О возможном открытии на юге Вилюйской синеклизы нового нефтеносного района (Сибирская платформа)

УДК 553.98

о возможном открытии на юге вилюискои синеклизы нового нефтеносного раИона

В.С.Ситников

В статье изложены результаты анализа геолого-геофизических данных разных лет о строении и перспективах нефтегазо-носности осадочного чехла Вилюйской синеклизы. До последнего времени в одноименной нефтегазоносной области выявлены и разведаны лишь газоконденсатные месторождения, связанные с отложениями мезозоя и верхней перми. На этих месторождениях в единичных скважинах получены притоки нефти (до 10-15, редко до 100 м3/сут). Многочисленные проявления нефти зафиксированы почти по всей территории Вилюйской синеклизы в разрезах многих параметрических и поисковых скважин. Впервые комплексно рассмотрены опубликованные и фондовые материалы о нижнепалеозойском комплексе при прогнозируемом отсутствии в разрезе среднепалеозойских образований, подстилающем отложения мезозоя и перми на южном борту синеклизы и залегающем на технически доступных глубинах (до 4 км). С учетом палеотектонических построений, свидетельствующих о наличии здесь субширотной зоны погребенных поднятий, и данных о высоком нефтепроизводящем потенциале нижнекембрийских отложений (куанамская, синская, иниканская и другие свиты-аналоги), а также других геологических предпосылок для нефтенакопления на южном борту синеклизы, впервые прогнозируется возможное открытие принципиально нового нефтеносного района с крупным УВ-потенциалом. В качестве приоритетного объекта для поисков залежей нефти рассматриваются карбонатные толщи кембрийского возраста в непосредственной близости от Западно-Якутской рифовой системы. Предполагается также возможное наличие скоплений нефти в базальных горизонтах перми. Намечены новые методические подходы к ускоренному изучению перспективной нефтеносной зоны.

Ключевые слова: нефть; газ; залежи; миграция; нефтегазоносные области; Вилюйская НГО; Хапчагайский мегавал; южный борт; юра; пермь; кембрий; песчаники; карбонатные горизонты; нефтеносная зона.

В настоящее время все без исключения запасы нефти, учтенные Государственным балансом Российской Федерации по Республике Саха (Якутия), и 4/5 запасов газа, приуроченных к открытым месторождениям, расположены в основном на юго-западе Республики Саха (Якутия) в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (НГО).

Для успешной реализации федерального мегапроек-та, связанного с многолетним наполнением нефтью действующего магистрального нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан в намеченных крупных объемах, требуется ускоренное наращивание запасов нефти в регионах Восточной Сибири (Красноярский край, Иркутская область) и на соседней территории Республики Саха (Якутия). За счет прироста требуемых запасов извлекаемой нефти уровень ее разведанных запасов непосредственно в Якутии должен возрасти не менее чем в 2 раза. Это позволит обеспечить достойный вклад республики в достижение и длительное поддержание намеченных высоких темпов подачи нефти по магистральному экспортно-ориентированному нефтепроводу Восточная Сибирь — Тихий океан.

В последние годы все геолого-разведочные работы на нефть и газ, ежегодно выполняемые в республике в рамках федеральных программ с целью регионального доизучения перспективных территорий, сконцентрированы в основном в довольно обширной субширотной зоне, тяготеющей к трассе нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан.

В плане нефтегазогеологического районирования эти территории в той или иной мере входят в состав Неп-ско-Ботуобинской, Сюгджерской, Западно-Вилюйской, Предпатомской и Северо-Алданской НГО. В последние годы география этих работ несколько расширилась за счет доизучения перспективных территорий прилегающей части южного склона Анабарской антеклизы.

В результате этих региональных исследований, включающих комплексные геофизические работы (сейс-мо-, электро-, грави-, магниторазведка) и бурение единичных параметрических скважин, предусматривается получение геолого-геофизической информации, необходимой для обоснования и выделения новых потенциально нефтегазоносных лицензионных участков, передачи их в пользование на основе аукционов или кон-

курсов для существенного расширения распределенного фонда недр и соответственно для дальнейшего развития минерально-сырьевой УВ-базы.

В программных документах Федерального агентства по недропользованию в перечень указанных территорий, имеющих важное стратегическое значение в связи с их расположением в относительной близости от нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан, в последнее время Вилюйская НГО включена. Однако реализация этого государственного решения практически еще не начата.

Следует отметить, что примерно пятая часть разведанных запасов газа в республике сконцентрирована в месторождениях Вилюйской НГО, которая в тектоническом отношении включает восточную часть Вилюйской синеклизы, прилегающую к центральной части Пред-верхоянского краевого прогиба.

В начале 30-х гг. прошлого столетия известные российские ученые (А.Д.Архангельский, И.М.Губкин, Н.С.Шатский) в своих научных публикациях по обоснованию первоочередных районов для поисков нефти в России ряд территорий в Якутии, включая Вилюйскую впадину, отнесли к числу потенциально нефтегазоносных областей и, тем самым, способствовали началу нефтепоисковых работ в республике [8]. При этом многие годы указанную впадину традиционно рассматривали в качестве крупного тектонического элемента синклинальной формы между Анабарской и Алданской ан-теклизами, сложенного в основном перспективными кембрийскими карбонатными толщами и перекрытого чехлом мезозойских терригенных отложений толщиной до 1 км.

Примерно через два 10-летия после получения первых сейсморазведочных данных по региональному профилю в нижнем течении р.Вилюй, выделения здесь крупного субширотного поднятия амплитудой 1200 м и бурения вблизи Вилюйска одноименной опорной скважины, которая при достигнутой глубине забоя 2988 м не вышла из отложений средней юры, представления о строении и УВ-потенциале Вилюйской впадины существенно изменились.

К настоящему времени по комплексу геофизических работ и глубокого бурения установлено, что в строении осадочного чехла Вилюйской НГО принимают участие образования от рифея до неогена включительно. Палеоген-неогеновые отложения развиты здесь незначительно. Максимальная толщина осадочного чехла установлена в Линденской впадине (до 12 км и более).

В районе Средневилюйского газоконденсатного месторождения (Хапчагайский мегавал) пробурена сверхглубокая скв. 27 глубиной 6519 м, вскрывшая отложения мезозоя, верхней и нижней перми, а также предположительно кровлю верхнего карбона. Многочисленные поисковые и разведочные скважины глуби-

ной 2-3 км (реже до 4 км) приурочены, как правило, к антиклинальным структурам 11-111 порядков в разрезе мезозоя — верхней перми и сосредоточены в основном на месторождениях, выявленных в сводовой части ме-гавала [1].

На территории Вилюйской НГО в строении многоярусного осадочного чехла выделяются практически все тектонические мегакомплексы, известные на востоке Сибирской платформы. Они характеризуются своеобразным строением, несовпадением структурных планов по разрезу и разделены, как правило, региональными стратиграфическими перерывами и несогласиями.

При достигнутой степени геолого-геофизической изученности территорий востока Сибирской платформы Вилюйская НГО является одной из наиболее изученных областей, главным образом за счет обширной информации по отложениям мезозоя и верхнего палеозоя, полученной за многие 10-летия. Наряду с многочисленными данными глубокого бурения, в этой части разреза имеются структурные построения по целому ряду опорных отражающих сейсмических горизонтов (сверху вниз: Ю3; ЮТ; ТП; П2).

Практически все открытые к настоящему времени газовые и газоконденсатные месторождения расположены в центральной части НГО или вблизи нее и приурочены к терригенным отложениям позднепермского, раннетриасового и раннеюрского возраста.

Несмотря на достаточно высокую степень геолого-геофизической изученности Вилюйской НГО, к настоящему времени намечены лишь следующие некоторые закономерности и особенности формирования и размещения залежей УВ-газов в указанных стратиграфических комплексах.

Осадочный разрез, вскрытый глубокими скважинами, является терригенным по составу при существенном преобладании песчано-алевритистых фаций.

Положение выявленных газоконденсатных залежей в мезо-верхнепалеозойской части осадочного чехла контролируется в разрезе тремя глинистыми толщами, играющими роль достаточно надежных экранов (сунтарская свита нижней юры, мономская и неджелин-ская свиты нижнего триаса).

Указанные глинистые покрышки в значительной степени опесчаниваются, сокращаются в объеме и выклиниваются в бортовых частях Вилюйской синеклизы.

В литологическом составе нижнетриасовых и верхнепермских отложений существенную роль играло почти повсеместное присутствие вулканогенного материала вплоть до обособления пластов туффитов и туфо-генных песчаников. В районе Мастахского и Неджелин-ского газоконденсатных месторождений на границе верхней перми — нижнего триаса по керну установлено наличие магматических пород основного состава, излившихся в подводных условиях.

Присутствие в песчано-глинистом разрезе вулканического материала в целом оказало значительное влияние на глинистые отложения в сторону улучшения их экранирующих свойств и вместе с тем способствовало ухудшению фильтрационно-емкостных свойств потенциальных коллекторов в частях разреза, сложенных преимущественно песчаными породами.

Многочисленные геолого-геохимические данные, имеющиеся по газоконденсатным месторождениям Ви-люйской НГО, свидетельствуют о формировании выявленных скоплений газа и конденсата за счет вертикальной миграции УВ снизу вверх по разрезу и их накоплении под указанными экранами. При этом в качестве основной нефтегазогенерирующей толщи рассматриваются верхнепалеозойские угленосные отложения, мощность которых в центральной части Вилюйской НГО достигает 3 км и более.

За небольшим исключением, связанным с Нижне-тюкянским газовым месторождением, геологическая позиция которого до сих пор не вполне ясна, все выявленные залежи и месторождения в Вилюйской НГО приурочены к антиклинальным ловушкам, осложняющим широкие сводовые части крупных валообразных поднятий (Хапчагайский мегавал, Логлорский вал). Последние, в свою очередь, контролируются глубинными разломами, с различной степенью достоверности установленными в низах осадочного чехла и сопряженной с ним верхней части консолидированной земной коры.

Поисковые работы, направленные на выявление возможных залежей УВ в более глубокозалегающих структурно-формационных комплексах, в южной части Вилюйской синеклизы почти не проводились. Исключение составляет вскрытие на южном борту синеклизы в ряде параметрических скважин (Андреевская, Байская, Баппагайская и др.) доверхнепалеозойских отложений в основном разных горизонтов кембрийского возраста при проведении нефтегазопоисковых работ с ориентацией на современный тектонический план мезо-верхне-палеозойского структурного яруса.

Наиболее ранние представления о строении нижнего структурного яруса, подстилающего мезозойские и верхнемезозойские толщи, отражены в статье А.А.Гудкова (1968) [3]. Затем они получили развитие при составлении "Атласа тектонических карт и опорных профилей Сибири" (1981) (под научным руководством ак. А.Л.Яншина и член-корр. АН СССР К.В.Боголепова) [2, 4].

Нижняя доверхнепалеозойская часть осадочного чехла достаточно полно сохранилась в центральной приосевой части Вилюйской синеклизы, где, очевидно, несмотря на многие стратиграфические перерывы и размывы, имевшиеся на востоке Сибирской платформы, сохранился практически весь конседиментационно сформированный доверхнепалеозойский осадочный

разрез (от рифея до среднего палеозоя включительно). Однако, как это было показано на примере скв. Сред-невилюйская-27, глубина залегания доверхнепалеозой-ских отложений превышает здесь 6 км, что в современных экономических условиях недоступно для поисково-разведочного бурения.

В прибортовых частях синеклизы, в связи с их сложным блоковым строением и дифференцированным участием каждого из блоков в вертикальных тектонических движениях, многие толщи размыты вплоть до их полного отсутствия в стратиграфическом диапазоне от девона до верхов кембрия включительно. С учетом специфики развития Вилюйского авлакогена, осадочные образования рифейского возраста в современном осадочном чехле также представлены, по всей видимости, неполно и неповсеместно.

При анализе мощностей и сопоставлении структурных планов по разным комплексам осадочного чехла в бортовых частях Вилюйской гемисинеклизы под отложениями мезозоя и верхнего палеозоя выделяются погребенные поднятия, сложенные, по всей видимости, толщами каледонского тектонического мегакомплекса (кембрий, венд) [4].

Вулканогенные и осадочные образования среднего палеозоя на южном борту Вилюйской синеклизы развиты менее широко, чем на северном борту, и на восточных территориях, очевидно, отсутствуют [2, 4].

С учетом особенностей регионального распространения нефтегазопроизводящих толщ, которые приурочены к разрезам перми и нижнего кембрия и рассматриваются в качестве основных источников УВ при формировании прогнозируемых зон нефтенакопления в Вилюйской синеклизе, с одной стороны, и предполагаемых глубин залегания погребенных поднятий в структурном плане нижнепалеозойского тектонического комплекса, с другой, несомненный интерес представляют ее северо-западная и южная бортовые части. При сопоставлении геологических условий, характерных для каждой из указанных территорий, несмотря на их значительное сходство по многим показателям, приоритетной, на взгляд авторов статьи, является территория Южно-Вилюйского перспективного района, который оценивается как потенциально нефтеносный и более доступный для выявления, опоискования и разведки прогнозируемых скоплений нефти. Район северо-западной бортовой части Вилюйской синеклизы, при наличии необходимых предпосылок для положительной оценки и прогноза возможной нефтеносности разреза, в определенной степени менее предпочтителен в отношении поиска залежей в отложениях нижнепалеозойского тектонического комплекса (более значительные глубины залегания указанных отложений, наличие в разрезе осадочного чехла вулканогенно-магматических образований среднего палеозоя мощностью до 800 м и

более, почти полностью отсутствующих на юге синеклизы, относительно крутое моноклинальное залегание кембрийских и венд-рифейских толщ, установленное здесь в начале 80-х гг. прошлого столетия по редкой сети сейсмических профилей МОГТ-20 и др.). В этой связи территорию северо-западного борта Вилюйской синеклизы, на взгляд авторов статьи, следует рассматривать как вероятный нефтеносный район синеклизы с отнесением его ко второй очереди изучения.

Учитывая многие геологические, геохимические, геофизические и другие данные при сравнительной оценке перспектив нефтегазоносности рассматриваемых территорий, а также имеющиеся ограничения технического и экономического характера, основное внимание целесообразно уделить вопросам обоснования потенциальной нефтеносности собственно южного борта Вилюйской синеклизы.

По данным бурения прошлых лет в центральных районах Западной Якутии, несколько севернее указанных территорий, в пределах Вилюйской синеклизы и прилегающей центральной части Предверхоянского краевого прогиба установлены многочисленные проявления жидкой нефти в отложениях юрского, триасового и пермского возраста. В их числе наиболее значительные нефтепроявления, вплоть до притоков нефти промышленного уровня (10-15, реже до 100 м3/сут), зафиксированы при бурении многих глубоких скважин на стадии поисков, разведки и эксплуатации газоконден-сатных залежей в пределах месторождений, расположенных в сводовой части Хапчагайского поднятия (Средневилюйское, Толонское, Мастахское, Соболох-Неджелинское газоконденсатные месторождения и др.). Проявления нефти отмечены также на Логлорском поднятии (Среднетюнгское и Андылахское газоконденсатные месторождения) и во многих параметрических скважинах, пробуренных при изучении потенциальной газоносности региональной зоны выклинивания триасовых отложений на северо-западном борту Вилюй-ской синеклизы (Западно-Тюнгская, Хоргочумская и Северо-Линденская площади).

К западу от Южно-Вилюйской зоны нефтегазопро-явления зафиксированы в разрезе Чыбыдинской параметрической скважины, вскрывшей мезо-верхнепалео-зойский комплекс отложений, и непосредственно на дневной поверхности в верховьях р.Чыбыда. Восточнее рассматриваемой зоны проявления нефти установлены в отложениях нижнего мела и верхней юры в процессе поискового бурения на соседней территории Предвер-хоянского краевого прогиба (Бергеинская и Олойская площади). К югу от Южно-Вилюйской зоны на соседней территории Алданской антеклизы выявлены и изучены многочисленные обильные битумопроявления в бассейнах рек, крупных левых притоков р.Лена (реки Синяя, Ботома).

Согласно результатам палеогеологических построений, к началу мезозойского периода в Вилюйской сине-клизе в отложениях нижнего палеозоя существовала обширная область нефтенакопления, приуроченная к крупному положительному тектоническому элементу типа структурного мыса, который в значительной степени был сформирован, по всей видимости, в среднепа-леозойский период тектогенеза и простирался далеко к северу со стороны Алданской антеклизы, существенно осложняя структурный план прилегающей синеклизы. В дальнейшем, по мере конседиментационного прогибания и мезозойского осадконакопления, в отложениях верхней перми, нижнего триаса и нижней юры за счет вертикальных перетоков происходило образование нефтяных залежей-спутников.

В конце верхнеюрской и начале нижнемеловой эпох, по мере становления соседней Верхояно-Колым-ской горно-складчатой области, формирования в Ви-люйской синеклизе мезо-верхнепалеозойского структурного плана, близкого к современному, и образования во вновь созданном Хапчагайском валообразном поднятии крупной зоны газонакопления, северная часть указанной области преимущественного нефтенакопления была раздроблена и в значительной степени расформирована. Здесь нефть заняла подчиненное положение в общей флюидодинамической системе газоконденсатных залежей, концентрируясь, вероятно, в виде нефтяных палеооторочек, которые в большинстве своем растворились в газе и к настоящему времени сохранились лишь частично. Основная, более южная, часть рассматриваемой палеообласти нефтенакопления в результате указанных тектонических и нефтегеологических процессов претерпела незначительные изменения и в условиях достаточно надежной гидрогеологической закрытости недр сохранилась, по всей вероятности, в карбонатных горизонтах нижнепалеозойского структурно-формаци-онного комплекса почти в неизменном виде.

Характерно, что результаты исследований, выполненных ранее В.Д.Матвеевым и В.А.Найдановым (1981), по сопоставлению структурных карт по сейсмическим горизонтам, стратиграфически привязанным к пограничным слоям триаса — перми (отражающий горизонт ТП) и верхней части разреза пермских отложений (отражающий горизонт П), косвенно свидетельствуют о наличии крупных локальных выступов, существующих в домезо-зойской части разреза в центральной части Вилюйской синеклизы [5]. Эти данные, уточненные результатами бурения сверхглубокой скв. Средневилюйская-27, вскрывшей при глубине 6519 м пограничные слои нижней перми — верхнего карбона, являются своеобразным дополнительным доказательством правомерности прогнозируемых геологических последствий тектонических процессов, приведших в позднем мезозое к раздроблению указанной единой области палеонефтенакопления.

Отмеченные нефтепроявления разных типов связаны, по всей видимости, с перетоками нефти из более глубоких горизонтов осадочного чехла. С учетом вполне правомерной аналогии с юго-западными районами Якутии, где промышленная нефтеносность древних толщ установлена на многих месторождениях, основные перспективы Южно-Вилюйской перспективной зоны следует связывать, очевидно, с кембрийским карбонатным комплексом.

Вместе с тем, с учетом вероятных процессов вертикальной и латеральной миграции нефтесодержащих флюидов по разрезу осадочного чехла на территории Южно-Вилюйской зоны, вполне возможны вторичные скопления нефти и выше по разрезу, прежде всего в ба-зальных песчаных слоях перми под нижнетриасовым экраном, представленным глинистыми отложениями не-джелинской свиты, и в отложениях нижней юры под сунтарским глинистым экраном.

В пределах южных районов Вилюйской НГО в разрезе нижнего триаса мономская покрышка отсутствует. На стратиграфическом уровне, соответствующем положению мономской свиты в более внутренних районах синеклизы, здесь выделяются маломощные (до 20 м) прерывистые глинистые пачки, которые мало отличаются от локальных покрышек внутри таганджинской и ту-лурской свит. Из-за отсутствия указанного регионального глинистого экрана все триасовые отложения, кроме неджелинской существенно глинистой толщи, сливаются в единый проницаемый комплекс.

Нижнеюрские песчаные отложения имеют в целом благоприятные литологические показатели нефтегазо-носности — невысокий процент глинистости (до 20 %), поровые коллекторы со средним значением Кп от 15-16 до 25 %, достаточно однородный глинистый состав вышележащей сунтарской покрышки. Однако продуктивные горизонты и их аналоги, залегающие непосредственно под этой покрышкой, нередко состоят из чередования маломощных пластов песчаников, алевролитов и глин, что отрицательно сказывается на возможности более полного заполнения ловушек УВ. За многие годы бурения на площадях южнее Хапчагайского нефтегазоносного района газовые залежи в нижнеюрских отложениях не обнаружены. Причины их отсутствия могут быть связаны со спецификой совместного проявления литологических и тектонических условий, поскольку на Южно-Быраканской и Хайлахской площадях в результате глубокого бурения в разрезе мезозоя — верхней перми установлены тектонические нарушения.

Пермские отложения южных районов Вилюйской НГО характеризуются более широким площадным и вертикальным распространением поровых коллекторов по сравнению с Хапчагайским нефтегазоносного района. Коллекторы IV и V классов проницаемости отмечаются в верхней 400-м толще верхней перми в разрезе, вскры-

том глубокими скважинами на Южно-Быраканской площади. Среднее значение Кп коллекторов составляет 14,2 %. В Байской скважине удовлетворительные по-ровые коллекторы имеются по всему разрезу перми. Средние значения Кп составляют 15,8 % в верхнепермской толще и 14 % в нижнепермской.

Как показывает мировая практика, в регионах, подобных Вилюйской синеклизе, где в изученной части разреза нефтегазоносными горизонтами служат исключительно терригенные отложения и их разрез в основном песчаный, наиболее перспективными для поисков неструктурных залежей нефти и газа являются зоны регионального выклинивания. В связи с этим вопросы, связанные с определением положения зон выклинивания в структурном плане палеобассейна, выяснением геологических особенностей, характеризующих строение разрезов перспективных отложений, и изучением данных о величине и характере изменения регионального уклона слоев в процессе геологического развития бассейна, заслуживают в целом самого пристального внимания.

О положении зон выклинивания в отложениях, образовавшихся в краевых частях седиментационных бассейнов раннеюрской эпохи, триасового и конца пермского периодов в пределах исследуемой территории, в настоящее время прямых данных нет. Сугубо условное представление о них можно составить лишь на основании умозрительных логических построений, базирующихся на известных общих закономерностях седиментации в рассматриваемом регионе и анализе строения толщи пермских отложений, вскрытой единичными глубокими скважинами.

При построении и анализе геолого-геофизических профильных разрезов было установлено, что на территории большей части южного борта Вилюйской сине-клизы пермские отложения выклиниваются достаточно резко. Градиент сокращения мощности пермских отложений составляет не менее 12-14 км. Южнее, к Баппа-гайской параметрической скважине, он практически не меняется.

Сокращение мощности происходит в основном за счет последовательного выпадения из пермского разреза нижних слоев и пачек, так как стратиграфический диапазон и мощности верхних горизонтов перми, непосредственно контактирующих с триасовыми отложениями, меняются незначительно. Выклиниваются разные по составу пачки, как глинистые, имеющиеся в разрезе перми, так и песчаные. Характер их выклинивания во многом определяется уклоном поверхности допермско-го размыва. О положении этой поверхности можно судить только по косвенным данным, сравнивая глубины ее залегания на Средне-Вилюйской площади и в районе Верхнесинской параметрической скважины в конце сунтарского времени. Разница в уровнях составляет

примерно 2700 м, при этом градиент регионального уклона указанной поверхности на южном борту Вилюйской синеклизы достигает 14 м/км.

При таких условиях в зоне регионального выклинивания пермских отложений возможно образование стратиграфических ловушек прилегания в нижней база-льной части разреза. Предполагаемая зона их развития условно трассируется вдоль всего южного борта синеклизы, за исключением отдельных небольших участков с малыми глубинами современного залегания пермских отложений.

В западной части южного борта синеклизы, в прогнозируемой зоне выклинивания, перспективная толща пермских отложений непосредственно перекрывается неджелинской свитой, являющейся региональной глинистой покрышкой в пределах всей Вилюйской НГО. Ее минимальная мощность, судя по мощности, вскрытой бурением на Южно-Быраканской структуре, составляет 38 м, на борту синеклизы она должна быть не менее 25 м, так как ее уменьшение в южном направлении происходит очень медленно. Такой прогноз обусловлен относительно пологой поверхностью дотриасового размыва на территории между Синской и Южно-Быраканской площадями глубокого бурения, что, в свою очередь, способствовало широкому распространению преимущественно глинистых отложений перекрывающего трансгрессивного комплекса, который в нижней части представлен неджелинской свитой нижнего триаса.

Подобное залегание верхних слоев пермской толщи в зоне выклинивания благоприятно для образования стратиграфически экранированных ловушек ниже поверхности дотриасового размыва. Перспективная зона для их выявления протяженностью до 60 км прогнозируется преимущественно в западной части южного борта синеклизы.

Восточнее этой территории развит, очевидно, другой тип разреза и намечаются несколько иные геологические условия в зоне выклинивания перми. В скв. Байская, где общая мощность пермских отложений еще достаточна велика (> 700 м), мощность перекрывающей неджелинской свиты составляет уже 14 м. В скв. Баппа-гайская к неджелинской свите можно условно отнести пачку глин мощностью 8 м, перекрывающую кембрийские известняки. Таким образом, в зоне выклинивания пермских отложений, залегающих к тому же на относительно малых глубинах в восточной части южного борта Вилюйской синеклизы, мощность неджелинской свиты значительно сокращается, что существенно снижает ее экранирующие способности.

В целом условия развития неструктурных ловушек нефти и газа в зоне регионального выклинивания пермских отложений на южном борту Вилюйской синеклизы оцениваются как благоприятные. В пределах этой территории на многих участках возможно появление лито-

логических ловушек прилегания в нижних горизонтах пермской толщи. В западной части исследуемой территории в рамках верхнего мезо-верхнепалеозойского структурного яруса достаточно уверенно прогнозируется наличие возможных стратиграфически экранированных ловушек.

В свете развиваемых авторами статьи представлений о возможном залегании на южном борту Вилюйской синеклизы доверхнепалеозойских (в основном кембрийских) отложений значительной мощности на глубинах, доступных поисково-разведочному бурению (до 4 км), вполне правомерен вывод о необходимости одновременно с возвратом в район геолого-разведочных работ прошлых лет и доизучением перспектив нефтегазонос-ности верхнего мезо-верхнепалеозойского структурного яруса особое внимание уделить изучению и опоиско-ванию нижнепалеозойского комплекса отложений.

Этот вывод в значительной мере основан на результатах палеотектонических построений, свидетельствующих о характере изменения мощностей и особенностях соотношения тектонических мегакомплексов, выделяемых в осадочном чехле на востоке Сибирской платформы.

Структурные построения, выполненные Ю.Х.Протопоповым и др. (1988), по изучению тектонических соотношений мегакомплексов в составе платформенного чехла Вилюйской гемисинеклизы и, в частности, составление карты суммарных мощностей рифея — среднего палеозоя позволили выделить области со значительно сокращенными мощностями отложений указанного возраста [6]. Эти аномальные территории условно трактуются как зоны погребенных тектонических элементов, сформированных в допозднепалеозойское время (рис. 1). Подобные палеоподнятия выделялись ранее А.А.Гудковым по сейсморазведочным данным в пределах Тюкян-Чыбыдинской моноклинали [3], а также К.И.Микуленко [2] вдоль северного борта Линденской впадины и южнее Хапчагайского мегавала. Палеогеоло-гические построения свидетельствуют об определенных закономерностях расположения указанных погребенных поднятий, которые тяготеют в целом к взаимопере-секающимся зонам северо-восточного и северо-западного простираний [4].

В пределах выделяемых зон палеоподнятий отмечается также достаточно резкое сокращение мощностей отложений верхнего палеозоя, что свидетельствует, возможно, об унаследованном и постседиментаци-онном развитии этих тектонических элементов в указанную эпоху. Примечательно, что прогнозируемые системы палеоподнятий полностью оконтуривают внутреннюю, наиболее погруженную, зону синеклизы и сами обрамляются системой относительно погруженных участков с внешней стороны. Таким образом, занимая благоприятное структурное положение, указанные

Рис. 1. СТРУКТУРНО-ТЕКТОНИЧЕСКАЯ СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ ЮЖНО-ВИЛЮИСКОИ ПОТЕНЦИАЛЬНО НЕФТЕНОСНОЙ ЗОНЫ

т

О >

О

I т в ч

>

и) >

Структуры I порядка:

1 — Ыгыаттинская впадина

2 — Сунтарский свод

3 — Кемпендяйская впадина

4 — Арбайско-Синский мегавал

5 — Сарсанский прогиб

6 — Тангнарынская впадина

7 - Хапчагайский мегавал

8 — Лунгхинско-Келинская впадина

9 — Линденская впадина

10 — Логлорский вал

Тюкян-Тюнгская-301 10 •

Западно- -¡ССреднетюнгское

273 Тюнгская-27(Ь-*=*;

а

ш

"Ч

щ

ГП X н 5 и сг

а

ГП

е

н

ГП >

и §

о

о п н

а

о

СП О

О в

а

гн

>

00

£ а

а-1

1 - прогнозируемая зона погребенных поднятий в интервале залегания каледонского структурно-формационного комплекса; 2 - контуры Западно-Якутской рифовой системы; 3 - газоконденсатные месторождения с проявлениями нефти в отдельных скважинах; 4 - скважины глубокого бурения; 5 - участки распределенного фонда недр; 6- контур и угловые точки Южно-Вилюйского объекта; 7- проектируемые профили комплексных геофизических работ; 8-границы надпоряд-ковых структур; 9 - границы структур I порядка; 10- линия профильного геологического разреза

Рис. 2. СХЕМАТИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬНЫЙ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ПО ЛИНИИ А - А ЧЕРЕЗ ЮЖНО-ВИЛЮЙСКУЮ

ПОТЕНЦИАЛЬНО НЕФТЕНОСНУЮ ОБЛАСТЬ

1 - региональные флюидоупоры; 2 - прогнозируемые нефтяные залежи

зоны палеоподнятий могли служить областями накопления УВ, мигрировавших из смежных впадин (рис. 2).

В качестве возможных экранов могут совместно рассматриваться существенно глинистые толщи нижнеюрского (сунтарская свита), нижнетриасового (недже-линская свита) и средне-верхнекембрийского (верхо-ленская серия) возраста (рис. 3). Интегральные экранирующие способности осадочного чехла значительно усиливает наличие в верхней части разреза многолетне-мерзлых пород мощностью 400-500 м и более.

Следует отметить, однако, что, в отличие от центральной приосевой части Вилюйской синеклизы, где перечисленные литолого-стратиграфические толщи характеризуются более значительной мощностью и преимущественно однородным глинистым составом, в южной прибортовой части синеклизы они в определенной степени ухудшаются по уровню своей экранирующей способности. В этих условиях на фоне приведенных геологических и геохимических данных на рассматриваемой территории следует, очевидно, прогнозировать в первую очередь возможное наличие залежей нефти с газовой шапкой.

Источниками прогнозируемых ресурсов нефти на рассматриваемых территориях, наряду с сингенетичны-ми горизонтами нижней юры, нижнего триаса, верхней перми, содержащими достаточно большие удельные объемы ОВ, способного генерировать УВ нефтяного ряда, могут быть в первую очередь кембрийские отложения доманикоидного типа, исключительно высоко обогащенные ОВ (синская, иниканская, куонамская и другие свиты и их аналоги). Полоса регионального развития этих отложений прослеживается под мезо-верх-

непалеозойским мегакомплексом вдоль восточного обрамления Западно-Якутской рифовой системы, от северного склона Алданской антеклизы до южной окраины Анабарской антеклизы включительно.

Вероятные ловушки нефти и газа разных типов могут быть связаны с тектонически экранированными блоками, пликативным облеканием нижележащих выступов и стратиграфическим прилеганием к ним горизонтов-коллекторов. Среди них преобладающую роль играют неантиклинальные ловушки, связанные с блоковым строением осадочного чехла: структурно-литоло-гические, тектонически экранированные, приразломные, а также рифогенные стратиграфические, литологиче-ские и др., приуроченные к региональным уровням стратиграфических перерывов, несогласий, размывов.

Внутри- и межрезервуарные перетоки пластовых флюидов в латеральном и вертикальном направлениях, в том числе по зонам повышенной трещиноватости пород и активным глубинным разломам, обеспечивают в целом широкое развитие вероятных залежей нефти в значительном стратиграфическом диапазоне. Преимущественно нефтяные залежи с подчиненной ролью УВ-газов ожидаются прежде всего в верхних горизонтах карбонатных пород кембрийского возраста, а также в отдельных терригенных горизонтах верхней перми. На сложное распределение скоплений нефти по разрезу осадочного чехла определенное влияние оказывает наличие на рассматриваемой территории, наряду с традиционными гидрогеологическими условиями, так называемых "гидродинамических систем депрессион-ного типа". Их формирование обусловлено, по всей ви-

Рис. 3. СХЕМА ИЗМЕНЕНИЯ ТОЛЩИН СУЩЕСТВЕННО ГЛИНИСТЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ВЕРХОЛЕНСКОЙ СЕРИИ СРЕДНЕГО - ВЕРХНЕГО КЕМБРИЯ В РАЙОНЕ ЮЖНО-ВИЛЮЙСКОЙ ПОТЕНЦИАЛЬНО НЕФТЕНОСНОЙ ЗОНЫ

1 - изопахиты верхоленской серии среднего - верхнего кембрия, м; 2 - глубокие скважины, вскрывшие отложения верхолен-ской серии; 3 - область отсутствия в разрезе осадочного чехла отложений верхоленской серии; 4 - газоконденсатные месторождения с проявлениями нефти в отдельных скважинах; 5 - прогнозируемая зона погребенных поднятий в интервале залегания каледонского структурно-формационного комплекса

димости, аномально низкой геотемпературной характеристикой верхней части разреза, наличием в нем мно-голетнемерзлых пород значительной мощности и современной активностью отдельных глубинных разломов. В итоге создаются благоприятные условия для возможных перетоков пластовых флюидов как снизу вверх, так и сверху вниз по разрезу [7].

Наличие к северу от прогнозируемого нефтеносного района целого ряда газоконденсатных месторождений с притоками нефти в отдельных скважинах, связанных с предполагаемыми нефтяными оторочками, и многочисленных нефтепроявлений в единичных скважинах за пределами месторождений, а также близость района к действующему нефтетрубопроводу Восточная Сибирь — Тихий океан позволяют в целом рассматривать исследуемую территорию как весьма привлекательную для ее более глубокого изучения с целью повышения инвестиционной привлекательности ее недр и выяснения возможности ускоренного прироста здесь запасов нефти.

Ведущее место при прогнозировании нефтегазопер-спективных объектов традиционно принадлежит сейсмическим методам разведки. Однако площадная сейсмическая съемка, даже по редкой сети профилей, требует существенных затрат, но при этом со значительной долей риска в отношении успешности геолого-разведочных работ. Точность и достоверность прогноза нефтегазоперс-пективных объектов могут быть существенно повышены за счет вовлечения в комплексные исследования, наряду с сейсморазведкой, наземных несейсмических видов исследований, таких как электро-, грави-, магниторазведка, геохимическая съемка и др., которые позволят уточнить геологическое строение и локализовать зоны улучшенных коллекторов, содержащих УВ, выделенные по данным сейсмических работ, и выявить особенности размещения нефтегазоперспективных объектов в пределах исследуемой территории.

Достоверность прогноза существенно повышается также при широком изучении и использовании в про-

цессе исследований многих геологических параметров пород (литологический состав, тип коллектора, пористость, проницаемость, остаточная водо- и нефтенасы-щенность и др.), определяемых при петрофизическом моделировании на основе углубленной комплексной интерпретации данных ГИС, керна, испытаний и сква-жинной геохимии. Подобное литолого-петрофизиче-ское моделирование является в данном случае связующим звеном между сейсмическими и несейсмическими методами изучения земных недр.

Преимуществами несейсмических методов являются их высокая геологическая эффективность при сравнительно малой стоимости, получение в короткие сроки информации о возможном наличии нефтегазоперспектив-ных объектов на исследуемой территории. Несейсмические методы исследований служат для уточнения геологического строения и получения дополнительной информации о зонах улучшенных коллекторов, прогнозируемых по данным обработки результатов сейсморазведоч-ных исследований, включая возможную оценку их насыщенности. В этом случае сейсмические исследования могут проводиться по разреженным профилям, пересекающим ранее пробуренные глубокие скважины, и сгущаться в наиболее перспективных зонах.

Подобный подход требует разработки технологии комплексирования сейсмических и несейсмических методов, основанной на установлении взаимосвязей между атрибутами сейсмического волнового поля и параметрами наземных потенциальных полей и геохимии. При этом связующим звеном, помимо петрофизической модели, могут служить глубинные модели плотности и электропроводности, а также геохимическая модель, определяемая по данным бурения скважин.

После практической реализации указанной технологии на рассматриваемой территории будут выделены наиболее перспективные участки в виде комплексных геофизических и геохимических аномалий, априорно связанных с потенциально нефтегазоносными объектами, которые будут рекомендованы для проведения на них более детальных площадных геофизических работ и бурения единичных параметрических скважин с последующей передачей в распределенный фонд недр.

Выводы

1. Для выбора приоритетных территорий для ускоренного наращивания в ближайшей перспективе запасов нефти в Республике Саха (Якутия) в дополнение к ее юго-западным районам, где уже создана и последовательно расширяется достаточно крупная сырьевая база для нефтедобывающей промышленности, выполнены исследования по обобщению и анализу материалов геолого-разведочных работ, полученных на площадях глубокого бурения в центральных районах Запад-

ной Якутии в 60-80-е гг. XX столетия. Результаты этих исследований, с учетом многочисленных нефтепрояв-лений, зафиксированных на многих площадях бурения, и достаточно крупных притоков нефти, полученных в разные годы в отдельных глубоких скважинах при разведке выявленных газоконденсатных месторождений, свидетельствуют о целесообразности возврата геолого-разведочных работ на перспективные территории Вилюйской НГО, слабоизученной в прошлые годы.

2. В свете имеющихся данных о положении нефте-проявлений в плане и по разрезу и результатов научных исследований прошлых лет о прогнозе погребенных доверхнепалеозойских поднятий (ИПНГ СО РАН, 1988), с учетом степени близости к действующему магистральному нефтепроводу Восточная Сибирь — Тихий океан, в качестве приоритетной территории для постановки первоочередных работ рекомендована Южно-Вилюйская прибортовая часть Вилюйской НГО.

3. В качестве потенциальных продуктивных горизонтов рассматриваются базальные песчаные слои в разрезе пермских отложений и карбонатные горизонты рифогенного и доманикоидного типов в кембрийском интервале разреза каледонского мегакомплекса, а также базальные песчаные слои в разрезе пермских отложений.

Роль региональных покрышек, экранирующих возможные залежи УВ в указанных горизонтах, играют в основном существенно глинистые толщи в разрезе среднего — верхнего кембрия и нижнего триаса.

Положение многих крупных ловушек и их морфо-генетическая типизация в значительной мере предопределены наличием в кембрийских отложениях крупной субширотной зоны погребенных поднятий и особенностями их строения.

4. На основании многочисленных геологических, геохимических и других данных о характеристике и положении установленных нефтепроявлений в плане и по разрезу, с учетом относительно невысокой оценки экранирующей способности указанных потенциальных экранов в разрезе осадочного чехла Южно-Вилюйско-го перспективного района, прогнозируется в основном наличие нефтяных залежей.

5. Выполненные расчеты по оценке прогнозного потенциала Южно-Вилюйской зоны по аналогии с месторождениями Непско-Ботуобинской НГО, с учетом понижающих коэффициентов, позволяют ожидать здесь наличие нефти не менее 300 млн т (извлекаемые ресурсы).

6. Рекомендуемый комплекс геофизических работ, включающих сейсморазведку МОГТ 2D и, возможно, электроразведку ЗСБ, предлагается к выполнению по линиям трех региональных профилей общей протяженностью 400 км, которые проходят через скважины, пробуренные ранее при изучении преимущественно мезо-верхнепалеозойского комплекса (сверхглубокая Сред-

невилюйская-27 — Хайлахская-121 — 4 — Северо-Син-ская-2160 — Неджелинская-26 — Южно-Неджелин-ская-251 — Байская-1 — Андреевская-1 — Баппагай-ская-1).

7. Основные цели рекомендуемых работ — подтвердить наличие зоны прогнозируемых погребенных поднятий, выяснить основные черты строения этой зоны и установить особенности распространения кембрийских карбонатных отложений с различной формационной характеристикой по отношению к Западно-Якутской рифовой системе (предрифовые фации открытого моря, рифогенные образования и др.). Выполнение поставленных задач при относительно небольших объемах региональных геофизических работ (400 км) позволит, очевидно, локализовать наиболее крупные объекты для постановки дальнейших геолого-разведочных работ в Южно-Вилюйском потенциально нефтеносном районе.

8. Подтверждение намеченных прогнозов и, в частности, открытие потенциальных залежей нефти на новом "южновилюйском" направлении, их разведка и подготовка к промышленному освоению будут способствовать решению проблемы по наполнению нефтью действующего магистрального нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан с привлечением новых территорий, расположенных в относительной близости от нефтепровода и ранее открытых нефтяных залежей юго-запада Якутии.

Литература

1. Анциферов A.C. Геология нефти и газа Сибирской платформы / А.С.Анциферов, В.Е.Бакин, И.П.Варламов и др./ Под ред. А.Э.Конторовича, В.С.Суркова, А.А.Трофимука. — М: Недра, 1981.

2. Гришин М.П. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры нефтегазоносных провинций Сибирской плат-

формы / М.П.Гришин, В.С.Старосельцев, В.С.Сурков и др./ Под ред. В.С.Суркова. — М.: Недра, 1987.

3. Гудков A.A. Тектоника осадочного чехла Вилюйской синеклизы и прилегающих районов Предверхоянского прогиба // Тектоника, стратиграфия и литология осадочных формаций Якутии. — Якутск, 1968.

4. Гусев Г.С. Строение и эволюция земной коры Якутии / Г.С.Гусев, А.Ф.Петров, Г.С.Фрадкин и др. / Под ред. В.В.Ковальского, Г.С.Гусева. — М.: Наука, 1985.

5. Матвеев В.Д. Тектонические формы нижнепалеозойского структурного плана восточной части Вилюйской синеклизы / В.Д.Матвеев, В.А.Найданов // Изв. АН СССР. Сер. Геол. - 1981. - № 12.

6. Протопопов Ю.Х. Тектонические комплексы платформенного чехла Вилюйской синеклизы: препринт. -Якутск, 1993.

7. Ситников В.С. Тектоника и нефтегазоносность неопротерозоя и нижнего палеозоя востока Сибирской платформы: -автореф. дисс. ... докт. геол.-минер. наук. — Новосибирск, 2005.

8. Шатский Н.С. О возможных нефтеносных районах Советского Союза // Геология и полезные ископаемые Севера СССР. — Л., 1936. — Т. II.

© Коллектив авторов, 2013

Вячеслав Стефанович Ситников, главный консультант по нефти и газу, доктор геолого-минералогических наук, sitgeo@mail.ru;

Ирина Анатольевна Кушмар, и.о. заведующей лаборатории, кандидат геолого-минералогических наук, irinakushmar@yandex.ru;

Олег Михайлович Прищепа, генеральный директор, доктор геолого-минералогических наук, omp2007_61@mail.ru;

Александр Валентинович Погодаев, главный геолог, a_pogodaev@ykgf.ru.

ON THE POSSIBLE DISCOVERY OF NEW OIL-BEARING REGION IN THE SOUTH OF VILYUY SYNECLISE

Sitnikov V .S .

In article results of the analysis of geologic and geophysical data of different years about a structure and prospects of oil and gas occurrence in sedimentary section of Vilyuysky syneclise are stated. Until recently in the oil-and-gas bearing area with the same name only gas-condensate fields connected with deposits of the Mesozoic era and the Upper Permian System are revealed and explored. On these fields in individual wells oil inflows (till 10-15, rarely about 100 mi/day) are received. Numerous manifestations of oil are fixed in cuts of many parametrical and search wells almost on all territory of Vilyuysky syneclise. For the first time the published and share materials about a Lower Paleozoic complex are fully considered, at predicted absence in a cut of Middle Paleozoic formation underlying the Mesozoic and Permian deposits on the southern board of syneclise and lying on technically available depths (to 4 km). Taking into account the paleotectonic constructions testifying an existence of a large zone of buried raisings and the facts about high petroleogenetic potential of the Lower Cambrian deposits (Kuanamsky, Sinsky, Inikansky and other rock series), and also other geological preconditions for oil accumulation on the southern board of syneclise. For the first time possible discorery of essentially new oil field with large hydrocarbonic potential is predicted. As priority object for prospecting of oil deposits, carbonate series of Cambrian age near the West Yakut reef system are considered. Also possible existence of oil accumulation in the basal horizons of Permian System is supposed. New methodical approaches for the accelerated studying of a perspective oil bearing zone are planned.

Key words: oil; gas; deposit; migration; oil-and-gas bearing area; Viluysky oil-and-gas bearing area; Khapchagaysky megalithic bank; the southern board; Jurassic period; Permian system; Cambrian system; sandstone; carbonate horizons; oil bearing zone.