Непско-Ботуобинская антеклиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / , , и др. - Новосибирск: Наука, 1986. 245 с (стр. 30 )

Состав рифейских битумоидов весьма специфичен. При низком содержании в ОВ (битумоидный коэффициент варьирует от 0,15 до 4,20%) битумоиды содержат только УВ и смолы при полном отсутствии асфальтенов, которые, видимо, переведены ката - и метагенезом в нерастворимые формы (табл. 28). В большинстве изученных образцов УВ примерно в два раза больше, чем смол, хотя есть исключения и с обратным соотношением. Специфичен и состав УВ, на долю насыщенных соединений в них приходится от 60 до 90 % от суммы УВ, причем в составе первых очень большую роль (до 58%) играют н-алканы. Известно [28, 29], что в аквагенном ОВ в составе н-алканов в наибольших концентрациях находятся обычно УВ C17-С19.

Таблица 27

Средние концентрации остаточного Сорг и сингенетичных хлороформенных битумоидов в рифейских отложениях (обогащенные органическим веществом) Байкало-Патомского прогиба

Примечание. А - номера 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); Б - мощность пластов, обогащенных органическим веществом; В - средневзвешенные концентрации остаточного Сорг, % на породу; Г - предполагаемые палеоконцентрации сингенетичных хлороформенных битумоидов на этапе МК2; Д ‑ современные концентрации сингенетичных хлороформенных битумоидов, определенные аналитически, % на породу.

В изученных рифейских битумоидах из ОВ, претерпевшего глубокий катагенез, максимум концентрации приходится на УВ С23-С25 (табл. 29). В составе изо-циклоалканов (табл. 30) резко, более чем в 7 раз, алифатические структуры преобладают над циклановыми. В составе алифатических цепей больше 25% приходится на изопреноидные структуры хемофоссилий. Разветвленность алифатических цепей невысока. В составе нафтеноароматических соединений очень невелика роль би-, три - и тетрациклических структур, в сколько-нибудь значительных концентрациях в них присутствуют только нафталиновые и в меньшей степени фенантреновые ядра (табл. 31). Антраценовых, хризеновых и пиреновых ядер в составе УВ очень мало.

Такой специфический состав УВ, хотя и свидетельствует определенно о его планктоногенной природе, обусловлен остаточным характером битумоидов и их глубоким катагенезом.

Сведения о распределении, составе и катагенетической превращенности ОВ позволили дать количественную оценку масштабов нефтегазообразования в рифейских толщах Байкало-Патомского прогиба. Она выполнялась по методике, детально изложенной в работе [54]. Расчеты показывают, что всего рифейскими нефтепроизводящими толщами было генерировано жидких УВ 28,0 млрд. т в Прибайкальской зоне и 250,0 млрд. т в Приленской зоне, газообразных УВ - 70 трлн. м3 в Прибайкальской зоне и 500 трлн. м3 ‑ в Приленской. Основная масса жидких УВ и объемов газообразных УВ генерирована обогащенными ОВ рифейскими толщами.

Таблица 31

Состав нафтеноароматических углеводородов битумоидов (по материалам СНИИГГиМСа)

Примечание. Привязку образцов см. в табл. 28. Структуры: н ‑ нафталиновые, ф ‑ фенантреновые, х ‑ хризеновые, п ‑ пиреновые, а ‑ антраценовые.

Максимальная интенсивность генерации жидких (5 млн. т/км2) и газообразных УВ (2,5-5,0 млрд. м3/км2) прогнозируется в центральной части Байкало-Патомского прогиба (см. рис. 71).

Вместе с элизионными водами (см. раздел 9.1) значительная часть этой массы УВ мигрировала на Непско-Ботуобинский склон Байкало-Патомского мегабассейна и аккумулировалась в антиклинальных и литологических ловушках в терригенном комплексе венда и венд-кембрия. Выше показано, что ввиду наличия значительных по площади литологических окон над терригенными резервуарами поток эллизионных вод разгружался в вышележащие карбонатные комплексы и формировал кавернозные коллекторы. Одновременно он создавал очень благоприятные условия для перетока УВ в нижне - и верхнеданиловский, а в зонах отсутствия подосинских солей и в усольский резервуары.

Если эта модель верна, то она должна объяснить наметившуюся при сегодняшнем знании нефтегазоносности НБА закономерность, согласно которой соотношение нефть - газ увеличивается в пользу нефти от Предпатомского регионального прогиба и склонов антеклизы к ее сводовой части. Одновременно соотношение нефть - газ в пользу нефти фиксируется в карбонатных нижне - и верхнеданиловском резервуарах по сравнению с терригенными вендскими резервуарами.

Формирование скоплений УВ на НБА, как будет показано ниже, носило многоактный и пульсационный характер, причем фазовый состав
УВ, поступавших в эту область нефтегазонакопления в разные периоды, также не одинаков. Поэтому однозначно решать этот вопрос пока трудно. Можно, однако, выдвинуть следующую возможную схему. Как известно, принцип дифференциального улавливания, сформулированный впервые больше 30 лет тому назад и канадским геологом , гласит, что при миграции от зон генерации УВ к зонам их преимущественного газо - и нефтенакопления происходит раздельная аккумуляция жидких и газообразных УВ в ловушках на склонах и в сводовых частях зон нефтегазонакопления. и рассмотрели и предложили механизм одной из возможных схем такого дифференциального улавливания, при которой на склона зон и областей нефтегазонакопления формируются преимущественно газовые и газоконденсатные, а в сводовых частях нефтяные месторождения [21, 69]. Именно такая схема дифференциального улавливания УВ имела место на Русской платформе, что особенно наглядно последнее время доказало открытие Астраханского и Оренбургского месторождений.

Дальнейшее развитие нефтегазопоисковых работ показало, однако, что в нефтегазоносных бассейнах реализуется нередко и другая, диаметрально противоположная, схема дифференциального улавливания, при которой на сводах зон нефтегазонакопления формируются преимущественно газовые и газоконденсатные скопления, а на их склонах и во впадинах - преимущественно нефтяные. Именно такая схема дифференциального улавливания имеет место в Западно-Сибирском нефтегазоносном мегабассейне.

Теоретические модели позволяют предполагать, что первая из описанных схем дифференциального улавливания реализуется, когда преобладает струйная форма миграции УВ, а вторая ‑ когда имеет место миграция в виде истинного или коллоидного раствора, а также водонефтегазовой эмульсии [54].

В свете сказанного можно допустить, что первичный поток УВ к Непско-Ботуобинской антеклизе вместе с эллизионными водами носил, по крайней мере в ее пределах, струйный характер и потому, заполняя первые на пути ловушки, газ не давал аккумулироваться в них нефти и она, продолжая мигрировать, заполнила ловушки преимущественно в палеосводе антеклизы. В первую очередь при этом, естественно, заполнялись ловушки в терригенных резервуарах венда. Именно поэтому нижненепский резервуар в зонах глубокого погружения склонов антеклизы преимущественно, если не исключительно, газоносен. После того как ловушки в приподнятых частях палеоантеклизы в верхненепском и иктехском резервуарах были заполнены, новые порции УВГ, поступавшие из миогеосинклинальной зоны в поисках вместилищ, стали аккумулироваться в ловушках, ранее уже заполненных нефтью, оттесняя нефть за пределы ловушек. Эта оттесненная из ловушек, а также нефть новых фаз миграции, не находя ловушек в терригенных резервуарах, мигрировала вместе с эллизионными водами через литологические окна и в зонах дизъюнктивных нарушений в карбонатные подсолевые резервуары и аккумулировалась в ловушки уже в последних. Поток вод, продвигаясь по резервуару, способствовал формированию залежей и вне пределов литологическйх окон. Именно с этим связано отмеченное впервые и в дальнейшем обстоятельно изученное , , и [35, 38, 59] региональное нефтенасыщение пластов Б3-Б5 и даже местами перемычек между ними в пределах большей части территории НБА.

Описанная схема объясняет, по мнению авторов, закономерности дифференциации зон преимущественного нефте - и газонакопления в терригенных резервуарах и нефтеносность карбонатных резервуаров венд-кембрия и усольского резервуара кембрия. Наличие отдельных, как правило, небольших газовых скоплений в карбонатных резервуарах связано, скорее всего, с прорывами газов из залежей по зонам дизъюнктивных на­рушений, которыми осложнено, как было показано в главе 7, большинство месторождений. Вообще, необходимо отметить, что роль дизъюнктивной тектоники в формировании месторождений нефти и газа на территории НБА изучена недостаточно. Первый шаг в разрешении этой проблемы делают исследования [78, 79 и др.].

Значительное влияние на процессы нефтегазообразования в венд-кембрийский этап оказали салаирская и тосканская фазы складчатости, приведшие к коренной перестройке и разрушению скоплений УВ в Байкало-Патомском прогибе. На первых этапах этого процесса явления динамокатагенеза привели к существенному преобразованию ОВ, что обусловило интенсивное образование и поступление в пределы территории НБА новых порций УВ, преимущественно сухих УВ газов, что сказалось на составе газов в залежах в Предпатомском региональном прогибе и на юго-восточном склоне антеклизы. Интенсивное поступление сухого газа в ловушки, уже заполненные нефтью и жирными УВГ, вело к переформированию залежей, к переходу части жидких УВ в конденсатное состояние и выпадению асфальтенов из жидкой фазы с последующей трансформацией их в кериты. Последнее явление хорошо изучено , , и [35, 37, 38 и др.].

Тектоническая активность и складчатость в Байкало-Патомской геосинклинальной зоне сказались на развитии процессов нефтегазообразования и на обращенном к ней платформенном склоне. Во всяком случае, Предпатомском прогибе и на восточном склоне НБА в обогащенных аквагенным ОВ горизонтах в отложениях непской свиты () отчетливо ощущается действие факторов динамокатагенеза. Эти явления сопровождались генерацией УВ и началом нефтегазообразования в Предпатомском прогибе и на восточном и юго-восточном склонах НБА.