийского платформенного чехла является преимущественно блоковой и во многом подчинена системам древних глубинных разломов. Типы структурных форм нижнего яруса на плитах весьма разнообразны и принципиально не отличаются от структур фанерозоя. Наиболее распространенными являются авлакогены, сводовые поднятия (Братское, Усть-Кутско-Непское, Мунское, Сунтарское и др.) и крупные валы (Мирнинский).

Подавляющая часть объемов верхнедокембрийских осадочных толщ сосредоточена в крупных и глубоких депрессиях, с которыми в пределах древних платформ связаны Волго-Уральский, Средне-Русский, Тимано-Печорский, Днепровеко-Припятский, Пачелмский, Ангаро-Тунгусский, Лено-Вилюйский, Северо-Кигайский, Восточно-Китайский, Сычуанский, Таргинский, Гангский, Потвар-Пенджабский, Нижне-Индский, Таудени, Конго, Вольта, Сахаро-Ливийский, Ордос, Амадиес, Виктория-Ривер и другие седиментационные бассейны.

В этих осадочно-породных бассейнах (по Н.Б. Вассоевичу) при достижении ими глубины с критической температурой около 100°С, вероятно, происходили процессы образования нефтяных углеводородов и формирования залежей в ловушках. Отложения многих из таких древних бассейнов вместе с заключенными в них запасами углеводородов в последующем были в основном разрушены, однако частично они сохранились на обширной территории и правомерно могут рассматриваться в качестве реальных объектов для поисков промышленных концентраций нефти и особенно газа при наличии благоприятных структурных условий. Захороненное в сохранившихся отложениях органическое вещество испытало метаморфизм, необходимый и достаточный для преобразования в нефтяные углеводороды. При этом в ряде крупных регионов погружение мощных толщ рифея и венда произошло лишь в кайнозое и, следовательно, здесь сохранились условия для формирования ,промышленных залежей. Одновременно эти отложения могли явиться достаточно емкими резервуарами для скоплений углеводородов, мигрировавших из более молодых отложений. В частности, на площади около 2000 тыс. км2 Русской и 3200 тыс. км2 Сибирской платформ сохранилось соответственно более 2300 тыс. км3 и 5600 тыс. км3 верхнедокембрийских отложений. Эти объемы соизмеримы и даже превосходят объемы промышленно нефтегазоносных верхнепалеозойзойских и мезозойских отложений Лено-Вилюйской провинции (5800 тыс. км3), мезозойских отложений Западно-Сибирской провинции (5181 тыс. км3) и продуктивных комплексов ряда других фанерозойских нефтегазоносных областей.

Необходимым условием нефтегазоносности отложений является, как известно, наличие в осадочном разрезе коллекторов и покрышек. Анализ результатов буровых работ на Сибирской и Русской платформах показывает, что здесь в верхнем докембрии наблюдается чередование проницаемых толщ и значительных изолирующих покрышек.

В разрезах верхних горизонтов докембрия Иркутского амфитеатра имеется несколько таких горизонтов. Наибольшего внимания заслуживает залегающий в основании мотской свиты нефтегазоносный парфеновский горизонт, представленный преимущественно разнозернистыми песчаниками с открытой пористостью 0,2—40% и проницаемостью от 0 до сотен миллидарси. Близкие коллекторские свойства имеют юдомские песчаники Алданской антеклизы. На севере Сибирской платформы горизонты с удовлетворительными коллекторскими свойствами отмечены в разрезах Оленекского поднятия, Суханской впадины и Мархинского вала. Основной тип коллектора трещинно-поровый. Пористость песчаников до 18—24%, а доломитов до 10—15%; проницаемость до 400 миллидарси.

На Русской платформе горизонты с удовлетворительными коллекторскими свойствами установлены в ряде стратиграфических интервалов рифея и венда в пределах Чернушинского, Верещагинского и Kpacнокамско-Полазненского валов (скв. Сива-1, Верещагинская-32, Боро-дулинская-1, Зура-18 и др.). Отложения, имеющие наилучшие коллекторские свойства (пористость до 24%, проницаемость несколько миллидарси), приурочены к базальным слоям венда и кровле рифея.

Изолирующие горизонты, сложенные практически непроницаемыми глинистыми, карбонатными и эвапоритовыми породами, обычно характеризуются значительной мощностью и региональной выдержанностью. При этом размещение залежей газа в описываемом осадочном комплексе, вероятно, во многом контролируется распространением мощных толщ солей и ангидритов в перекрывающих отложениях нижнего кембрия.

Многочисленные нефтегазопроявления известны в отложениях верхнего докембрия ряда древних платформ.

На Сибирской платформе, например, в разновозрастных горизонтах верхнего докембрия встречены не только разнообразные нефтегазопроявления, но и промышленные газо-конденсатные залежи.

В Иркутском амфитеатре слабые газопроявления отмечались из отложений среднего (Кук-Юртовская скважина) и верхнего рифея. В последних газ получен на Боханской (1500 м3/сутки), Парфеновской (5000 м3/сутки), Тыптинской (3000 м3/сутки) площадях. На северо-востоке Иркутского амфитеатра, в Марково, газоносны базальные песчаники безымянного и вышележащие породы марковского горизонтов. Наибольшие притоки газа (150 тыс. м3/сутки) и конденсата (41 м3/сутки) из марковского горизонта получены в скв. 15 к северу от Марково, на Ярактинской площади из синхронных отложений отмечались притоки нефти с дебитом до 250 м3/сутки (устное сообщение В.В. Самсонова).

Основные промышленные и большая часть полупромышленных притоков газа, конденсата и нефти получены в данном регионе из низов разреза мотской свиты (парфеновский горизонт). Промышленная газоконденсатная залежь в парфеновской горизонте выявлена на Марковской площади; в ряде скважин здесь наряду с промышленными притоками газа (200—500 тыс. м3/сутки) получено немного нефти (до 8 м3/сутки). В южных районах Иркутского амфитеатра существенные притоки газа получены на Парфеновской (230 тыс. м3/сутки) и Атовской (43 тыс. м3/сутки) площадях. Газопроявления из верхней части мотской свиты установлены на Парфеновской и Усть-Кутской (до 15 тыс. м3/сутки) площадях; на Марковском месторождении с ними связаны небольшие притоки нефти.

В Ботуобинской седловине на Средне-Ботуобинском поднятии при испытании аналогов парфеновского горизонта в скважинах 1 и 4 получены промышленные притоки газа с дебитами 250—300 тыс. м3/сут-ки (устное сообщение В. В. Токина).

В пределах Алданской антеклизы и в сопредельных районах Березовской впадины наиболее значительные газопроявления зафиксированы в отложениях дикимдинской свиты среднего рифея: в скв. P-1 на Русско-Реченской площади наблюдался газовый фонтан с ориентировочным дебитом более 100 тыс. м3/сутки; слабые нефте- и газопроявления из одновозрастных пород установлены на Илыгирской и Олекминской площадях. В юго-восточной части антеклизы в породах среднего и верхнего рифея изучены примазки и включения нефти. В базальных песчаниках юдомской сзиты, трансгрессивно перекрывающих на Алданской антеклизе разновозрастные горизонты рифея, в 1937 г. была получена первая жидкая нефть на р. Толбе. Позднее из этих отложений на Ченкиямской площади выявлены притоки (до 100 л/сутки), а на Илыгирской, Русско-Реченской, Наманинской, Олекминской и Амгинской площадях отмечены песчаники с примазками нефти. В карбонатных породах юдомской свигы отмечены слабые притоки нефти (несколько литров) и различные нефтегазопроявления. Включения битумов и жидкой нефти изучены также в одновозрастных отложениях на склоне Сунтарского поднятия (Кюндяйская скважина).

В отложениях верхнего докембрия Анабарской антеклизы также установлены нефтепроявления. Судя по материалам бурения на Мархинском валу, в доломитах билляхской серии рифея отмечены включения жидкой нефти. В основании трансгрессивно залегающей старореченской свиты юдомекого комплекса Мархинской опорной скважиной (интервал 1810—1830 м) пройден пропитанный нефтью пласт доломитов с тонкими прослоями песчаников; в скв. Р-2 из этого горизонта получено 10 л нефти и незначительное количество газа (Макаров, Косолапое, 1968).

В Туруханском районе в основании платоновской свиты юдомского комплекса в скв. P-1 на Сухотунгусской площади с глубины 2550 м отмечались притоки жидкой нефти (0,3 м3/сутки), воды и газа. В скв. 3 на этой же площади из приконтактовой части рифейских и юдомских отложений получено 0,04 м3 нефти и в скв. 4 около 3 м3/сутки.

На Русской платформе насыщенные нефтью песчаники установлены в ряде стратиграфических интервалов среднего рифея (Копейкубовская, Калгасинская и другие площади). Наиболее интенсивные нефтепроявления приурочены к низам венда и пограничным горизонтам рифея: притоки нефти на Сивинском поднятии (глубина 2788—2800 м), насыщенные нефтью песчаники (Тыныпская, Асюльская, Черновская, Верещагинская, Бородулинская, Киенгопская, Ишимская, Павловская и другие площади Волго-Уральской области). Отдельные газопроявления установлены в отложениях венда Московской синеклизы. В западной части Русской платформы, в сопредельных с России районах Польши, из песчаников венда отмечалось поступление сильно минерализованной воды с газом.

На Австралийской платформе газопроявления в верхнем докембрии известны в бассейне Амадиес, скважина Оорамина. Отдельные нефтепроявления отмечаются в верхнедокембрийских отложениях и в других районах Австралии. Так, в прогибе Виктория-Ривер выявлены примазки нефти, а в прогибе Орд — включения асфальтов. К востоку от вышеописанных районов, в прогибе Джорджина, В. Б. Олениным в отложениях верхнего докембрия описаны включения твердого битуминозного вещества.

В пределах Африканской платформы нефтегазопроявления установлены во впадине Вольта, в бассейне р. Нигер. Здесь в кровле верхнерифейской серии Moparo по разрезу скважины Пранг наблюдаются пачки кварцевых песчаников, равномерно пропитанные битумоидами. Из отложений серии Тамале вендского возраста в процессе бурения скважин в районе Пранг, Несия и Енди отмечались выделения черного полужидкого битумоида, а в последней также и кратковременное выделение газа; в песчаниках, алевролитах и аргиллитах данной серии по трещинам и в пустотах встречено большое количество включений черных маслянистых битумоидов.

Приведенные данные убедительно свидетельствуют о широком распространении нефтегазопроявлений в отложениях верхнего докембрия от среднего рифея до венда включительно. Наибольшее количество и самые интенсивные нефтегазопроявления приурочены к отложениям юдомского комплекса, а местами и к верхним горизонтам рифея.

При оценке возможной нефтегазоносности того или иного осадочного комплекса существенное значение имеет также вопрос о насыщенности его органическим веществом, и структурно-геологических условиях преобразования последнего в углеводороды. В настоящее время рядом исследователей предприняты попытки провести количественную оценку нефтяных углеводородов. Для верхнедокембрийских отложений склонов Анабарской антеклизы подобные исследования проведены под руководством К.К. Макарова. Нефтегазовые ресурсы рифейских отложений составляют более 20 тыс. т/км3, а для вендских около 10 тыс. т/км3. Если эти цифры принять для обширных депрессий Русской и Сибирской платформ, то прогнозные запасы углеводородов здесь составят около 100 млрд. т. Приведенные расчеты являются, несомненно, ориентировочными, но в самом общем виде они иллюстрируют обосновываемое нами представление о продуцентных возможностях докембрийских отложений и масштабы процесса нефтегазообразования.

Таким образом, фактические и расчетные данные свидетельствуют о региональной нефтегазоносности к перспективах верхнего докембрия, слагающего низы осадочного чехла и выполняющего обширные депрессии почти повсеместно на древних платформах (наибольшего внимания заслуживают отложения венда и позднего рифея). Эти материалы также показывают, что не существует принципиального различия в оценке перспектив нефтегазоносности верхнего докембрия и фанерозоя, что хорошо согласуется с выводом А.В. Сидоренко о сходстве в характере осадконакопления докембрийских и последокембрийских образований.

При дальнейшей оценке перспектив нефтегазоносности верхнего докембрия на Сибирской платформе первоочередными объектами следует считать склоны и зоны сочленения обширных древних сводообразных поднятий (Усть-Кутско-Непского, Братского и Ботуобинского), а также зоны сочленения Иркутского амфитеатра с Присаяно-Енисейской впадиной и юго-западной части Тунгусской синеклизы с Енисейским кряжем на Ширненском и Курейско-Летнинском валах. На севере платформы, наряду с Мархинским валом заслуживает внимания Суханский прогиб, где разведаны слабо дислоцированные отложения осадочного чехла. На Русской платформе перспективными для поисков нефти в докембрийских отложениях следует считать Верещагинский вал и сопредельные с ним структуры в пределах Камско-Бельского авлакогена, крупные поднятия Рязанско-Саратовского прогиба и Кал-тасинского авлакогена. К категории перспективных следует отнести также Куединско-Татышлинский выступ, Вятско-Камскую впадину и прилегающие склоны Красноуфимского свода.

Последовательное проведение в постоянно нарастающих объемах комплекса региональных и поисково-разведочных геолого-геофизических исследований в сочетании с глубоким бурением перспективных горизонтов позднего докембрия может привести к открытию новых месторождений газа, конденсата и, возможно, нефти.





Яндекс.Метрика