Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Общие сведения о строении нижнеангарского самостоятельного нефтегазоносного района . 8
1.1. Геолого-геофизическая изученность 8
1.2. Краткий формационно-стратиграфический очерк 11
1.3. Тектоника 25
ГЛАВА 2. Структурные особенности строения осадочного чехла нижнеангарского СНГР 34
2.1. Методика изучения 34
2.2. Морфогенез основных структурных элементов 46
2.3.Закономерности размещения поднятий и условия их формирования 94
ГЛАВА 3. Нефтегазоносность 105
3.1. Закономерности распределения углеводородов в сдвиговых зонах 108
3.2. Основные нефтегазоносные комплексы 117
3.3. Распределение промышленных запасов и ресурсов углеводородов 126
ГЛАВА 4. Влияние структурного фактора на размещение скоплений углеводородов 131
Заключение 136
Список литературы: 138
- Геолого-геофизическая изученность
- Морфогенез основных структурных элементов
- Закономерности распределения углеводородов в сдвиговых зонах
- Распределение промышленных запасов и ресурсов углеводородов
Введение к работе
Актуальность работы. Диссертационная работа посвящена изучению тектонического строения и прогнозу нефтегазоперспективных объектов в отложениях венда и нижнего кембрия Нижнеангарского самостоятельного нефтегазоносного района (СНГР).
Территория исследования располагается на юго-западе Сибирской
платформы, в зоне сочленения Присаяно-Енисейской синеклизы и Байкит-
ской антеклизы. Новые геологические и геофизические материалы указыва
ют на сложное строение района и принципиальные отличия от смежных
структурных элементов, что привело к выделению в самостоятельный
нефтегазоносный района.
В тектоническом плане здесь выделяется рифейский прогиб, начинающийся от Енисейского кряжа и прослеживающийся вглубь платформы. Авла-коген проявлен в отложениях рифейского структурного яруса значительными увеличениями толщин осадочных и, возможно, осадочно-вулканогенных отложений и ограничен субвертикальными разломами. Его южная часть осложнена контрастными дислокациями герцинского возраста, которые были объединены Т.Н.Спижарским в 1958 году в Ангарскую зону складок (АЗС).
На территории Нижнеангарского самостоятельного нефтегазоносного района активно проводятся геологоразведочные работы на углеводородное сырье. Здесь открыты Агалеевское, Имбинское и Абаканское газовые, Бе-рямбинское и Ильбокичское газоконденсатное месторождения. Многие скважины не достигли проектных горизонтов из-за структурных осложнений, не учтенных при проектировании бурения. Ряд скважин при прохождении глубоких горизонтов не попали в осевую зону складок из-за сложной конфигурации структур. Несмотря на это, при проведении ГРР отмечается недооценка влияния структурного фактора на перспективы нефтегазоносно-сти, решению структурных вопросов не уделяется достаточно внимания, чему и посвящена представленная работа.
Актуальной проблемой является не только уточнение современного структурного плана, но и выяснение истории развития региона и влияния тектонических процессов на формирование скоплений углеводородов, в том числе необходим анализ особенностей развития подобных структур в других регионах и связанных с этим закономерностей распределения углеводородов, что позволит со значительной степенью достоверности выделить перспективные для поисков углеводородов участки и предложить оптимальные направления их дальнейшего изучения.
Объектом исследования являются дислокации венд-палеозойских отложений Нижнеангарского самостоятельного нефтегазоносного района.
Целью диссертационной работы является анализ структурных особенностей строения венд-палеозойского комплекса пород района, определяющих закономерности распределения залежей углеводородов в пределах Нижнеангарского СНГР и разработка на этой основе рекомендаций по даль-
нейшим направлениям поисков скоплений углеводородов на изучаемой территории.
Основные задачи
-
Анализ и обобщение исходных геолого-геофизических данных по исследуемому региону.
-
Проведение морфологического анализа основных структурных элементов Нижнеангарского района, выявление специфичных черт геологического строения.
3. Выяснение условий их формирования для построения геологиче
ской модели.
-
Обобщение материала об особенностях строения сдвиговых зон и распределения в них скоплений УВ.
-
Прогноз нефтегазоносности и предложения по направлению дальнейших геологоразведочных работ на нефть и газ.
Личный вклад автора в проведенном исследовании
Все основные результаты, обладающие научной новизной и практической значимостью, получены автором лично или при его непосредственном участии.
Автор участвовал в составлении структурных карт и схем. Автор занимался вопросами структурного анализа конкретных территорий на полевых работах. В том числе, в маршрутных исследованиях по р. Камо и в районе Берямбинского поднятия на рассматриваемой территории, лично выполнил интерпретацию сейсмических профилей.
Фактический материал и методы исследований. В основу диссертационной работы положен анализ 18 изданных листов геологической съемки масштаба 1:200000, результаты глубокого бурения (около 50 скважин), авторская интерпретация региональных и детальных сейсмических профилей (122 профиля общей протяженностью 38 095 км), материалы структурной съемки в районе Берямбинского поднятия, Кодинского вала и Иркинеевского выступа. Использовались материалы фондовой и опубликованной литературы.
Основой исследований явился структурно-парагенетический метод, заметный вклад в разработку которого внесли А.В.Пейве, А.В.Лукьянов, T.Harding, J.Lowell, A.Sylvestеr и др. Суть метода заключается в том, что различные геодинамические обстановки характеризуются своими только им присущими наборами пликативных и дизъюнктивных дислокаций и особенностями проявления их в плане и по разрезу. Применение этого метода позволило автору реконструировать геодинамику развития Ангарской зоны складок и кинематику конкретных структурных элементов. В частности, обосновано формирование складок Ангарской зоны вдоль конкретных сдвигов в условиях сдвиго-сжатия. Об этом свидетельствуют геологические данные, результаты полевых работ, и четко проявленный сейсмический образ складок типа «пальмового дерева».
Научная новизна выполненных исследований состоит в том, что проведенный структурно-тектонический анализ позволил выявить ряд новых деталей в тектоническом строении района: определено юго-западное окончание Бедошемо-Юдуконского сдвига, выделена буферная зона между жестким Камовским сводом и мобильной АЗС. Уточнены и обоснованы природа и история формирования тектонических границ Ангарской зоны складок и смежных структур Байкитской антеклизы.
Исследованы сейсмические образы геодинамических обстановок сжатия и сдвига, облегчающие выделение структурных элементов и определение характера их взаимоотношений. Эти материалы увязывались с выполненными ранее структурными построениями по геологическим данным. В результате выделено три типа локальных структур, каждый из которых характеризуется своими морфологическими особенностями, закономерностями развития и перспективами нефтегазоносности.
Впервые для этой территории уточнены структурно-тектонические критерии нефтегазоносности с учетом геодинамических условий ее развития.
Практическая ценность работы. Выполненное в работе научное
обоснование перспективных зон и тектонических особенностей их строения будет способствовать выбору приоритетных направлений геологоразведочных работ и их эффективному проведению. Результаты работы могут быть использованы при уточнении точек заложения скважин и технико-технологических решений при их проводке, формировании направлений и методов поиска месторождений нефти и газа, при проведении нефтегазогео-логического районирования и прогнозной оценки углеводородного потенциала западной части Лено-Тунгусской НГП.
В результате проведенного структурно-геодинамического анализа в пределах Нижнеангарской зоны выделены отдельные локальные структуры, различающиеся историей формирования и, соответственно, внутренним строе -нием. По комплексу тектонических критериев для Ангарской зоны складок намечены участки, перспективные для поисков углеводородов, и определены типы потенциальных ловушек.
Защищаемые положения
1. Обоснованы тектонические границы рифейского Иркинеево-
Чадобецкого авлакогена и герцинской Ангарской зоны складок, развитой в
южной части авлакогена. Выделена буферная зона между жестким Камов-
ским сводом и мобильной АЗС не участвующая в герцинском складкообра
зовании.
2. Выявлены три типа локальных структур, каждый из которых харак
теризуется своими морфологическими особенностями, закономерностями
развития и перспективами нефтегазоносности:
а) малоамплитудные ступенчато-блоковые поднятия, приуроченные к западной части Бедошемо-Юдуконского сдвига, примером которых является Исчухское поднятие, с которым связано одноименное газовое месторожде-
ние в собинском продуктивном горизонте; б) высокоамплитудные присдви-говые складки Ангарского разлома, характеризующиеся максимальной насыщенностью углеводородами; в) горсты, образованные над разломами рифейского заложения, распространенные на всей территории герцинского складкообразования, характеризующиеся пониженными перспективами нефтегазоносности.
3. Преобладающей геодинамической обстановкой формирования Ан
гарской зоны складок было сдвиго-сжатие. При размещении поисковых и
разведочных скважин на таких структурах необходимо учитывать морфоло
гические особенности их строения.
4. Карта перспектив нефтегазоносности Нижнеангарского самостоя
тельного района по структурно-тектоническим критериям.
Апробация работы
Основные положения диссертации докладывались на II Всероссий
ском металлогеническом совещании «Металлогения, нефтегазоносность и
геодинамика Северо-Азиатского кратона и орогенных поясов его обрамле
ния» /Иркутск, 1998/, научно-практической конференции «Проблемы нефте-
газоносности Сибирской платформы» /Новосибирск, 2003/, научно-
практической конференции «Пути повышения эффективности геолого
разведочных работ на нефть и газ в Восточной Сибири и Республике Саха
(Якутия)» /Новосибирск, 2006/, международной научно-практической кон
ференции «Зоны концентрации углеводородов в нефтегазоносных бассейнах
суши и акваторий» /Санкт-Петербург, 2010, на совещаниях в Новосибирске
/2002/ и Москве /2004/.
По теме диссертации опубликовано 7 научных работ, в том числе – 2 в рецензируемых изданиях. Отдельные положения диссертации отражены в 8 отчетах.
Структура и объем работы. Диссертационная работа общим объемом 142 страницы состоит из введения, 4 глав, заключения, содержит 86 рисунков. Библиография включает 68 наименований.
Геолого-геофизическая изученность
Начало изучения геологического строения района относится к первой половине 20 века. Проблема нефтеносности западной окраины Сибирской платформы рассматривалась А.Д.Архангельским, Н.С.Шатским, А.С.Хоментовским, А.Г.Вологдиным, А.И.Грязновым, Сурковым В.С.[49,105,106], Конторовичем А.Э[12,16,17,32,71,83], Старосельцевым В.С.[5,102,103] и др. Планомерные региональные нефтегазопоисковые исследования Сибирской платформы были начаты в 50-х годах. Усилия геологоразведчиков были направлены на выявление и подготовку структур для постановки глубокого бурения. В пределах Нижнеангарского района в 1956-1957 годах при проведении государственной геологической съемки масштаба 1:1000000 выделены Берямбинская, Ковинская, Ильбокичская антиклинали, в 1970 году - Имбинская. По результатам аэромагнитных съемок 1957, 1958, 1961 годов составлены карты магнитных аномалий масштабов соответственно, 1:1000000, 1:200000, 1:50000. По материалам геологической съемки масштаба 1:50000, проведенной в 1967 году, составлены геологическая, структурные карты и карты полезных ископаемых Нижнеангарского района. В настоящее время вся территория региона покрыта геологическими съемками масштабов 1:1000000 и 1:200000, частично 1:50000, аэромагнитной масштаба 1:100000, некоторые участки -гравиметрической масштаба 1:200000. Региональный этап нефтегазопоисковых работ на площади начат в 1972 году сейсморазведочными работами МОВ, которые подтвердили наличие Ковинской и Берямбинской антиклиналей по венд-нижнекембрийским отложениям. В 1981 году вдоль рек Иркинеева, Чадобец и Ангара были проведены электроразведочные работы ЗСБ. Проведенные в 1983, 1985-1986 годах сейсморазведочные работы МОГТ позволили оконтурить Агалеевское и Имбинское поднятия по венд-нижнекембрийским отложениям. Начиная с 1995-1997 годов, после длительного перерыва, возобновляются сейсморазведочные и электроразведочные работы в пределах Ангарской зоны складок, а также производится переобработка ранее полученных материалов.
Глубокое бурение на территории Ангарской зоны складок начато в 1988 году бурением параметрической скважины 180 на Имбинской площади. За период 1988-1993 годов на этой площади пробурены три глубокие скважины – Имб-180, поисковые Имб-1 и Имб-2. В скважине Имб-180 получена вода дебитом 215 м3/сут из алешинской свиты тасеевской серии венда, слабые притоки газа из песчаников чистяковской и мошаковской свит тасеевской серии, приток газа из карбонатного коллектора собинской свиты венда. В скважине Имб-2 из песчаников мошаковской свиты получен приток газа дебитом 54 тыс. м3/сут, в собинской свите получен приток газа 60-70 тыс. м3/сут, после перфорации получен неустойчивый приток воды и газа дебитом воды- 70-80 м3/сут, газа 80-100 тыс. м3/сут. В 2002 году поставлено на Государственный баланс Имбинское газовое месторождение.
На Агалеевской площади пробурено три скважины в осевой части структуры (Аг-1, Аг-2, Аг-3) и одна - на северном погружении (Аг-4). Они подтвердили наличие продуктивных горизонтов в отложениях венда. Агалеевское газоконденсатное месторождение поставлено на Государственный баланс в 1996 году.
В пределах Берямбинской площади в 2000 году была начата бурением параметрическая скважина Брм-179. Из-за катастрофического поглощения воды в низах усольской свиты кембрия скважина законсервирована. В 2002 году в сводовой части Ковинской антиклинали была забурена поисковая скважина Брм-1, из карбонатных отложений нижнебельской подсвиты кембрия получен мощный фонтан газа дебитом около 1 млн. м3/сут. Пробурен ряд глубоких скважин, в том числе вскрывших нижние горизонты отложений тасеевской серии, проведены современные сейсмические изыскания. Выделены горизонты с хорошими коллекторскими свойствами, из некоторых получены притоки пластовой воды. В 2004 году поставлено на государственный баланс Берямбинское газоконденсатное месторождение.
В 2010 году поисково-оценочной скважиной Абаканская 1 открыто Абаканское газовое месторождение на одноименном поднятии. Промышленные притоки газа получены из вендских отложений. В настоящее время на площади активно ведутся работы, в том числе поисковое бурение.
Кроме того, в пределах исследуемого района пробурены скважины – 1, 3, 4, 5
Ильбокичские , 177 Кодинская, 139 Колымовская, 138 Нижне-Мадашенская, 1 Белякская. 13 скважин на разных площадях вскрыли рифейские отложения. В скважинах 3 и 5 Ильбокичских получены промышленные притоки газа из отложений оскобинской свиты венда. В 2012 году на государственный баланс поставлено Ильбокичское газоконденсатное месторождение.
Геофизические материалы и данные по глубокому бурению подтверждают перспективность Нижнеангарского СНГР и показывают сложное тектоническое строение этой зоны. Скважины Кодинская 177, Агалеевские 2,3, Берямбинская 179, Имбинская 1, Ильбокичская 1 были ликвидированы, не достигнув проектных горизонтов из-за структурных осложнений, не учтенных при проектировании бурения. Скважины Агалеевская 4, Кодинская 177 при прохождении глубоких горизонтов не попали в осевую зону складок из-за сложной конфигурации структур. На территории Нижнеангарского СНГР осадочный чехол сложен в основном рифейскими, вендскими, кембрийскими отложениями и, в меньшей степени, более молодыми образованиями. Рифейские отложения выходят на поверхность в пределах Иркинеевского выступа, Чадобецкого куполовидного поднятия и вскрыты скважинами Имбинскими, Агалеевскими, Ильбокичскими, Абаканскими, Нижнемадашенской 138, Колымовской 139, Хоркичской 1, Верхнетайгинской 1, Белякской 1. В западной части района и в ядрах антиклинальных складок преобладают отложения кембрия. К этим же складкам приурочены отложения ордовика и - на границе с Присаяно-Енисейской синеклизой - силура. В Бурундинском прогибе и на периферии Берямбинского куполовидного поднятия известны выходы пород карбона, перми, нижнего триаса. Локально развиты юрские, мел- палеогеновые и неогеновые отложения. Широко распространены трапповые тела – дайки и силлы. Встречаются трубки взрыва.
Новые данные, полученные при нефтегазопоисковом бурении в пределах Ангарской зоны складок, позволили детально расчленить разрез и провести корреляцию с соседними районами. Особое внимание было уделено перспективным на нефть и газ верхнерифейско-вендским горизонтам. Большой вклад в разработку стратиграфии района внесли В. Ю. Шенфиль[127], Н.В. Мельников[51,52,53,54], Б.Г.Краевский[33,34], О. В. Гутина[18,19], Г. Д. Назимков, А. Ф. Бабинцев, Н. В. Прицан и многие другие геологи.
Морфогенез основных структурных элементов
Особенности строения рифейского комплекса во многом определили характер развития более поздних дислокаций, являющихся предметом исследования. По материалам ФГУП «СНИИГГИМС»[148,149,150], площадным и профильным сейсмическим работам [141-147,151,152], с учетом опубликованных материалов автором была составлена структурная схема Нижнеангарского района по эрозионной поверхности рифея (рис. 2. 9).
На структурном плане эрозионной поверхности рифея Белякское, Нижнемадашенское, Верхнемадашенское, Кодинское и Берямбинское поднятия представлены структуры сложных очертаний, как правило, ограниченными разломами. Северная часть Бурундинского прогиба отделена зоной Бедобинского глубинного разлома от южной, имеет сложные очертания и относительно южной части приподнята (разница в отметках около 500 м). Территория между Верхнетэринской котловиной, Белякским поднятием, Бурундинским прогибом и Нижнемадашенским поднятием по своей морфологии относится к седловинам.
Рифейский комплекс складчато-блоковый. Основная часть изученной территории относится к западному сегменту Иркинеево-Чадобецкого авлакогена. Отличительными чертами авлакогена от смежных участков платформы являются увеличенные мощности осадочных отложений рифея, повышенная дислоцированность пород, отсутствие углового несогласия по эрозионной поверхности рифея, присутствие щелочно-ультраосновных интрузий и трубок взрыва с железорудной минерализацией. Максимальная мощность в осевой части авлакогена достигает 15 км. На бортах мощность рифея уменьшается и четко фиксируется угловое несогласие между рифеем и вендом, которое в его центральной части не отмечено.
Ограничениями авлакогена являются Бедошемо-Юдуконский и Ангарский разломы (рис.2.10). Ангарский разлом проходит вдоль субширотного отрезка р. Ангары. Северное ограничение (Бедошемо-Юдуконский разлом) прослежено по ряду сейсмических профилей (рис.2.11). В пределах южного склона Камовского свода породы рифея имеют пологое залегание с падением слоев на юг. Крупные разломы разделяют мегаблоки, ступенчато спускающиеся к осевой зоне Бедошемо-Юдуконского сдвига. Южней этого сдвига породы рифея интенсивно смяты в складки.
Активные дислокации в венд-нижнекембрийском комплексе пород охватывают еще меньшую площадь по сравнению с рифейским. На рисунке 2.12 показано соотношение рифейского Иркинеево-Чадобецкого авлакогена и герцинской АЗС, сформировавшейся вдоль южного края ИЧА в палеозое.
Бедошемо-Юдуконский разлом по всему разрезу осадочного чехла проявляется северо-восточнее Чадобецкого куполовидного поднятия, фактически за пределами участка работ. Для юго-западного окончания этого крупного сдвига магистральная поверхность прослеживается только в рифейском комплексе пород, не достигает дневной поверхности, а проявляется в характерном для сдвигового стиля кулисном сочетании структурных элементов над магистральным сдвигом, развитием опережающих разломов как синтетических, так и анитетических. Северо-восточнее Колымовского поднятия формируется комплекс структур, характерный для окончаний сдвигов – чешуйчатый веер, так называемая структура конского хвоста (рис.2.2).
В венд-нижнекембрийском комплексе зона Бедошемо-Юдуконского разлома представлена сериями мелких разломов с приуроченными к ним структурами выжимания (рис.2.13). Этот участок Иркинеево-Чадобецкого авлакогена имеет принципиально иное строение по сравнению с Ангарской зоной складок, его территория не была затронута активным герцинским складкообразованием, она обозначена как буферная зона. Северным ограничением активного герцинского тектогенеза является Бедобинский разлом. Толщины венд-нижнекембрийских отложений закономерно увеличиваются к юго востоку. Резкое увеличение толщины происходит южнее Бедобинского разлома. Вертикальные перемещения по разломам в отложениях венд-палеозойского комплекса незначительны, составляют первые метры, редко десятки метров. Поведение отражающих горизонтов вблизи дизъюнктивов и особенности геологического строения указывают на латеральные перемещения по региональным разломам. Максимальные дислокации в венд нижнекембрийском ярусе отмечаются для Бедобинского и Ангарского разломов, которые являются ограничениями активного герцинского складкообразования. Ряд нарушений рифейского структурного этажа не прослеживается в перекрывающих отложениях. Множество мелких разрывов затрагивает осадочный чехол лишь в верхней его части, затухая, в большинстве своем, в ангарской свите. Генетически они связаны с трапповыми телами ангарского силла, а также с перераспределением солей в верхних горизонтах нижнего кембрия. Структурная карта для венд-палеозойских отложений построена по кровле тэтэрской свиты венда (отражающий горизонт Б). За основу взяты материалы ФГУП «СНИИГГиМС», использованы сейсмические материалы по ряду площадей Нижнеангарского и примыкающих районов (Нижнемадашенская, Исчухская, Белякская, Мурская, Каменская и др.) и региональные профили – Алтай – Северная Земля, рассечка на Кежму (рис.2.14). Общий структурный план контролируется Ангарским, Бедошемо-Юдуконским и Бедобинским разломами субширотного простирания и Ильбокичско-Берямбинским северо-западного простирания.
Магистральная зона Ангарского сдвига проходит вдоль Нижнеангарского глубинного разлома (Вотах О., 1968). Он начинается в пределах Енисейского кряжа, проходит южнее Имбинской антиклинали вдоль русла р.Ангары, южнее Агалеевской антиклинали, севернее Берямбинской антиклинали. Вдоль Ангарского разлома располагаются наиболее контрастные складки, составляющие собственно Ангарскую зону складок (АЗС). Наиболее крупные – Имбинская антиклиналь, Кодинское, Ильбокичское и Берямбинское куполовидные поднятия, каждое из которых состоит из двух антиклиналей.
Вдоль западного участка Ангарского разлома расположены Имбинская и Абаканская антиклинали, вытянутые в субширотном направлении. Обе структуры имеют изогнутые очертания, ограничены дизъюнктивами.
Размеры Абаканской антиклинали по кровле венда 25х8 км (рис.2.15). Амплитуда достигает 900 м. Антиклиналь ограничена разломами, имеет Z-образную форму. По эрозионной поверхности рифея антиклиналь проявлена как структурный нос.
В осевой зоне структуры пробурено 3 глубоких скважины. На Абаканской антиклинали скважинами вскрыты отложения редколесной свиты, имеющей локальное развитие. Мощность редколесной свиты несколько увеличена в 1 скважине (44 м , 30 м – во 2 и 3- Абк). Толщины свит тасеевской серии выдержаны и составляют порядка 350 м, что почти на 100 м меньше толщин на Имбинской площади и примерно соответствуют отложениям в осевой зоне Агалеевской структуры. Установлено увеличение мощности траппов со 104-108 м во 2 и 3 скважинах до 155 м в 1 скважине, наиболее приближенной к своду складки. Траппы приурочены к усольской свите нижнего кембрия, только во 2 скважине нижнее пластовое тело расположено в собинской свите.
Геологические данные (Горяйнов, 1991) и анализ сейсмических профилей, пересекающих структуру, показывают многочисленные надвиги и вдвиги. Для южной границы структуры на профиле (рис. 2.15) отмечено сдвоение разреза на уровне вендских горизонтов с надвиганием Абаканского поднятия и пододвиганием блоков со стороны Богучано-Манзинского выступа, что подтверждается материалами глубокого бурения.
Закономерности распределения углеводородов в сдвиговых зонах
На современном этапе связь скоплений углеводородов со сдвиговыми деформациями убедительно доказана и обоснована, предложены механизмы перемещения флюидов в зоне сдвига. Механизм дилатансного нагнетания в зонах сдвигов предложен R.Sibson et all. [138] и развит В.С. Рождественским[94], И.С.Грамбергом, О.И.Супруненко[15], А.В.Мигурским, В.С.Старосельцевым[57] . Было показано, что зоны сдвигов могут служить подводящими каналами как для мантийных флюидов, так и для флюидов, существующих в осадочных прогибах. Каналами высокой проницаемости являются крупные сдвиги и оперяющие их разломы второго и третьего порядков. В.С.
Рождественский отмечает способность сдвигов подсасывать флюиды из соседних осадочных бассейнов. Он объясняет это деформационным расширением пород при сжатии и тектоническим нагнетанием флюидов во время землетрясений. И.С.Грамберг, О.И.Супруненко [15] считают, что «энергия землетрясений является не единственной и не главной силой, перемещающей флюиды, в том числе нефтяные, в зонах сдвигов. Можно предполагать, что проводящие трещины при изменении напряжений могут изменять свое положение в пространстве, периодически закрываться и открываться». А.В. Мигурский, В.С.Старосельцев [57] прогнозируют медленное и пассивное поведение флюидов в фазу всасывания и активное - в фазу отжатия, а также запасы внутренней энергии флюидов, играющие важную роль в их перемещениях. Возвращению флюидов препятствует поступательность движения по разломам.
Разломы рассматривают как возможные экраны и как возможные пути миграции флюидов (Гурари Ф.Г., Конторович А.Э.,1966; Дж.Д.Муди, 1973). Во втором случае может наблюдаться истощение первичной залежи и частичное или полное разрушение скоплений УВ или же нарушение может способствовать формированию многоэтажных залежей нефти и газа. При этом отмечается, что более легкие флюиды будут располагаться выше по разрезу.
Вопросы закономерности распределения углеводородов в сдвиговых зонах затронуты в работах Harding T.P.[134,135,136] , С.С.Стоянова[101] , И.С.Грамберга, Супруненко[15], Рождественского[94], Дж.Д.Муди[70], М.Хэлбути(1973), А.В.Мигурского, П.К. Мазаевой[55] и многих других. Дж.Д.Муди[69] указывает, что в сдвиговых зонах часто развивается брекчирование пород, приводящее к возникновению коллекторов трещинного типа. Он выделяет четыре типа ловушек, связанных со сдвигами – пликативные, тектонически экранированные с двух или более сторон пересекающимися разломами, блоковые, горстообразные структуры и литолого-стратиграфические ловушки.
T.P.Harding[135] отмечает, что именно «сдвиговые дислокации весьма эффективны в улавливании углеводородов, возможно, более чем ловушки других типов структурообразования». Эти зоны удобны для прогноза основных нефтяных проявлений. Предсказуемость определяется закономерным пространственным распределением сил сжатия и растяжения вдоль ограниченной, линейной зоны деформации. В тектоническом режиме сдвигания образуется сложный комплекс структур. Кулисные брахиформные складки и кулисно-расположенные синтетические и антитетические сколы составляют основу этого структурного стиля. Важными элементами являются сбросы и надвиги.
Формирование сдвигового парагенеза структур контролируется в основном следующими тремя факторами:
- масштабы сдвигового перемещения;
- присутствие элементов косого схождения или расхождения смещающихся блоков;
- структурная реакция деформируемого массива.
Масштабы смещений обуславливают ширину и расположение главных элементов, которые косо смещены к одной или другой стороне от магистральной сдвиговой зоны, складки разбиты разломами и перемещены в стороны. Антиклинали представляют первостепенный интерес для нефтегазопоисковых работ. Они начинают развитие в самые ранние этапы деформации и являются эффективными ловушками для углеводородов.
Важное значение для структурного развития присдвиговых зон имеют направление перемещения смежных блоков и ориентировка их границ к региональным векторам движения. Перемещение блоков возможно параллельно их общей границы (рис. 3.2, а). В этом случае для формирования структур важны напряжения и сжатия и растяжения. Если блоки движутся косо с некоторым расхождением, растяжение преобладает (рис.3.2, б). В этом случае наряду со сдвигами повсеместно развиваются сбросы и формируются присдвиговые депрессии (пулл-апарты). Часто это нефтегазоносные бассейны с большим потенциалом. Для дивергентных сдвигов характерны флексуры, ориентированные скорее параллельно, чем под углом к зоне главного смещения. Третий вариант – это сдвиги с конвергентным элементом (рис.3.2, в). Преобладают напряжения сжатия, отмечается повсеместное выжимание материала. Сдвигообразование часто ассоциируется с надвигами и опрокинутыми складками, образуются широкие антиклинории или полосы кулисных антиклинальных складок. Именно такая ситуация наблюдается в палеорифтах, испытавших инверсионное воздымание. Вдоль изгибов в сдвиговых зонах могут одновременно присутствовать обстановки сжатия или растяжения. Поскольку каждой из них присущи свои типы ловушек углеводородов, это является важным моментом в оценке перспектив нефтегазоносности. По масштабам сдвиговых перемещений выделяется три различные модели сдвиговых зон (Harding T.P., 1976). Это зоны с малыми – от сотен метров до первых километров, средними – первые десятки километров и большими – сотни километров -масштабами перемещений (рис.3.3).
Распределение промышленных запасов и ресурсов углеводородов
По состоянию на 1.01.2013г на «Государственном балансе…» в пределах Нижнеангарского района состоит 5 месторождений, из которых 3 газовых и 2 газоконденсатных. Помимо этих месторождений в анализ включены данные по месторождениям на смежных территориях – южном склоне Байкитской антеклизы и Катангской седловине – Исчухскому газовому, Камовскому нефтяному, Новоюдуконскому газоконденсатному, Оморинскому, Пайгинскому и Собинскому нефтегазоконденсатным. В этом количестве месторождений на балансе находится 53 промышленных залежи, в том числе 26 газовых и 16 газоконденсатных. Подавляющее большинство залежей приурочено к поднятиям и тектоническим зонам. Анализ распределения запасов углеводородов производился по тектоническим элементам, по стратиграфическим комплексам, по глубинам залегания, по типу коллекторов. По стратиграфическому разрезу распределение залежей неравномерно. В вендском терригенном комплексе сконцентрировано 40 залежей, в верхневендском-нижнекембрийском комплексе -10 и 3 залежи в кембрийском карбонатном. Нефтяные залежи приурочены к южному склону Байкитской антеклизы и к Катангской седловине. Кроме среднего по запасам Камовского НМ ( 21,238 млн.т) остальные мелкие. Запасы в сумме составляют 47,908 млн. т, залежи относятся к вендскому НГК (пласт Б-VIII-1 для Байкитской НГО и Вн-I, II, III-V для Катангской НГО), глубины залегания для Байкитской НГО составляют 2000-2200 м, для Катангской НГО 2500-2700 м. Залежи, как правило, пластовые, пластово-сводовые, часто литологически и тектонически ограниченные. Высота нефтяной части составляет первые метры, редко больше 10 м. Удаленность от магистральных зон региональных разломов составляет для Байкитской НГО 50-60 км, для Катангской НГО - первые километры.
Распределение газовых залежей по тектоническим элементам показано на рисунке 3.10. В пределах Катангской НГО запасы свободного газа (по кат. А+В+С1+С2) Собинского и Пайгинского НГКМ соответственно 18,015 и 8,38 млрд. м3 , газа газовых шапок Собинского НГКМ - 136,895 млрд. м3. Залежи приурочены к терригенным пластам Вн-I, II, III-IV (вендский НГК), глубины залегания 2500-2700 м. Высоты газовых частей залежей составляют десятки метров – в среднем 40-50, максимальная высота – 93 м. Залежи в периферийных частях структур пластовые, тектонически или литологически ограниченные. Залежи, расположенные в центральных частях структур, относятся к пластово-сводовым, иногда массивным, тектонически и литологически ограниченным.
Основные запасы газа сосредоточены в пределах АЗС. Здесь сосредоточено 247,619 млрд. м3 газа (кат. А+В+С1 +С2). 5 месторождений приурочены к антиклиналям. Агалеевское месторождение относится к крупным (кат. А+В+С1 +С2), Ильбокичское и Абаканское – к средним.
Вдоль Ангарского разлома расположены Абаканское, Имбинское, Агалеевское месторождения и ряд структур с перспективными ресурсами С3. Для этих месторождений характерно многозалежное строение. Промышленные притоки получены практически из всех продуктивных горизонтов вендского НГК и из катангского и собинского горизонтов венд-нижнекембрийского НГК.
Глубины продуктивных горизонтов изменяются от 3000 м до 1500 м (Агалеевское ГМ). Залежи пластово-сводовые, литологически и тектонически экранированные, коллектора поровые, трещинно-поровые.
Зона относится к сквозным, решающим фактором формирования залежей вдоль Ангарского разлома является структурный.
Ильбокичско-Берямбинский разлом северо-западного простирания контролирует Ильбокичское и Ковинское поднятия, к которым приурочены Ильбокичское и Берямбинское ГКМ.
Залежи Берямбинского месторождения в карбонатах нижнебельской подсвиты нижнего кембрия сводовые, пластово-сводовые, тектонически ограниченные, вскрыты на глубинах 1200-1300 м. На Ильбокичском месторождении притоки получены из терригенных коллекторов пластов Б-VIII-1, Б-VIII на глубинах 2290-2330 м. Залежи пластовые сводовые, литологически ограниченные.
Юдуконское газоконденсатное месторождения и ряд подготовленных структур –Колымовская, Бедошемская с перспективными ресурсами по нефти 11,800 млн. т и по газу – 28,400 млрд м3. Ново-Юдуконское месторождение открыто в терригенных отложениях ванаварской свиты венда на одноименном поднятии. Залежь пластовая, сводовая, глубина залегания 2300 м. Залежь Исчухского месторождения приурочена к собинской свите, является массивной, осложненной тектоническими нарушениями. Коллектор каверново-трещинный. Располагается в 8 км к северу от регионального разлома, приурочена к одноименному локальному поднятию.
Таким образом, залежи вдоль Ангарского разлома многопластовые, тектонически ограниченные, связаны как с терригенными породами тасеевской серии, так и с трещинными карбонатами даниловского горизонта венда. Значительная тектоническая активность этой территории в предвендское время определила область накопления терригенных пород с высокими коллекторскими свойствами. Завершающие стадии формирования складок этой зоны происходили в среднем-позднем палеозое – раннем мезозое. Произошло разрушение и перераспределение существующих залежей и формирование потенциальных ловушек углеводородов.
Распределение залежей непосредственно вдоль магистрального разлома определяется идеологией поисков – заложением скважин на амплитудных поднятиях, сформированных фактически над сдвиговой зоной. Примыкающие к ним площади как перспективные объекты не рассматривались и, характеризуются низкой степенью изученности.
Известные залежи, расположенные на удалении от магистральных сдвигов, разделяются на две группы (рис.3.13). К первой относятся тектонически ограниченные в трещинных карбонатах даниловского горизонта венда. На рассматриваемой территории это газовые скопления. Ко второй – литологически, иногда тектонически, ограниченные в терригенных коллекторах нижних горизонтов венда. Помимо газа и конденсата, здесь встречаются и нефтяные скопления. Территориально залежи второй группы расположены в Байкитско-Катангском фациальном районе (вендские отложения) и приурочены к склонам Байкитской антеклизы и Катангской седловины.
