Непско-Ботуобинская антеклиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / , , и др. - Новосибирск: Наука, 1986. 245 с (стр. 29 )

Продуктивные горизонты группы Б сложены породами карбонатного состава. Нефтегазоносными из них являются пласты Б1-Б5 и Б12, приуроченные, соответственно, к верхней (Б1-Б5) или нижней (Б12) частям подсолевого карбонатного комплекса (см. табл. 8, рис. 18). Распространены они на территории антеклизы повсеместно. Исключение составляет пласт Б3, сохранившийся от предусольского размыва лишь в зоне Предпатомского прогиба и сопряженного с ним юго-восточного склона антеклизы.

Продуктивность пластов Б3, Б4, Б5, Б12 доказана в центральной части Непско-Ботуобинской антеклизы и в Верхневилючанской зоне. На других участках НГО залежи нефти и газа в объеме подсолевого карбонатного комплекса не встречены. По мнению авторов, подобная зональность связана с постседиментационными изменениями карбонатных отложений, обеспечившими, как показано выше, формирование кавернозных коллекторов под воздействием эллизионных вод терригенного венд-кембрийского комплекса.

Рис. 69. Схема локализации залежей в пластах В3, В5 и В6.

1-3 ‑ линии выклинивания: 1 ‑ пласта B5, 2 ‑ пласта В6, 3 ‑ пласта В3; 4 ‑ зона существенно карбонатных фаций пласта В6; 5-7 ‑ зоны развития коллекторов: а - сплошнрго, 6 ‑ предпочтительного, 7 ‑ спорадического; 8 ‑ залежи нефти и газа; 9 ‑ зона отсутствия пласта В3.

9.2. История формирования и сохранения скоплений углеводородов. Газонефтепроизводяшие толщи

Далее, рассматривая историю нефтегазообразования и и нефтегазонакопления на территории НБА, авторы опираются на уже изложенные геологические данные и новейшие достижения осадочно-миграционной теории образования нефти и газа, получившие наибольшее развитие в работах , , , и др.

Как показано в главе 3 и разделе 9.1, накопление осадочного чехла и формирование резервуаров нефти и газа на территории Непско-Ботуобинской НГО начались в венде. Удовлетворительные условия для аккумуляции УВ в них возникли с момента завершения формирования верхненепского и иктехского резервуаров, но особенно в самом начале кембрия, когда сформировался первый в разрезе галитовый экран над карбонатным верхнеданиловским резервуаром. Как показывают осадочно-миграционная теория образования нефти и газа и палеотектонический анализ, в пределах самой НБА и на ее склонах в этот отрезок времени генерация УВ в нефтематеринских толщах в сколько-нибудь значительных масштабах еще не началась. Осадочные толщи рифея, а также венда, выполнявшие Байкало-Патомский миогеосинклинальный прогиб (см. гл. 5), выступали на этом этапе в качестве мощного, внешнего по отношению к Непско-Ботуобинской палеоантеклизе очага генерации УВ.

Анализ распределения ресурсов нефти и газа в крупнейших нефтегазоносных бассейнах мира показывает, что максимальные концентрации УВ в них характерны для зон и областей нефтегазонакопления, расположенных во внутренних частях и на склонах длительно и интенсивно прогибавшихся ванн (, , и др.). Как следствие краевые структуры платформ, переходящие в зоны прогибания соседних геосинклиналей, всегда содержат весьма значительные ресурсы УВ. С точки зрения этой важнейшей глобальной закономерности размещения ресурсов нефти и газа в осадочной оболочке Земли территория НБА с самого начала нефтенакопления находилась в благоприятных тектонических условиях.

В пределах Байкало-Патомского миогеосинклинального прогиба процессы нефтегазообразования начались задолго до формирования на Непско-Ботуобинской антеклизе осадков, образовавших базальные венд-кембрийские резервуары, скорее всего, еще в раннем рифее. Поэтому к моменту, когда завершилось формирование первых резервуаров - потенциальных вместилищ УВ на Непско-Ботуобинской антеклизе, картина нефтегазообразования в миогеосинклиыальном прогибе носила очень сложный характер. Основная масса нижнерифейских пород либо исчерпала свой нефтегазогенерационный потенциал и находилась в глубинной зоне интенсивного газообразования (ГЗГ), либо в зоне метагенеза. В главной зоне нефтеобразования (ГЗН) оказались среднерифейские и лишь в окраинных зонах прогиба нижнерифейские толщи (рис. 70).

В раннем кембрии, в начале каледонского цикла тектогенеза, погружение рифейских осадочных толщ в Байкало-Патомском прогибе продолжалось. В ГЗН к этому времени находились отложения верхнерифейской бодайбинской серии в центральной части прогиба и среднерифейских осадочных толщ качергатской свиты в Прибайкальской зоне и валюхтинской - в краевой части Приленской.

На шельфе и континентальном склоне рифейских миогеосинклинальных морей имели место весьма благоприятные условия для накопления в осадках значительных масс планктоногенного органического вещества (ОВ). Это предопределило их газонефтегенерационный потенциал.

Рис. 70. Динамика погружения в зоны различной интенсивности процессов нефтегазообразования в районах Непского овода (I) и приленской части Байкало-Патомского прогиба (Чая-Миньская зона) (II).

А-Д ‑ зоны: А - верхняя, интенсивного газообразования, Б - начала прогрессивного развития процессов нефтеобразования, В - главная, нефтеобразования, Г - затухания процессов нефтеобразования, Д - нижняя, интенсивного газообразования; 1 - границы зон нефтегазообразования (а - в терригенных, б - в карбонатных породах); 2, 3 ‑ глубины погружения литостратиграфических комплексов в различные геологические периоды: 2 - установленные, 3 - предполагаемые, 4 - гипотетическая линия прохождения отложениями зон нефтегазообразования во время проявления складчатости. Цифры справа на графиках - базальные горизонты: 5 ‑ рифея, 6 ‑ венда, 7 ‑ кембрия.

В рифейских отложениях Байкало-Патомского миогеосинклинального прогиба даже современные, после огромных потерь ОВ в диагенезе и особенно в катагенезе, средние концентрации остаточного Сорг в различных литологических типах пород изменяются от 0,05% в доломитах до 4% - в аргиллитах. В рифейских толщах прогиба широко распространены породы с высокими концентрациями органического углерода. Они известны в разрезах свит качергатской в Прибайкалье, джемкуканской (0,34-4,25; 1,37; 6)*, баракунской (0,32-2,67; 1,33; 13), валюхтинской (0,34-3,00; 0,82; 23) на р. Жуе, хомолхинской (0,30-3,01; 0,98; 15), аунакитской (0,35-2,0; 1,02; И), вачской (1,0-5,9; 2,0; 11) в Бодайбинском синклинории [65].

Обогащенные ОВ горизонты представлены чаще всего темно-серыми, черными аргиллитами, сланцами глинистыми, алевритистыми, хлоритоидными, филлитовидными, кварц-серицитовыми. Реже среди них встречаются мергели, известковые, доломитовые и еще реже известняки и доломиты. Источником РОВ в рифейских доманикитах являлись синезеленые водоросли, бактерии и грибковые образования, причем родовой и видовой состав водорослей беден, преобладает планктонная цианея.

По результатам углепетрографических исследований в обогащенных ОВ горизонтов рифея основная его масса представлена коллоальгинитом.

* 0,34-4,25 ‑ минимальные и максимальные концентрации Сорг; 1,37 ‑ среднее содержание Сорг; в доманикитных и субдоманикитных горизонтах в % на породу; 6 ‑ количество горизонтов

Рис. 71. Геохимическая характеристика рифейских нефтепроизводящих толщ. л - катагенетическая превращенность ОВ в кровле среднерифейских толщ и распределение современных остаточных средневзвешенных концентраций Сорг (в % на породу) в рифейских нефтепроизводящих толщах; Б, В - интенсивность эмиграции жидких (в млн. т/км2) (Б) и генерации газообразных УВ (в млрд. м3/км2) (В) в рифейских нефтепроизводящих толщах; Г, Д - плотность эмиграции жидких (в млн. т/км3) (Г) и генерации газообразных УВ (в млрд. м3/км3) (Д) в рифейских породах, обогащенных органическим веществом. Здесь и на рис. 73-75.

1-4 - границы: 1 - надпорядковых структур; 2 - структур первого порядка, 3 - современного распространения нефтепроизводящих толщ (а - установленные, б - предполагаемые), 4 - зон с различной катагенетической превращенностью ОВ (а - установленные, б - предполагаемые); 5 - выходы верхнепротерозойских плутонических комплексов в Байкальской горной области [104]; б - изолинии равных концентраций Сорг и равных плотностей и интенсивности эмиграции и генерации УВ (а - установленные, б - предполагаемые); 7 - местоположение опорных разрезов (1-р. Голоустенная, 2 - Уринский антиклинорий, 3 - р. Молбо; 4 - р. Жуя, нижнее течение; 5 - р. Жуя, среднее течение: 6 - месторождение Сухой Лог; 7 - Невский участок, Бодайбинский синклинорий). Цифрами здесь и на рис. 77 - 78 обозначены структуры: 1 - Курейская синеклиза; 2 - Катангская седловина; 3 - Присаяно-Енисейская синекли» за; 4 - Ангаро-Ленская ступень; 5 - Непско-Ботуобинская антеклиза; 6 - Предпатомский региональный прогиб; 7 - Сюгджерская седловина. Структуры I порядка: 8 - Ыгыаттинская впадина; 9 - Сунтарский свод; 10 - Байкальская горная область.

Так как основной объем обогащенных ОВ горизонтов сконцентрирован в среднерифейских толщах, предпринята попытка построить схему катагенетической превращености РОВ в верхней части среднерифейских пород. Она устанавливалась по элментному составу нерастворимого ОВ из рифейских отложений, а также на основе реконструкции палеоглубин их погружения и влияния факторов динамокатагенеза [29]. Максимальная катагенетическая превращенность ОВ, соответствующая апокатагенезу рифейских толщ, прогнозируется в центральной части Байкало-Патомского прогиба. Несколько меньше (до подэтапа МК3№) преобразовано ОВ в рифейских породах на территории Предпатомского прогиба. Такая, в целом высокая, преобразованность ОВ обусловила низкие концентрации хлороформенных битумоидов, которые изменяются от 0,001 до 0,01% (рис. 71). Минимальные концентрации битумоидов фиксируются в центральной части Байкало-Патомского прогиба (табл. 27).