Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири (стр. 5 )

При погружении в главную зону нефтеобразования эти отложения должны были генерировать огромные массы нефти и углеводородных газов. В настоящее время катагенез органического вещества в этих отложениях весьма высок и отвечает апокатагенезу (см. таблицу).

Накопление терригенных отложений венда происходило в условиях трансгрессирующего бассейна, в котором формировались мелководно - и прибрежно-морские отложения мощностью от 0 до 300 м.

Условия накопления и захоронения органического вещества в них были неблагоприятными. Содержание С в породах очень низкое и не превышает 0,05 %.

Карбонатные отложения венда также характеризуются невысокими содержаниями ОВ. Концентрации С в них колеблются от 0,1 до 0,4 %. Среди карбонатных пород отмечаются пласты черных аргиллитов мощностью 0,2-0,5 м с концентрациями С 1,0-1,5 %. Количество битумоидов в вендских отложениях изменяется от 0,001 до 0,01 % в зависимости от содержания ОВ и его зрелости.

Степень катагенетической преобразованности органического вещества в вендских отложениях на большей части территории достигла этапа среднего мезокатагенеза, а в краевых частях бассейна - позднего.

Вышележащие отложения нижнего палеозоя характеризуются низким содержанием и невысокой зрелостью ОВ, отсутствием удовлетворительных резервуаров и, соответственно, не представляют практического интереса для поисков нефти и газа.

Нефтегазоносные резервуары в Байкитском ОБ установлены в трех нефтегазоносных комплексах - рифейском, вендском и верхневендско-нижнекембрийском [Мельников и др., 1989].

Резервуары в рифейском нефтегазоносном комплексе (НГК) характеризуются каверново-трещинным типом коллекторов, трещинная проницаемость которых достигает 37,0×10 мкм2. Преобладающую роль имеет вторичная (каверновая) емкость, обусловленная процессами карстования, прошедшими в основном по трещинам. Это увеличение полостности трещин не только создает основную емкость резервуара, но и определяет прогнозный высокий коэффициент извлечения нефти. Карстование рифейских толщ произошло во время перерыва между рифейским и венд-палеозойским этапами развития Байкитского ОБ. Кавернозность характерна для доломитовых и известняковых толщ рифея [Геология нефти..., 1981; Мельников и др., 1978; Нефтегазоносность..., 1990].

Региональной покрышкой рифейских резервуаров являются вендские толщи - глинисто-сульфатно-доломитовые и сульфатно-доломитовые пачки оскобинской свиты и главным образом глинисто-доломитовая катангская свита верхнего венда. Покрышками и боковыми экранами рифейских резервуаров служат также глинисто-карбонатные и терригенно-карбонатные толщи рифея.

Резервуары в вендском НГК составлены пластами и пачками песчаников среди глинисто-алевролитовых пород. Эти отложения выделяются в Байкитском ОБ в ванаварскую свиту. Вендские терригенные резервуары отсутствуют в северо-восточной части бассейна, где на фундаменте или рифейских отложениях залегают верхневендские отложения. В вендском НГК преобладают пластовые резервуары в основном мощностью до 10 м, пористость песчаников достигает 22 %, проницаемость - до 0,25×10-3 мкм. Качество резервуаров зависит от условий их формирования, особенно от палеогеографических обстановок, анализ которых позволяет прогнозировать резервуары высокого качества на южном склоне Камовского свода.

Резервуары в верхневендско-нижнекембрийском НГК представлены песчаниками и доломитами. В Байкитском ОБ прослежены те же карбонатные пласты, которые продуктивны в Предпатомском ОБ - осинский, преображенский и усть-кутский [Геология нефти..., 1981].

В преображенском и усть-кутском горизонтах этого бассейна пористость и проницаемость очень низкая. В осинском горизонте хорошие резервуары установлены в единичных скважинах.

В бассейне, особенно в его юго-западной части, распространены пласты песчаников в катангской и оскобинской свитах, а также пласты пористых доломитов в оскобинской свите венда. Мощность песчаных пластов достигает 11 м, пористость до 17 %, проницаемость до 1,0×10-3 мкм2. Коллекторские свойства доломитов более низкие, пористость достигает 11 %, проницаемость - 0,1×10-3 мкм2.

Резервуары в кембрийских НГК в пределах Байкитского ОБ почти не изучены. Предполагается их наличие в межсолевых карбонатных толщах нижнебельской подсвиты и булайской свиты. По результатам бурения прогнозируется низкое качество резервуаров, так как проявления рассолов и поглощения растворов приурочены в кембрийской части разреза в основном к контактам трапповых интрузий с вмещающими породами, а не к этим свитам. На Куюмбинской площади в нижнебельской подсвите зафиксировано насыщение доломитов вязкой нефтью, что косвенно свидетельствует о наличии резервуаров в межсолевых толщах.

ИСТОРИЯ НЕФТЕГАЗОГЕНЕРАЦИИ

В основу реконструкции истории нефтегазогенерации и формирований залежей углеводородов в Байкитском ОБ положены представления о зональности нефтегазообразования, которые получили развитие в работах , , и др.

На их основе , [1973] предложили палеогеохимический метод определения основных этапов формирования залежей нефти и газа. Опираясь на него, в 1978 г. и др. [История залежей..., 1978] впервые был проведен анализ истории нефтегазообразования и формирования залежей углеводородов в докембрийских и палеозойских отложениях Сибирской платформы.

Для проведения реконструкций [1976, 1977] была предложена, с учетом зрелости органического вещества, для Байкитского ОБ следующая глубинная зональность: зона созревания потенциальных нефтегазопроизводящих отложений - 0-1500 м*, верхняя зона интенсивного газообразования (ВЗГ) - 500-1700 м, зона начала и прогрессивного развития процессов нефтегазообразования (ЗНПН) - 1500-3200 м, главная зона нефтеобразования (ГЗН) - 3200-4500 м, зона затухания процессов нефтеобразования (ЗЗПН) - 4500-5400 м, нижняя зона интенсивного газообразования (НЗГ) - 5100-6500 м.

Изучив содержание и тип рассеянного органического вещества в осадочных толщах, его современную зрелость, авторы получили возможность количественно определить массу эмигрировавших из нефтематеринских пород углеводородов, количество которых подсчитывалось по методике, обоснованной ранее [1970,1976].

При картировании нефтегазоматеринских толщ их генерационный потенциал оценивался "интенсивностью" нефтегазообразования, выраженного количеством генерированных и эмигрировавших углеводородов при созревании органического вещества с 1 км2 площади.

В пределах Байкитского ОБ условия, благоприятные для генерации и аккумуляции углеводородов, сложились в середине позднего рифея. Здесь накопились достаточно мощные толщи терригенных, терригенно-карбонатных пород мощностью от 4,0 до 6,0 км, содержащие резервуары и нефтематеринские породы, способные генерировать большие массы углеводородов. К этому времени нижние части рифейских отложений достигли главной зоны нефтеобразования, а в краевых палеопрогибах прошли главную зону нефтеобразования и вошли в глубинную зону газообразования. Таким образом, уже в конце позднерифейского осадконакопления в рифейских отложениях интенсивно происходили процессы нефтегазообразования и существовали условия, благоприятные для аккумуляции углеводородных флюидов в ловушках. Наиболее значительные массы углеводородов генерировались в краевых палеопрогибах и палеовпадинах, где были весьма благоприятные условия для накопления планктогенного ОВ. В соответствии с этим из депрессионных частей бассейна в приподнятые зоны могли мигрировать огромные массы углеводородов.

В конце позднего рифея на территории Байкитского ОБ проявилась фаза складчатости, приведшая к изменению структурного плана, осложненного высокоамплитудной дизъюнктивной тектоникой [Вотах, 1968]. Складчатость сопровождалась интенсивной инверсией и неравномерным размывом отложений позднего, среднего рифея и даже фундамента. На эрозионной поверхности развивались процессы выветривания, которые привели к формированию резервуара порово-кавернового карстового типа. В результате интенсивных тектонических движений произошло переформирование и разрушение части залежей углеводородов.

Процессы нефтегазообразования в рифейских отложениях вновь возобновились в венде и кембрии, когда территория Байкитского ОБ была вовлечена в длительное прогибание, в результате которого и верхние части рифейских отложений на большей части региона достигли главной зоны нефтеобразования, а нижние горизонты в краевых прогибах достигли и даже частично прошли глубинную зону газообразования. Такая картина сохранилась практически до конца раннего триаса, хотя интенсивность нефтегазообразования неоднократно замедлялась и даже прекращалась в силуре-девоне, поздней перми и раннем триасе, вследствие наступления поднятий и размыва отложений. Во время максимального погружения в раннем триасе степень катагенетической превращенности ОВ в отложениях рифея достигла в верхней части подэтапа позднего мезокатагенеза (МК31), а в нижних частях разреза в передовых прогибах - апокатагенеза (АК). После раннетриасовой эпохи начался инверсионный этап развития Байкитской антеклизы.

Таким образом, к концу раннего триаса рифейские отложения максимально реализовали свой нефтегазоматеринский потенциал. Интенсивность эмиграции жидких УВ изменяется последовательно от 0,5 на северо-востоке до 10 млн. т/км на юго-западе и юге региона.

Интенсивность генерации углеводородных газов на площади распределяется в такой же последовательности, как жидких УВ, от 100 на севере до 2000 млн. м3/км2 и более на юге и юго-западе.

Вендские и нижне-среднекембрийские отложения за всю последующую историю геологического развития на большей части территории прошли ВЗГ и всем объемом вошли в ЗНП (см. рис. 1). В пределах Яркинской и Верхнетэринской котловин своей нижней частью вошли в ГЗН. Степень катагенетической преобразованности ОВ в этих отложениях не превышала подэтапа раннего мезокатагенеза (MK12), и лишь на территории прогибов и впадин в нижней части достигла среднего мезокатагенеза.

В соответствии с катагенетической превращенностью ОВ находилась и интенсивность эмиграции и генерации УВ. Так, в отложениях венда интенсивность эмиграции жидких УВ изменялась с севера на юг и юго-запад от минимальных 5 тыс. до 200-500 тыс. т/км2 и газов соответственно от 1 млн до 50-100 млн м3/км2. В отложениях венд-кембрия интенсивность эмиграции жидких УВ изменялись от 30 до 200 тыс. т/км2,-а углеводородных газов от 5 до 30 млн м3/км2.