Непско-Ботуобинская антеклиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / , , и др. - Новосибирск: Наука, 1986. 245 с (стр. 31 )

При характеристике рифейских толщ мы уже отмечали большое влияние на них процессов динамокатагенеза. Роль складчатости как фактора катагенеза известна давно, в геологии угля это явление в 50-е годы получило название динамометаморфизма. Применительно к краевым зонам Сибирской платформы оно изучено , и на примере мезозойских отложений, а позднее , и на примере рифейских осадочных толщ. В соответствии с новой, терминологией стадий литогенеза, разработанной , и др., и независимо предложили называть это явление динамокатагенезом. Долгое время, однако, относительно механизма динамокатагенеза имелись самые разные, порой исключающие друг друга точки зрения. В последние 20-30 лет развивается новое научное направление на границе механики и химии. Оно получило название механохимии. Механохимия изучает химические превращения веществ, происходящие под действием механических сил. Вполне очевидно, что динамокатагенез и явления, глубоко и всесторонне изучаемые механохимией, имеют единую природу. В этой связи в целях унификации и, что не менее важно, уточнения терминологии предлагает называть соответствующие геологические явления механокатагенезом. Проблема огромного влияния механокатагенеза на нефтегазообразование в складчатых областях и в прилегающих областях платформы в последнее время разрабатывается , , и др.

Венд-кембрийский этап нефтегазонакопления на территории НБА, связанный с поступлением огромной массы УВ и седиментогенных элли-зионных вод из Байкало-Патомской миогеосинклинальной зоны, был, по-видимому, главным в формировании ресурсов нефти и газа в Непско-Ботуобинской НГО. Близкую точку зрения об основных источниках генерации и миграции УВ на НБА, но с несколько других тектонических позиций развивает и [34].

Последующие этапы нефтегазонакопления на НБА обстоятельно проанализированы нами [56, 119], поэтому ниже они рассмотрены в самых общих чертах. Важно подчеркнуть, что позже аналогичные по методологии исследования выполнены во ВНИГРИ под руководством и [89], и они в главном подтвердили наши выводы, что свидетельствует в пользу их достаточно высокой обоснованности.

Следующий этап интенсивной генерации УВ в очагах нефтегазообразования в районах, окружающих НБА, датируется самым концом раннего - средним палеозоем. В этот период в связи с энергичным погружением Курейской синеклизы начал погружаться северо-западный склон НБА, и она еще более обособилась как крупнейшая надпорядковая положительная замкнутая структура. Одновременно сформировались четыре значительных по территории очага нефтегазообразования - в пределах Предпатомского прогиба, в Вилюйской, Курейской и более отдаленный в При-саяно-Енисейской синеклизах. На этом этапе началась генерация нефти и УВГ на склонах антеклизы, в первую очередь на северо-восточном и восточном. Процессы нефтегазообразования в этот период охватили отложения венда и кембрия, в том числе и в межсолевых карбонатах. Однако генерационный потенциал этих резервуаров был не очень высоким (рис. 72).

В экранирующих и проницаемых горизонтах терригенных нижне - и верхненепского резервуаров средневзвешенные концентрации органиче­ского углерода изменяются от 0,05 до 0,5 %. Максимальных значений они достигают в экранирующих горизонтах (0,2-0,5%), минимальных

Рис. 72. Динамика погружения вендских и кембрийских отложений в зоны различной интенсивности процессов нефтегазообразовання в центральной части Непско-Ботуобинской антеклизы (А) и в Предпатомском региональном прогибе (Б).

(0,05-0,2%) в проницаемых (рис. 73). По площади концентрации Сорт в нижненепском резервуаре уменьшаются от наиболее приподнятых участков антеклизы к погруженным и далее в Предпатомский прогиб. В верхненепском резервуаре, как в проницаемом, так и экранирующем комплексах, схема обратная. Зоны повышенных содержаний Сорг (0,2- 0,5% и выше) локализуются в Предпатомском прогибе, связаны они с распространением обогащенных аквагенным (сапропелевым) ОВ пород в кровле непской свиты. Впервые они описаны в скв. 189 Ичерской площади. Это 10-метровый пласт аргиллитов со средним содержанием Сорг ‑ 5,6%, в отдельных прослоях его концентрации увеличиваются до 9,0%.

В нижнеиктехском терригенно-сульфатно-карбонатном резервуаре содержание углерода несколько ниже, чем в подстилающих резервуарах (0,05-0,40%). Зона повышенных концентраций (0,2-0,4%) локализуется в Предпатомском прогибе и юго-западной части НБА.

Еще меньшие концентрации Сорг фиксируются в карбонатных под-солевых резервуарах, здесь доминируют зоны, где в карбонатах доля Сорг не превышает 0,1%. Зоны сравнительно высоких концентраций (0,1- 0,2%) тяготеют к наиболее погруженным участкам НБА в северо-западной и юго-восточной ее частях, а также в Предпатомском прогибе.

Катагенетическая превращенность OB в подсолевых резервуарах изменяется от подэтапа MK1№ до подэтапа МК3№. Наибольшая превращенность ОВ фиксируется в непских резервуарах. Здесь, в Предпатомском прогибе, прогнозируется зона МК3№, в погруженных участках НБА ‑ МК2, а на Непском своде и прилегающих к нему районах - MK1І. В даниловских резервуарах преобразованность ОВ значительно ниже. В Предпатомском прогибе и погруженных склонах НБА ОВ находится на подэтапе МК2, на Непском своде - MK1№, в прилегающих к нему территориях ‑ MK1І. В породах усольской свиты на большей части НБА катагенез ОВ соответствует подэтапу MK1І, на Непском своде - MK1№ в Предпатомском прогибе и наиболее погруженных частях НБА ‑ МК2 (см. рис. 76).

Распределение сингенетичных хлороформенных битумоидов (СБ) находится в прямой зависимости от концентрации органического вещества и степени его катагенетической превращенности. Максимальные содержания битумоидов локализуются в зонах с повышенными концентрациями ОВ и катагенезом, не превышающим этапа МК2.

В непских резервуарах зоны с повышенными концентрациями хлороформенного битумоида (0,01-0,02 %) приурочены к центральным районам НБА, на склонах они ниже и не превышают 0,01%. В районах распространения пород, обогащенных аквагенным ОВ, например в Ичерской скв. 185, содержание битумоидов достигает 0,2%.

В карбонатных подсолевых резервуарах в основном концентрация битумоидов составляет 0,005-0,02%.

Битумоиды этих комплексов весьма сходны по составу. Они характеризуются повышенным содержанием УВ, малым - асфальтенов, низкой сернистостью (см. табл. 28). По сравнению с описанными выше битумо-идами рифея в составе н-алканов этих битумоидов в максимальных концентрациях находятся н-алканы меньшей молекулярной массы - С16-С19. Много меньше и концентрация всей массы н-алканов. В составе изо-али-фатических структур роль изопреноидных несколько меньше. При общей столь же значительной алифатичности изо-циклоалканов роль нафтеновых структур в них несколько выше. В нафтеноароматической фракции выше доля полиядерных аренов (10,60-35,10%), а среди них - нафталиновых структур (6,1-11,4%).

В составе битумоидов достаточно отчетливо проявляются изменения, вызванные катагенезом, и сопутствующие ему эмиграционные эффекты.

Так, до палеоглубины 3000 м, после которой намечается интенсивная эмиграция жидких УВ, в составе битумоидов отмечается повышение углерода (до 85,58%), водорода (до 14,05%), УВ, понижается количество серы и асфальтенов. На больших глубинах в связи с эмиграцией наиболее легкой, мигрантноспособной части битумоидов наблюдается обратный эффект. Наиболее отчетливо следы этих процессов фиксируют н-алканы, в составе которых до палеоглубины 3000 м постепенно накапливаются короткоцепочечные структуры (от С17-С20 ‑ на глубине 2487 м до С14-С17  ‑ на глубине 3000 м), а глубже в связи с их эмиграцией происходит накопление длинноцепочечных структур (С23-С26) (см. табл. 29).

Детально вопросы геохимии РОВ в вендских и кембрийских породах НБА и прилегающих структур рассмотрены в работах [29, 39, 56, 89]. Все они, так же как и приведенный выше иллюстративный материал, доказывают нефтепроизводящий характер этих толщ.

В терригенных резервуарах максимальные массы и объемы жидких и газообразных УВ эмигрировали из районов с повышенными мощностями резервуаров, концентрациями ОВ и высокой катагенетической преобразованности ОВ. Это районы Предпатомского прогиба. Здесь интенсивность эмиграции жидких УВ и генерации УВ газов изменяется от 20 до 300 тыс. т/км2. На территории НБА она значительно ниже и не превышает 150 тыс. т/км2, на большей части территории антеклизы она составляет 20 тыс. т/км2.

Рис. 73. Распределение органического углерода, сингенетичных хлороформенных битумоидов и степень катагенетичеекой прещращенности органического вещества в проницаемых горизонтах нижненепского (А), верхненепского (Б), нижнеданиловского (В), верхнеданиловского (Г) и усольского (Д) мезорезервуаров Непско-Ботуобинской антеклизы и прилегающих территорий.

1, 2 - изолинии: 1 - современных остаточных концентраций сингенетичных хлороформенных битумоидов (% на породу) (а - установленные, б - предполагаемые), 2 - современных остаточных концентраций органического углерода (% на породу), интенсивностей эмиграции жидких (в тыс. т/км2) и генерации газообразных (в млн. м3/км2) УВ (а ‑ установление, б ‑ предполагаемые).

В терригенных нефтегазогенерационных комплексах интенсивности эмиграции жидких УВ и генерации УВ газов изменяются соответственно от 3 до 300 тыс. т/км2 и от 2 до 120 млн. м3/км2 в нижненепском генерационном комплексе, а от 1 до 200 тыс. т/км2 и от 0,5 до 150 млн. м3/км2 - в верхненепском. И в том и другом комплексе отмечается одинаковая тенденция увеличения интенсивно-стей эмиграции и генерации УВ от сводовых частей антеклизы к наиболее погруженным. Предполагается, что максимальные значения интенсивностей масштабов нефтегазообразования наблюдались на территории Байкало-Патомского прогиба, где генерационные комплексы венда и кембрия размыты в инверсионную стадию развития платформы. Несколько меньшие интенсивности эмиграции жидких и генерации газообразных УВ прогнозируются в Катангской седловине (20-100 тыс. т/км2, 3-20 млн.' м3/км2- в нижненепском и 50-150 тыс. т/км2; 10-70 млн. м3/км2 - в верхненепском генерационных комплексах) и прилегающих районах Курейской синеклизы (рис. 74). Своеобразен нижнеиктехский Генерационный комплекс - он является переходным от чисто терригенных к