Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Основные черты геологического строения и геолого-геофизическая изученность северной части Предверхоянского прогиба 12
1.1. Геолого-геофизическая изученность 12
1.1.1. История геологической изученности 12
1.1.2. Изученность гравиметрическими, магниторазведочными и электроразведочными работами 14
1.1.3. Изученность сейсморазведочными и буровыми работами 16
1.2. Геологическое строение 18
1.2.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 18
1.2.2. Тектоническое строение 23
1.2.3. Нефтегазоносность 29
Глава 2. Создание уточненной геологической модели северной части Предверхоянского прогиба на основе новых геолого-геофизических данных (2014-2016 гг.) 39
Глава 3. Уточнение геологической модели строения Кютингдинского грабена, расположенного в северной части Предверхоянского прогиба, его нефтегазогенерационный потенциал 54
Глава 4. Прогноз нефтегазоперспективных зон и локальных объектов в северной части Предверхоянского прогиба и рекомендации по проведению поисково-разведочных работ 75
Заключение 107
Список литературы 109
- Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
- Создание уточненной геологической модели северной части Предверхоянского прогиба на основе новых геолого-геофизических данных (2014-2016 гг.)
- Уточнение геологической модели строения Кютингдинского грабена, расположенного в северной части Предверхоянского прогиба, его нефтегазогенерационный потенциал
- Прогноз нефтегазоперспективных зон и локальных объектов в северной части Предверхоянского прогиба и рекомендации по проведению поисково-разведочных работ
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Осадочный чехол краевых депрессий Сибирской платформы сложен образованиями позднего докембрия и фанерозоя, суммарная мощность которых от сотен метров на склонах древних поднятий до 10—12 км в наиболее прогнутых участках [13].
В нижней части осадочного чехла (рифей - средний палеозой) преобладают карбонатные отложения преимущественно пассивной окраины. На рубеже мезо-неопротерозоя и в среднем палеозое отмечалась магматическая активность. В позднепалеозойско-юрское время накапливались мощные отложения верхоянского комплекса (переслаивание песчаников, алевролитов, аргиллитов). Формировались эти отложения в условиях мелководья на обширном шельфе шириной свыше 500 км [22].
Фундаментом Верхоянского комплекса служат преимущественно карбонатные толщи рифейского, вендского, ранне-, среднепалеозойского возраста. Формации Верхоянского миогеосинклинального комплекса образуют гигантскую линзу мощностью 15-20 километров карбоновых, пермских, триасовых, юрских отложений. Большая часть каменноугольной и пермской системы представляют собой единый комплекс дельтово-морских отложений. Рифтогенез, раздробивший восточную часть Сибирской платформы, предопределил наступление периода преобладающих растяжений и прогибаний, начавшегося в середине визейского века заложением Палеоверхоянского геосинклинального бассейна. С начала пермского периода произошла смена накопления карбонатных отложений терригенными. Это объясняется связью с движениями герцинской складчатости в соседних районах (поднятие Анабарского массива, Алданского щита и др.), в результате чего возникли питающие провинции, поставлявший обломочный материал. В ранней перми произошло существенное похолодание климата, в результате чего происходило подавление карбонатонакопления. Верхоянский миогеосинклинальный комплекс составляют парагенетические взаимосвязанные типы отложений. Вблизи сочленения геосинклинали с перикратонным прогибом в состав данных отложений входили отложения речных выносов в море и примыкавших к ним шельфовых равнин с шельфовыми западинами (на севере и юго-западе) и отложения турбидитных потоков в морском бассейне котловинного типа (на северо-востоке). Данный характер отложений выдерживался до среднеюрской эпохи. Максимум трансгрессии приходился на первую половину позднекаменноуглльной эпохи. При этом, с момента начала геосинклинального типа (визейский век) основной областью аккумуляции был морской бассейн (долготно ориентированный), на севере сообщавшийся с приарктическим бассейном (нынешнее море Лаптевых). Глубина бассейна составляла глубину до 1,5 км. Самые глубоководные отложения были насыщены органическим веществом с большой долей сапропелевой составляющей, примесью гумусовых компонентов и пиритом. В течении каменноугольного периода море имело обширный шельф, а в начале пермского периода произошло обмеление морского бассейна. Система дельт, широко распространенная вдоль западной и северозападной окраин Верхояно-Колымской системы, (система проградировала в сторону континентальной окраины) существовала в течении всего времени накопления осадков Верхоянского комплекса. Привнос большого количества материала за счет существовавших палеорек (равной и большой в разы по размерам современной реке Лена) сформировал отложения верхоянского комплекса, (пермо-триасовые отложения) оцениваемого примерно в 11 106 км. Последующий орогенез, покровно надвиговые дислокации и эрозионные процессы к началу мезозойской складчатости способствовали сокращению данных отложений. В конце пермской эпохи произошла крупная регрессия и обмеление бассейна [23].
Литолого-стратиграфическая характеристика северной части Предверхоянского прогиба основана на данных, полученных при описании обнажений на поверхности, изучении керновых данных скважин. На изучаемой территории вскрыты и возможно вскрыты образования архея и нижнего протерозоя, отложения рифея, венда, кембрия, девона, карбона, перми, триаса, юры, мела, палеогена, неогена и четвертичные отложения [20]. Дорифейский фундамент погружен на глубины от 0 до 10—15 км.
Фундамент
Фундамент в местах выхода на дневную поверхность (бассейн рек Молодо и Буор-Эйэкит), а также в Джарджанской опорной скважине представлен метаморфизованными сланцами и песчаниками раннего протерозоя. Косвенные данные возраста фундамента могут быть получены из анализа геомагнитного поля территории. Относительно одинаковая интенсивность магнитного поля от глубины залегания кристаллического фундамента, отмечаемая многими геологами, свидетельствует, скорее-всего, об относительной однородности состава последнего, представленного здесь, вероятнее всего, нижнепротерозойскими образованиями. На большей части приплатформенного крыла прогиба залегание кристаллического фундамента не превышает 2—4 км. Наибольшая глубина (согласно геолого-геофизическим данным 2014-2016 гг.- до 15 км) отмечается в пригеосинклинальном крыле прогиба.
Доверхнепалеозойский осадочный чехол
Рифей
Отложения являются нижним структурным ярусом осадочного чехла и с размывом залегают на фундаменте. В поздний рифей-ранний венд отложения рифея на значительной площади были размыты. В пределах Предверхоянского прогиба рифейские отложения изучены фрагментарно, известны в пределах Хараулахского поднятия в приустьевой части реки Лена. На территории в рифее выделяются такие свиты, как уктинская, эсэлехская, нэлэгерская и сиэтачанская (Шпунт и др., 1979; Решения…, 1983) [15].
В верхней части Уктинская свита представлена песчаниками и алевролитами с прослоями доломитов, основание свиты не вскрыто, мощность составляет более 150 м. Эсэлехская свита представлена доломитами, в средней части известняками, часто строматолитовыми и битуминозными, мощность составляет около 400 м. Нэлэгерская свита представлена доломитами и известняками тонкообломочными и интракластовыми, часто окремненными, мощностью около 150 м (без учета прорывающих ее силлов). Сиэтачанская свита сложена чередованием известняков, доломитов и пестроцветных мергелей и аргиллитов, общая мощность составляет до 320 м.
Венд
В пределах северной части Предверхоянского прогиба выделяются породы хатыспытской свиты которые относятся к ранне-вендским отложениям. Свита представлена двумя подсвитами: терригенная нижняя (до 25 метров) и карбонатная верхняя (до 50 метров). В составе хатыспытской свиты, ранее выделенной в обнажениях Оленекского поднятия, известны темноцветные глинистые известняки, обогащенные органическим веществом.
В пределах Хараулахского поднятия выделяется хараютехская свита, мощность которой составляет около 450 м. Низы хараютехской свиты сложены песчаниками и алевролитами, а в основании предполагается перерыв и размыв. Большая часть свиты представляет собой различные доломиты и известняки. Каких-либо значимых органических остатков в отложениях не найдено.
Кембрийская система
В виду того, что в пределах северной части Предверхоянского прогиба данные о распространении отложений требует дополнительного проведения сейсморазведки и бурения, о строении кембрийских отложений на изучаемой территории можно судить лишь по смежным разрезам южного склона Анабарской антеклизы, Оленекского и Мунского сводов и северных отрогов Верхоянских гор – хребет Туора-Сис (Булкурской и Чекуровской антиклиналей). Кроме того, стоит учитывать установленные закономерности формирования данных отложений в пределах восточной части Сибирской платформы.
Во-первых, структурный план кембрийского палеобассейна изучаемой территории не является унаследованным современным тектоническим структурам, он практически совершенно отличен – с наличием единого, открывающегося на восток, гигантского Куонамского бассейна.
Создание уточненной геологической модели северной части Предверхоянского прогиба на основе новых геолого-геофизических данных (2014-2016 гг.)
На этапе развития Предверхоянского прогиба в качестве пассивной континентальной окраины наиболее вероятным очагом нефтеобразования предполагается погруженная область на востоке, откуда и происходила миграция углеводородов на запад. Кроме того, накопление углеводородов в процессе формирования предгорных прогибов связано с тектоническими процессами на стадии орогенеза.
С позиций тектоники плит большой объем ресурсов сосредоточен в перикратонных прогибах, и связано это, главным образом, с масштабностью (многие десятки километров) поддвига нефтематеринских толщ перикратонных прогибов и, вероятно, первичных скоплений углеводородов под складчато-надвиговые пояса [29,30]. Постоянный подток, словно на конвейере пододвигаемой окраины платформы, нефтематеринских и продуктивных толщ на глубины 2-5 км приводит к образованию в некоторых случаях гигантских (до многих десятков миллиардов тонн условных углеводородов) месторождений нефти и газа (Рисунок 2.1).
Латеральная миграция флюидов в условиях горизонтального сжатия может формировать гигантские месторождения нефти и газа, например, поля битумоидов Атабаски, бассейна Ориноко, газонефтяные месторождения Персидского залива и т.д. [31]. Многие исследователи (Гайдук В.В., Прокопьев А.В. Соборнов К.О. [27, 32] и другие), связывают складчато-надвиговые пояса предгорных прогибов с высокими концентрациями углеводородов. О перспективности изучения зон антиклиналей Предверхоянского складчато-надвигового пояса в своей диссертации говорил Хмелевский В.Б (1984 год) [33]. Также стоит отметить, что в центральной части Предверхоянского прогиба фронт аллохтона складчато-надвигового пояса Предверхоянья максимально надвинут на юго-запад в район Китчанской ветви, и именно здесь открыты два месторождения – Усть-Вилюйское газоконденсатное и Собо-Хаинское газовое. В позднеюрское-раннемеловое время в результате тектонических процессов со стороны складчатой области в сторону осадочного чехла платформы в антиклинальные ловушки складчато-надвигового пояса могли «выжиматься» значительные объемы углеводородов. Таким образом, важно уточнение геологического строения подобных структур, формирующихся в них ловушек, изучение тектонических процессов, сформировавшие данные ловушки и повлиявшие на изменение порового пространства и проницаемости.
Отсутствие промышленных притоков в пяти скважинах, пробуренных в 70-80 годы в северной части Предверхоянского прогиба, связано, в первую очередь, с не совсем удачным выбором местоположения скважин. Такой выбор был связан с низкой степенью геолого-геофизической изученности, более низкой кратностью материалов МОВ и МОГТ, чем современные материалы, а также возможностями интерпретации сейсмического материала, уступающие современным. В связи с этим, основой для построения предыдущей модели (70-80-е годы) строения складчато-надвигового пояса и формирующихся в них антиклинальных структур (Рисунок 2.2 а, б) послужили, в основном, геологические поверхностные наблюдения.
В результате анализа бурения на основе новой модели северной части Предверхоянского прогиба выявлено, что скважинами Дьяппальская-1, Говоровская-1, и Приленская-1 прогнозируемые антиклинальные структуры не подтвердились (Рисунок 2.3).
Новые геолого-геофизические работы проведенные 2014-2016 году на изучаемой площади прогиба позволили создать уточненную геологическую модель северной части Предверхоянского прогиба. Качество новых сейсмических материалов существенно выше (кратность сейсмических профилей составляет 60), чем качество материалов предыдущих лет (кратность составляет 6-12).
Впервые автором диссертации на основе новых геолого-геофизических данных 2014-2016 гг. построена трехмерная тектоническая модель северной части Предверхоянского прогиба с использованием современного программного обеспечения «Petrel» (Рисунок 2.4). Для создания модели, в первую очередь, была проведена стартиграфическая корреляция скважин северной части прогиба (Рисунок 2.5), геологическая интерпретация сейсмических разрезов профилей 2014-2016 гг. (Рисунок 2.6). Вновь созданная модель дала пространственное представление для анализа тектонического строения северной части Предверхоянского прогиба, позволила уточнить его на основе новых геолого-геофизических данных, более точно произвести увязку основных отражающих горизонтов при их корреляции, актуализировать структурные карты меловых, юрских отложений и поверхности фундамента (Рисунок 2.7-2.9), а также более обоснованно, чем ранее выделить и оценить степень перспективности нефтегазоперспективных зон и локальных объектов (Глава 4).
Представленные структурные схемы требуют уточнения. Помимо сложного геологического строения территории, выражающегося в дисгармоничности структурных планов и наличии большого количества разломов, северная часть Предверхоянского прогиба даже после проведения новых сейсморазведочных работ 2Д в 2014-2016 гг. все еще остается территорией с низкой плотностью изученности, и даже на основании данных полученных в результате новых работ, с таким шагом между сейсмическими профилями невозможно получить детальные структурные карты. Необходимо проведение дополнительных геологоразведочных работ в пределах северной части Предверхоянского прогиба.
Новая геологическая модель позволила уточнить строение Предверхоянского складчато-надвигового пояса, формирующихся в нем ловушек и провести анализ их фильтрационно-емкостных свойств на качественном уровне.
Одной из антиклиналей, расположенной в складчато-надвиговом поясе является Сетасская структура. По ранним представлениям, основанных на изучении поверхностных выходов горных пород, Сетасская структура представляла собой структуру, протягивающуюся в субмеридиональном направлении от реки Эйэкит до реки Атыркан. Размеры структуры по данным геологических наблюдений составляли 41 х 5-8 км (по контуру выходов надкигиляхской свиты). С юга на север складка расширяется, в этом же направлении возрастает амплитуда складки (Рисунок 2.2 б). Структура имеет асимметричное строение - более круто падают слои на западном крыле (углы падения 40—60 [16].
Сейсморазведочными работами 2014-2016 гг. Сетасскую антиклиналь пересек новый сейсмический профиль 140304А (Рисунок 1.6, глава 1). Временной разрез сейсмического профиля 140304А имеет высокое качество. После проведения геологической интерпретации данного разреза, а также его увязки с геологической интерпретацией новых сейсмических разрезов профилей 140308, 140307, 140305, а также со скважинами Дьяппальская-1 и Говоровская-1, было уточнено строение типовой структуры складчато-надвигового пояса перспективной на обнаружение углеводородов (Рисунок 2.10а). Таким образом, уточнены представления о глубинном строении линейных складок Предверхоянского складчато-надвигового пояса.
В результате уточнения геологической модели Сетасской структуры детализировано глубинное строение прогнозируемой ловушки. Данная ловушка не перекрыта раздробленной разломной зоной надвигового крыла антиклинали. Таким образом, гранулярные коллектора ловушки, расположенные в лежачем блоке структуры, могли быть сохранены от динамического уплотнения при тектонических процессах на стадии орогенеза. Как показала новая модель изучаемой территории, скважиной Алысардахская-2480 пытались вскрыть ловушку через надвиговую, более раздробленную часть подобной антиклинали. Пермотриасовые отложения, сложенные в районе работ преимущественно песчаниками, вероятно, экранируется мощной толщей аргиллитов нижне-среднеюрских отложений. Внутри данного комплекса прогнозируются продуктивные пласты в пределах от 2 до 3,5 км. В кембрийских отложениях - в интервале глубин от 3 до 4,5 км.
Уточнение геологической модели строения Кютингдинского грабена, расположенного в северной части Предверхоянского прогиба, его нефтегазогенерационный потенциал
Кютингдинский грабен расположен в северной части Предверхоянского прогиба и является наиболее перспективной зоной для выявления залежей нефти и газа. Грабен не рассматривается в первом защищаемом положении (2 глава диссертации) поскольку он является погребенной по отношению к Предверхоянскому прогибу структурой. В пределах северной части прогиба предлагается рассматривать Кютингдинский грабен, в первую очередь, в качестве перспективного очага генерации углеводородов. Все это требует отдельного рассмотрения от общей модели изучаемой части Предверхоянского прогиба.
Кютингдинский грабен, согласно общим представлениям истории развития Восточной части Сибирской платформы (Шпикерман В.И.,1998 [24], Худолей А.К., 2003 [26], Парфенов Л.М.,2001 [34]), представляется как слепая нераскрывшаяся ветвь рифтовой системы, сформированной в результате рифтогенеза в девонское время. В результате последующих складчато-надвиговых трансформных простиранию грабена движений вдоль крупных разломов грабена могли формироваться присдвиговые транспрессионные антиклинальные структуры. По аналогии с известными грабенами с доказанной нефтегазоносностью в пределах Кютингдинского грабена могли формироваться подэвапоритовые тектонически экранированные, антиклинальные и биогремные ловушки. В приподнятых бортовых частях грабена возможно обнаружение ловушек в эрозионных выступах фундамента.
Кютингдинский грабен берет свое начало в сводовой части Оленекского свода (Анабарская антеклиза), и погружается к юго- востоку в сторону Предверхоянского прогиба. Представлен отложениями протерозоя, палеозоя и мезозоя. Грабен ограничен Северо-Кютингдинским и Южно-Кютингдинским разломами, которые хорошо прослеживаются по геологическим и геофизическим данным.
По предыдущим геологическим моделям Кютингдинского грабена представлялось, что в его пределах мощность осадочного чехла составляет менее 1,5 километра (Рисунок 3.1, 3.2). В соответствии с геологическими разрезами грабена предполагалась выдержанная мощность осадочного чехла и согласный структурный план разновозрастных осадочных комплексов. Согласно представлениям 1984 года (ВСЕГЕИ, государственная геологическая карта) [18] (Рисунок 3.1) предполагалось, что рифейские базальные горизонты подстилают отложения венда, кембрия, девона, перми. Согласно данным 2013-го года (ВСЕГЕИ) [19] (Рисунок 3.2) каменноугольные и пермские отложения согласно залегают на отложениях рифея. Рисунок 3.1 - Глубинное строение Кютингдинского грабена по данным листа геологической карты R-(50) -52, ВСЕГЕИ, 1974 г. (произвольный масштаб)
Некоторые данные геологического строения Кютингдинского грабена, в частности, присутствие в разрезе отложений кембрия или среднего палеозоя, толщины триасовых эффузивов и так далее, достаточно уверенно интерпретируются с помощью изучения, обнаженных на дневной поверхности геологических образований. Однако многие детали строения грабена, имеющие большое значение при оценке перспектив нефтегазоносности грабена, такие как мощность осадочного чехла грабена, степень дислоцированности толщ, наличие и положение трапповых тел и т.п. не могли быть решены на основе имевшихся данных геологической съемки. Новые геолого-геофизические данные работ 2014-2016 гг. позволили уточнить геологическую модель Кютингдинского грабена.
Новая геологическая модель Кютингдинского грабена (Рисунок.3.3), созданная в результате геологической интерпретации новых сейсмических материалов 2014-2016 гг. (сейсмические разрезы профилей 140309, 140306, пересекающие грабен, Рисунок 3.4), существенно изменила представление о глубинном строении грабена, которое повышает его нефтегазоперспективность.
Временной разрез профиля МОГТ 140309 имеет высокое качество, выразившееся в наличие протяженных осей синфазности и ярких пакетов отражений, позволяющих разделить разрез на сейсмокомплексы, установить структурные несогласия и уверенно наметить разрывные нарушения (Рисунок 3.5). Однако, качественная геологическая интерпретация временного разреза затруднена отсутствием данных глубокого бурения и может быть достигнута только с применением знаний о закономерностях развития подобных структур, о характеристиках, обнаженных по периферии грабена толщ и особенно на основе понимания истории геологического развития региона в целом.
Мигурский Ф.А., Якупова Е.М., 2017. Образование Кютингдинского грабена, в соответствии с представлениями об истории развития восточной пассивной окраины Сибирской платформы, началось в живетском веке [24, 26] и, видимо, связано с обширным девонским рифтогенезом, проявившемся, в том числе, в виде Днепрово-Донецко-Припятского грабена на Русской платформе.
Сравнение сейсмической картины разреза Кютингдинского грабена с разрезом северозападной части Днепрово-Донецко-Припятского грабена (Рисунок 3.6) показывает большое количество сходных черт: косой характер простирания и сочленение под острым углом по отношению к окраинам соответствующих платформ; наличие приподнятых кристаллических массивов на плечах грабенов; аналогичный возраст отложений; глубина залегания фундамента порядка 6 км; толщины и эвапоритовый характер осадочного выполнения; форма и положение разрывных нарушений преимущественно сбросового характера. Главной отличительной чертой является разномасштабность рассматриваемых структур. Днепрово-Донецко-Припятский грабен имеет размеры около 800х120 км, в то время как размеры Кютингдинского грабена прогнозируются 220х50 км. При этом осадочное выполнение южной части Днепрово-Донецко-Припятского грабена собрано в линейные складки, сформированные альпийской складчатостью в то время, как юго-восточная часть Кютингдинского грабена перекрыта мезозойским чехлом. Таким образом, оба грабена имеют аналогичные геологические и геодинамические характеристики.
Итак, была проведена интерпретация временных разрезов, пересекающие Кютингдинский грабен. Согласно геологической интерпретации временного разреза профиля 140309 прогнозируется, что в основании грабена на маломощных образованиях рифея, возможно нижним протерозоем, залегает существенно карбонатный, в меньшей степени терригенный, платформенный венд-кембрийский осадочный комплекс. Мощность осадочного чехла этого интервала может быть существенно больше или меньше прогнозируемого, в зависимости от того как глубоко преддевонская эрозия денудировала рассматриваемый район в региональном плане. Возможно, что на территории, прилегающей к грабену, и в его пределах накапливались ордовикские или силурийские отложения. Они могли быть не были полностью денудированы в предживетское время в случае, если образование грабена началось до или одновременно с региональным подъемом, сопровождающим рифтогенез. Но стоит заметить, что, если подъем предшествовал рифтогенезу и имел значительную амплитуду, кембрийские, вендские и даже рифейские осадочные образования могли быть смыты. На временной картине венд-кембрий представлен слабо пликативно дислоцированными и сильно разбитыми на отдельные блоки, особенно в южной части яркими пакетами параллельных осей синфазности общей временной мощностью (двойным временем t0) порядка 500 миллисекунд, что может соответствовать толще мощностью 1-1,5 км.
Прогноз нефтегазоперспективных зон и локальных объектов в северной части Предверхоянского прогиба и рекомендации по проведению поисково-разведочных работ
В сравнении со сложно построенными древними, соленосными, траппонасыщенными районами Лено-Тунгусской НГП, изучаемая территория Предверхоянского прогиба имеет молодой характер и, что особенно важно, процессы образования в нем углеводородов. Это позволяет широко и с высокой отдачей использовать современную сейсморазведку МОГТ и уверенно подготавливать поисковые к бурению поисковые объекты.
Под понятием нефтегазоперспективных зон в диссертации подразумеваются зоны, в пределах которых сгруппированы системы однотипных ловушек, образованные единым геологическим процессом, нефтегазоносность которых пока не подтверждена результатами бурения скважин.
Само по себе наличие углеводородов еще не определяет нефтегазоносность территории. Для аккумуляции необходимым условием являются наличие легкопроницаемых (коллекторов) и непроницаемых (покрышек) слоев для формирования ловушек. Прогноз нефтегазоперспективных зон и локальных объектов северной части Предверхоянского прогиба проведен с учетом тех геологических факторов, которые оказывают наиболее существенное влияние на качество прогноза углеводородного потенциала. В первую очередь учитывался структурный фактор, пожалуй, сыгравший главную роль при формировании ловушек в районе исследования. Прогноз сделан с учетом антиклинальных структур, намеченных по геологической съемке, по геологической интерпретации сейсмических разрезов профилей 2014-2016 гг., а также спрогнозированные по геолого-геофизическим материалам разломы.
При литологическом факторе учитывался выполненный в диссертационной работе прогноз эвапоритовых покрышек в пределах Кютингдинского грабена, а также выполненный прогноз зон с улучшенным коллекторскими свойствами и зоны с пониженными фильтрационно-емкостными свойствами (глинистые покрышки) на основе геологической и динамической интерпретации сейсмических разрезов профилей 2014-2016 гг. (с использованием оптимизационной технологией динамической интерпретации (ОТДИ)). Кроме того, проведен анализ керновых данных скважин северной части Предверхоянского прогиба и поверхностные наблюдения выходов пород.
При геохимическом факторе также учитывался представленный в диссертации прогноз распространения очагов генерации углеводородов в кембрийских отложениях в северной части Предверхоянского прогиба и прогноз содержания в этих отложениях органического углерода. На основе вновь созданной геологической модели северной части Предверхоянского прогиба проведен анализ, в результате которого разработана принципиальная модель нефтегазоносных комплексов северной части изучаемого прогиба (Рисунок 4.1), а также представлены прогнозируемые параметры ловушек в интервале стратиграфического разреза перспективного на поиски углеводородов (Таблица 2).
В диссертационной работе выделено три нефтегазоперспективные зоны с девятью локальными объектами (Рисунок 4.2). Оценка нефтегазовых перспектив изучаемой территории произведена на основании следующих критериев: структурный, литологический, геохимический, качество резервуаров, палеореконструкции, а также по методу внешней аналогии. К зоне с наиболее высокой нефтегазоперспективностью относится зона Кютингдинского грабена. Наиболее перспективные ловушки для проведения первоочередных поисково-разведочных работ рассмотрены подробно.
1.Зона Кютингдинского грабена (Рисунок 4.2)
Кютингдинский грабен является первоочередным объектом поисково-разведочных работ. В его пределах расположено значительное количество антиклинальных структур, вероятнее всего присдвиговой природы, выявленных геологической съёмкой. Уточненная геологическая модель грабена на основе выполненных в работе исследований говорит о формировании в грабене крупной зоны генерации и аккумуляции углеводородов (глава 3). А)Присдвиговые ловушки вдоль крупных дизъюнктивных нарушений.
В определенные моменты геологического времени грабен мог выполнять роль транзитной зоны для выноса хорошо отсортированных осадков, создавая качественные коллектора по типу Вилюйского палеорифта, в пределах которого на сегодняшний день открыты ряд месторождений на Вюлийской синеклизе. А имея трансформный по отношению к фронту складчатости характер, Кютингдинский грабен создавал условия для формирования антиклинальных ловушек при перемещении блоков по ослабленным зонам представленным древними сбросами. При тангенциальных деформациях осадочных толщ формировались присдвиговые антиклинальные ловушки вдоль крупных дизъюнктивных нарушений. Подобные ловушки являются наиболее перспективными для формирования резервуаров по аналогии с месторождениями Сибирской платформы (Бысыхтахское месторождение, месторождения Ангарской зоны складок) (Рисунок 4.3, 4.4), поскольку, в отличие от взбросо-надвиговых структур, в оптимальном соотношении сочетают зоны сжатия и растяжения. Кроме того, данная зона аналогична Китчанской зоне складок, в пределах которого открыты месторождения углеводородов (центральная часть Предверхоянского прогиба) (Рисунок 4.5). В Уэль-Сиктяхской зоне вдоль разломов грабена прогнозируются присдвиговые ловушки, две из которых пересечены профилем 2014-2016 годов- профиль 140306.
Прогноз присдвиговых ловушек представлен на основе данных геологической съемки (Рисунок 4.6), по результатам геологической интерпретации сейсмических разрезов 2014-2016 гг., по данным геологической интерпретации сейсмоакустических разрезов, полученных с помощью ОТДИ (оптимизационная технология динамической интерпретации). В прогнозируемую наиболее контрастную присдвиговую ловушку (Рисунок 4.7, 4.26) в Уэль Сиктяхской зоне Кютингдинского грабена рекомендуется бурение параметрической скважины Куканская-1.
Б) Антиклинали под среднепалеозойскими эвапоритами
В складках Предверхоянского складчато-надвигового пояса в пределах грабена геологической съемкой закартирован (1984 г.) Уэль-Сиктяхский тектонический покров с эвапоритовыми отложениями нижнего карбона, возможно девона (Рисунок 4.8). Кроме того, в северо-западной части грабена обнажены нижнекаменноугольные отложения, сформированные карбонатно-терригенными грубообломочными породами, карбонатными, глинисто-карбонатными гипсоносными образованиями (Рисунок 4.8). Таким образом, в районе грабена в девонских отложениях может существовать надежный флюидоупор для нижележащих отложений. Подтвердить это будет возможно после проведения геологоразведочных работ в районе грабена.
Также на основе выполненного автором сопоставления Кютингдинского грабена с аналогичным геологическим строением Днепрово-Донецко-Припятским грабеном (Рисунок 4.9, 4.10), а также на основе анализа геологических моделей нефтегазоносных грабенов по всему миру (нефтегазоносный бассейн Суэцкого залива (Рисунок 4.11), Евфратский грабен и т.д.), в Кютингдинском грабене прогнозируются подэвапоритовые ловушки.
2.Ловушки Предверхоянского складчато-надвигового пояса (Рисунок 4.2)
Высокими перспективами обладают антиклинали Предверхоянского складчато-надвигового пояса, которые могут быть уверенно установлены с помощью сейсморазведки. В пределах Сетасской структуры подошвенные сместили (детачмент) приурочены к глинам в подошве кембрийских отложений. В процессе надвиговых процессов по данным смесителям мезозойские и палеозойские отложения подобно бульдозеру были внедрены в осадочный чехол платформы и происходило формирование антиклинальных складок вдоль складчато-надвиговых зон. Выявленные особенности геологического строения надвиговой зоны северной части прогиба позволяют рассматривать данные зоны как перспективные для поисков залежей углеводородов в пределах изучаемого района. Помимо уточнения Сетасской структуры, интерпретация новых сейсмических профилей позволила показать глубинное строение возможных ловушек углеводородов.
Наиболее перспективными для поиска углеводородов являются принадвиговые ловушки и зоны вдвиговых клиньев.
А) Принадвиговые ловушки (Рис.4а)
Важным вопросом при оценке нефтегазоперспективности изучаемого района является оценка фильтрационно-емкостных свойств гранулярных коллекторов. На сегодняшний день принято считать, что коллекторы практически исчезает восточном направлении, особенно при приближении к сместителям надвигов.