Содержание к диссертации
Введение
Глава I. Нефтегазоносность венд-кембрийского галогенно-карбонатного комплекса Сибирской платформы 12
Глава II. Методы поисков залежей нефти и газа адаптированные к геологическим условиям венд-кембрийского галогенно-карбонатного комплекса 28
Глава III. Стратиграфия, литология и условия осадконакопления венд-кембрийского галогенно-карбонатного комплекса 48
Глава IV. Закономерности распределения сложных и простых коллекторов в карбонатных отложениях венд-кембрийского комплекса Непско-Ботуобинской антеклизы 71
Глава V. Прогноз распространения зон простых и сложных коллекторов в отложениях венд-кембрийского галогенно- карбонатного комплекса Непско-Ботуобинской антеклизы и Сибирской платформы в целом 92
Заключение 147
Список используемой литературы 152
- Нефтегазоносность венд-кембрийского галогенно-карбонатного комплекса Сибирской платформы
- Методы поисков залежей нефти и газа адаптированные к геологическим условиям венд-кембрийского галогенно-карбонатного комплекса
- Стратиграфия, литология и условия осадконакопления венд-кембрийского галогенно-карбонатного комплекса
- Закономерности распределения сложных и простых коллекторов в карбонатных отложениях венд-кембрийского комплекса Непско-Ботуобинской антеклизы
Введение к работе
Сибирская платформа обладает практически сплошным субгоризонтально залегающим осадочным чехлом, более половины его объема представлено рифейскими, вендскими и нижнепалеозойскими карбонатно-терригенными отложениями толщиной до 3-5 км. Исключения составляют выходы пород кристаллического фундамента на дневную поверхность на территории Анабарской и Алданской антеклиз. Платформу отличают преимущественно карбонатный состав рифейско-среднепалеозойских отложений, высокая соленасыщенность кембрийских отложений в центре и на юге платформы и широко масштабный магматизм, охватывающий в пермо-триасе западную половину платформы. Лишь верхнепалеозойские и мезозойские отложения представлены преимущественно терригенными породами.
Непрерывность и пологое залегание осадочного чехла затрудняет геологам выделение на территории платформы нефтегазоносных бассейнов. Общепринято деление ее на нефтегазоносные провинции (НГП) и нефтегазоносные области (НГО) по структурно-возрастным характеристикам.
Выделяются две крупные нефтегазоносные провинции, отличающиеся стратиграфией и литологией осадочного разреза: Лено-Тунгусская и Хатангско- Вилюйская. Большая доля ресурсов углеводородов связана с отложениями рифей-нижнепалеозойского возраста Лено-Тунгусской НГО. Открытые месторождения нефти и газа локализуются в пределах этой провинции в виде широкой полосы от Непско-Ботуобинской антеклизы через Катангскую седловину до Байкитской антеклизы. Соответственно этим структурам названы нефтегазоносные области: Непско-Ботуобинская, Катангская и Байкитская. Крупные разведанные месторождения приурочены к вендским терригенным и рифейским карбонатным отложениям.
Принято считать, что в пределах Сибирской платформы около трех четвертей ее суммарных потенциальных ресурсов углеводородов сосредоточено в отложениях венд-нижнекембрийского нефтегазоносного комплекса. Верхняя часть комплекса представляет собой сульфатно-галогенно-карбонатную толщу нижнего-среднего кембрия. Эта толща является региональной покрышкой для всех продуктивных горизонтов, лежащих в проницаемой нижней части нефтегазоносного комплекса (рис. 1). Региональная покрышка относится к классу неоднородных, поскольку содержит ряд проницаемых карбонатных горизонтов. Для этих горизонтов покрышкой являются залегающие выше глинистые отложения верхнего кембрия. Толщина изолирующей части колеблется от 1500 до 2000 метров. Разрез проницаемой части нефтегазоносного комплекса делится на вендскую терригенную и венд-нижнекембрийскую карбонатную проницаемые части, толщина последней колеблется от 200 до 400 метров и более.
Такое строение венд-кембрийского осадочного комплекса наблюдается на всей территории Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции, площадь которой более 2 млн. км . Поэтому решение проблемы нефтегазоносное ги венд- нижнекембрийских сульфатно-карбонатных отложений означает решение проблемы их нефтегазоносности для всей Сибирской платформы в целом.
В течение длительного времени поисково-разведочные работы были направлены на обнаружение промышленных запасов углеводородов в вендских терригенных отложениях. Освоение запасов венд-кембрийского карбонатного осадочного комплекса сдерживалось недостаточно отлаженной технологией вскрытия карбонатных горизонтов и их испытания, а также трудностями в прогнозировании нефтегазоносных объектов. Последнее обстоятельство в значительной мере обусловлено почти полным отсутствием отбора керна из карбонатной части венд-нижнекембрийского комплекса.
Наибольшие объемы геологоразведочных работ выполнены в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы. В этом регионе достигнута довольно большая плотность бурения и открыты залежи нефти и газа. Открытые залежи и
полученные промышленные притоки нефти и газа в карбонатных венд- нижнекембрийских отложениях сконцентрированы в северо-восточной части антеклизы. В связи с этим в предлагаемой работе в качестве объекта исследований выступает выше названный регион.
Научно-методические разработки, определяющие особенности технологии поисково-разведочного процесса в карбонатных отложениях, начали проводиться на материалах месторождений Восточно-Европейской платформы. Фундаментальным исследованиям карбонатных отложений посвящены работы Г.Т. Теодоровича, И.В.Хворовой, Н.М. Страхова, С.Г. Вишнякова, Л.Б. Рухина, М.С. Швецова, Д.В. Наливкина и др.
Во ВНИГРИ литолого-петрографическими исследованиями карбонатных коллекторов ряда нефтегазоносных районов СССР занимались Смехов Е.М., Гмид Л.П., Булач М.Х., Дорофеева Т.В., Киркинская В.Н., Калачева В.Н. и др.
В СНИИГГиМСе на территории Сибирской платформы исследованиями карбонатных коллекторов занимались Гурова Т.И., Чернова Л.С., Потлова М.М. И др.
В результате литолого-петрографических исследований и фациального анализа, было установлено, что карбонатные глубокопогруженные комплексы являются сложно построенными геологическими объектами. Они обладают макро- и микронеоднородностью, характерной цикличностью, полифациальностью и стали рассматриваться как сложные, структурно- генетические системы, образующиеся при определенных палеогеографических и тектонических условиях.
В пределах Сибирской платформы сложность поиска нефтегазоносных карбонатных объектов усугубляется неблагоприятными условиями проведения сейсмических работ (высокоскоростной разрез, содержащий на разных уровнях трапповые и соляные тела переменной толщины), низкой эффективностью прямых геофизических и геохимических методов обнаружения залежей углеводородов. Стало очевидным, что для освоения запасов венд-кембрийского галогенно-карбонатного комплекса необходимо применение специального комплекса исследований. К тому же физические и емкостные свойства карбонатных коллекторов не укладываются в бытующие схемы классификации -это сложный коллектор с неравномерно распределенными емкостями и резкой анизотропией фильтрационных свойств.
Традиционными аналитическими методами изучения карбонатных коллекторов исследователями, в том числе и автором диссертационной работы, были определены структурно-генетические типы карбонатных пород, проведена типизация фаций, восстановлены условия карбонатного осадконакопления, выявлены породы-коллекторы и установлены их фильтрационно-емкостные свойства. В результате этих исследований были выявлены факторы, влияющие на формирование сложных коллекторов в карбонатных отложениях. Но критерии пространственного размещения этих коллекторов в разрезе и, особенно, в региональном плане, пока еще остаются невыясненными.
Основной целью предлагаемой работы является выявление закономерностей в размещении карбонатных коллекторов в геологических условиях Сибирской платформы венд-кембрийского галогенно-карбонатного комплекса в регионе с достаточной плотностью пробуренных скважин. На основе выявленных закономерностей исследуемого региона предполагается выполнить прогноз зон распределения коллекторов на менее разбуренные территории Сибирской платформы.
В решении этой проблемы важным оказалось применение результатов промысловой геофизики в совокупности с данными литолого-петрографических исследований, применение секвенсстратиграфического анализа и метода прогноза распространения зон коллекторов с помощью поисковых признаков нефтегазоносного объекта.
В основе исследований лежат материалы по литологии пород: результаты послойного описания керна скважин и микроописания карбонатных пород в больших шлифах по методике ВНИГРИ. Материалы по литологии собраны и обработаны автором в течение 16 лет (с 1974 по 1990 года) в процессе полевых работ в регионах Восточной Сибири, в основном, в республике Саха (Якутия), где были сосредоточены основные объемы поисково-разведочных работ. Объектом исследований являлись нефтегазоносные карбонатные отложения Непско-Ботуобинской антеклизы, Сюгджерской и Вилючанской седловин. Березовской впадины. В работе использовались данные лаборатории физики пласта, испытания пласта, результаты исследований промысловой геофизики (ГИС), материалы радиоактивного каротажа (ГК и НГК).
В процессе работы проводилось сопоставление петрофизических характеристик карбонатных пород, составляющих разрез скважин, с физическими свойствами, снятыми с кривых радиоактивного каротажа. На этом основании строились графики зависимостей, выводились поисковые признаки и показатели признаков геологического нефтегазоносного объекта. По значениям показателей признаков строились карты распределения этих признаков. Путем сопоставления построенных карт отрисовывались зоны распространения "чистых" карбонатов и локальные участки эффективных коллекторов.
Основные положения диссертационной работы докладывались на международных и научно-практических конференциях и симпозиумах, проводимых во ВНИГРИ в 1994, 1995, 1996, 1997, 1998 и 1999 годах, а также излагались в научных отчетах с 1991 по 2000 год. По теме диссертации опубликовано 11 научных статей.
В диссертации использованы работы по литологии, тектонике и нефтегазоносности Сибирской платформы ученых научно-исследовательских институтов ВНИГРИ, СНИИГГиМСа, ВСЕГЕИ.
Нефтегазоносность венд-кембрийского галогенно-карбонатного комплекса Сибирской платформы
Научно-методические разработки, определяющие особенности технологии поисково-разведочного процесса в карбонатных отложениях, начали проводиться на материалах месторождений Восточно-Европейской платформы. Фундаментальным исследованиям карбонатных отложений посвящены работы Г.Т. Теодоровича, И.В.Хворовой, Н.М. Страхова, С.Г. Вишнякова, Л.Б. Рухина, М.С. Швецова, Д.В. Наливкина и др.
Во ВНИГРИ литолого-петрографическими исследованиями карбонатных коллекторов ряда нефтегазоносных районов СССР занимались Смехов Е.М., Гмид Л.П., Булач М.Х., Дорофеева Т.В., Киркинская В.Н., Калачева В.Н. и др.
В СНИИГГиМСе на территории Сибирской платформы исследованиями карбонатных коллекторов занимались Гурова Т.И., Чернова Л.С., Потлова М.М. И др.
В результате литолого-петрографических исследований и фациального анализа, было установлено, что карбонатные глубокопогруженные комплексы являются сложно построенными геологическими объектами. Они обладают макро- и микронеоднородностью, характерной цикличностью, полифациальностью и стали рассматриваться как сложные, структурно- генетические системы, образующиеся при определенных палеогеографических и тектонических условиях.
В пределах Сибирской платформы сложность поиска нефтегазоносных карбонатных объектов усугубляется неблагоприятными условиями проведения сейсмических работ (высокоскоростной разрез, содержащий на разных уровнях трапповые и соляные тела переменной толщины), низкой эффективностью прямых геофизических и геохимических методов обнаружения залежей углеводородов. Стало очевидным, что для освоения запасов венд-кембрийского галогенно-карбонатного комплекса необходимо применение специального комплекса исследований. К тому же физические и емкостные свойства карбонатных коллекторов не укладываются в бытующие схемы классификации -это сложный коллектор с неравномерно распределенными емкостями и резкой анизотропией фильтрационных свойств.
Традиционными аналитическими методами изучения карбонатных коллекторов исследователями, в том числе и автором диссертационной работы, были определены структурно-генетические типы карбонатных пород, проведена типизация фаций, восстановлены условия карбонатного осадконакопления, выявлены породы-коллекторы и установлены их фильтрационно-емкостные свойства. В результате этих исследований были выявлены факторы, влияющие на формирование сложных коллекторов в карбонатных отложениях. Но критерии пространственного размещения этих коллекторов в разрезе и, особенно, в региональном плане, пока еще остаются невыясненными.
Основной целью предлагаемой работы является выявление закономерностей в размещении карбонатных коллекторов в геологических условиях Сибирской платформы венд-кембрийского галогенно-карбонатного комплекса в регионе с достаточной плотностью пробуренных скважин. На основе выявленных закономерностей исследуемого региона предполагается выполнить прогноз зон распределения коллекторов на менее разбуренные территории Сибирской платформы.
В решении этой проблемы важным оказалось применение результатов промысловой геофизики в совокупности с данными литолого-петрографических исследований, применение секвенсстратиграфического анализа и метода прогноза распространения зон коллекторов с помощью поисковых признаков нефтегазоносного объекта.
В основе исследований лежат материалы по литологии пород: результаты послойного описания керна скважин и микроописания карбонатных пород в больших шлифах по методике ВНИГРИ. Материалы по литологии собраны и обработаны автором в течение 16 лет (с 1974 по 1990 года) в процессе полевых работ в регионах Восточной Сибири, в основном, в республике Саха (Якутия), где были сосредоточены основные объемы поисково-разведочных работ. Объектом исследований являлись нефтегазоносные карбонатные отложения Непско-Ботуобинской антеклизы, Сюгджерской и Вилючанской седловин. Березовской впадины. В работе использовались данные лаборатории физики пласта, испытания пласта, результаты исследований промысловой геофизики (ГИС), материалы радиоактивного каротажа (ГК и НГК).
В процессе работы проводилось сопоставление петрофизических характеристик карбонатных пород, составляющих разрез скважин, с физическими свойствами, снятыми с кривых радиоактивного каротажа. На этом основании строились графики зависимостей, выводились поисковые признаки и показатели признаков геологического нефтегазоносного объекта. По значениям показателей признаков строились карты распределения этих признаков. Путем сопоставления построенных карт отрисовывались зоны распространения "чистых" карбонатов и локальные участки эффективных коллекторов.
Основные положения диссертационной работы докладывались на международных и научно-практических конференциях и симпозиумах, проводимых во ВНИГРИ в 1994, 1995, 1996, 1997, 1998 и 1999 годах, а также излагались в научных отчетах с 1991 по 2000 год. По теме диссертации опубликовано 11 научных статей. Существует общепринятое деление Сибирской платформы на две крупные нефтегазоносные провинции: Хатангско-Вилюйскую и Лено- Тунгусскую (рис.1).
Хатангско-Вилюйская нефтегазоносная провинция объединяет мезозойские прогибы северной и северо-восточной части Сибирской платформы. Осадочный чехол здесь сложен преимущественно терригенными отложениями верхнепалеозойско-мезозойского возраста, выполняющие глубокие прогибы краевых систем. Провинция занимает площадь около 0,6 млн. км . На ее территории выделяются Анабаро- Хатангская, Лено-Анабарская, Ленская перспективные нефтегазоносные области и Енисей-Хатангская и Вилюйская нефтегазоносные области. В двух последних разведаны относительно скромные газовые запасы: в Лено- Вилюйской - из-за дефицита и плохого качества покрышек, а в Енисей- Хатангской, напротив, из-за практического отсутствия проницаемых песчаников [3].
Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция занимает основную часть территории Сибирской платформы площадью 2,6 млн. км2 и объединяет "палеозойскую" часть платформы. Пологозалегающий осадочный чехол сложен в меньшей степени терригенными и в большей степени карбонатными, соленасыщенными и траппонасыщенными отложениями рифейско-нижнепалеозойского возраста.
Дробное нефтегазогеологическое районирование Лено-Тунгусской провинции основывается на принципах, развиваемых исследователями ВНИГРИ еще с 80-х годов [32]. Принципиальными элементами районирования, по мнению геологов, являются области устойчивого прогибания, выступающие в качестве основных зон генерации углеводородов. К ним относятся такие структурные элементы, как синеклизы, авлакогены, желоба, крупные впадины.
Между областями устойчивого прогибания выделяются области положительных структур, аккумулирующие углеводороды за счет их миграции из соседствующих с ними областей устойчивого прогибания. К аккумулирующим структурам относятся закрытые антеклизы, гряды, крупные своды, соответствующие структурам первого порядка. По результатам исследований авторов приведенной работы [32], в целом удельные запасы углеводородов этих территорий в 2-6 раз выше удельных запасов областей с устойчивым прогибанием.
Главное и преимущественное различие выделяемых территорий в том. что области устойчивого прогибания отдают часть своих ресурсов, а в областях развития положительных структур углеводороды либо аккумулируются, как, например, на территории Байкитской и Непско- Ботуобинской антеклиз, либо рассеиваются, как на Анабарской и Алданской антеклизах [19].
Методы поисков залежей нефти и газа адаптированные к геологическим условиям венд-кембрийского галогенно-карбонатного комплекса
Расположено в центральной присводовой части Непско-Ботуобинской антеклизы. Продуктивными горизонтами являются песчаные горизонты (верхнечонские горизонты Вч-1 и Вч-2), залегающие в этом районе непосредственно на фундаменте. Отдельные притоки нефти и газа получены из Преображенского горизонта. В одной из скважин Верхнечонской разведочной площади получен приток газа из осинского горизонта.
Характерной особенностью месторождения, по мнению Базанова Э.А., является то, что оно представляет собой пример месторождения, подвергшегося перестройке в мезо-кайнозойский период, когда происходил интенсивный подъем Байкало-Патомского орогена, обрамляющего с юга Сибирскую платформу [2]. Это положение подтверждается следующими геологическими признаками. Толщина терригенных отложений возрастает в юго-восточном направлении, противоположном современной структуре месторождения, что дает основание предполагать о первоначально нормальном расположении флюидов: газ - нефть - вода с северо-запада на юго-восток. В современном плане по результатам испытания скважин отмечается высокая газонасыщенность нефти в центральной части месторождения, что свидетельствует о вероятном перераспределении газа в период перестройки структуры. Наиболее поднятая часть палеоструктуры переместилась в ее юго-восточную часть, наиболее поднятую в современном плане. При этом газовая шапка переформировалась не в поднятой части, а в средней части структуры.
Расположено в наиболее поднятой части Непско-Ботуобинской антеклизы, в центральной части Талаканского свода, на территории республики Саха (Якутия). Основным продуктивным горизонтом является осинский карбонатный горизонт. В отдельных скважинах получены промышленные притоки из терригенных отложений хамакинского горизонта.
По характеру насыщения флюидами месторождение относится к типу нефтяных, имеющих газовую шапку.
Месторождение приурочено к изометричному куполовидному поднятию, осложненному двумя грабенообразными изгибами северо-западного простирания. Наиболее крупный прогиб проходит по линии скважин 179-44, 804 и прослеживается далеко на северо-запад до Верхнечонского месторождения, ограничивая его с северной стороны. Второй прогиб, проходящий по линии скважин 828, 179-55, 179-33, по-видимому, затухает еще в пределах Талаканского поднятия. Эти прогибы имеют принципиальное значение для понимания структуры месторождения.
Во-первых, они в современной структуре территории разграничивают блоки с различными уровнями газонефтяного и водно-нефтяного контактов. Во-вторых, наличие этих прогибов определяет промышленную продуктивность достаточно сложных карбонатных коллекторов. Динамика развития прогибов предопределила увеличение толщин терригенных отложений, накопление определенных карбонатных фаций. Интенсивная тектоника бортовых зон таких грабенообразных прогибов (образование разломных зон, активно проявляющихся на всем протяжении последующей геологической истории развития региона) создавала дополнительную трещинную проницаемость. Все это и создало предпосылки для промышленной нефтегазоносности примыкающих к прогибам частей Талаканской структуры. Среднеботуобинское и Тасюряхское нефтегазоконденсатныс месторождения. Расположены месторождения в северной части Непско-Ботуобонской антеклизы на восточном склоне Мирнинского выступа (рис.3). Оба зги месторождения представляют единую зону нефтегазоносности. Продуктивным является территенный ботуобинский горизонт, из осинского карбонатного горизонта получены промышленные притоки нефти и газа. По подсолевому комплексу Среднеботуобинское месторождение приурочено к валообразному поднятию северо-восточного простирания, длина которого более 100 км. Тасюряхское месторождение связано с антиклинальным поднятием, отделенным от северной части среднеботуобинского поднятия узким синклинальным прогибом. Само месторождение осложнено тремя куполовидными структурами, слегка вытянутыми в северо-восточном направлении и отделенными друг от друга неглубокими синклинальными прогибами. На северо-восточном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы располагается Иктехское нефтегазоконденсатное месторождение. Оно находится западнее Верхневилючаного месторождения в одинаковых геотектонических условиях - приурочено к антаклинальному поднятию субширотного простирания (рис.3). В юряхском карбонатном горизонте на территории Вилючанской седловины, тесно прилегающей с северо-востока к Непско-Ботуобинской антеклизе, открыты Верхневилючанское нефтегазовое и Вилюйско- Джербинское газовое месторождения, отделенные друг от друга узким синклинальным прогибом.
В разрезе карбонатного юряхского горизонта выделяются два нефтегазоносных пласта (Ю-1 и Ю-Н). Промышленные притоки газа были получены в отдельных скважинах из харыстанского горизонта, залегающего в кровле терригенных отложений, и вилючанского горизонта, залегающего в основании осадочной толщи.
Юряхская залежь связана с крупным поднятием субширотного простирания. Морфология залежи существенно зависит от существования продольного нарушения субширотного простирания, разделяющего её на северную и южную части. Залежь делится на ряд блоков, несмотря на это она относится к массивной залежи с единым внешним пространственным контуром водонефтяного контакта. Исключение составляет лишь центральный блок северной части месторождения, где за счет значительной амплитуды ограничивающих этот блок нарушений, с продуктивной частью карбонатного разреза в контакт входят его непроницаемые части.
Стратиграфия, литология и условия осадконакопления венд-кембрийского галогенно-карбонатного комплекса
Литолого-петрографический анализ позволяет решать многие научные задачи: выделение типов карбонатных пород и их фациальную принадлежность, установление влияния постседиментационных процессов на изменение первичных типов пород, формирование в карбонатных породах емкостного пространства, а также помогает проводить достоверную интерпретацию карбонатных разрезов по промыслово-геофизическим данным.
Литолого-петрографический анализ обычно начинается с послойного описания карбонатных пород в керне. Подробный план макроскопического описания карбонатных пород приводится в работе Буровой И.А. [18]. Также важен петрографический анализ в шлифах. Во ВНИГРИ разработан уникальный метод микроскопического описания карбонатных пород в больших шлифах, площадью более 500 мм . [41, 20]. В лаборатории петрографии под руководством Гмид Л.П., в течение продолжительного времени, карбонатные породы изучались по этой методике. Она дает возможность получить данные не только о вещественном составе, структурно- текстурных особенностях, постседиментационных изменениях в карбонатной породе, но и измерить количественные параметры емкостного пространства на площадь шлифа. Это количество открытых и залеченных пор, длина и ширина трещин, по определенной формуле подсчитывается объемная плотность трещин, трещинная проницаемость. Все подсчитанные и замеренные по шлифам параметры заносятся в таблицу. На ее основе выявляются эпигенетическая зональность структуры порового пространства, многофазность и многообразие пористости и трещиноватости в различных геологических условиях. По результатам проведенного литого- петрографического анализа проводится фациальный анализ.
Фациальный анализ лежит в основе реконструкции условий осадконакопления пород, в том числе карбонатных, но определение различных фаций в древних карбонатных отложениях сопряжено со значительными трудностями.
Прежде всего, необходимо иметь в виду, что в процессе геологической истории происходит эволюция живых организмов, изменение химического состава океанов и атмосферы, наклон оси Земли и длительность суток. Можно создать фациальную модель древнего осадконакопления, которая будет характеризоваться своими уникальными фациальными признаками, управляемыми уникальным набором процессов и условий, но эту модель вряд ли удастся сопоставить с какой-либо современной обстановкой.
Основными факторами, способствующими в настоящее время и возможно содействовавшие в прошлом формированию высококарбонатных отложений, по мнению Н.М. Страхова, являются повышение температуры водоема, содействующее интенсификации садки карбонатов, уменьшенное поступление терригенного материала и мелководность области осадконакопления [60]. В то же время, эпоха усиленною карбонатообразования отвечает максимальному развитию трансгрессии моря на континенты и последующему стабильному длительному существованию водных бассейнов в достигнутых максимальных границах. Палеографические особенности эпох трансгрессий и стабильного стояния возникающих водоемов через специфику питания морей обломочным материалом неизбежно влекут за собой усиленное образование карбонатных осадков и тем самым делают их "карбонатными эпохами".
Общеизвестно, что карбонатообразование может происходить в морских водоемах двумя способами: биогенным извлечением извести морскими организмами и в виде химической садки из пересыщенной морской воды. Эти процессы, зависят от многих факторов, изменяющихся в ходе геологической истории: климата, приноса терригенного материала, температуры и глубины водоема, эволюции морских организмов, а также в ходе геологической истории один способ образования может преобладать над другим.
В работе Н.М. Страхова кратко разобран вопрос об особенностях генезиса и распространения карбонатных пород в докембрии [60]. В ней он логично доказывает, что древнейшие карбонатные породы были химическими образованиями, не связанными с организмами совсем или связаными с ними косвенно, через режим С02 и фотосинтез.
Древнейшие архейские карбонатные породы совершенно лишены органических остатков, использовавших известь для постройки своих скелетов, и только в протерозое на отдельных горизонтах появляются скопления известьвыделяющих водорослей - строматолитов. Они формировали свои постройки исключительно в прибрежной зоне фотосинтеза с глубиной не более 50 метров. С появлением строматолитов все новые группы организмов принимают участие в извлечении извести из морской воды, сменяя друг друга, усиливая биогенное карбонатоосаждение и начиная с раннего кембрия заселяют области по всей площади шельфа.
В современный момент в океанах подавляющую роль играет биогенное карбонатонакопление, происходящее на шельфе - за счет бентоса и в пелагической зоне - за счет планктона. В результате эволюции организмов изменились и конкретные структурно-текстурные характеристики известковых пород, что подтверждает необратимость эволюции карбонатных пород вообще.
Химическое карбонатоосаждение в настоящее время имеет ничтожное значение и локализуется исключительно в прибрежной зоне тропических районов (Багамская отмель) и во внутренних морях, заливах и озерах засушливой зоны (Черное, Каспийское, Аральское моря, озера Иссык-Куль и Балхаш).
Венд-нижнекембрийские карбонатные отложения, в основной своей массе, либо совершенно не содержат ископаемые остатки, либо они очень редкие и мало информативны для восстановления по ним условий среды осадконакопления. Кроме того, большая часть этих отложений представлена доломитами: тонкозернистыми, сгустковыми, комковато-пятнистыми, строматолитовыми, онколитовыми, которые в избытке содержат ангидрит, превращаясь в ангидрит-доломитовые породы и, кремнистое вещество, прослоями превращаясь в силициты.
Известняки в разрезе венд-нижнекембрийской карбонатной подсолевой толщи появляются в конце венда и начале нижнего кембрия. Изобилие водорослевых построек наблюдается в нижнем кембрии (осинский горизонт) на приподнятых участках дна. Известняки хемогенные начали осаждаться в предосинское время, переслаиваясь с доломитами.
Закономерности распределения сложных и простых коллекторов в карбонатных отложениях венд-кембрийского комплекса Непско-Ботуобинской антеклизы
Средний пласт (толщина 1-1,5 метра) сложен разнозернистыми доломитами с неясно выраженной комковатой микротекстурой. Доломиты содержат галит (от 4 до 15-20%), ангидрит (от 0,5-1% до 5-7%), кальцит (от 1% до 15-30%) в виде зерен в цементе, по порам. Наблюдаются стилолиты бугорчатые, ветвящиеся, заполненные коричневым органическим веществом.
Верхний пласт (толщина около 3 метров) сложен зернами доломита размером от 0,005мм до 0,02мм или от 0,01мм до 0,06мм. Примесь зерен кальцита той же размерности наблюдается не повсеместно, в единичных шлифах достигает 35%. В прослоях мелко-среднезернистого доломита наблюдается незначительное содержание микрофитолитов. Характерным для пласта является присутствие в нем горизонтальных прослоев и линз кремнистого вещества, в количестве 30%, а так же содержание ангидрита в прослоях, линзах, в порах и призматических кристаллах в количестве от 4% до 10-30%.
Известняки на 70-80% сложены сгустками, комками, пятнами, форма которых округлая, неправильная, очертания нечеткие, постепенно переходящие в цементирующую массу. Сложены форменные образования тонко-, ( 0,01 мм) и тонко-мелкозернистым (0,01-0,02мм) кальцитом. Некоторые комки и сгустки определяются как остатки сине-зеленых водорослей типа .
Появление известняков, вероятно, обусловлено подтоком вод нормальной солености из восточных районов водного бассейна. Здесь в условиях приливно- отливной равнины, образуются строматолитовые постройки, как доломитовые, так и известковые.
Во ВНИГРИ геологами Корветом H.A. и Косариковым В.И. [35] при корреляции продуктивных карбонатных горизонтов подсолевой части вендеко- нижнекембрийских отложений, подосинская пачка хемогенных карбонатов на территории северо-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы была выделена в самостоятельный тасюряхский горизонт. На территории Ангаро- Ленской ступени и юго-западной части Непско-Ботуобинской антеклизы карбонатные отложения горизонта переслаиваются пластами солей. На территории Вилючанской седловины (Верхневилючанская разведочная площадь) тасюряхский горизонт сливается с осинским горизонтом - пласт 0-11. Толщина горизонта в пределах территории его распространения составляет 18-26 метров.
Нижняя часть горизонта более глинистая сложена преимущественно хемогенными зернистыми доломитами. Известняки встречаются в виде линзовидных прослоев толщиной (0,5-1,0 м). Верхняя часть представлена чередованием маломощных пластов доломитов и известняков, содержащих остатки водорослей таких видов как Renalcis sp., Algae incertae sedis, Girvanella sp. Более широко распространены микрофитолиты видов Nubecularites, Hierogliphytes and Radiosus. В целом в составе разреза горизонта доминируют доломиты (рис.8).
Установлено, что породы этого горизонта накапливались в условиях мелководного эпиконтинентального бассейна. Здесь существовали приливно- отливные равнины с зонами активного мелководья, с отмелями [49].
В этих условиях отлагался комплекс хемогенных карбонатных осадков. Это доломиты тонко-, мелко-, и среднезернистые однородные или с горизонтально-линзовиднополосчатой микротекстурой, в единичных случаях содержащие терригенную алевритовую примесь кварца. Доломиты чередуются с тонкими прослоями известняков тонко-, мелко-, реже мелко-среднезернистых, доломитистых, с кристаллами ангидрита, однородных или горизонтально- полосчатых, линзовидных и с оолитовыми разностями карбонатов (известняков и доломитов), которые часто окремненные до силицитов. В прослоях наблюдаются онколитовые, сгустковые, комковато-пятнистые карбонаты горизонтально-линзовидно-полосчатые и доломито-ангидритовые породы, ангидриты, аргиллиты. Прослои перечисленных пород имеют толщину менее 1 -2 метров, не превышая 4 метров.
В подосинское время практически на всей территории юга Сибирской платформы существовал солеродный бассейн. На территории Байкитской антеклизы, южных и западных склонах Непского поднятия, Братско-Тасеевской впадины накапливались пласты усольских солей.
По восточному и северо-восточному склону Непско-Ботуобинской антеклизы и в районе Вилючанской седловины шло накопление хемогенных доломитов тасюряхского горизонта (О-Н). Доломиты включали тонкие прослои зернистых известняков, оолитовых карбонатов, доломито-ангидри тов. ангидритов и примесь терригенного алевритового материала. Здесь установились условия шельфовой лагуны, с ограниченной циркуляцией вод, глубиной от первых метров до 20-25 метров, в среднем несколько больше глубин приливно- отмельной равнины. Такие условия были не пригодны для активного роста водорослево-бактериальных матов. Терригенная примесь приносилась ветром. Возможно, существовали восстановительные условия среды, в результате чего образовывался, в небольших количествах, пирит (разложение органики).
Эти условия периодически сменялись условиями активного мелководья, где глубины падали до 5-10 метров. Начиналось образование оолитовых доломитов и известняков. Они распространяются полосой, окаймляющей с востока, северо- востока Непско-Ботуобинское палеоподнятие. Оолитовые породы отмечены в скважинах: 0тулахская-680; Средне-Ботуобинские-99,73,72;Тас-Юряхская-574; Бюкская-715; Талаканская-806, 812.
Существовала также зона крайнего мелководья, которая служила «барьером», отделяющим солеродную часть палеобассейна от его остальной части. В этой зоне накапливались ангидриты, доломито-ангидриты, небольшие линзы галита (Пеледуйская-750, Талаканская-817).
Выделяется в нижней части усольской свиты как пачка карбонатных пород водорослевой фации. На территории Ангаро-Ленской ступени и юго-западной части Непско-Ботуобинской антеклизы карбонаты осинского горизонта заключены между пластами подосинских и надосинских солей. Это позволяет легко отбивать его границы по данным промысловой геофизики. Толщины осинского горизонта колеблется от 28 до 90 метров.
В пределах северной части Непско-Ботуобинской антеклизы, где наблюдаются фациальные замещения пород всех названных продуктивных карбонатных горизонтов, разрез осинского горизонта составляют карбонатно- глинистые породы. На территории Вилючанской седловины породы осинского, тасюряхского и юряхского горизонтов составляют единый разрез карбонатных пород, без подосинских солей. Его толщины здесь составляют в среднем 40-50 метров, уменьшаясь в сторону северной периклинали антеклизы до 36 метров в Сюльдюкарской скважине №1, и резко сокращаясь на северо-западном ее склоне, до 14,5 метров в Кубалахской скв.№704 (рис.8).
На территории Ангаро-Ленской и южной части Непско-Ботуобинской нефтегазоносных областей разрез осинского горизонта сложен водорослевыми известняками и их постройками, в основном, остатками водорослей рода Renaltis, микрофитолитами Marco vella, Nubecularites, Osagia. Прослоями породы представлены органогенно-обломочными, оолито-онколитовыми и хемогенными карбонатными разностями. В меньшей степени это доломиты зернистые или доломиты замещения с реликтами водорослей и микрофитолитов.
Породы осинского горизонта имеют массивную макротекстуру и разнообразную микротекстуру: пятнистую, волнисто-горизонтальную, нечетко слоистую, линзовидную. В разрезах Талаканской, Нижне-Хамакинской.
