Непско-Ботуобинская антеклиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / , , и др. - Новосибирск: Наука, 1986. 245 с (стр. 34 )

Не исключено также, что в некоторых случаях вблизи поступавших по разломам высоконапорных рассольных вод последние могли пространственно смещать залежи нефти, осуществляя природное законтурное и внутриконтурное заводнение, т. е. играть роль агента, способствовавшего переформированию месторождений.

Процессы эпигенетической цементации пород, конечно, не были одноактными [36, 106]. Они происходили как на ранних, начиная с диагенеза, так и на поздних этапах. Все же в силу существенной активизации гидротермальной деятельности в пермо-триасе масштабы этих процессов, особенно выпадение солей, вероятно, наиболее значительны.

Современное пространственное распределение залежей УВ на антеклизе, их состав и особенности окончательно сформированы в позднемезозойско-кайнозойский этап. Он характеризовался следующими тремя основными особенностями: подъемом территории на 200-400 м в неотектоническую фазу, снижением геотермического градиента и формированием в самый последний период панциря (до 100-200 м) многолетнемерзлых толщ в северной части антеклизы. Все это привело к дополнительному выпадению сульфатов и галита, засолонению коллекторов и выделению в свободную фазу больших объемов газа и дальнейшему запечатыванию нефти в литологически экранированных залежах.

Позднемезозойско-кайнозойский этап характеризовался активизацией дизъюнктивной тектоники, сопровождавшейся развитием зон трещиноватости. Последнее стало причиной неоднократного возобновления вертикальной миграции флюидов, фронт которых достигал не только карбонатных подсолевых резервуаров, но и временами проникал в усольский, бельский и булайский карбонатные резервуары.

Рассеивание УВ из залежей происходит и в современную геологическую эпоху. Об этом свидетельствуют наличие установленных , и другими диссипативных полей УВГ над нефтегазовыми залежами углеводородных скоплений и обогащенность законтурных вод нефтяных и газонефтяных месторождений аквабитумоидами.

Таким образом, залежи нефти и газа в Непско-Ботуобинской НГО имеют длительную и сложную историю. В смысле времени поступления в конкретную ловушку они могут иметь возраст от венд-кембрийского до неоген-четвертичного включительно. В силу изменения во времени геометрии и объема порового пространства ловушек, многократного поступления в них новых порций УВ и массообмена, связанного с этими процессами переформирования залежей, а также под воздействием естественного «старения» и разрушения залежей масса УВ, фазовый состав и термо - барические условия в них не оставались постоянными. Это вело к перемещению газожидкостных контактов, к формированию на контактах сложных геохимических сред, оказавших влияние на состав нефтей в приконтурных зонах и на литологические особенности самих этих приконтурных зон. Многочисленные акты стояния и движения газожидкостных контактов и связанные с этим процессы разуплотнения и цементации коллекторов в терригенном комплексе венда отмечены ранее , и другими и в последнее время убедительно подтверждены в детальном и прецизионном исследовании на примере Ярактинского месторождения.

Завершая рассмотрение истории залежей УВ в Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, необходимо провести сравнительный анализ УВ, рассеянного ОВ и нефтей и с позиций их дальнейшей истории объяснить их современный состав. Как было показано ранее [29, 86] и в главе 8, состав нефтей НБА варьирует в весьма широких пределах - от весьма легких, представленных преимущественно низкокипящими фракциями, содержащими сравнительно мало углеводородов, кипящих при температуре выше 300°С, малосмолистых, малосернистых, практически безасфальтеновых до «нормальных» нефтей, содержащих в «обычных» пропорциях УВ с различной температурой кипения и гетероциклические соединения, средней плотности и тяжелые. и еще в 1964 г., когда в регионе были известны лишь нефти «фильтрованного» или «конденсатного» генезиса, такое многообразие нефтей в Лено-Тунгусской НГП было предсказано.

При сравнении высокомолекулярных с точки зрения генотипа наиболее информативных фракций битумоидов и нефтей обращает на себя внимание одно главное обстоятельство - в верхнепротерозойских и кембрийских нефтепроизводящих толщах и в дочерних нефтях, аккумулировавшихся в вендских, венд-кембрийских и кембрийских резервуарах на НБА, четко видно их генетическое единство. Все они характеризуются преимущественно алифатическим составом, преобладанием (за исключением высокопреобразованных разностей РОВ, давно переживших и ГФН, и ГЗН) изо-алифатических УВ над н-алканами, повышенными концентрациями н-алканов С16-С19, т. е. углеродными скелетами, свойственными карбоновым кислотам и н-алканам фитопланктона, а среди изо-алифатических УВ - значительной ролью еще одной группы биомаркеров - изо-преноидов. Для аренов верхнепротерозойских и кембрийских нефтепроизводящих толщ и дочерних нефтей характерно преобладание моно - и биомолекулярных соединений, т. е. очень низкая конденсированность. Важно подчеркнуть еще одну, не рассматривавшуюся обстоятельно выше, особенность нефтей НБА и ОВ нефтепроизводящих толщ - все они обогащены изотопом 12С, что свойственно аквагенному ОВ и в верхнем протерозое, и в фанерозое (, , ).

Все эти нефти отнесены к типу Б, алкановому, малопарафинистому [28, 29].

Разнообразие нефтей НБА связано, на наш взгляд, с массообменом между газовой и жидкой фазами УВ в процессе первичной аккумуляции УВ в ловушки, что привело к миграции более тяжелых, высокомолекулярных нефтей к палеосводу антеклизы и затем через литологические окна и по зонам дизъюнктивных нарушений в карбонатные подсолевые и межсолевые резервуары. Дифференциальное улавливание при этом проявилось не только в разделении газообразных и жидких УВ, но и в дифференциации на путях миграции компонентов самих нефтей. При этом нужно иметь в виду, что в силу гравитационного разделения УВ и гетероциклических УВ в залежах, а также интенсивного взаимодействия нефть - породы - воды на древних водонефтяных контактах новыми порциями газа из ловушек вытеснялись и мигрировали далее по восстанию пластов прежде всего тяжелые, обедненные бензинами, более смолистые разности нефтей. Эта «первичная» картина усилена поступлением новых порций УВГ в ловушки и формированием за счет перехода бензинов в конденсатный газ в нефтяных оторочках и подушках более тяжелых нефтей.

В эпохи подъема территории, как уже отмечалось, конденсат выпадал в жидкую фазу и давал начало «конденсатным» нефтям. Сильно измененные, безасфальтеновые нефти должны были образовываться и как продукт термического крекинга нефтей в природных условиях при внедрении в зоны уже сформированных залежей интрузий траппов. На некоторые из этих явлений ранее уже обращали внимание , , и др. [35, 38, 61, 106 и др.].

Определенное влияние имели превращения нефтей в залежах, связанные с взаимодействием в условиях повышенных температур нефтей с сульфатсодержащими породами. Именно этими явлениями объясняется, скорее всего, обогащенность нефтей горизонта Б1 (осинского) низкокипя-щими меркаптанами [29].

Не исключено влияние в отдельные эпохи на состав нефтей и процес­сов криптогипергенеза, во всяком случае в отложениях ангарской и бу-лайской свит, а на северо-востоке антеклизы и более древних отложений (по и ). Эти процессы вели к формированию всей гаммы нафтидов до мальт, асфальтов и асфальтитов включительно.

Завершая этот краткий очерк истории залежей нефти и газа в вендских и венд-кембрийских отложениях Непско-Ботуобинской НГО, следует еще раз подчеркнуть, что геология этого региона убедительно подтверждает правильность гениальных догадок и о возможности генерации нефти еще в докембрии, получивших теоретическое обоснование на современном уровне в работах , , и их последователей (, , и др.). Анализ нефтегазоносности Непско-Ботуобинской НГО на конкретном примере показывает, что исторический, диалектико-материалистический подход к познанию закономерностей нефтегазообразования и нефтегазо-накопления в осадочной оболочке Земли и образующих ее структурах ‑ седиментационных нефтегазоносных бассейнах - является единственно правильным.

10. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

Перспективы нефтегазоносности древнейших докембрийских и кембрийских толщ Сибирской платформы высоко оценены в конце 20-х - начале 30-х гг. , , . Со времени этих общих оценок территория, выделяемая ныне как Непско-Ботуобинская антеклиза, всегда рассматривалась как перспективная для поисков нефти и газа. Еще в 1937 г. на Карте перспектив нефтегазоносности азиатской части СССР достаточно высоко оценил ее . Подобную оценку давали в дальнейшем , , и другие исследователи, но лишь в конце 60-х - начале 70-х гг. нынешняя территория Непско-Ботуобинской антеклизы признана первоочередным районом концентрации региональных и поисковых работ в центральных и южных районах Лено-Тунгусской НГП. С этого времени эта территория выделена как самостоятельная нефтегазоносная область и принимается всеми специалистами при нефтегазогеологическом районировании Сибирской платформы и территории СССР в целом [29, 60].

В течение последних 10-15 лет оценка перспектив нефтегазоносности Сибирской платформы является предметом острой и неутихающей научной дискуссии. Главные вопросы, по которым она развивается, сводятся к следующим: могли ли древнейшие верхнепротерозойские и нижнепалеозойские осадочные толщи генерировать значительные массы УВ (фактор эволюции биосферы), могли ли в осадочной оболочке Земли в целом и на Сибирской платформе в частности сохраниться крупные скопления УВ в столь древних отложениях (фактор времени), могли ли сохраниться скопления УВ в зонах интенсивного траппового магматизма, в зонах активного новейшего воздымания и т. п. (фактор истории залежей УВ), в каких районах можно ожидать максимальной концентрации УВ? Каким может быть соотношение жидких и газообразных УВ в этих конкретных геологических условиях?