125 Се кция 2 НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ МОРЕЙ И ОКЕАНОВ
advertisement
СЕКЦИЯ 2. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ МОРЕЙ И ОКЕАНОВ ЗЕМЛИ 125 Секция 2 НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ МОРЕЙ И ОКЕАНОВ ЗЕМЛИ ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПЕРМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ АНАБАРО-ХАТАНГСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ М.В. Абрамов Научные руководители заведующий лабораторией С.А. Моисеев, м.н.с. М.А. Фомин Новосибирский национальный исследовательский государственный университет, г. Новосибирск, Россия Анабаро-Хатангская нефтегазонсная область (НГО) располагается на севере Сибирской платформы, на побережье моря Лаптевых. В административном отношении территория находится в северо-восточной части Красноярского края и северо-западной части Республики Саха (Якутия) (Рис. 1). Рис.1 Обзорная карта Анабаро-Хатангской НГО Вопросы, касающиеся геологического строения, истории геологического развития и нефтегазоносности изучаемого региона, в разные годы рассматривались И.П. Атласовым, В.Е. Бакиным, К.В. Боголеповым, А.Г. Войцеховской, Н.А. Гедройцем, И.С. Грамбергом, В.В. Гребенюком, С.М. Данилкиным, А.И. Данюшевской, А.М. Зотеевым, М.К. Калинко, М.Е. Капланом, Ю.Н. Карогодиным, Г.Н. Карцевой, В.А. Каширцевым, А.Э. Конторовичем, Л.Л. Кузнецовым, М.А. Левчуком, К.И. Микуленко, В.И. Москвиным, В.Д. Накаряковым, И.Д. Поляковой, З.З. Ронкиной, В.Н. Саксом, А.Ф. Сафроновым, Г.Ф. Степаненко, Д.С. Сороковым, Н.А. Сягаевым, Д.Б. Тальвирским и другими [3, 4, 6, 7, 8]. В истории геологического изучения и проведения геологоразведочных работ на территории исследования можно выделить три основных этапа. Первый этап: 1933–1953 гг., когда было пробурено 52 глубоких и 382 колонковых скважин. За период было добыто около 2000 тонн нефти. Несмотря на успехи в поисках залежей углеводородов, в 1953 году работы прекратились. В 80-е годы по инициативе В.Д. Накарякова и А.Э. Конторовича работы возобновились. Проводились геофизические исследования, и было пробурено 18 скважин. Промышленных притоков углеводородов получено не было. 126 ТВОРЧЕСТВО ЮНЫХ – ШАГ В УСПЕШНОЕ БУДУЩЕЕ В настоящее время в рамках реализации «Основ государственной политики Российской Федерации в Арктике на период до 2020 года» особо остро встал вопрос доизучения геологического строения и нефтегазоносноти Анабаро-Хатангской НГО. В 2004-2008 гг. в различных научных и производственных организациях, в том числе и ИНГГ СО РАН, проводились обобщения геолого-геофизических материалов. В 2009-2013 годах на территории исследования за счет средств федерального бюджета проводятся региональные сейсморазведочные работы. Разрез осадочного чехла представлен двумя комплексами. Верхнепалеозоймезозойский осадочный комплекс представлен преимущественно терригенными отложениями, а верхнепротерозой-нижне-среднепалеозойский – преимущественно карбонатными породами. Нефтегазопроявления на территории района исследования были отмечены практически по всему разрезу осадочного чехла. Притоки нефти были получены из кожевниковской свиты (пермь) на Ильинской, Кожевниковской и Южно-Тигянской площадях, а также из гуримисской свиты (триас) на Нордвикской площади. В тектоническом отношении район исследований приурочен к территории, которая ранее именовалась как Анабаро-Хатангская седловина. По современным структурным построениям на территории исследования выделена система приподнятых и опущенных блоков, осложненная структурами II и III порядков, а также многочисленными разрывными нарушениями. Одним из важных вопросов является источник нефти на изучаемой территории. Значительные концентрации гаммацерана в нефтях практически безошибочно указывают на повышенную соленость условий формирования материнских отложений, поэтому все изученные нефти и нафтиды в пределах Анабаро-Хатангской НГО обязаны своим происхождением главным образом органическому веществу материнских пород девонского соленосного комплекса [5]. Моделирование нефтегазовых систем, выполненное в ИНГГ СО РАН, показало, что девонский осадочный комплекс с рубежа карбона-перми испытывал резкое погружение, а в пермский период вошел в главную зону нефтеобразования. За все годы изучения в пределах Анабаро-Хатангской НГО был разбурен ряд локальных поднятий. Еще несколько структур были подготовлены к глубокому бурению. Для того чтобы оценить перспективы нефтегазоносности локальных поднятий исследуемой территории, необходимо было провести анализ их истории тектонического развития и определить, было ли сформировано то или иное локальное поднятие к концу палеозоя (пермский период), и соответственно, могло ли оно являться структурной ловушкой для залежей углеводородов. Такой анализ был выполнен для локальных структур, материал по которым являлся кондиционным. Журавлиное поднятие является наиболее изученным сейсморазведочными работами. В современных структурных планах по отражающим горизонтам V (кровля туфолавовой толщи, граница нижнего и среднего триаса), VIб (кровля тустахской свиты нижней перми), VII (кровля карбона-подошва перми) и VIII (граница венда-кембрия) палеозойских отложений структура представляет собой крупную брахиантиклинальную складку субширотного простирания, которая с юга ограничена крупным разрывным нарушением раннепермского возраста. Выполнен анализ карт толщин палеозойских отложений. В раннем-среднем палеозое Журавлиная структура представляла собой контрастное поднятие, окруженное на севере и на юге депрессионными зонами. В ранней перми началось воздымание южного обрамления, которое продолжилось и в позднепермскораннетриасовую эпоху. Выполненное исследование показало, что в позднем палеозое (в пермский период) Журавлиной структуры как обособленного поднятия не существовало (Рис. 2). Из этого следует, что в это время здесь не было структурной ловушки, которая могла бы аккумулировать и формировать залежи нефти. Структура как положительный тектонический элемент была сформирована в постпалеозойское время, а девонские СЕКЦИЯ 2. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ МОРЕЙ И ОКЕАНОВ ЗЕМЛИ 127 нефтематеринские толщи в это время входили в нижнюю зону интенсивного газообразования и газонакопления. Тем самым, можно предположить, что перспективы этого поднятия в отношении нефтеносности не высоки, однако оно могло служить ловушкой для залежей газа [2]. Рис.2 Карты толщин основных сейсмостратиграфических комплексов между отражающими горизонтами в пределах Журавлиного поднятия Лабазная локальная структура в рельефе современных структурных планов, начиная с рубежа венда-кембрия, ярко выражено в качестве положительного тектонического элемента. Лабазное куполовидное поднятие, расположенное в центральной части планшета, развивалось как контрастный положительный тектонический элемент в течение всего палеозоя (рис. 3). Это позволяет сделать вывод, что в пределах Лабазной структуры возможно обнаружение залежей углеводородов в антиклинальной ловушке [1]. Подобные работы были выполнены по Южно-Тигянской, Косистой, Белогорской и Апрелевской локальным структурам. Рассмотренные в настоящей работе локальные поднятия осложняют положительные тектонические элементы первого порядка: Тигяно-Анабарский, Нордвикский и Киряка-Тасский мегавалы. Автор приходит к выводу о том, что, в целом, три положительные структуры I порядка можно разделить по степени перспективности, а также по типу насыщения продуктивных толщ углеводородными флюидами (нефтенасыщенные и газонасыщенные) (рис. 4). К Тигяно-Анабарскому мегавалу приурочены три рассмотренные положительные структуры III порядка. Белогорское и Косистое поднятия перспективны в отношении нефтеи газоносности, а на Южно-Тигянской площади был получен промышленный приток нефти еще в 40-е годы XX столетия. Отсюда можно сделать вывод о том, что Тигяно-Анабарский мегавал перспективен в отношении нефте- и газоносности. 128 ТВОРЧЕСТВО ЮНЫХ – ШАГ В УСПЕШНОЕ БУДУЩЕЕ Рис.3 Карты толщин основных сейсмостратиграфических комплексов между отражающими горизонтами в пределах Лабазного поднятия Нордвикский мегавал осложнен Нордвикским и Западно-Нордвикским куполовидными поднятиями. На полуострове Юрюнг-Тумус в 30-е годы был получен приток нефти. Лабазная положительная структура IV порядка является продолжением Западно-Нордвикского куполовидного поднятия и перспективна в отношении нефте- и газоносности. Отсюда можно предположить, что Нордвикский мегавал перспективен в отношении нефтегазоносности. Киряка-Тасский мегавал осложнен двумя структурами III порядка: Журавлиным и Апрелевским поднятиями. Анализ карт мощностей позволяет сделать вывод, что обе структуры были сформированы в постпалеозойское время. Это позволяет предположить, что Киряка-Тасский мегавал менее перспективен в отношении нефтегазоносности. В постпалеозойское время девонские отложения, как нефтематеринские породы находились в нижней зоне интенсивного газообразования и газонакопления, что позволяет автору настоящей работы сделать предположение, что основным типом углеводородных флюидов здесь может быть только газ. СЕКЦИЯ 2. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ МОРЕЙ И ОКЕАНОВ ЗЕМЛИ 129 Рис.4 Схема перспектив нефтегазоносности Анбаро-Хатангской НГО Литература 1. Абрамов М.В. Влияние истории формирования локальных поднятий АнабароХатангской НГО на перспективы их нефтегазоносности // Всероссийская молодежная научно-практическая конференция «Науки о Земле. Современное состояние». Геологический полигон Шира, республика Хакасия, 2013. – С. 87 – 88. 2. Абрамов М.В. Оценка перспектив нефтегазоносности локальных поднятий Анабаро-Хатангской НГО // Материалы 51-й Международной научной студенческой конференции «Студент и научно-технический прогресс». – Новосибирск, 2013. – С. 90 3. Грамберг И.С. Геохимические исследования как один из методов поисков генетических признаков нефтематеринских толщ (на примере арктических районов СССР) // Нефтегазоносность севера Сибири / Под ред. И.С. Грамберга и М.К. Калинко. – Л.: Гостоптехиздат, 1958. – С. 171 – 182. 4. Калинко М.К. История геологического развития и перспективы нефтегазоносности Хатангской впадины. – Л., Гостоптехиздат, 1959. – 360 с. 5. Каширцев В.А. и др. Генезис нефтей и нефтепроявлений Анабаро-Хатангской седловины (Арктический сектор Сибирской платформы) // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири, 2013. – №1. – С. 54 – 63. 6. Кузнецов Л.Л. Научное обобщение геолого-геофизических материалов с целью структурно-фациального и нефтегазогеологического районирования перспективных земель территории Таймырского АО. – Фонды КНИИГиМС, Красноярск, 2001ф. – 349 с. 7. Левчук М.А. Литология и перспективы нефтегазоносности юрских отложений Енисей-Хатангского прогиба. – Новосибирск: Наука, 1985. – 166 с. 8. Степаненко Г.Ф. Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности верхнепалеозойских и мезозойских отложений Анабаро-Хатангской седловины / Диссертация на соискание степени кандидата геологоминералогических наук. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1985ф. – 184 с.
