Геодинамика Южной окраины Сибирского кратона и перспективы нефтегазоносности Ковыктинского газоконденсатного месторождения

8. Дибров В.Е., Миронов И.К., Холь Ф.И., Андрианов В.Т. Геологическое строение и алмазоносность юго-западной части Сибирской платформы. - М.: Изд-во АН СССР, 1960. -97 с.

9. Егоров К.Н., Зинчук Н.Н., Мишенин С.Г. и др. Перспективы коренной и россыпной алмазоносности юго-западной части Сибирской платформы // Геологические аспекты минерально-сырьевой базы акционерной компании «АЛРОСА»: современное состояние, перспективы, решения. -Мирный, 2003. -С. 50-84.

Институт земной коры СО РАН. Рецензент А. А.Шиманский

10. Зинчук Н.Н., Коптиль В.И. Типо-морфизм алмазов Сибирской платформы. -М.: Наука, 2003.- 603 с.

11. Минорин В.Е. Прогнозно-поисковые модели алмазоносных россыпей России. -М.: ЦНИГРИ, -2001.-С. 117.

12. Скрипин А.И., Барышев А.С., Хмельницкая Т. И. Проявления сред-непалеозойского субщелочного и щелочно-ультраосновного магматизма на юге Сибирской платформы // Проблемы прогнозирования, поисков и изучения месторождений полезных ископаемых на пороге ХХ1 века. -Воронеж: Изд-во ГУ, 2003. -С. 136-138.

УДК [553.98(47)]

Л.А.Рапацкая, А.Н.Иванов, Ю.А.Бланкова

ГЕОДИНАМИКА ЮЖНОЙ ОКРАИНЫ СИБИРСКОГО КРАТОНА И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ КОВЫКТИНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Непско-Ботуобинская антеклиза, в пределах которой расположен целый ряд нефтегазоносных месторождений, в том числе и крупнейшее Ковыктенское, осложнена структурами, имеющими сложное ступенчато-чешуйчатое блоковое строение и входит в систему шарьяжно-надвиговых поясов, сформировавшихся на активизированных пассивных окраинах Сибирского кратона, которые контролируют крупнейшие нефтегазоносные бассейны.

L.A.Rapatskaya, A.N.Ivanov, U.ABlankova Geodynamic of Southern outskirts Siberian cryton and perspectives on oil and gas

Kovyktinskye gas-condensate deposit

Nepsko-Botyobinskya anteclise, in which oil bilds are bounding, also Kovyktinskye, is carrying complicated shear thrust bault structure. They were formed on passive outskirts of Siberian platforme. This outskirts are controlling huge reservoir of oil and gas.

Становление новой парадигмы эволюции литосферы - тектоники лито-сферных плит заставило пересмотреть теоретические воззрения на условия об-

разования и миграции углеводородов (УВ).

Согласно мобилистской концепции, генерация УВ могла происходить в различных геодинамических обстанов-

ках: в областях устойчивого и длительного прогибания с накоплением мощных толщ осадочных отложений; в узких, линейно вытянутых рифтовых бассейнах со своеобразным геодинамическим режимом; в зонах столкновения литосферных плит, где процессы суб-дукции на конечных этапах переходили в субдукционно-обдукционные.

По мнению В.В. Гаврилова [1], наиболее благоприятными «моделями» для генерации УВ являются рифтоген-ная и субдукционно-обдукционная. Такие же идеи еще в 1984 году высказывал В.В. Хаин [11], подразделявший все нефтегазоносные бассейны на деструк-ционные, сформировавшиеся в условиях растяжения (внутри- или окраинно-континентальный рифтогенез); коллизионные, где начальные стадии характеризуются растяжением, а конечные - сжатием (благодаря столкновениям окраин континентов с островной дугой, микроконтинентом с образованием краевых прогибов, зон шарьяжных перекрытий складчатых горных сооружений); конструкционные, возникающие только в условиях сжатия (на активных окраинах континентов и в зонах коллизии).

Значительная часть нефтегазоносных бассейнов, сформировавшихся на преобразованных пассивных окраинах древних платформ Лавразийского сегмента: Предкарпатский, Тимано-Печерский, Волго-Уральский, Предап-палачский, Предверхоянский, Предпа-томский (подчеркнуто авторами) и др. -относятся к коллизионному типу.

По нашим представлениям, зонам генерации УВ в отдельных структурах Сибирской платформы соответствует аккреционно-коллизионная модель [3], при которой пассивная окраина активизируется вследствие островодужного наращивания и последующего столкновения с новообразованным орогеном. На окраине континента формируются краевые прогибы (например, Предпа-томский), которые затем перекрываются надвинутыми с соседней складчатой об-

ласти или, иначе говоря - аккреционного орогена, чешуйчатыми блоками новообразованной континентальной коры. Разновозрастные аккреционные ороге-ны, прилегающие к Сибирскому крато-ну, определяют возраст соответствующих нефтегазоносных бассейнов.

Для геодинамической реконструкции выделения нефтегазоносных зон (областей, поясов) на Сибирской платформе следует определить их структурное положение с позиций тектоники ли-тосферных плит. Согласно современным представлениям, Сибирский кратон в неопротерозойское время входил в состав суперконтинента Родиния [6]. Время распада этого континента различными авторами трактуется по-разному - от 1000 до 650 млн. лет, но все признают, что в результате его раскола образовались отдельные сегменты и произошло раскрытие Палеоазиатского океана, т.е. внутриконтинентальный рифтинг по мере своего развития привел к образованию крупного океанического бассейна. Очертания этого бассейна реконструированы по выходам офиолитовых ассоциаций возрастом около1 млрд. лет, распространенных на огромной территории от Восточных Саян до Енисейского кряжа и подробно рассмотренных в работе Л.П. Зоненшайна [4]. По краям формирующегося океана возникали пассивные окраины континентов, где происходило накопление мощных толщ осадков, сносимых с континента.

Но уже на границе венда - нижнего кембрия геодинамическое развитие региона характеризуется причленением к Сибирскому кратону раннедокем-брийских террейнов, рифейских офио-литовых комплексов и островодужных систем, сопровождавшимся мощным тектогенезом. Режимы аккреционных обстановок окраин Сибирского и Севе-ро-Азиатского кратонов были реконструированы по результатам исследований, проведенных по международному проекту «Геодинамическая эволюция Палеоазиатского океана» (1994 г.).

Процессы причленения происходили и на окраинах Северо-Азиатского сегмента (Северо-Китайского и Тарим-ского кратонов), что подтверждается работами китайских исследователей Сяо Сючаня и др. [10], выделивших до-кембрийский высокобарический глау-кофан-сланцевый комплекс и восстанавливающих четыре типа голубослан-цевых поясов разного возраста. Считается, что они были аккретированы вдоль или между различными микроплитами и почти повсеместно ассоциируются с расчешуенными офиолитами и зонами меланжа. Эту ассоциацию они называют «тройственное единство», объясняя ее возникновение результатом внезапного уменьшения скорости конвергентного сближения (субдукции).

Также в геодинамике и тектонике существует представление о том, что развитие океанов, возникших вследствие раскола и раздвига литосферных плит, заканчивается их «захлапывани-ем», при этом образуются крупнейшие линейные пояса покровно-складчатого строения. Сибирский кратон с востока ограничен Верхоянским, с юга, юго-востока - соответственно Саянским и Байкало-Патомским покровно-складча-тыми шарьяжно-надвиговыми пояса-ми[2].

Итак, шарьяжно-складчатые пояса являются результатом коллизии (а впоследствии и субдукционно-обдукцион-ных процессов). Еще в далеком 1877 году Д.И.Менделеев, обосновывая свои взгляды на происхождение нефти, указывал на положение нефтяных местностей вблизи горных кряжей. А И.М. Губкин (1932 г.), рассматривая приуроченность нефтегазоносных залежей к окраинным частям горных хребтов (т.е. фронтальным зонам шарьяжно-над-виговых поясов в современном понимании), назвал это «законом распределения нефтяных месторождений». Таким образом, И.М. Губкин задолго до разработки основных положений о нефтега-

зоносных бассейнах указал на пространственную взаимосвязь нефтегазо-носности и окраин хребтов («окраинных зон горных цепей»), т. е. покровно-складчатых поясов, сопряженных с активизированными окраинами древних платформ, являющихся областями максимального нефте- и газонакопления.

Как уже упоминалось, наибольшего внимания среди структур древних кратонов заслуживают преобразованные пассивные окраины аккреционно-коллизионного типа, где были сформированы основные нефтегазовые месторождения Сибирской платформы по аккреционно-коллизионной модели [3] или субдукционно-обдукционной [1], что не противоречит одно другому.

Аккреционно-коллизионная модель предусматривает сгружение огромных масс осадков с рассеянным органическим веществом (аккреционные призмы) и их частичное затягивание непосредственно в зону поглощения, где они попадают в жесткие термобарические условия. Находясь под действием высоких температур (100 - 4000С) в течение 1 - 2 млн. лет органика оказывается в очень благоприятных условиях для нефтегазообразования, когда за короткий промежуток времени она трансформируется в газ и капельно-жидкую нефть. Рассеянные в породе УВ мобилизуются и вовлекаются в общий глубинный водоминеральный поток термальными водами, возникающими при дегидратации океанической литосферы в зонах субдукции [8].

Подтверждением правомочности существования этой модели может служить Ковыктинское газоконденсатное месторождение (КГКМ), которое входит в двадцатку крупнейших в мире разведанных месторождений природного газа (рис. 1).

КГКМ территориально расположено в Жигаловском районе Иркутской области, а в тектоническом отношении приурочено к юго-западному

Рис.1. Обзорная схема Предпатомского осадочного бассейна (по А.Э.Канторовичу [5]):

1 - граница осадочного бассейна; 2,3 - контуры пликативных структур платформенного чехла: 2 -надпорядковых, 3 -первого порядка; 4 - основные региональные разломы; 5 - зона шарьяжных перекрытий; 6-8 - месторождения: 6 - нефтяные, 7 - нефтегазовые и газо-нефтяные, 8 - газовые и газоконденсатные

замыканию Непско-Ботуобинской ан-теклизы (НБА), которая является продолжением перегиба между Саяно-Енисейской депрессией и Ангаро-Ленской ступенью. С юго-востока НБА ограничена Предпатомским региональным краевым прогибом (ПРКП). Месторождение представляет собой газокон-денсатную залежь в терригенных отложениях песчаников-коллекторов нижнего кембрия, залегающих на глубине более 3000 метров. В геологическом строении района КГКМ принимают участие породы фундамента протерозоя и нижнего палеозоя. Непосредственно на древнем фундаменте на глубине 3104 - 3474 м залегает терригенный комплекс ушаковской свиты (124 м) и ниж-немотской подсвиты (247 м) нижнего кембрия. Вверху и внизу нижнемотской

подсвиты выделены продуктивные горизонты: боханский и парфеновский. С последним связана промышленная газоносность месторождения. Коллекторы парфеновского горизонта - песчаники полимиктовые, олигомиктовые, мелко-, средне- и крупнозернистые с подчиненными прослоями гравеллитов. Общая мощность горизонта увеличивается на север в 1,9 раза -от 40 до 62 м. Значительные изменения претерпевает и проницаемость пород-коллекторов, увеличиваясь от 3,8 - 4,2х1015 до 79,81 х 1015

15 2

- 99,22 х 10 м . Менее заметно изменение пористости: от 11,2% до 14,8 -15,4%.

Выше терригенного комплекса, в составе которого выделяется продуктивный парфеновский горизонт, залегает карбонатно-соленосный комплекс

Рис. 2. Геологический разрез через Междуреченскую, Дулисьминскую и Аян-скую площади юго-западной части Непско-Ботуобинской фронтальной антек-лизы [12]:

1-7 - породы: 1 - терригенные, 2 - терригенно-карбонатные, 3 - карбонатные, 4 - карбонатные с выщелоченными солями, 5 - преимущественно галогенные, 6 - долериты, 7 - породы фундамента; 8 - перерывы в осадконакоплении; 9 — надвиги; 10 — скважины

Ш-

V \\ / •) '

Щ\ "Уу/ !к

. 730

б в .'

Рис.3. Палеоструктурные карты по свитам и подсвитам отложений венда и нижнего кембрия Непско-Ботуобинской антеклизы (составители: Г.Г.Шемин и др.):

3.1, 3.2 - поверхность фундамента к началу формирования отложений соответственно среднемотской (среднеиктехской) подсвиты и ангарской свиты; 3.3, 3.4, 3.5 - подошва среднемотской (среднеиктех-ской) подсвиты к началу формирования отложений осинского горизонта усольской свиты; 3.6, 3.7, 3.8 - подошва осинского горизонта усольской свиты к началу формирования отложений бельской, булай-ской, ангарской свит; 1 - скважины и их номера; 2 - изогипсы и изопахиты: а - уверенные, б - менее уверенные, в - предполагаемые

1

2

нижнего кембрия, доломиты и известняки которого отличаются сильной трещиноватостью и кавернозностью. В связи с разбуриванием соленосных отложений соленасыщенными буровыми растворами, которые зачастую содержат токсичные химические реагенты, остро встает вопрос о загрязнении окружающей среды. Как мы уже отмечали ранее [9], задачи утилизации можно решить путем закачки отработанных растворов в поглощающие пласты с высокой тре-щиноватостью и кавернозностью.

НБА и ПРКП входят в структуру Предпатомского осадочного бассейна (ПОБ) (см. рис.1). В палеоплане ПОБ, как указывал А.Э. Конторович [5], занимал значительно большую территорию, а главный очаг нефтегазоносности располагался на территории современного Байкало-Патомского нагорья, где в отложениях рифея и венда широко распространены обладающие высоким потенциалом генерации углеводородов черносланцевые формации. Результатом развития аккреционно-коллизионного режима является тектоническое строение НБА, которая в понимании М.П Лобанова и В.И. Сизых [7] представляет собой выступ кристаллического фундамента ступенчато-чешуйчатого блокового строения, вытянутый в северовосточном направлении на 800 км при ширине 250 км, разбитый серией взбро-со-надвигов с падением их сместителей в сторону краевого прогиба.

Существование фронтально-

надвиговых структур в Ангаро-Ленской ступени отмечал и К. А. Савинский, только трактовал их как локальные поднятия или блоки с разновысоким положением фундамента, связанные с вертикальными движениями.

Бурением подтверждено наличие надвиговых структур на глубоких горизонтах внутренних частей Сибирской платформы. На Ковыктинской площади двумя скважинами вскрыты две тектонические пластины кристаллосланцев и кварцитоподобных пород возрастом 2,5

- 2,6 млрд. лет, разделенных рифей-вендскими отложениями.

По данным А.М. Жаркова, А.А. Ануприенко «наиболее ярким аргументом проявления блоковой тектоники является двоекратное вскрытие бурением пород фундамента в скв. № 31 Аянской площади. После шестиметрового блока гранитов вскрыт обычный осадочный разрез терригенных отложений, ниже которого находятся породы фундамента». Ранее, в 1989 г., некоторые исследователи предполагали широкое распространение рифейских образований в пределах НБА под надвинутыми пластинами кристаллического фундамента. В глубинном разрезе также вскрыты тектонические глины, зоны дробления с зеркалами скольжения, микроскладками волочения в аргиллитах и песчаниках в аллохтоне. Аналогичная структурная ситуация отмечается и в других скважинах на других площадях.

В результате переинтерпретации геолого-геофизических сейсморазве-дочных материалов с позиций чешуйча-то-надвиговой тектоники зоны сочленения Непско-Ботуобинской антеклизы и Предпатомского прогиба выявляется сдваивание продуктивных горизонтов по надвиговым поверхностям в целом ряде нефтегазоносных площадей: Мур-байской, Нижнепеледуйской, Пилюдин-ской и др. Также сдваивание разреза отмечается по разрезам скважин на Ме-ждуречинской, Дулисьминской и Аян-ской площадях (рис. 2).

О шарьяжно-надвиговой тектонике свидетельствует и коренная перестройка структурных планов поверхности фундамента, кровли вендского териген-ного комплекса, по подошве осинского горизонта и другим вышележащим поверхностям, вплоть до кровли литвин-цевской свиты (рис.3 и 4).

Осложнение структурных планов в пределах НБА на участках проявления соляной разрывной тектоники, траппо-вого магматизма, выщелачивания солей

Рис.4. Структурные карты по свитам и подсвитам отложений венда и нижнего кембрия Непско-Ботуобинской антеклизы (составители: Г.Г.Шемин и др.):

4.1 - поверхности фундамента; 4,2, 4.3 - по подошве среднемотской (среднеиктехской) подсвиты, осинского горизонта усольской свиты; нефтегазовые месторождения: I - Среднеботуобинское, II -Ярактинское, III - Марковское, IV - Верхневилючанское, V - Аянское; 1 - скважины и их номера; 2 -изогипсы и изопахиты: а-уверенные, б-менее уверенные, в-предполагаемые; 3 - зоны разрывных нарушений

наблюдается в пределах Марковского, Ярактинского, Аянского и других месторождений. Перестройка структурных планов в свою очередь приводила к изменению путей миграции и условий аккумуляции УВ.

Оценка изменения перспектив нефтегазоносности НБА в связи с перестройкой структурных планов

приводится в работе Г.Г. Шемина и др. [12].

Подводя итоги вышеизложенному, можно сделать следующие выводы: 1. Непско-Ботуобинская антеклиза, в пределах которой расположен целый ряд нефтегазоносных месторождений, в том числе и крупнейшее Ко-выктинское, осложнена структура-

ЕЗ,

Рис. 5. Оценка перспектив нефтегазоносности вендско-нижнекембрийского подсолевого комплекса Непско-Ботуобинской антеклизы на основе анализа: А - современных структурных планов, Б - палеотектонических реконструкций, В - современных структурных планов и палеотектонических реконструкций:

границы структур: I - Непско-Ботуобинской антеклизы (а), Предпатомского прогиба (б), 2 - Не-пского свода; 3 - средних положительных: I - Сюлъдюкарского структурного мыса, П -Верхневилючанского куполовидного поднятия, Ш - Мирнинского вала, 1У - Верхнечонского куполовидного поднятия, V - Пеледуйского куполовидного поднятия, VI - Усть-Кутского куполовидного поднятия. Земли: 4 - весьма высокоперспективные, 5 - высокоперспективные, 6 -перспективные, 7 - малоперспективные

ми, имеющими сложное ступенчато-чешуйчатое блоковое строение, и входит в систему шарьяжно-надвиговых поясов, сформировавшихся на активизированных пассивных окраинах Сибирского кратона, которые в значительной мере контролируют крупнейшие нефтегазоносные бассейн.

2. Шарьяжно-надвиговое строение НБА подтверждается сдваиванием разрезов на многих нефтегазоносных площадях.

3. Формирование КГКМ происходило по аккреционно-коллизионной модели нефтегазогенерации, которая образуется в зоне непосредственного сочленения краевой структуры платформы и ее складчатого обрамления.

4. Современное положение нефтегазовых месторождений в НБА является, по-видимому, результатом не только их происхождения, но и возможного переформирования за счет латеральной и вертикальной миграции нефти и газа, что в определенной мере подтверждается перестройкой структурных планов и сдваиванием отдельных частей разрезов.

5. Все продуктивные скважины в НБА остановлены на границе «чехол -фундамент». В связи с расслоенно-стью пород кристаллического фундамента необходимо углубление бурения с целью возможного вскрытия поднадвиговых нефтегазоносных залежей.

Библиографический список

1. Гаврилов В. П. Мобилистские идеи в геологии нефти и газа // Геология нефти и газа, 2007. - С. 42 - 47.

2. Геолого-геохимические условия формирования нефтегазовых месторождений в древних толщах Восточной Сибири// Б. А. Соколов, В. А. Егоров и др. - М.: Изд-во МГУ, 1989. - 192 с.

3. Иванов А.Н., Рапацкая Л.А., Буглов Н. А. и др. Региональные нефтегазоносные комплексы Восточной Сибири и Дальнего Востока. - Иркутск, 2006. - 211 с.

4. Зоненшайн Л. П. Учение о геосинклиналях и его приложение к Центрально-Азиатскому складчатому поясу. - М.: Недра, 1972. - С. 240.

5. Конторович А.Э. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Не-пско-Ботуобинский регион. -Новосибирск, 1994. -Вып. 7. - 76 с.

6. Кузьмин М.И., Корольков А.Т., Дриль С.И. и др. Историческая геология с основами тектоники плит и металлогении. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2000. - 281 с.

7. Лобанов М.П., Сизых В.И. Восточно-Сибирский нефтегазоносный пояс, его районирование и прогнозирование углеводородного сырья с позиций шарьяжно-надвиговой тектоники на примере Юга Сибирской платформы //Известия ВУЗов Сибири. Серия наук о Земле.- Иркутск, 1999. -Вып. 4 - 5 - 6. - С.122 - 125.

8. Сорохтин О.Г., Ушаков С.А., Фе-дынский В.В. Динамика литосфер-ных плит и происхождение месторождений нефти // Докл. АН СССР. - 1974. - Т.214, №6. -С.1407 - 1410.

9. Рапацкая Л.А., Николаева Л.В., Буглов Н.А. и др. Утилизация буровых растворов на Ковыктинском газоконденсатном месторождении в связи с проблемами эколо-гии//Материалы VII международной конференции «Новые идеи в науках о Земле». - М., 2007. -С.47-48.

10. Сяо Сючань, Тао Яоцин и др. Глаукофан-сланцевые пояса и их тектоническое значение в ороге-нических поясах северо-западного Китая // Геология и геофизика. -1994. -№ 78. -С. 200-217.

11. Хаин В.В., Соколов Б. А. Окраины континентов - главные нефтегазо-

носные зоны Земли // Сов. Геология. -1984. -№ 7. - С. 49 - 60. 12. Шемин Г. Г. Тектонические предпосылки перспектив нефтегазонос-ности Непско- Ботуобинской антек-

лизы // Новые данные по геологии и нефтегазоносности Лено-Тунгусской провинции. - Новосибирск, 1982. -С. 40 - 47.

Иркутский государственный технический университет. Рецензент А.П.Кочнев

УДК 550.84:553 В.В.Шульга

О РУДОНОСНОСТИ МИГМАТИЗИРОВАННЫХ ПОРОД ПРИОЛЬХОНЬЯ

Приведены результаты анализа пространственного соотношения проявления полезных ископаемых и комплексов мигматизированных пород. Оценена потенциальная рудоносность мигматитов и гранитоидов по петрохимическим данным. Установлена связь проявления месторождений железа с процессами мигматизации.

V.V.Shulga

About ore deposits and structure of minerals in migmatitese of Priolhonye.

In given article results of the analysis of a spatial parity of display of minerals and complexes migmatites breeds are resulted. It is appreciated potential ore-bearning of migmatites and granites on petrochemical to the data. Connection of display of deposits of iron with processes of migmatization is established.

В Приольхонье и Западном Прибайкалье отсутствуют богатые месторождения, но имеются многочисленные проявления и мелкие месторождения как металлических (железо, марганец, редкие металлы и т. д.), так и неметаллических (кварц, керамическое сырье, антофиллит-асбест, графит и др.) полезных ископаемых. Из-за малых размеров многие из них недостаточно изучены, отсутствие детальных данных о геологическом строении их затрудняет минерагеническую оценку региона.

Закономерности их распределения по площади определяются условиями формирования и структурно-геологической позицией осадочных и метаморфических толщ, магматических и метасоматических комплексов. По генетическим особенностям полезные ископаемые Приольхонья традиционно относятся к трем основным группам: экзогенным (включая образования кор вы-

ветривания), магматогенным (включая гидротермальные и метасоматиче-ские) и метаморфогенным.

Основное внимание в районе уделялось магматогенным полезным ископаемым (В.С.Малых, А.М.Рябых, А.Н.Иванов и др.), тогда как здесь широко развиты проявления метаморфо-генных полезных ископаемых - железистые кварциты, графит, антофиллит-асбест и др. При этом совершенно не рассматривались вопросы связи этих проявлений с процессами мигматиза-ции.

Для установления этой связи нами проведен анализ пространственного соотношения проявлений полезных ископаемых и комплексов мигматизиро-ванных пород, а также предпринята попытка оценить потенциальную рудоносность мигматитов и мета-морфогенных гранитоидов по геохими-