Непско-Ботуобинская антеклиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / , , и др. - Новосибирск: Наука, 1986. 245 с (стр. 33 )

Выполненные палеотектонические реконструкции свидетельствуют о том, что в венде и в раннем кембрии в пределах Верхнечонского месторождения унаследованно развивалась моноклиналь, наклоненная на юг. В ней могли быть неантиклинальные ловушки, несколько смещенные относительно современной структуры.

Верхневилючанское месторождение приурочено к одноименному поднятию. По кровле борулахской свиты оно представляет собой куполовидную складку размером 40Ч60 км и амплитудой 225-250 м. Сводовая часть поднятия осложнена двумя куполами. По материалам бурения на структуре выделяется ряд разрывных нарушений.

Выполненные палеотектонические исследования показывают, что Верхневилючанское поднятие является типичной постседиментационной структурой. В течение вендского и кембрийского периодов на территории поднятия развивалась моноклиналь, наклоненная в юго-восточном направлении. В отдельные моменты развития структуры наблюдалось ее осложнение. Время формирования структурной ловушки месторождения посткембрийское.

Среднеботуобинское месторождение приурочено к одноименному поднятию. По наиболее глубоким горизонтам осадочного чехла оно представляет собой несколько вытянутую брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания размером 30Ч70 км. Структура характеризуется обширным плоским сводом. Ее восточное крыло осложнено рядом дизъюнктивных нарушений северо-восточного простирания.

Палеотектонические реконструкции, выполненные для вендского и кембрийского периодов, свидетельствуют, что в течение этого времени на территории Среднеботуобинского месторождения унаследованно развивался склон более крупной положительной структуры, имеющий юго-восточное падение. В зоне месторождения к северу - северо-западу от него могли быть неантиклинальные ловушки. Антиклинальная ловушка месторождения сформирована в посткембрийское время.

Марковское месторождение линейной зоной разрывных нарушений делится на две части: восточную и западную. Восточная, более обширная часть представляет собой пологую моноклиналь, наклоненную в юго-восточном направлении. Превышение наиболее приподнятых участков над опущенными составляет 150 м. Западная часть месторождения также является моноклиналью с тем же азимутом падения, но с более пологим залеганием.

Палеоструктурные планы Марковского месторождения в венде и раннем кембрии отличались от современных. В течение этого периода на территории месторождения унаследованно развивалась моноклиналь, наклоненная к юго-западу, и осложняющие ее два относительно приподнятых участка. При таком структурном плане газоконденсатная залежь в парфеновском горизонте в современном контуре формироваться не могла. Литологическая ловушка в осинском горизонте Марковского месторождения также сформировалась в посткембрийское время, поскольку дизъюнктивные нарушения, с которыми она связана, являются постседиментационными [13,2].

Таким образом, в вендский и кембрийский периоды на всех рассматриваемых месторождениях современные антиклинальные ловушки залежей углеводородов еще не сформировались, а литологические имели несколько иное положение, чем сейчас. Второе обстоятельство. В девоне территория НБА, вероятно, испыта­ла воздействие, что привело к снижению пластовых температур и давле­ний. В результате нарушилось фазовое равновесие в залежах. Вследствие этого в залежах конденсатного газа часть конденсата перешла в жидкую фазу и обогатила низкокипящие фракции нефтей. Особенно интенсивно это должно проявиться на склонах антеклизы, где залежи преимущественно газовые, а содержание стабильного конденсата в них весьма значительно. Именно таким образом могли начать формироваться оторочки так называемых конденсатных нефтей. В нефтяных залежах снижение пластовых давлений должно было привести к выделению газа в свободную фазу и формированию или же увеличению размеров газовых шапок. Наконец, газ мог выделяться в свободную фазу из подземных вод и также аккумулироваться в ловушки. Оба эти процесса могли вести к вытеснению части нефти из ловушек и ее рассеиванию либо перераспределению.

Заключительный этап активного формирования скоплений УВ на НБА имел место в перми и триасе. Он связан с формированием Тунгусской синеклизы и Вилюйской гемисинеклизы. Соответственно УВ поступали на антеклизу из двух очагов. Основными нефтегазогенерирующими толщами были вендские терригенные и венд-кембрийские и кембрийские карбонатные породы. Вендские и венд-кембрийские образования достигли к этому времени термобарических условий ГЗГ, а кембрийские частично ГЗН. Следовательно, существовали два миграционных потока УВ - в подсолевых отложениях преимущественно газовый, а в межсолевых проницаемых комплексах преимущественно нефтяной. Вероятно, этот подток УВ, как и на предшествующем этапе, в значительной мере восполнял естественные потери УВ из залежей.

Главным событием заключительных фаз этого периода был трапповый магматизм, усложнивший закономерности размещения скоплений УВ в Лено-Тунгусской НГП в целом и в Непско-Ботуобинской НГО в частности.

Влияние траппового магматизма многопланово. Во-первых, прогрев внедрившимися силлами, распространившимися на огромные территории (см. раздел 4.3), осадочного чехла способствовал новому усилению генерации УВ, особенно в межсолевых карбонатных комплексах как на самой НБА, так и за ее пределами, в Тунгусской синеклизе. Этому, видимо, способствовали не только чисто термические, но и механохимические процессы.

Во-вторых, в случаях, когда поток магмы проходил в непосредствен­ной близости от залежей, он привел их к частичному разрушению. Элементы подобного разрушения зафиксированы, в частности, на Ярактинском месторождении [35, 38, 107]. Вместе с тем примеры того же Ярактинского и в особенности Верхнечонского месторождений (см. раздел 7.1), где дайка траппов рассекает залежи в пластах В10 и В13 и делит их на блоки, показывают, что масштабы такого негативного воздействия незначительны.

В конкретных геологических условиях Непско-Ботуобинской НГО трапповый магматизм более серьезно проявился, видимо, в других геоло­гических процессах.

Внедрение траппов по зонам флюидопр'оводящих разломов, активизация тектонических нарушений, формирование новых нарушений и многочисленных трубок взрыва резко увеличили сообщаемость резервуаров между собой и с дневной поверхностью. Поскольку основная масса силлов сосредоточена в межсолевых горизонтах, то это, как в периоды внедрения интрузий, так и в моменты затухания магматической деятельности, спо­собствовало перетоку вод и УВ из подсолевых и нижележащих межсоле­вых резервуаров в более молодые, в частности в булайский, в котором, как отмечалось выше, нефтенасыщенность в центральной части НБА весьма высока. Одновременно это вело к перетоку УВГ, вплоть до дневной поверхности, и к дегазации недр. Впервые на это обратили внимание , , и [106].

Примечание. 5, 6, 10 - скважины. А - глубина отбора образцов; Б - количество битума (в % на породу), извлеченного из обломков керна (2-3 см) до высаливания; В - количество битума (в % на породу), извлеченного из обломков керна после высаливания.

Значительные масштабы вторичной миграции УВ, особенно газообразных, из терригенных отложений венда и венд-кембрия с гидротермами в процессе внедрения интрузий и в постмагматический период подтверждаются интересными исследованиями [67 и др.], показавшими, что в закрытых порах трапповых тел, выведенных на поверхность, фиксируются в аномальных по отношению к региональному фону концентрациях не только УВГ, но и гелий.

Внедрение интрузий и связанный с этим прогрев осадочного чехла привели, кроме того, к резкому увеличению растворимости солей и УВ в водах и способствовали формированию рассолов с аномально высокой минерализацией. Рассолы эти в силу их высокой плотности могли опускаться в нижележащие подсолевые резервуары. В последующем, когда температура понизилась, растворы оказались пересыщенными и в поровом пространстве рассолосодержащих коллекторов началось выпадение солей - сульфатов и галита. Это явление зафиксировано на многих площадях, как в межсолевых карбонатных, так и в подсолевых карбонатных и терригенных резервуарах. Понятно, что в заполненные нефтью и газом ловушки рассолы проникнуть не могли и потому в них сохранились фильтрационно-емкостные свойства, которые имели место в доинтрузив-ный период. Выпадение солей запечатывало такие залеяш, создавало эпигенетические литологические экраны. Такая точка зрения сформулирована в творческих дискуссиях , и , а также .

В связи с изложенным представляется интересным обсудить следую­щее явление. Как известно, на Даниловском месторождении и на целом ряде других площадей в засолоненных породах горизонтов Б3-4 и Б5 одновременно фиксируется нефтенасыщение. Содержание битума варьирует от 0,01 до 1,4% на породу. Любопытно выяснить природу этого нефтенасыщения. В СНИИГГиМСе (, , ) проведены следующие опыты. Из нефте-и соленасыщенного недробленного керна хлороформом извлекался битум, затем бидистиллятом соль, затем снова битум, сначала из недробленой, затем из дробленой породы. Результаты некоторых экспериментов при­ведены в табл. 32. Как видно, от 0,01 до 1,3% битума заполняет открытое поровое пространство пород, не запечатанное солью. В закрытых порах его мало (0,01-0,04%).

Как можно объяснить отмеченные факты?

Самое простое допустить, что поскольку нефть заполняет открытое поровое пространство в засолоненных коллекторах, то она пришла в пласт после выпадения соли, т. е. в позднем триасе или даже позже. Это, однако, противоречит всей схеме нефтенакопления на НБА, изложенной выше, и, что более важно, трудно объяснимо в рамках современных представлений о фильтрации нефти. Засолоненные коллекторы имеют ничтожно малую (0,1-3%) пористость и практически непроницаемы.

Более правдоподобно следующее объяснение. Прогрев осадочного чехла интенсифицировал, как уже отмечено, нефтеобразование в карбонатных комплексах. Новообразованная нефть мигрировала вместе с нагретыми рассолами в виде истинного раствора или струйно. Нефтесодержание в водах могло дополнительно увеличиваться за счет обогащения нагретых рассолов УВ из водонефтяных контактов сформировавшихся ранее залежей. При снижении температуры, когда создались благоприятные условия для выпадения соли из рассолов, нефть образовала с ними стойкие эмульсии и вместе с остатками рапы оттеснялась из заполняемых солью пор и концентрировалась в остаточном, так сказать «открытом», пространстве. Следовательно, нефтенасыщенность засолонеиных коллекторов следует рассматривать как прямое доказательство активизации нефтеобразования, а также первичной и, возможно, вторичной миграции нефти в эпоху траппового магматизма.