Нефтегазоносные бассейны внутриплатформенных впадин

Нефтегазоносные бассейны, приуроченные к внутриплатформенного областям прогибания земной коры, развиваются чаще всего на цоколе, сложенном докембрийским фундаментом, либо на цоколе нижнепалеозойских прогибов, как это имеет место на Русской. Восточно-Сибирской и Северо-Американской платформах.

Несколько особое место занимает внутриплатформенная область, занятая ныне Западно-Сибирской низменностью и заключенная между Русской и Восточно-Сибирской докембрийскими платформами. Фундамент Западно-Сибирской области прогибания палеозойский, т. е. этот крупный внутриплатформенный мезокайнозойский бассейн возник на цоколе многих межгорных впадин, разделенных теперь погребенными палеозойскими хребтами.

Нефтегазоносные бассейны внутри платформенных впадин И.О. Брод делит на четыре подгруппы: 1) бассейны, развивавшиеся на цоколе докембрийскнх и каледонских прогибов; 2) бассейны, возникшие на цоколе предгорных прогибов герцинских сооружений; 3) бассейны, возникшие на цоколе предгорных прогибов мезозойских сооружений; 4) бассейны, образовавшиеся на неоднородном цоколе впадин, заключенных между погребенными палеозойскими и мезозойскими сооружениями.

В качестве типичных нефтегазоносных бассейнов внутренних форменных впадин, покоящихся на докембрийском цоколе, можно рассматривать Мичиганский и Иллинойскии бассейны Северо-Американской платформы. Эти впадины соответственно заполнены, значительной толщей нижнепалеозойских и верхнепалеозойских осадков, являющихся нефтегазоносными.

Русская платформа. На Русской платформе с областями докембрийнского и нижнепалеозойского прогибания связаны Мезенско-Камский нефтегазоносный бассейн и ряд впадин, которые можно рассматривать в качестве возможных нефтегазоносных бассейнов.

Мезенско-Камский нефтегазоносный бассейн представляет собой в северной части Предтиманский передовой прогиб, а на юге прогиб отделяющий Уфимское сводовое поднятие от Центрального свода Русской платформы (рис. 137).

Этот прогиб выполнен толщей палеозойских отложений, покрытых осадками триаса. Нефтеносны в Прикамском районе девонские, каменноугольные и пермские отложения. Месторождения приурочены к крупным платформенным поднятиям и разломам, определяющим и форму ловушек, с которыми связаны залежи нефти.

В качестве возможных нефтегазоносных бассейнов той же подгруппы с залежами преимущественно в нижнепалеозойских отложениях И.О. Брод выделяет Прибалтийскую, Московскую и Моршанско-Баландинскую впадины (см. рис. 137).

По И.О. Броду, «большинство известных внутриплатформенных нефтегазоносных бассейнов Русской платформы связано со впадинами, образовавшимися на цоколе предгорных прогибов герцинских сооружений (бассейны: Печорский, Башкирского Приуралья и Днепровско-Донецкий)».

На север от Полюдова Кямня до берегов Печорского (Баренцева) моря вдоль западных склонов Урала и Пай-Хоя протягивается северная часть Предуральского краевого прогиба, которая является одним из основных структурных (тектонических) элементов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Эта часть прогиба отделяет северо-восточную часть Русской платформы с позднепротерозойским фундаментом от складчатых структур Урала.

Северная часть Предуральского краевого прогиба несколькими крупными поперечными поднятиями, отвечающими, видимо, осложнениям в фундаменте, разделяется на отдельные крупные впадины второго порядка. Такими впадинами с юга на север являются (рис. 138):

1. Верхне-Печорская, расположенная между поднятиями Полюдова Камня на юге и Печорской гряды на севере.

2. Больше-Сыньская, находящаяся между Печорской тектонической грядой и грядой Чернышева.

3. Косью-Роговекая, расположенная между грядой Чернышева и поднятием Чернова.

4. Коротаихинская, прослеживаемая далее на северо-запад до побережья Печорского моря, между поднятием Чернова и Пай-Хоем.

Верхне-Печорская впадина имеет длину около 400 км, ширину 60 км. Западная граница впадины довольно четко фиксируется по географическим данным, а также на основании анализа мощностей и фаций нижнепермских отложений. Oна проходит восточнее локальных структур краевой зоны платформы — Мичаюского вала и Джебольских структурных осложнений. Эта граница совпадает с зоной полного замещения в восточном направлении артинских карбонатных пород терригенными, кунгурских доломитов — ангидритами, а также с выклиниванием солей и терригенных пачек (рис. 139).

Восточная граница впадины проводится по региональному надвигу, в плоскости которого отложения нижнего карбона лежат на отложениях сакмара. К югу от западного погружения Иджыд-Кыртинской антиклинали она проходит восточнее Мишпарминской и Патраковской антиклиналей и достигает Полюдова Камня.

Прогиб очень четко выражен в нижнепермских отложениях, мощность которых непрерывно и равномерно увеличивается с запада на восток. Ось наибольшего прогибания резко приближена к Уралу.

Впадина довольно отчетливо разделяется на три отдельные депрессии (зоны): северную — Вуктыльскую, центральную — Илычскую и южную — Курьинскую. Самой глубокой по нижнепермским отложениям является Илычская, а по верхнепермским —Вуктыльская, где мощность верхнепермских отложений достигает более 2000 м.

Внешний (платформенный) западный борт прогиба имеет простое строение в виде пологого склона (см. рис. 139). Внутренний (геосинклинальный) восточный борт осложнен узкими хрупкими складками, вытянутыми в меридиональном направлении, параллельно Уралу. Длина складок достигает нескольких десятков километров при ширине 3—5 км.

На основании детальных гравиметрических сейсморазведочных работ в пределах восточного борта намечается три полосы таких складок. Крайняя восточная полоса непосредственно прилегает к складкам уже западного склона Урала. Синклинали, разделяющие антиклинальные складки, примерно в 2—3 раза шире самих складок и поэтому более пологие.

Началом формирования Верхне-Печорской впадины как части Предуральского краевого прогиба следует, по-видимому считать нижнекарбоновое время, когда в результате первых тектонических подвижек сформировались в виде обширных островов первые крупные поднятия в Уральской геосинклинали, с которых начал сноситься в большом количестве обломочный материал. В соответствии с этим нижняя часть верхней половины разреза артинского яруса представлена сероцветной аргиллитовой морской молассовой формацией. Выше но разрезу среди аргиллитов появляются прослои песчаников и. наконец, самая верхняя часть представлена разнозернистыми полимиктовыми песчаниками с большим количеством растительных остатков. Из этого следует, что к концу артинского яруса морской режим во впадине постепенно сменился латунным, значительно возросло количество островов, обильно покрытых нижнепермской растительностью. Море отступило из области предгорного прогиба в сторону платформы, где в это время шло образование карбонатных отложений.

В кунгурское время рельеф Урала, видимо, сильно снивелировался, и поступление обломочного материала в прогиб резко сократилось. В это время в прогибе начали накапливаться чередующиеся между собой отложения песчаников, глин, ангидритов. В южной части внешней зоны прогиба, куда поступление терригенного материала было ограничено, накапливались соли, мощность которых здесь 400 м.

В начале верхнепермского времени на Урале с новой силой возобновились складкообразовательные и горообразовательные процессы и во впадину опять стал поступать в большом количестве обломочный материал, который и образовал пестроцветную континентальную молассовую формацию.

Максимальная мощность толщи верхнепермских отложений наблюдается в северной части впадины (Вуктыльская зона), где, по данным сейсморазведочных работ, она достигает 2500 м, что подтверждается и бурением.

Больше-Сыньская впадина пока изучена слабо. Отдельными буровыми скважинами изучены лишь триасовые отложения, вскрытая их мощность здесь равна 500 м.

На основании анализа мощностей верхнепермских отложений можно сделать вывод, что Больше-Сыньская впадина, как и северная часть Верхне-Печорской, в уфимское время сильно прогибалась, в результате чего здесь накопились мощные осадки континентальной молассовой формации верхней перми, а затем континентальные отложения триаса.

В северо-западном направлении Больше-Сыньская впадина открывается в Денисовскую впадину (прогиб), а в северо-восточном— в узкую, но глубокую впадину, протягивающуюся между северо-западным склоном гряды Чернышева (см. рис. 138) и юго-восточным склоном Больше-Земельского свода.

Косью-Роговская впадина наиболее изучена. В основании отложений, выполняющих Косью-Роговскую впадину, залегает мергелистая пермская толща мощностью 14—25 м, сложенная желтоватыми. розоватыми и зеленоватыми глинистыми известняками, мергелями, алевролитами и аргиллитами. Возраст толщи установлен как верхнесакмарский. На этой мергелистой толще залегают отложения артинской морской молассовой формации — юньягинской серии, мощность ее достигает 1500 м. Здесь, как и в Верхне-Печорской впадине, грубозернистость осадков увеличивается вверх по разрезу.

В конгурское время (воркутская серия) в Косью-Роговской впадине, как и в более южных впадинах Предуральского прогиба, море отступило на платформу и образовались большие лагуны с островами, покрытыми лесами. Ho в отличие от Верхне-Печорской впадины здесь вместо соленосной формации получила развитие угленосная формация, что можно объяснить климатическими в тектоническими условиями. Если в южных частях прогиба Верхне-Печорской впадины в кунгурское время принос терригенного материала с Урала был ограничен, то в Косью-Роговской впадине он был непрерывным за счет более активного тектонического режима воздымающихся хребтов. Мощность кунгурской угленосной формации около 1000 м.

В верхнепермское время (печорская серия) общий план развития прогиба мало чем отличался от такового в кунгурское время: впадине по-прежнему продолжает формироваться мощная (до 2000 м) угленосная формация. Однако для этого отрезка времени характерно затухание колебательных движений, что особенно хорошо заметно по осадкам верхней части разреза. Это является особенностью развития Косью-Роговской впадины по сравнению с другими впадинами и подтверждает предположение о том, что формирование Урала, как и его прогиба, протекало неодинаково в разных его частях.

Коротзихинская впадина изучена пока очень слабо. Пo данным отдельных скважин, пробуренных в южной части, а также на основании геофизических исследований геологическое развитие этой впадины, видимо, не отличалось от геологического развития Косью-Роговской впадины.

Перспективы газоносности на площади Верхне-Печорской впадины неодинаковы. Имеющиеся в настоящее время данные глубокого разведочного бурения по южной части впадины указывают на то, что выявленные здесь газовые залежи в основном приурочены к нижнепермским терригенным осадкам.

Каменноугольные отложения в этом районе представлены в карбонатной и глинистой фациях. Видимо, в нижнекаменноугольную эпоху область сноса для южной половины впадины находилась не на востоке, а на западе, в районе современного Тимана. Это сказалось на характере осадков южной половины Верхне-Печорской впадины, где в нижнекаменноугольную, а затем в верхне-каменноугольную эпоху откладывались осадки глубокого миря. Поэтому перспективы нефтегазоносности нижнекаменноугольных отложений в южной части впадины, по-видимому, будут менее благоприятны, чем в центральной и северной частях.

Площадь северной части Верхне-Печорской впадины в визейское время находилась в более благоприятных палеогеографических условиях, способствующих накоплению здесь песчано-глинистого терригенного материала. В этом районе область сноса пластического материала в нижневизейское время находилась значительно ближе и материал поступал не только с запада, но и со стороны Печорской гряды и островных поднятий Урала. В результате здесь накопилась сравнительно мощная типа терригенных осадков, известная под названием свиты «точильного камня» (С1h).

Наличие на печорской гряде нефтяных и газовых месторождений, связанных со свитой «точильного камня», дает право предполагать, что и на севере впадины, где уже выявлены сейсморазведочными работами крупные структурные формы, могут быть обнаружены богатые залежи газа и нефти. Считается, что терригенные визейские отложения могут стать основным объектом для поисков газа и нефти также в этом районе.

Промышленная газоносность вскрыта в нижнепермских отложениях в южной части Верхне-Печорской впадины, на Курыинской структуре, а также в отдельных поисково-оценочных скважинах.

Верхнепермские породы в южной части впадины имеют небольшую мощность (около 400 м) и никаких газонефтепроявлений в них не отмечено. К северу мощность верхнепермских отложений резко увеличивается, достигая в Вуктыльской зоне, по данным сейсморазведочных работ, почти 2000 м. Это подтверждается и бурением. По данным промысловой геофизики и газового капотажа, в верхнепермской толще выделены два пласта песчаников с хорошей проницаемостью, возможно насыщенные углеводородами. Таким образом, в северной части Верхне-Печорской впадины нефтегазоносными могут быть не только нижнекаменноугольные и нижне-пермские, но и верхнепермские отложения.

О газонефтеносности отложений Больше-Сыньской впадины очень мало сведений, но анализ всех имеющихся данных позволяет считать эту часть Предуральского прогиба перспективной в отношении газа и нефти.

На северо-восточном склоне Печорской гряды, который одновременно является юго-западным бортом Больше-СыньскоЙ впадины, в 1961 г. было открыто Печороградское газовое месторождение, приуроченное к отложениям визейского яруса. Это дает основание считать, что на участках Больше-Сыньской впадины, где мощность визейских отложений должна быть в несколько раз больше, будут найдены промышленные месторождения газа я нефти. Общая характеристика основных нефтяных и газовых горизонтов всей Тимано-Печорской провинции, поданным Ухтинского геологического управления, приведена в табл. 64.

Перспективность нефтегазоносности девонских отложений совершенно не изучена в северной части Предуральского прогиба, но по имеющимся материалам можно предполагать, что с ними могут быть связаны крупные месторождения газа и нефти.

Нефтеносная провинция Башкирского Приуралья. Эта провинция охватывает восточный край Русской платформы и Приуралье, включая Предуральскую и Юрезано-Сьглоиьскую депрессии, передовые складки Урала и Зилаирский синклинорий. Общая площадь нефтеносных и перспективных земель составляет более 100 тыс. км3. Залежи нефти приурочены к широкому диапазону палеозойского разреза: к терригенным отложениям среднего и верхнего девона и нижнего карбона и к карбонатным породам верхнего девона, турнейского яруса и нижнего карбона, среднего карбона и нижней перми.

Восточно-Украинский бассейн. В состав кадочных пород, слагающих Восточно-Украинский бассейн, входят породы различного возраста, начиная с девонских и кончая четвертичными. He исключена возможность обнаружения и более древних отложений.

Залегают осадочные породы на докембрийском кристаллическом фундаменте. Последний сложен древней осадочно-эффузивно-метаморфической толщей.

По своему тектоническому строению этот бассейн неоднороден на своем протяжении. В восточной части он представляет собой типичный предгорный прогиб, оконтуренный с юга складчатостью Донбасса; а с севера - склоном Воронежского свода (рис. 140).

Если рассматривать Донбасс в качестве передовых складок герцинского месторождения, то Азово-Подольский массив является, по всей вероятности, связанным с этим сооружением. В западной части бассейна передовые складки срезаны до кембрийских корней. Зоны нефтегазонакопления приурочены к бортам впадины, вдоль которой на западе протягивается ряд антиклиналей, образование которых обусловлено глубинными разломами, сопровождаемыми соляными интрузиями.

В пределах Восточно-Украинского газонефтеносного бассейна поисково-разведочными работами и глубоким бурением выявлено большое количество структур, с которыми связаны промышленные залежи и перспективные проявления нефти и газа. Эти скопления размещаются в отложениях палеозойского и мезозойского возрастов. степень изученности которых различна. Характерно, что и нефтегазоносные структуры приурочены к разным тектоническим областям бассейна.

В складчатой области известны проявления газов, связанных с угольными пластами промышленных районов Донецкого бассейна.

С переходной областью связано наибольшее количество нефтегазоносных структур: в Преддонецком прогибе — Волчеярское, Томашевское, Кременское, Красно-Поповское месторождения газа и Гречишкино-Новоайдорское газовое проявление. В Бахмутовской котловине — Славянское нефтегазопроявление; в Петровско-чутовской зоне центральных поднятий — Воленковское, Петровское и Алексеевское газовые проявления. В Шебелинско-Колонтаевской зоне центральных поднятий — Спиваковское и Шебелинское месторождения газа, Терновское, Торско-Шандриголовское, Краснооскольское, Червоно-Донецкое и Бельское газовые проявления. В Полтавско-Лозовской депрессии — Михайловское газовое и Зачепиловское нефтегазовое месторождение. В Харьковской зоне погружения — Балаклейское, Северо-Голубовское к Шевченковское газовые проявления.

Платформенная область Восточно-Украинского бассейна характеризуется преобладающим развитием газонефтяных месторождений. Она охватывает Кибинцевское, Глинско-Розбышевское, Прилукское, Гнединцевское месторождения нефти, Сагайданское, Радченковское, Качановское газонефтяные месторождения и Чернухинское месторождение газа.

Из всех перечисленных газонефтеносных структур Восточно-Украинского бассейна особо следует остановиться на Шебелинской структуре, являющейся одной из наиболее мощных в России и крупнейшим газоконденсатным месторождением в Европе.

Разрез Шебелинского месторождения в его центральной части вскрыт на глубину 4300 м. Здесь развит мощный осадочный комплекс четвертичных, третичных, меловых, юрских, триасовых, пермских и верхне- и среднекаменноугольных отложении, вскрытых буровыми скважинами. Однако в строении складки, несомненно, принимают участие отложения нижнего карбона, верхнего и, возможно, среднего девона, а также кристаллические породи фундамента.

В тектоническом отношении месторождение представляет собой большую брахиантиклинальную асимметрическую складку с углами падения or 10 до 20°. Длина складки но большой оса составляет около 30 км, ширина по малой оси около 12 км.

Вся складка разбита системой сбросов и взбросо-надвигов на ряд блоков, амплитуда которых по вертикальному смещению колеблется от 40 до 180 м. Можно предполагать, что газ Шебелинского месторождения имеет глубинное происхождение и мигрирует по глубоким глубинным разломам из фундамента.

Характерным для месторождения является аномально высокое пластовое давление, обусловленное его геологическими особенностями. Все газоносные горизонты месторождения составлают единую массивную залежь, внутренние части которой связаны между собой.

Продуктивными отложениями с промышленными запасами природного газа являются триасовые, нижнепермские и верхнекаменноугольные.

В триасовых отложениях по результатам испытания скважины установлено наличие газа на глубине 766—768 м с абсолютно свободным дебитом 1100 тыс. м2 в сутки (с водой) при пластовом давлении 68 ата.

В нижнепермских отложениях газоносны среднеангидритовый и нижнеангидритовый горизонты и свита медистых песчаников.

В среднеангидритовом горизонте газ залегает на глубинах от 1260 до 1950 м с абсолютно свободным дебитом скважин 770 тыс. м3 в сутки (рабочий дебит 180 тыс. м3 в сутки). Значительно большими запасами газа обладает нижнеангидритовый горизонт, залегающий на глубинах 1290—2450 м, с дебитом до 2503 тыс. м3 в сутки.

Следующей высокопродуктивной пачкой является свита медистых песчаников, залегающая на глубинах 1450—2450 м.

Скважины совместной эксплуатации (всего 55) показали абсолютно свободный дебит газа от 255 до 4160 тыс. м3 в сутки и рабочий дебит от 100 до 1500 тыс. м3 в сутки.

В верхнекаменноугольных отложениях газоносна араукаритовая свита. Здесь скважины показали максимальный абсолютно свободный дебит от 0 (вода) до 1611 тыс. м3 в сутки.

Природный газ имеет следующее содержание различных химических соединений и элементов:

В 1960 г. для разведанной части Шебелинского месторождения запасы газа приняты по категориям Б, C1 и C2 в количестве 400 млрд. м3.

Из описанного видно, что разведанные ресурсы природного газа в недрах Шебелинского месторождения весьма значительны. Кроме того, начатая глубокая разведка данного месторождения позволит увеличить этаж газоносности и, следовательно, прирост ресурсов газа и конденсата. Это дает основание предполагать, что в течение некоторого времени Шебелинское месторождение будет являться наиболее мощным источником газоснабжения страны.

Таким образом, имеющийся материал, характеризующий особенности газонефтеносности продуктивных толщ палеозоя Восточно-Украинского бассейна, позволяет сделать следующие выводы.

Для всех структурных зон бассейна характерно, что с палеозойскими стратиграфическими уровнями связаны крупные по размерам и значительные по запасам залежи газа и нефти.

В пределах бассейна прослеживается изменение типа залежи в следующей последовательности: газовые месторождения, газоконденсатные месторождения, нефтегазовые месторождения. Залежи большей частью массивные с единым контактом газ — вода. При движении на запад они сменяются многоплановыми залежами газа и нефти с контурными водами для каждого пласта.

На месторождениях с массивной формой залежи по вертикали происходит медленное изменение соотношения компонентов. Обычно такие закономерные и постепенные взаимопереходы в составе газов по разрезу возможны лишь при наличии единого общего процесса формирования залежи.

На многопластовых месторождениях наблюдается прерывистость изменения состава по вертикали, что, по-видимому, можно объяснить некоторой самостоятельностью образования газов и нефти различных горизонтов (Радченковское месторождение) или же своеобразием литолого-минералогического состава каждого горизонта.

Восточно-Сибирская платформа. На территории Восточно-Сибирской платформы выделяются крупные, весьма перспективные в отношении нефтегазоносности районы. В последние годы в Приверхоянском районе было открыто газовое месторождение в устье р. Вилюй. В небольшом количестве обнаружены газ и жидкая нефть в Присаянье. Особенно крупное нефтяное месторождение было открыто в 1962 г, в районе так называемого Иркутского амфитеатра. Все это свидетельствует о том, что в недрах Восточно-Сибирской платформы могут быть открыты промышленные нефтяные и газовые месторождения.

Нет необходимости говорить о значении тектоники при определении перспектив газонефтеносности такой обширной территория, какой является Восточно-Сибирская платформа. К сожалению, строение ее, в особенности глубинных частей, все еще остается мало изученным.

Схема тектонического строения Восточно-Сибирской платформы, основа которой была создана коллективом тектонистов во главе с Н.С. Шатскнм, показана на рис. 141.

В геологическом строении Восточно-Сибирской платформы принимают участие почти все отложения, начиная от верхнего протерозоя и до четвертичных включительно. Разрез отложений в отношении нефтегазоносности изучен с различной степенью детальности, а отдельные стратиграфические подразделения, как, например, ордовик, силур, девон, пермь и триас, с этой точки зрения исследованы совершенно недостаточно.

Верхнепротерозойские отложения развиты в Прибайкалье вдоль северною склона Восточное Саяна к западу от меридиана р. Оки, в районе Енисейского кряжа, а также на севере Сибирской платформы — на склонах Анабарского и Оленекского поднятий (см. рис. 141). В составе этого комплекса отложений широко представлены песчаники, известняки и глинистые сланцы темно-серые, местами почти черные. К этим отложениям приурочены и прямые признаки нефтеносности.

Весьма интересны последние данные по изучению байкальской нефти. Широко известные выходы нефти вдоль восточного берега оз. Байкал до сих пор еще не имеют удовлетворительного объяснения.

Как известно, отложения байкальского комплекса в направлении к Байкалу срезаны так называемым Обручевым сбросом, поэтому возможность сохранения их вблизи юго-восточного берега озера не должна исключаться. Естественно предположить, не связаны ли упомянутые выше выходы нефти именно с этим комплексом отложений.

Отложения кембрийской системы в пределах Сибирской платформы пользуются широким развитием. Они прослеживаются в виде широких полей вдоль северного склона Алданского кристаллического массива, в пределах Березово-Череноейской и Амга-Алданской впадин, на южном, западном и восточном склонах Анабарского кристаллического массива и в пределах Иркутского амфитеатра.

Нефтегазопроявления, приуроченные к нижнекембрийским отложениям, развиты на обширных пространствах Сибирской платформы. Они выявлены во многих районах, прилежащих к Енисейскомy кряжу, в пределах Тунгусской синеклизы и в бассейне P. Оленек. Фактически во всех районах развития отложений кембрийский системы выявлены те или иные признаки нефтегазоносности.

Отложения ордовика и силура развиты в основном в пределах северных районов Иркутского амфитеатра, Приенисейской впадины и Тунгусской синеклизы. Битумопроявления, приуроченные к отложениям этих систем, известны во многих пунктах этой территории.

В бассейне р. Подкаменной Тунгуски в районе фактории Байки обнаружены скопления битумов в верхней части чуньской свиты Битумы эти находятся в жидком и полужидком состоянии и заполняют каверны и трещинки в водорослевых известняках.

Интенсивные битумопроявления в известняках ордовика отмечены на р. Чуне (Приенисейская впадина), по ее притокам — Большому и Малому Чунку. Здесь кавернозные известняки содержат обильные включения твердых и полужидких асфальтов.

Отложения девона и карбона развиты в пределах северной и частично западной окраины Сибирской платформы. Кроме того девонские отложения распространены в Рыбинской впадине.

Нефтепроявления, связанные с девонскими отложениями известны на Крайнем Севере. Поданным Б.X. Елизарова, на одном из островов-архипелага Северной Земли в известняках среднего девона обнаружены включения полужидкого битума следующего состава: С — 77,3%, Н — 10,3%, N2 — 0,52%, S — 1,06% С:H — 7,5%. Выход битума А — 69%, кислотное число — 6,1 мг/г, число омыления — 199 мг/г.

Известняки девона, вскрытые скважиной на Нордвике, имеют резко выраженный нефтяной запах. В этой же скважине в намюрских известняках были обнаружены примазки жидкой нефти.

Отложения перми и триаса развиты в проделах Усть-Енисейского и Хатангского прогибов, Тунгусской синеклизы и Приверхоянского предгорного прогиба. Признаки нефти выявлены в трещинах туфогенно-аргиллитовой толщи на Малохетском поднятии Усть-Енисейского прогиба. В пределах (восточнее) Хатангского прогиба основные нефтепроявления приурочены к отложениям пермской системы, как нам кажется, являющимся хорошими коллекторами нефти, образующейся в результате миграции углеводородных газов, идущих снизу из подкоровых глубин. Нефтепроявления различной интенсивности, приуроченные к пластам песчаников, развиты по всему разрезу, от нижней Тустохской и до Мисайлайской свиты включительно.

В составе пермских отложений Нордвик-Хатангского района выделяется до 15 пластов с нефтепроявлениями, в том числе имеются и пласты, дающие приток нефти от 300 до 500 кг в сутки, а наиболее продуктивный пласт дает до 10 т в сутки окисленной нефти.

Газонефтеносность отложений триасовой системы изучена весьма слабо. В отложениях триаса в районе Нордвика была обнаружена нефть с дебитом до 950 л в сутки. Надо полагать, что дальнейшее развитие поисково-разведочных работ в районах распространения триасовой системы позволит накопить более обстоятельные материалы для оценки перспектив нефтегазоносности этого комплекса отложений.

Юрские отложения развиты в Предверхоянском краевом прогибе в Вилюйской синеклизе, а также в Хатангском и Устъ-Енисейском прогибах. Отложения средней юры выполняют Иркутскую, Кошко-Тасеевскую и Чонскую впадины. В 1956 г. на Усть-Вилюйской (Тасс-Тумусской) площади в Якутии, на левом берегу р. Лены, в устьевой части р. Вилюя, из скважины I при открытом стволе в интервале 876—2574 м из нижнеюрских песчаников произошел выброс глинистого раствора, перешедшего в открытый газовый фонтан с небольшим количеством воды и дебитом газа более 15 млн. м3 в сутки. Этот фонтан подтвердил прогнозы геологов о больших перспективах в газонефтеносном отношении мезозойского комплекса отложений.

Анализ пробы газа из скважины показал следующее содержание: СН4(метан) — 95,1%, C2H6(этан) — 1,1% С3H6(пропан) — 0,4%, C4H10 (бутан) — 0,5%, пентан (C6H12) и другие его высшие гомологи — до 0,4%, азота — 1,1 %, гелия — 0,014%, аргона — 0,73%, углекислого газа — 0,4%. Газ содержит большое количество конденсата.

Для решения проблемы газоносности мезозойских отложений, кроме Тасс-Тумусских разведочных скважин, были пробурены разведочные скважины на Китчатской площади и опорные вилюйская и намская скважины. Последние две закончены бурением в отложениях средней юры. При испытании вилюйской скважины в интервалах 1015—2012 м, 1848—1855 м и 1756—1774 м были залучены притоки воды с небольшим содержанием азотного газа. В Намской опорной скважине при испытании ее с открытым забоем в интервале 2364—3003 м получен приток газа с дебитом около 200 м3 в сутки с составом: метан — 86,2%, азот и редкие газы — 11,9%, CO2 — 1,9%,. H2 — нет.

В районе разведочного бурения в Приверхоянском предгорном прогибе обнаружены и поверхностные выходы природного газа с небольшим содержанием тяжелых углеводородов.

В юрских отложениях Усть-Енисейского прогиба также весьма часто встречаются признаки газонефтеносности.

Отложения меловой системы в пределах Сибирской платформы довольно широко развиты и занимают значительные площади в Усть-Енисейском и Хатангском прогибах Вилюйской синеклизы и в Приверхоянском передовом прогибе. Газонефтеносность отложений меловой системы лучше всего изучена в Усть-Енисейском прогибе. Признаки нефти и газа в виде пятен нефти и вкраплений битума обнаружены во всех присводовых частях, вскрытых скважинами в Малохетском и Фурстусовском поднятиях.

Перспективность нефтегазоносности Восточно-Сибирской платформы исключительно велика. По тем данным имеются, наибольшая концентрация нефтегазопроявлений на большей части платформы приурочена к отложениям юрской системы, а также к нижнему отделу кембрийской. На севере платформы — к пермской системе.

Основными объектами разведки на нефть и газ являются отложения мезозойского (рис. 142) и нижнекембрийского (рис. 143) комплексов отложений. При составлении карт оценки перспектив нефтегазоносности Восточно-Сибирской платформы выделе дующие районы:

1) весьма перспективные с доказанной нефтеносностью;

2) весьма перспективные;

3) перспективные;

4) перспективные с глубинами залегания предполагаемых продуктивных горизонтов более 3000 м;

5) перспективные, но малодоступный для освоения;

6) малоперспективные;

7) с невыясненными перспективами;

8) с невыясненными перспективами, но с предполагаемыми продуктивными горизонтами на глубинах более 3000 м;

9) бесперспективные.

К категории весьма перспективных отнесены районы с четко выраженными структурными формами, расположенными вблизи площадей, промышленная нефтегазоносность которых уже доказана, или районы, имеющие сходную с ними структуру, где ожидается распространение тех же фаций.

К категории перспективных отнесены районы, имеющие благоприятное геологическое строение, т. е. имеющие структуры, коллекторы, покрышки и т.д., в которых по общегеологическими соображениям можно ожидать образование нефтяных и газовых залежей и их сохранность. К этой категории отнесены районы, более или менее изученные, а также те, где предполагаемые продуктивные горизонты залегают глубоко, и поэтому разведка не будет первоочередной. Кроме того, здесь могут встретиться и такие условия, когда район может быть оценен как перспективный, но в силу природных условии практически почти недоступный для освоения из-за отсутствия дорог и водных магистралей. Таким районом, например, является бассейн р. Оленек в его верхней части.

К районам с невыясненными перспективами относятся районы возможно нефтеносные, но малоизученные, а также районы, в которых проводятся разведочные работы, но с малыми перспективами на обнаружение хороших коллекторов. К этой категории также относятся районы, где предполагаемые продуктивные горизонты залегают на глубине свыше 3000 м.