Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. История нефтегазопоисковых работ и состояние геолого-геофизической изученности междуречья нижней и подкаменной тунгусок 14
Глава 2. Геологическое строение междуречья нижней и подкаменной тунгусок 24
2.1 Литологическое строение и стратиграфия 24
2.2. Тектоника 41
Глава 3. Корреляция рифейских отложений 46
Глава 4. Прогноз зон развития коллекторов в рифейских отложениях 63
4.1. Предпосылки формирования коллекторов в рифейском комплексе 63
4.2. Прогнозные зоны развития коллекторов в отложениях рифея 78
Глава 5. Нефтематеринские толщи и условия сохранности залежей 82
5.1. Рифейские нефтематеринские формации и степень катагенеза их органического вещества 85
5.2. Вендские нефтематеринские формации и степень катагенеза их органического вещества 89
5.3 Миграция УВ и сохранность залежей 90
5.4. Зональные флюидоупоры 94
Глава 6. Перспективы нефтегазоносности 100
6.1. Перспективные участки 100
6.2. Направления геологоразведочных работ 106
Заключение 109
Литература 111
Список рисунков 111
Список сокращений 125
Приложение А Схема корреляции осадочных отложений рифея Куюмбинской, Мадринской, Юрубченской, Абракупчинской, Аргишской и Чункинской площадей (с привлечением данных ООО «Славнефть Красноярскнефтегаз», Харахинова В.В., Конторовича А.А. и др) 127
Приложение Б Сейсмический разрез по композитному профилю «Рассечка – ПР 340406-ПР 310407-ПР 3080512-ПР 190805-ПР 140805» с элементами интерпретации 128
- История нефтегазопоисковых работ и состояние геолого-геофизической изученности междуречья нижней и подкаменной тунгусок
- Тектоника
- Рифейские нефтематеринские формации и степень катагенеза их органического вещества
- Перспективные участки
История нефтегазопоисковых работ и состояние геолого-геофизической изученности междуречья нижней и подкаменной тунгусок
Необходимость поисков месторождений нефти и газа в недрах Сибирской платформы была обоснована в конце двадцатых годов прошлого столетия А.Д. Архангельским, И.М. Губкиным, Н.С. Шатским [Геология…, 1981]. Единичные геофизические методы для поисков нефти и газа южной части Сибирской платформы начали применяться с 30-х годов прошлого столетия. Первые пятнадцать лет геофизические исследования проводились в небольших объемах и носили локальный характер. В основном, это были методы магнито-, грави- и электроразведки (ВЭЗ), которые использовались для выявления структур, перспективных для скоплений нефти и газа. В период 1935-1941 гг. значительные по масштабам того времени исследования с целью поисков нефти проводились на юго-востоке Якутской АССР, в Иркутской области и отдельных районах Красноярского края.
В Туруханском районе нефтепоисковые работы проводились в нижнем течении рек Подкаменной, Нижней и Сухой Тунгусок. Основанием для этого послужили находки твердых и пластичных битумов в отложениях среднего кембрия на р. Летняя, левом притоке Нижней Тунгуски. Эти материалы позволяли считать Туруханский район перспективным для поисков нефти.
Результаты нефтепоисковых исследований, проведенных в Красноярском крае в предвоенные годы, нашли отражение в трудах А.И. Берзина, А.Г. Вологдина, Н.А. Гедройца, А.И. Гусева, Т.М. Емельянцева, Г.И. Кириченко и др. [Геология…, 1981].
С начала второй половины 50-х годов нефтепоисковые работы в Восточной Сибири вступают в новый этап изучения. Исследованием проблем нефтегазоносности в Красноярском крае занимаются коллективы СНИИГГиМСа, ВСЕГЕИ, ВНИГРИ, НИИГА.
Геологическое картирование этой территории проводилось силами ВАГТ и НИИГА. В результате выполненных работ была заложена надежная основа для развития последующих, более углубленных исследований.
Период с 1948 по 1970 годы
Первые глубокие скважины были заложены на территории Ангаро-Ленской ступени в 1948 г. В 50–х годах было пробурено более 50 скважин. Представления о геологическом строении Сибирской платформы и нефтегазоносности ее отдельных крупных частей сложились в 60-70 годы. Было выявлено, что докембрийская платформа имеет гетерогенный и по вертикали и по латерали вулканогенно-осадочный чехол рифейско-фанерозойского возраста суммарной мощностью от 0 до 15 км. Чехол является многоярусным и изменчивым по формационному составу, насыщен высокоскоростными трапповыми интрузиями и низкоскоростными солевыми отложениями, имеет неравномерную сеть амплитудных дизъюнктивных нарушений.
С начала 60–х годов на выявленных структурах первого и второго порядка, а также на геофизических аномалиях начались систематические поисковые работы на нефть и газ. К этому времени, значительная часть территории Сибирской платформы была покрыта геологической, аэромагнитной и гравиметрической съемками масштаба 1:200 000. Наиболее высоко перспективность южной части Сибирской платформы была оценена после открытия в 1962 году на территории южной части Непско-Ботуобинской НГО Марковского нефтегазового месторождения, где из осинского горизонта нижнего кембрия ударил мощный фонтан нефти.
Значительно возросли объемы ГРР и геофизических исследований разнообразными методами. Количество пробуренных скважин стало измеряться десятками, что привело к выявлению новых нефтегазоносных объектов на территориях Непско-Ботуобинской и Байкитской антеклиз, Катангской седловины, Предпатомского регионального прогиба, Ангаро-Ленской ступени.
Период с 1970 по 1990 годы. Начиная с середины 70-х годов, резко возрастает интенсивность региональных геофизических работ и параметрического бурения. Характерно, что в этот период на Сибирскую платформу была перенесена методика сейсморазведки (МОВ и КМПВ), хорошо зарекомендовавшая себя на Русской платформе и в Западной Сибири. Однако сложность геолого-геофизического строения этой территории в значительной мере снизили эффективность сейсмических методов. К положительным итогам этого периода следует отнести проведение глубинных сейсмических исследований методами отраженных и преломленных волн, положивших начало изучению глубинного строения платформы.
Применение МОВ в поисковой сейсморазведке оказалось эффективным для обнаружения ловушек нефти и газа антиклинального типа, а также соляных куполов. На основе материалов, полученных МОВ и глубокого бурения, были построены стратиграфические разрезы, позволяющие выделить перспективные на нефтегазоносность горизонты. В 80 – е годы продолжается рост ГРР, интенсивно развиваются геофизические исследования. В значительной степени была усовершенствована методика и технология сейсморазведочных работ. Наряду с сейсморазведкой применялись электроразведка ЗСБ, МТЗ, аэромагнитная съемка, гравиметрия, а в особо сложных районах колонковое (структурное) бурение. Значительно увеличился объем параметрического бурения.
В результате бурения сети параметрических скважин в пределах Байкитской НГО были получены очень важные материалы по геологическому строению и перспективам нефтегазоносности области. В 70-х годах скважины бурились на Байкитской, Верхнетохомской, Куюмбинской, Юрубченской, Вэдрэшевской, Лиственичной, Нижнетайгинской, Полигусской, Оскобинской, Тайгинской, Усть-Камовской и других площадях (Рисунок 3). Все скважины закладывались с целью регионального изучения территории, хотя и бурились по возможности в присводовых частях локальных поднятий.
Результаты геофизических работ в совокупности с материалами параметрического бурения вскоре позволили на месте прежней Вельминской впадины или Восточного склона Енисейского кряжа выделить крупную надпорядковую структуру – Байкитскую антеклизу [Конторович и др., 1976], которая и является контролирующей структурой при выделении этой территории в качестве крупной зоны нефтегазонакопления. По результатам региональных сейсморазведочных работ по профилю Богучаны – Байкит был установлен Куюмбинский перегиб, на котором в 1972 г. было начато бурение Куюмбинской параметрической скв.1, открывшее в 1973 г. одноименное нефтегазовое месторождение. Установлена перспективность на нефть и газ рифейского комплекса. В 1982 году скважиной Юрубченская-2 было открыто нефтегазоконденсатное Юрубченское месторождение, позже переименованное в Юрубчено-Тохомское. В целом, Куюмбинское (1974 г.), Оморинское (1984 г.), и Юрубчено-Тохомское месторождения образовали область гигантского скопления углеводородов, которая названа Юрубчено-Тохомской зоной (ЮТЗ) нефтегазонакопления общей площадью более 20000 км2. Байкитский регион является первым в мире, где удалось доказать, что рифей промышленно нефтегазоносен и может содержать гигантские скопления углеводородов. В последующие годы на этих месторождениях были сосредоточены основные объемы бурения и поисковыми скважинами охвачена практически вся территория ЮТЗ.
В пределах Катангской НГО в 70-х годах начато бурение глубоких скважин на Ванаварской площади. В 80-х годах бурение велось уже на 20 площадях и было пробурено более 60 скважин, открыты Собинское и Пайгинское нефтегазоконденсатные месторождения, из отложений терригенного венда получены притоки газа на Джелиндуконской,
Верхнеджелиндуконской, Чамбинской и Ванаварской площадях. Однако, из отложений рифея притоков углеводородов получено не было.
На территории Южно-Тунгусской НГО в 1969 г. начато бурение Лебяжинской и Тутончанской глубоких скважин. Резко увеличиваются объемы сейсмо-, грави- и электроразведочных работ. Начинаются средне- и крупномасштабные сейсмические исследования на положительных структурах, выявленных региональными работами по нижним стратиграфическим уровням кембрия. На некоторых из них ставятся параметрические скважины - Усть-Илимпейская, Хонская, Моровская и др., и поисковое бурение на Таначинской, Моктаконской, Нижнетунгусской и др. площадях. В результате из скважин Моктаконской площади (1987 г.) и Таначинской площади (1989 г.) получены промышленные притоки газа и нефти из карбонатов кембрия. В 1990 г. получен промышленный приток газа из скв. Усть-Дельтулинская-214.
До 1990 года на территории Байкитской НГО были открыты три месторождения – одно уникальное по запасам УВ (Юрубченское) и два крупных (Куюмбинское и Оморинское); на территории Катангской НГО открыто два месторождения – одно крупное (Собинское) и одно среднее (Пайгинское) по запасам УВ.
Тектоника
В геологическом строении территории исследования выделяется два структурно-тектонических этажа: кристаллический фундамент и платформенный чехол, который в свою очередь подразделяется на два структурных яруса: рифейский и венд-палеозойский, разделенные стратиграфическими и угловыми несогласиями [Старосельцев, 1989]. По венд-палеозойскому структурному ярусу район исследования расположен в южной части Сибирской платформы в пределах Байкитской антеклизы и Катангской седловины и юге Курейской синеклизы. На территории Сибирской платформы выделяется единая система рифейских прогибов, разделенная блоками более древнего преимущественно гранитоидного состава фундамента [Старосельцев, 2008, Филипцов, 2011].
В структуре рифейского комплекса западной части Сибирской платформы выделяется Приенисейский и Ангаро-Котуйский прогибы. Территория исследования включает в себя центральную часть внутриплатформенного Ангаро-Котуйского прогиба, в котором в 2003-2005 гг. по данным сейсморазведки был выявлен Чуньский рифей-вендский осадочный бассейн, восточная и западная границы которого определяются границей развития рифейских толщ [Мельников и др., 2008]. Южная граница бассейна приурочена к рифейскому Деланинскому мегавалу, расположенному в среднем течении р. Подкаменная Тунгуска. Низкая плотность бурения и сейсморазведки не позволяют на сегодняшний день однозначно определить северное замыкание этого бассейна.
Анализ данных сейсморазведки с опорой на результаты бурения позволяет сделать вывод о блоковом характере строения западного борта при общем воздымании рифейских отражающих горизонтов в западном направлении, как результата масштабных разломно-складчатых тектонических движений, произошедших в позднерифейское и предвендское время (Рисунок 9). Большинство сейсмических профилей указывают на то, что рифейские отложения западного борта имеют с блоками фундамента тектонические контакты, при переходе через которые волновая картина резко меняется.
О блоковом характере строения свидетельствуют так же результаты глубокого бурения на Байкитской антеклизе, где на небольшом удалении (не более 3 – 5 км) друг от друга скважины вскрывают различные свиты рифея отстоящие друг от друга в разрезе до 1,5 км, а углы наклона слоистости к оси керна достигают 25-30 градусов.
При этом восточный борт прогиба характеризуется пологомоноклинальным воздыманем рифейских толщ и постепенным сокращением временных толщин рифейских сейсмокомплексов в восточном направлении. Достаточно уверенно это фиксируется на региональных сейсмических маршрутах «Батолит», Биробчана-Ср. Кочема» и «Светлая скв. 1 – Хошонская скв. 256» Таким образом, рифейский прогиб имеет асимметричное строение, а в осевой его части рифейские отложения, общие толщины которых достигают 2.5-3 км, перекрываются вендскими без видимого углового несогласия. Это свидетельствуют о том, что осевая часть прогиба практически не была затронута как позднерифейской тектонической активизацией, так и широкомасштабной предвендской эрозией, уничтожившей огромные объемы рифейских терригенно-карбонатных образований в прибортовых частях прогиба, вплоть до гранитоидных пород фундамента.
Дальнейшая история тектонического развития Байкитской и Катангской нефтегазоносных областей носит, в целом, унаследованный характер.
Трансгрессивная стадия, последовавшая за длительным преднепским перерывом в ранневендское время определила осадконакопление терригенных и терригенно-сульфатно-карбонатных толщ [Мельников, 2009].
В позднем венде после предданиловского перерыва длительностью около 10 млн лет возобновилось общее прогибание Сибирской платформы со становлением соленосно-карбонатного осадконакопления на всей внутриплатформенной части.
Унаследованное прогибание платформы происходило вплоть до майского времени среднего кембрия. Кратковременный внутримайский региональный перерыв (515-505 млн лет) положил начало новой стадии терригенной и терригенно-карбонатной седиментации вплоть до конца кембрия.
На Сибирской платформе широко представлены трапповые образования. Они объединяются в крупную группу, включающую ангарский, катангский, кузьмовский и другие интрузивные комплексы, входящие в единую формацию пермо-триасового возраста. Эта формация занимает северную часть рассматриваемой территории. Траппы слагают преимущественно пластовые интрузии и лишь в междуречье Подкаменной и Нижней Тунгусок в поясе С. Обручева [Оффман, 1959] широко развиты дайки.
Морфология траппов во многом определяется тектоникой вмещающих их структур. Основное количество пластовых интрузий контролируется синеклизами (Присаяно-Енисейской, Курейской). Силлы имеют преимущественно ступенчатое строение со стратиграфическим и гипсометрическим подъемами по мере удаления интрузии от очага внедрения.
Развитые на северо-западе, преимущественно, дайковые тела кузьмовского интрузивного комплекса, в отличие от пластовых интрузий катангского, оказывали значительное влияние на кембрийские карбонатные породы. Это проявилось в формировании участков интенсивной трещиноватости, метасоматоза, разуплотнения и дополнительных пустот выщелачивания. Аналогичное воздействие эти слабодифференцированные интрузивы кузьмовского комплекса могли оказывать и на рифейские породы. [Баранова и др., 2009].
Следует отметить, что по результатам бурения параметрической скважины Майгуннской-275, пробуренной на западном склоне Байкитской антеклизы, отмечается высокая степень катагенеза (апокатагенез) органического вещества в рифейских образованиях, что напрямую связано с близостью в разрезе пластовых интрузий насыщающих венд-кембрийские отложения.
Рифейские нефтематеринские формации и степень катагенеза их органического вещества
Поскольку продуктивность нефтегазоматеринских формаций определяется не только количеством в них ОВ, но и его качеством, т.е. типом и зрелостью (катагенезом), эти показатели также необходимо учитывать [Неручев и др., 2006]. На территории Байкитской антеклизы по данным глубокого бурения в составе среднего рифея (керпыльский горизонт) выделяется одна из нефтегазоматериснких формаций – мадринская. Мадринская формация сложена темно-серыми глинистыми доломитами и аргиллитами. Мощность этих пород, в зависимости от предвендского эрозионного среза и, вероятно, особенностей фациальных замещений, изменяется от 28 до 370 м. В стратотипическом разрезе свиты, в скважине Мадринская 156, мощность формации 300 м. Глинисто-карбонатные разности пород мадринской формации отличаются повышенными концентрациями органического углерода, до 2% и выше, в среднем 0.55-0.75% на породу. Уровень катагенеза РОВ пород мадринской свиты довольно высокий. В районе Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления степень катагенеза по Вассоевичу [1976] оценивается как МК4 (Рисунок 28). К западу, в пределах Предъенисейского прогиба, вероятно, МК5. Согласно пиролитическим данным параметр Tmax варьирует в пределах 438-455. Водородный индекс, вследствие повышенного катагенеза, невысокий и составляет 53 – 162 мг УВ/г Сорг. Выше по разрезу в составе ирэмэкэнской формации верхнего рифея присутствуют прослои, вероятно, лучших нефтематеринских пород на территории Байкитской антеклизы. Представлены они известковистыми аргиллитами. В одном из таких пластов установлены очень высокие содержания органического углерода [Филипцов, 2009]. Так, в скважине Юрубченская 104 в аргиллитах одной из пачек свиты установлены концентрации Сорг 9.32 – 14.03 % на породу. Ранее, в скважине Усть-Камовская 20, в составе ирэмэкэнской формации установлен пласт аргиллитов с содержанием Сорг 7.02%. Катагенетическая преобразованность РОВ аргиллитов из этих пластов отвечает градациям МК2 – МК3. При этом, по данным пиролиза, обогащенные РОВ аргиллиты имеют максимальный среди рифейских пород Сибирской платформы водородный индекс -500-560 мг УВ/г Сорг. Толщины таких пластов до 10-12 м. Содержания хлороформенных битумоидов в этих аргиллитах также весьма высокие. По небольшому числу аналитических данных это 0.413 – 0.644 % на породу.
Вышеотмеченные пласты доманикоидных пород ирэмэкэнской свиты, несомненно, играли роль при формировании Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления.
Они установлены в центральной части Байкитской антеклизы, но площадь их распространения не определена из-за слабой изученности территории. На юго-востоке Байкитской антеклизы в районе Чадобецкого поднятия выделена в качестве нефтегазоматеринской толщи верхняя пачка семеновской формации. Эта пачка представлена черными сланцами. Толщины ее составляют 50-70 м. Концентрации органического углерода в сланцах составляют 0,53 – 5,65% на породу, в среднем около 1, 80%. При этом содержания хлороформенных битумоидов очень низкие – тысячные доли процента на породу, в среднем 0,0076%. РОВ этой пачки в районе Чадобецкого поднятия претерпело интенсивные катагенетические преобразования. В составе нерастворимого ОВ доля углерода составляет 86,9-87,1%. Водорода - 3,4%. Выход летучих веществ низкий – 8,7 - 9,2%. Высокий уровень катагенеза подтверждается пиролитическими данными. РОВ имеет облегченный изотопный состав углерода, что характерно для органического вещества рифейских отложений внутренних районов Сибирской платформы. Величина 13С варьирует от минус 30,2 до минус 33,5 %. Из-за слабой изученности юго-востока Байкитской антеклизы глубоким бурением границы распространения этой формации не ясны.
На территории Катангской седловины наиболее обогащенной Сорг и однородной являются берейская обломочно-карбонатная с прослоями аргиллитов и аянская аргиллитовая толщи.
Пласт аргиллитов мощностью до 19 м прослеживается в верхней части берейской толщи и содержит Сорг до 0,56 %.
Аянская толща, изученная в пределах Собинского вала и в северной части Катангской седловины. В скважине Собинская 131 нижняя часть аянской толщи представлена красноцветными породами, не содержащими в значимых количествах органическое вещество. Сорг в этих аргиллитах достигает 0,15-0,7% и 0,13% соответственно. Прослои черных аргиллитов содержат 1,25-2,18% [Филипцов и др., 1998; Ларичев и др., 2010].
В отличие от мадринской формации породы аянской толщи к началу формирования венд-фанерозойских отложений сохранили свой нефтегенерационный потенциал и могли служить источником нефти на фанерозойском этапе погружения территории [Баженова, 2015].
Кроме того, сопоставление биомаркерного состава нефтей Юрубчено-Тохомской зоны и битумоидов (наличие 12-, 13-монометилалканов, значительное превышение содержания стерана St29 над St27, отношение гомогопанов Нh35/Нh34 выше единицы) указывает на наличие других, еще не изученных бурением нефтематеринских отложений [Тимошина, 2005].
Перспективные участки
Для выделения перспективных на поиски участков, использовался следующий набор критериев, обеспечивающих прогноз продуктивности ловушек углеводородов в рифейских отложениях:
1) Структурно-тектонические:
наличие углового несогласия между отложениями рифея и венда, обеспечивающего стратиграфический контроль залежей углеводородов под поверхностью несогласия вверх по восстанию рифейских пластов;
воздымание довендской эрозионной поверхности, обеспечивающее миграцию углеводородов из очагов образования к ловушке.
2) Литологические:
развитие карбонатных толщ, подвергавшихся выщелачиванию и карстованию;
наличие базальных вендских флюидоупоров высокого и среднего качества, обеспечивающих литологический контроль залежи, как над выступами карбонатных толщ, так и по латерали.
3) Наличие в пределах участка скважин с нефегазопроявлениями и средне и высокодебитными притоками пластовых вод из рифейского интервала.
4) Степень катагенеза ОВ в отложениях рифея и венда, как условия сохранности залежей УВ.
Справедливо будет заметить, что перспективность участков во многом определяется современной геолого-геофизической изученностью.
Так наиболее перспективный участок (Куюмбинско-Тычанский), связанный с развитием первого типа коллектора, описанного в главе 4 (см. рисунок 26) находится на сегодняшний день на Камовском своде на землях распределенного фонда недр (Рисунок 32). Здесь вводятся в эксплуатацию месторождения углеводородов и компаниями недропользователями активно ведутся геологоразведочные работы, обеспечивающие прирост запасов углеводородного сырья и начало добычи нефти.
Второй по перспективности участок – Аргишско-Чункинский, локализуется в зоне сочленения Байкитской, Катангской и Южно-Тунгусской НГО. Его перспективы определяются развитием в рифейских отложениях коллекторов второго и третьего типа, наличием флюидоупоров высокого и среднего качества, а так же подтвержденной испытаниями скважин Аргишская-273 и Чункинская-282 газоносностью. С запада этот участок ограничивается границей распространения рифейских отложений, с востока появлением на довендской эрозионной поверхности преимущественно глинистых рифейских толщ. Северное ограничение участка выбрано исходя из высокой степени катагенеза (АК) ОВ в нижневендских отложениях и, как следствие, низкой вероятности сохранности залежей жидких углеводородов.
В Чункинской скважине №282 отложения рифея представлены чередованием пачек терригенных и терригенно-карбонатных пород. На предвендскую эрозионную поверхность выходит пачка аргиллитов, отнесенная автором к копчерской свите, что является неблагоприятным фактором для формирования коллекторов с улучшенными ФЕС, карбонатные пачки с удовлетворительными ФЕС залегают ниже эрозионной поверхности.
В интервалах получен незначительный, затухающий приток продуктов реакции кислоты и углеводородного газа, с дебитами жидкости от 0,39 м3/сут. Объект низкопроницаемый, водонасыщенный с растворенным УВ газом.
Сейсмостратиграфический анализ показал выход карбонатных и терригенно-карбонатных пачек копчерской и куюмбинской свит рифея, вскрытых скважиной Чункинская-282, на предвендскую эрозионную поверхность близ скважины (не более 10 км как к востоку, так и к западу) и, следовательно, можно ожидать развитие улучшенных коллекторов. В качестве флюидоупоров для залежей могут рассматриваться глинистые пачки рифея, а в зонах их отсутствия катангская, оскобинская и ванаварская свиты венда. Это является благоприятным фактором для формирования литологически и стратиграфически экранированных залежей в верхней части рифейских отложений.
В скважине Аргишской-273 рифейская толща представлена снизу-вверх: юктенской, рассолкинской и вингольдинской свитами.
По лабораторным характеристикам рифейские породы в скважине Арг-273 довольно плотные, проницаемость их тоже очень низка (редко, где более 1 мДарси). Однако, как уже отмечено выше, ФЕС карбонатных пород в большей степени зависит от кавернозности и трещиноватости породы.
Во всяком случае, в процессе бурения аномальные повышенные газопоказания при проходке рифейского разреза отмечены в интервалах 3745-3745,6 м; 3780,2-3784,3 м; 3825,2-3825,6 м; 3841,6-3842,8 м. Все они относятся к вингольдинской свите.
При опробовании пластов ИП на трубах в процессе бурения из верхней части вингольдинской свиты в трёх случаях были получены притоки газа и конденсата. Приурочены притоки, главным образом, к прикровельной части свиты.
Основные перспективы нефтегазоносности рифейского НГК связываются с выходом на предвендскую поверхность карбонатных толщ на Аргишско-Чункинском перспективном участке. Здесь прогнозируется выход на предвендскую эрозионную поверхность юрубченских, куюмбинских, юктенских и вингольдинских карбонатов. Зоны вероятного развития залежей приведены на рисунке 33. Здесь ожидаются литологически и стратиграфически экранированные залежи. При этом флюидоупором здесь могут выступать глинистые пачки катангской свиты, сульфатно-карбонатные разности оскобинской свиты, а так же рифейские глинистые горизонты копчерской свиты, средней части куюмбинской свиты и, возможно, рассолкинской свиты. Не исключено так же и тектоническое ограничение.
Третий участок (Катангский) приурочен к восточному борту Чуньской впадины Ангаро-Котуйского прогиба и оценивается автором как участок с неясными перспективами. Это обусловлено, в первую очередь, крайне низкой и неравномерной геолого-геофизической изученностью. Во-вторых, сложное строение верхней части разреза осадочного чехла, развитие триасовых вулканогенных отложений препятствует получению качественного сейсмического материала на региональной стадии геологоразведочных работ.
При наличии довольно регулярной региональной сети сейсмических профилей, доля информативных для рифейской части разреза сейсмопрофилей остается недостаточной для выделения перспективных объектов.
Однако, вероятное распространение на довендской поверхности карбонатных толщ рифея в зонах развития тектонических нарушений и флюидоупоров высокого качества, представленных глинистыми пачками ванаварской свиты определяет высокую вероятность обнаружения залежей углеводородов.
Вышесказанное определяет третье защищаемое положение диссертации: в междуречье Нижней и Подкаменной Тунгусок выделяется два перспективных на поиски углеводородов участка и один участок с неясными перспективами, характеризующиеся благоприятными условиями для формирования залежей углеводородов с точки зрения распространения отложений рифея с улучшенными ФЕС, развития надежных флюидоупоров, а так же степени катагенеза органического вещества вендских отложений-покрышек, не превышающей градации МК4, как условия современной сохранности залежей жидких УВ. К перспективным участкам отнесены Куюмбинско-Тычанский и Аргишско-Чункинский. К участкам с неясными перспективами отнесен Катангский.