Главная – Журналы – Поиск по журналам

Рассматривается западная часть Енисей-Хатангского регионального прогиба, одного из перспективных в отношении нефтегазоносности относительно слабоизученного региона России. В географическом отношении рассматриваемый район расположен в южной части п-ова Таймыр, на территории Красноярского края.
На базе региональных сейсмических профилей, структурных карт и карт изопахит сейсмокомплексов рассмотрено современное структурно-тектоническое строение региона и выполнен анализ истории его тектонического развития. В работе рассмотрены тектонические процессы, имевшие место в палеозое, мезозое и кайнозое, определены основные этапы формирования ключевых структур различных порядков.
Проанализированы особенности строения и условий формирования палеозойского, триас-юрского, неокомского, апт-альб-сеноманского и турон-кайнозойского осадочных комплексов. Установлена связь тектонических процессов с процессами нефтеобразования и сделан вывод о высоких перспективах нефтегазоносности неокомского клиноформного комплекса в Енисей-Хатангском региональном прогибе.

Показаны современное состояние комплекса параллельных зональных шкал юры Сибири по разным группам фоссилий и принципы их построения. Обсуждается значение сибирских биостратиграфических шкал для бореального зонального стандарта юры. Стратотипическим регионом для такого стандарта должен быть регион с типично бореальной (арктической, а не смешанной) фауной. Сибирь (и Арктическая биохорема), занимающая центральное положение в Панбореальной надобласти, где наиболее полно разработан комплекс взаимоувязанных шкал по разным группам фоссилий, может выступать в качестве такого региона. Комплекс параллельных зональных шкал юры Сибири эффективен для расчленения и корреляции юры в разных регионах Арктики (Баренцевоморский шельф, Северо-Восток России, Арктическая Аляска, Арктическая Канада).

На базе комплексной интерпретации материалов сейсморазведки, ГИС и глубокого бурения по южным частям Каймысовского свода и Нюрольской мегавпадины осуществлено построение структурных карт и карт изопахит сейсмогеологических мегакомплексов. Выполнен анализ истории тектонического развития территории в мезозое и кайнозое. Выделены и протрассированы по площади разрывные нарушения, установлены основные этапы образования разломов и структур различных порядков.
Сделан вывод о том, что в тектоническом плане наибольшее влияние на нефтегазоносность южных частей Каймысовского свода и Нюрольской мегавпадины оказал ранненеокомский этап развития, на котором в рельефе верхнеюрских горизонтов были сформированы крупные тектонические элементы - зоны нефтегазообразования и нефтегазонакопления и локальные поднятия - ловушки для залежей углеводородов. В Каймысовском нефтегазоносном районе формирование структур сопровождалось образованием разрывных нарушений, секущих юрскую толщу пород, что предопределило структурно-тектонический контроль большинства залежей углеводородов в этом районе.

Изложена эволюция представлений на стратиграфию разреза берриас-нижнеаптских отложений Западной Сибири.
В связи с клиноформной моделью строения разреза внесены предложения по его стратификации, согласно новым рекомендациям к стратиграфической схеме, выполнены палеогеографические реконструкции по четырем стратиграфическим подразделениям, выделенным в составе берриас-раннеаптского комплекса.

Формирование структуры осадочного чехла Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна определялось стадиями тектонического развития: рифтогенно зарождающегося океана; пассивной окраины с внутриконтинентальными рифтами и авлакогенами, внутришельфовой относительно глубоководной депрессией, инверсионными валами; коллизионной с орогенными сооружениями и краевым прогибом; изостатической с наложенной синеклизой, вертикальными подвижками, возрожденным орогеном. Накопление нефтегазоматеринских горизонтов и природных резервуаров проходило в дивергентные стадии тектогенеза (ордовик-турне). Формации конвергентных стадий (визе-триас) преимущественно содержат лишь природные резервуары. Зрелость органического вещества значительной части осадочного чехла обеспечила широкий диапазон главных зон нефте- и газообразования. Очаги нефтегазообразования зародились и развивались в различных геодинамических обстановках - на востоке пассивной окраины, в рифтогенных прогибах и в краевом прогибе Урала. Если в первых двух преобладало нефтеобразование и газоконденсатообразование, то для последнего характерны преимущественно газо- и газоконденсатообразование. Эволюция структурных форм, расширение контуров очагов нефтегазообразования, изменчивость региональных наклонов, периодическое проявление разломов приводили как к формированию зон нефтегазонакопления, так и к их разрушению. Образованные синхронно с интенсивным нефтеобразованием зоны их аккумуляции в дальнейшем могут стать зонами нефтегазонакопления и нефтегазоконденсатонакопления за счет газовой составляющей углеводородных систем, которая увеличивается вследствие превращения очагов нефтеобразования в очаги нефтегазообразования и газоконденсатообразования. Кроме того, для формирования газовых и газоконденсатных залежей благоприятными оказались тектонически подвижные зоны с выделением свободного газа из-за падения пластового давления или его вертикальными перетоками с больших глубин. Анализ условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления позволил проследить развитие нефтегазовых систем в нефтегазоносных комплексах и трансформации осадочного бассейна в нефтегазоносный. Установлены некоторые закономерности размещения зон нефтегазонакопления. Длительно формируемые зоны нефтенакопления приурочены к палеоподнятиям Ижма-Печорского и Хорейверского тектонически стабильных блоков. Для тектонически-активных Печоро-Колвинского авлакогена и Тимана характерны зоны нефтегазонакопления и нефтегазоконденсатонакопления, а для Предуральского прогиба - зоны газо- и газоконденсатонакопления.

Установленные, выявленные и намеченные зоны нефтегазонакопления являются территориями размещения разведочных, поисковых и региональных геолого-разведочных работ на нефть и газ в Лено-Тунгусской провинции.
Охарактеризованы зоны нефтегазонакопления в Южно-Тунгусской, Байкитской, Присаяно-Енисейской, Ангаро-Ленской, Катангской, Непско-Ботуобинской нефтегазоносных областях и в Нижнеангарском самостоятельном нефтегазоносном районе. Залежи нефти и газа установлены в рифейском, вендском и верхневендско-нижнекембрийском нефтегазоносных комплексах.

Проанализированы новые геолого-геофизические материалы, подтверждающие высокую оценку перспектив нефтегазоносности силурийско-девонских отложений северо-запада Сибирской платформы, сделанную А.А. Трофимуком в 1960 г. Обоснованы объекты для постановки геолого-разведочных работ, нацеленных на проверку его научных прогнозов.

На основании имеющихся седиментологических, изотопно-геохимических и геофизических данных уточнена внутрибассейновая корреляция и, соответственно, строение мезопротерозойских отложений Байкитской антеклизы. Показано, что в пределах Байкитской антеклизы вскрыт довендский разрез, который может быть скоррелирован с разрезом тейской и сухопитской (допогорюйской части) серий мезопротерозоя Енисейского кряжа. Вышележащие образования тунгусикской серии в пределах Байкитской антеклизы в основном уничтожены во время тектонических событий в ранненеопротерозойское (около 860 млн лет назад) и предвендское время.
Полученные результаты позволили уточнить вариации обстановок седиментации мезопротерозойских отложений Байкитской антеклизы и Енисейского кряжа и построить палеогеографические схемы на отдельные временные интервалы в современных координатах. Доминирование в разрезе перитидальных комплексов, многочисленные свидетельства субаэральной экспозиции показывают, что процесс карбонатонакопления периодически прерывался, и в эти периоды, которые могли быть продолжительными, происходил транзит тонкого силикокластического материала, который сбрасывался с окраины шельфа в глубоководный бассейн, расположенный юго-западнее. Наиболее заметные периоды транзита силикокластического материала фиксируются в раннеюрубченское, долгоктинское и поздневингольдинское время, хотя основной поток, поставлявший силикокластический материал в пределы Енисейского кряжа, проходил южнее Байкитского карбонатного шельфа.
Бассейн с преимущественно карбонатной седиментацией в мезопротерозое занимал обширную территорию западной части Сибирской платформы и распространялся до западной окраины Анабарского щита, мезопротерозойские отложения которой имеют сходное строение и близкие изотопно-геохронологические и изотопно-геохимические характеристики довендским отложениям Байкитской антеклизы. Область с карбонатной седиментацией на территории Байкитской антеклизы была в основном удалена от края шельфа, ширина которого в мезопротерозое была существенно больше, чем его фрагменты, фиксируемые в современной структуре западной окраины Сибирского кратона.

Для обоснования изотопных критериев прогноза фазового состава углеводородов проведен сравнительный анализ зональности изменения изотопного состава углерода жидких углеводородов и газов рифейских и венд-кембрийских отложений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП). В качестве критерия оценки генетического взаимоотношения углеводородов разного фазового состава использовано соотношение величин δ¹³С жидких и газообразных углеводородов, которое предопределяется природой кинетических изотопных эффектов, возникающих при деструкции керогена в процессе нефтегазообразования.
Показано, что по величине и знаку различий δ¹³С жидких и газообразных углеводородов зоны преимущественного нефте- и газонакопления неодинаковы. В преимущественно нефтеносных областях метан заметно обогащен ¹²С по сравнению с нефтями и конденсатами, что "нормально" для жидких и газообразных углеводородов, генерированных одинаковым по типу и зрелости ОВ. В преимущественно газоносных значения δ¹³С метана и жидких углеводородов либо перекрываются, либо первый обогащен ¹³С по сравнению со вторыми. Такое соотношение является показателем более поздней генерации и поступления в зоны аккумуляции газов по сравнению с жидкими углеводородами, что, вероятно, и обусловливает преимущественную газоносность этих зон.
На основании результатов изотопных исследований и анализа истории геологического развития региона идентифицированы вероятные генерационные источники, поставлявшие газ поздних фаз генерации в преимущественно газоносные районы.
Проведенный анализ показал, что рассмотренный метод изотопных исследований, т.е. сопоставительный анализ вариаций изотопных характеристик жидких и газообразных углеводородов, позволяет установить их генетическую общность или различие по соотношению величин δ¹³С. Это дает возможность получить дополнительную информацию о времени генерации углеводородов разного фазового состава, о генерационных источниках углеводородов и истории образования углеводородных скоплений, что, в свою очередь, повышает обоснованность оценки перспектив нефтегазоносности изучаемых объектов, в том числе и прогноза фазового состава залежей.

Впервые изучена органическая геохимия мощного разреза венда, вскрытого параметрической скважиной Восток-3 в интервале 5002-3870 м на юго-востоке Западной Сибири. Установлена аквагенная, планктоно- и бактериогенная природа захороненного органического вещества. Отдельные уровни обогащены органическим веществом до концентраций 0.7-9.6 %. По результатам исследований керогенов установлено, что органическое вещество преобразовано до стадии апокатагенеза. Изучен состав углеводородов-биомаркеров в битумоидах. Рассмотрены геохимические критерии прогноза нефтегазоносности.