Геологические модели, прогноз зон нефтегазонакопления в нижне-среднекембрийских отложениях Бахтинского мегавыступа и сопредельных территорий

В структурно-тектоническом отношении рассматриваемая территория полностью охватывает площадь Бахтинского мегавыступа, а в некоторых геологических моделях — и примыкающие к нему отдельные районы Курейской синеклизы и Бай-китской антеклизы. На этой территории пробурено 76 параметрических и поисковых скважин. При этом изученность нижне-среднекембрийских отложений как по разрезу, так и по площади здесь остается низкой, поскольку только в 19 скважинах эти отложения вскрыты на полную мощность. На данной территории проведен значительный объем геофизических работ, но их эффективность ограничена сложными сейсмогеологическими условиями верхней части платформенного чехла, наличием в нем многочисленных базитовых тел разного морфологического строения. Сравнение региональных структурных схем, построенных в разные годы по основным отражающим горизонтам вендских и рифейских отложений исследовательскими коллективами (ПГО «Енисейгеофизика», ЗАО «Красно-ярскгеофизика», СНИИГГиМС, ИНГГ СО РАН и др.), свидетельствует о значительном разбросе абсолютных отметок, которые по кровле венда достигают -630 м, по кровле рифея — -325 м, по поверхности фундамента — -4400 м. Столь существенные расхождения результатов картирования естественно не могут удовлетворять методическим требованиям к локальному прогнозу нефтегазоперспективных ловушек.

В связи с этим в пределах рассматриваемой территории до сих пор остаются актуальными задачи прогноза и выявления зон возможного неф-тегазонакопления. Для их уточнения проанализированы геолого-геофизические материалы, полученные по результатам бурения глубоких и большинства структурно-колонковых скважин, сейсморазведочных работ по ряду региональных профилей, построены региональные геологические модели выступов фундамента под верхневендскими отложениями, структуры по кровле усольского горизонта нижнего кембрия, по подошве летнин-ской свиты среднего кембрия, а также получены данные об изменениях мощности и соленасыщен-ности отдельных литолого-стратиграфических подразделений, распределении базитовых интрузий в разрезе толбачанского горизонта (сурингдакон-ская свита, верхнебельская подсвита) относительно кровли усольского горизонта.

Методика работ

Структурно-тектоническая модель предпозд-невендских выступов фундамента построена по данным бурения глубоких скважин на Юрубченской (скважины 1, 6, 9, 66, 67, 112), Куюмбинской (скважины 4, 401, 406), Енгидинской (скв. 154) площадях Байкитской антеклизы, в пределах Бахтинского ме-

гавыступа на Таначинской (скв. 7), Моктаконской (скважины 2, 3, 6), Кочумдекской (скв. 3), Марской (скв. 217), Верхне-Амнунаканской (скв. 187), Бай-китской (скв. 1) площадях, вскрывших непосредственно структурно-вещественные образования фундамента, а также расчетным способом по скважинам с забоями, достигшими верхневендских отложений, которые характеризуются региональной выдержанностью мощности. Для уточнения контуров выступов фундамента, которые контролируются глубинными разломами, использовались также данные, полученные по результатам двух региональных субширотных сейсмических профилей, отработанных по маршрутам: северному, пересекающему Бахтинский мегавыступ и Катангскую седловину, и южному, проходящему через Бахтинский мегавыступ до западного борта Непско-Ботуобин-ской антеклизы, и результаты интерпретации потенциальных полей.

Структурно-тектонические модели, построенные по кровле усольского горизонта и подошве лет-нинской свиты, основываются на данных анализа геолого-геофизических материалов глубоких скважин, непосредственно вскрывших эти литолого-стратиграфические подразделения, а также на расчетных значениях по скважинам, их не вскрывшим, в том числе структурно-колонковым. Расчетные отметки глубин получены по графикам связи, установленной между отметками кровли венлокского и лудловского ярусов и соответственно суммарными мощностями осадочных пород, включая магматические тела, между ними и отметками кровли усольского горизонта и подошвы летнинской свиты (рис. 1, 2). На графиках можно выделить несколько зон, соответствующих определенным элементам регионального структурного плана, поэтому расчет прогнозируемой глубины залегания реперных горизонтов производился индивидуально с учетом взаимосвязи параметров по каждой зоне. Распределение зон с разными особенностями связей между анализируемыми параметрами строго подчиняется простиранию основных структурных элементов по поверхности фундамента и платформенного чехла. Структурно-тектоническое районирование Бахтинского мегавыступа и сопредельных территорий по названным стратиграфическим уровням в региональном плане стало возможным в условиях интенсивной интрудированности платформенного чехла, благодаря использованию данных по неглубоким поисковым и структурно-колонковым скважинам. Возможности сейсморазведки по картированию структур по этим границам весьма ограничены в силу отсутствия надежно прослеживаемых отражающих горизонтов в рассматриваемой части разреза.

Модели изменения мощности усольского горизонта, суммарной мощности эльгянского и тол-бачанского горизонтов, суммарной мощности бу-лайской, бираминской, имбакской, хурингдинской,

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 1. Связь между абсолютными отметками кровли венлокского яруса и мощностью отложений, включая интрузии, в разрезе от кровли венлокского яруса до кровли усольского горизонта

• Fig. 1.    Correlation between the subsea depth of the Wenlock Top and thickness of the deposits (including intrusions) in the interval of the Wenlock Formation Top to the Usolsky Horizon Top

  H

  
  
  

• 1    — основание Хурингдинского выступа в зоне структур облекания биогермных построек; 2 — Тынепская впадина, восточная часть Хурингдинского выступа; 3 — основание Хурингдинского выступа, зона отсутствия структур облекания биогерм-ных построек; 4 — зона нижнетунгусских площадей; 5 — северная часть Бахтинского мегавыступа; 6 — Турухано-Нориль-ская гряда

• 1    — basal part of Khuringdinsky uplift in the zone of structures draping the biohermal buildups; 2 — Tynepsky depression, eastern part of Khuringdinsky uplift; 3 — basal part of Khuringdinsky uplift, zone of absence of structures draping the biohermal buildups; 4 — zones of Nizhnetungussky areas; 5 — northern part of the Bakhtinsky mega-uplift; 6 — Turukhano-Norilsky ridge

Рис. 2. Связь между абсолютными отметками кровли лудловского яруса и мощностью отложений, включая интрузии, в разрезе от кровли лудловского яруса до подошвы летнинской свиты

• Fig. 2.    Correlation between the subsea depth of the Ludlow Top and thickness of the deposits (including intrusions) in the interval of the Ludlow Formation Top to the Letninsky Formation Bottom

H

€2lt-S2ld, м

Скв. Вк-252

Скв. Ср-4

Скв. Вк-1

Скв. Бл-1

Скв. Мк-7

Скв. Вк-3

Скв. Нм-277

Скв. Мк-4

_Мк-7     Скв. Вк-2

Скв. Тт-1

Скв. Он-1

Скв. Тн-3

Скв. НТ-6

Скв. УКч-202

Скв. Вн-1

Скв. Вн-1

Скв. Бх-2

Скв. Кч-2

Скв. Мк-1

Скв. НТ-2

Скв. Мр-217

Скв. НТ-1

Скв. ЗН-1

Скв. Тн-2

Скв. Хр-1

Скв. БП-1

Скв. Мк-2

Скв. Тн-1

Скв. Тн-4

Скв. Пм-3

Скв. Тн-7       _{Скв. НТ-4}

Скв. Уч-1

Скв. ЗМл-216

Абс. отметка S2ld, м

100       –100      –300      –500      –700      –900     –1100     –1300     –1500

• 1    — Тынепская впадина, Малкитконский вал; 2 — юго-восточная часть Тынепской впадины, Кочумдекский выступ; 3 — северная часть Хурингдинского выступа, северо-восточный борт Бахтинского мегавыступа; 4 — центральная часть Биль-чанского выступа; 5 — северная часть Бильчанского выступа

• 1    — Tynepsky depression, Malkitkonsky swell; 2 — south-eastern part of Tynepsky depression, Kochumdeksky uplift; 3 — northern part of Khuringdinsky uplift, north-eastern shoulder of Bakhtinsky mega-uplift; 4 — central part of Bilchansky uplift; 5 — northern part of Bilchansky uplift

  
  
  

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Рис. 3. Структурно-тектоническая модель предпоздневендских выступов фундамента

• Fig. 3.    Structural and tectonic model of pre-Upper Vendian Basement uplifts

  

  Скв. Хлм-212

  ° –3696р      5

  Изолинии поверхности фундамента, м ( 1 , 2 ): 1 — расчетные, 2 — прогнозные; 3 — глубинные разломы; глубокие скважины ( 4 , 5 ): 4 — вскрывшие фундамент на указанной отметке, 5 — не вскрывшие фундамент, абс. отметка расчетная; 6 — рифейские блоки; 7 — выступы фундамента (I — Нижнетунгусский, II — Байкитский, III — Куюмбинский)

  
  
  
  
  
  
  
  
  

  Скв. Юр-1 –1991

  
  
  

  6I7

  
  

Contour lines of the Basement surface, m ( 1 , 2 ): 1 — estimated, 2 — predicted; 3 — deep-seated faults; deep wells ( 4 , 5 ): 4 — encountered the Basement at the depth shown, 5 — encountered the Basement, the calculated subsea depth; 6 — Riphean blocks; 7 — Basement uplifts (I — Nizhnetungussky, II — Baikitsky, III — Kuyumbinsky)

оленчиминской свит построены на основе корреляции материалов ГИС по скважинам, вскрывшим разрезы нижне-среднекембрийских отложений. По комплексу ГИС установлена соленасыщенность каждого из этих литолого-стратиграфических подразделений.

Построению модели положения интрузий относительно кровли усольского горизонта предшествовала их идентификация в разрезах эльгянско-го и толбачанского горизонтов по данным анализа материалов ГИС глубоких скважин, где это было возможно, уточнялась модель по результатам изучения керна и шлама.

С учетом анализа представленных геологических моделей составлены схемы прогнозируемых зон нефтегазонакопления в усольском горизонте и в отложениях тойонского и амгинского ярусов. При их выделении принимались во внимание особенности строения выступов кристаллического фундамента, усольского и таначи-дельтулинского резервуаров, характер распределения соленасы-щенности в отложениях нижнего – среднего кембрия, положение интрузий в разрезе относительно нефтегазоносных резервуаров.

Структурно-тектоническая модель выступов фундамента

Предпоздневендские выступы кристаллического фундамента рассматриваемой территории обособляются в самостоятельные блоки: Тунгусский, Байкитский, Куюмбинский, которые занимают обширные площади и залегают на разных глубинах под платформенным чехлом (рис. 3). Наиболее высокое гипсометрическое положение их поверхностей отмечается в пределах северного борта Байкитской антеклизы (–2000…–2600 м), а в северном направлении, на Бахтинском мегавыступе, происходит погружение до отметок –3900 м. По вещественному составу образования фундамента представлены гнейсами и гранитоидами, в разной степени преобразованными тектонотермальны-ми процессами в условиях зеленосланцевой и амфиболитовой фаций регионального метаморфизма. Минеральные ассоциации пород фундамента однотипны и, по-видимому, представляют собой единый структурно-вещественный комплекс, слагающий некогда крупный тектонический массив, впоследствии расколотый на блоки. Конфигурация выступов обусловлена разломами глубинного зало-

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР жения. Поверхности сместителей разломов имеют преимущественно вертикальное и субвертикальное падение. Амплитуды смещения по разломам между блоками достигают 500 м и более. Между блоками фундамента широко развиты горизонтальные сдвиги, что ярко проявляется в структурном рисунке между Тунгусским и Байкитским, а также Бай-китским и Куюмбинским выступами. Установлено доминирующее северо-западное простирание и северное падение их поверхностей. Опущенные блоки фундамента, расположенные между Тунгусским и Байкитским выступами, представлены дислоцированными рифейскими отложениями и морфологически близки тектоническим элементам типа грабен-рифтов. Возрастные датировки гранитои-дов, слагающих поверхности выступов, полученные разными изотопными методами, варьируют от 1650 до 3129 млн лет. Наиболее древними являются гранитоиды Юрубченской площади (скважины 1, 6, 9, 66, 67, 112) с возрастом 2377–3129 млн лет, Енги-динской площади Куюмбинского блока (скв. 154) с возрастом 2587 млн лет. На Таначинской (скв. 7) и Моктаконской (скв. 2) площадях в пределах Тунгусского блока возрастные датировки составляют 1650–1704 млн лет. Таким образом, омоложение образований фундамента происходит в северном направлении по мере погружения выступов под платформенный чехол Курейской синеклизы, что, возможно, обусловлено более глубокой эрозией блоков в пределах Байкитской антеклизы по сравнению с Бахтинским мегавыступом. Кроме того, не исключено, что на отдельных участках Байкитско-го и Тунгусского блоков они прорваны позднепротерозойскими гранитными интрузивами, возраст которых датирован по образцам, отобранным в Верхнеамнунаканской и Байкитской скважинах, в диапазоне 1555–1560 млн лет. Ранее авторами статьи [1], с учетом геологических данных по Байкит-ской антеклизе, допускалось отнесение и отдельных гранитоидов Куюмбинского блока к интрузивам, подтверждаемое определениями возраста грани-тоидов калий-аргоновым методом (1425–1485 млн лет), вскрытых скв. Куюмбинская-4. В соответствии с тектоническим районированием фундамента Сибирской платформы [2], рассматриваемая территория входит в состав позднеархейской складчатой системы, однако приведенные выше возрастные датировки дают основание относить ее структурно-вещественные образования скорее к карелидам ранне-позднепротерозойских складчатых систем. На отдельных участках образования фундамента прорваны долеритами (скв. Куюмбинская-5) с возрастом 668–715 млн лет определенным калий-аргоновым методом, что может свидетельствовать о проявлении на рассматриваемой территории венд-рифейского, основного по составу, магматизма. Долериты раннерифейского возраста (1480– 1570 млн лет), залегающие в делингдэкэнской толще раннерифейского возраста, также вскрыты скв. Юрубченская-30.

Структурно-тектоническая модель по кровле усольского горизонта

На рассматриваемой территории в объеме усольского стратиграфического горизонта выделяются: в Светлинском фациальном районе — усольская свита, в Тынепском и Сурингдаконском — марская, мокта-конская, ясенгская свиты [3]. Пространственное положение границ и специфика геологического строения переходных зон между этими районами еще недостаточно изучены. Поэтому выделение кровли усольского горизонта опиралось на распознавание единого реперного глинисто-карбонатного горизонта, одинаково хорошо идентифицируемого в разрезах всех фациальных районов. Структурно-тектоническая модель по кровле усольского горизонта представлена на рис. 4. На Бахтинском мегавыступе в Тынепском и Сурингдаконском фациальных районах отложения усольского горизонта являются природным резервуаром, с которым связаны скопления нефти и газа на Моктаконской и Усть-Дельтулинской площадях. В структурном районировании по кровле усольского горизонта Бахтинский мегавыступ на юге обособляется от Байкитской антеклизы по зоне Полигусовского глубинного разлома, на западе граничит с Турухано-Норильской грядой по серии разломов, на юго-западе отделяется от погребенных под платформенным чехлом рифейских образований Енисейского кряжа. Особенностью структурного плана Бахтинского мегавыступа является пологое строение всех без исключения его структурных элементов. Максимальная амплитуда мегавыступа составляет около 400 м. Северная и южная его части почти в равных по площади пропорциях разделяются одноименным глубинным разломом широтного простирания. Северная часть осложнена Хурингдинским выступом амплитудой около 100 м. В приразломной зоне выступа выявлена группа положительных малоамплитудных (30–50 м) локальных структур. Южная часть мегавыступа представлена крупной депрессией, выделенной под названием «Тынепская впадина», она ограничена с трех сторон глубинными разломами и имеет выраженное плоское днище и пологие борта. Самая юго-западная часть мегавыступа, заключенная между Имангди-но-Летнинской и Кулино-Бахтинской зонами разломов, выделяется как Имбакский прогиб. В плане названным структурным элементам I порядка примерно соответствуют границы фациальных районов, что свидетельствует об их генетической связи.

Структурно-тектоническая модель по подошве летнинской свиты

Летнинская свита среднекембрийского возраста выделяется в Бахтинской и Туруханской фациальных областях и сложена преимущественно мергелями красными, пестроцветными, серыми доломитами, аргиллитами вишнево-красными, зеленовато-серыми, прослоями известняков [3]. Совместно со своим стратиграфическим аналогом, нижнеэвенкийской подсвитой, она является лито-

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Рис. 4. Структурно-тектоническая модель Бахтинского мегавыступа и сопредельных территорий по кровле усольского горизонта Fig. 4. Structural and tectonic model of Bakhtinsky mega-uplift and neighbouring areas at the Usolsky Horizon Top

Трх-10

Скв. Он-1

Скв. Тнг-1

–3722

Скв. ВЛт-1

Скв. Блч-1

–3579

Скв. ВН-1

–3390

IV

IV

Скв. СТ-7

III

Скв. Ан-1

–3150

Скв. ЗМл-216

–3005

–2880

Скв. Тт-1

–3214

Скв. Пм-1

Скв. Пм-3

–3562

Скв. Кчм-2

I

Скв. Кчм-1

Скв. Кчм-3

Скв. Ттч-1

Скв. Ср-4

. Имбак

Скв. Ср-3

Скв. Ср-2

–3084

–3117

Скв. Вк-3

h

–3175

Скв. Бх-2

Скв. Бх-3

–3176

Скв. Свт-2

–3245

Скв. Бх-1

Скв. ВА-187

–2739

Скв. Плг-1

–2430

Скв. Лс--1 –2626

Скв. Нм-1 –2985

Скв. Ч-290 –3546

Скв. Уч-1

Скв. Нг-1 Скв. НТ-2

Скв. Ирб-1 –3672

Скв. Скв. Вл-В4л-2

Скв. СТ-2Скв. СТ-

Скв. НИм-219 –3114

Скв. Вл-3

Скв. Вл-1

Скв. Хрн-1 –3067

Скв. Вк-1Скв. Вк-252

Скв. Мк--4

Скв. Мк-7

Скв. Тн-6

Скв. Тн-9 Скв. Тн-4

Скв. Тн-5 Скв. Тн-8

Скв. НТ-3 –3069 3069Скв. НТ-5

Скв. Мл-211 Скв. ЗНг-1

Скв. Мк--3 Скв. Мк-5

Скв. Мк-2

Скв. Тн-7

Скв. Тн-1

Скв. НТ-4 Скв. НТ-6 Скв. Бр-201

Скв. Пм-2

Гиг, UT J                           /

Скв. НЛт-4

Скв. НЛт-3

.        Скв. НЛт-1

Скв. НЛт-2

Скв. НТ-1 –3071

IV

II

Границы структурно-тектонических элементов ( 1 – 4 ): 1 — надпорядковых (I — Бахтинский мегавыступ, II — Байкитская антеклиза, III — Турухано-Норильская гряда, IV — Курейская синеклиза), 2 — I порядка (I₁ — Хурингдинский выступ, I₂ — Тынепская впадина, I₃ — Учаминский мегавал, IV₁ — Бильчанскй выступ, IV₂ — Ерачиминский структурный залив), 3 — II порядка (1 — Малкитконский вал, 2 — Дельтулинское куполовидное поднятие, 3 — Сурингдаконский вал, 4 — Имбак-ский прогиб, 5 — Бираминский вал, 6 — Пойменное куполовидное поднятие), 4 — локальные поднятия (1 — Сиговое, 2 — Усть-Дельтулинское, 3 — Таначинское, 4 — Северо-Моктаконское, 5 — Восточно-Моктаконское); изолинии поверхности усольского горизонта, м ( 5 , 6 ): 5 — расчетные, 6 — прогнозные; 7 — пробуренные глубокие скважины; 8 — разломы; 9 — глубинные разломы (1 — Имангдино-Летнинский, 2 — Бахтинский, 3 — Кулино-Бахтинский)

Boundaries of structural and tectonic elements ( 1 – 4 ): 1 — super-order (I — Bakhtinsky mega-uplift, II — Baikitsky anteclise, III — Turukhano-Norilsky ridge, IV — Kureisky syneclise), 2 — I-st order (I₁ — Khuringdinsky uplift, I₂ — Tynepsky depression, I₃ — Uchaminsky megaswell, IV₁ — Bilchansky uplift, IV₂ — Erachiminsky structural tongue), 3 — II-nd order (1 — Malkitkonsky swell, 2 — Deltulinsky dome, 3 — Suringdakonsky swell, 4 — Imbaksky trough, 5 — Biraminsky swell, 6 — Poimenny dome), 4 — local highs (1 — Sigovy, 2 — Ust-Deltulinsky, 3 — Tanachinsky, 4 — North Moktakonsky, 5 — East Moktakonsky); contour lines of Usolsky Horizon surface, m ( 5 , 6 ): 5 — estimated, 6 — predicted; 7 — deep wells drilled; 8 — faults; 9 — deep-seated faults (1 — Imangdino-Letninsky, 2 — Bakhtinsky, 3 — Kulino-Bakhtinsky)

логическим репером в пределах рассматриваемой территории, а в северной части Бахтинского мегавыступа — покрышкой для залежей газа в таначин-ской и дельтулинской свитах на Моктаконской, Та-начинской, Нижнетунгусской площадях.

Структурно-тектоническое районирование, выполненное по подошве летнинской свиты, представлено на рис. 5. Бахтинский мегавыступ по этому литолого-стратиграфическому уровню выделяется практически в тех же границах, что и по усольскому. Отдельные морфологические отличия обусловлены, по-видимому, влиянием на его структуру внедрившихся в триасовое время базитовых интрузий, которые отсутствуют в усольском горизонте, а также наличием в последнем органогенных построек и частичным размывом подстилающих летнин-скую свиту отложений нижнего – среднего кембрия. При этом увеличивается контрастность как мега-вала, так и в целом отдельных, осложняющих его, крупных структурных элементов. Максимальная амплитуда составляет 700 м за счет высокого гипсометрического положения Тынепской впадины, приподнятой относительно пограничных с ней Ху-рингдинского выступа и Имбакского прогиба. Особенно заметные вертикальные смещения, достигающие на отдельных участках 400 м, отмечаются в Бахтинской тектонической зоне. Весьма значительными по протяженности являются горизонтальные сдвиги структур вдоль разрывов платформенного

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 5. Структурно-тектоническая модель Бахтинского мегавыступа по подошве летнинской свиты Fig. 5. Structural and tectonic model of Bakhtinsky mega-uplift at the Letninsky Formation Bottom

Скв. НЛт-4

Скв. НЛт-3

Скв. НЛт-1

НЛт-2

Скв. Тнг-1

Скв. ВЛт-1

III

IV

Скв. СТ-2

Скв. СТ-9

Скв. СТ-7

IV

–1633

Скв. ЗМл-216

–1420

Скв. Тн-7

Скв. Кчм-2

I

Скв. Кчм-1

к

Скв. Тн-

Скв. Кчм-3

Скв. Тн-5

Скв. Мк-3

Скв. Мк-5

Скв. Мк-2

Скв. Хрн-1

Скв. Мк-4

Скв. Мк-7

I»

Скв. Бх-2

I3

Скв. Тн-6

Скв. Тн-9

Скв. Тт-1 –1815

Скв. НТ-4 –1714

Скв. Тн-1 –1692

Скв. Бх-1 –1107

Скв. Вк-–1823

Скв. Бх-3 –1186

Скв. НТ-1 –1668

Скв. НТ-3 –1662

Скв. Он-1 –2820

Скв. Свт-2 –1565

Скв. Свт-1 –1396

Скв. Нм-1 –1793

Скв. Ср-4 –1634

Скв. Ср-3 –1456

Скв. Блч-1 –2507

.. - - У Скв. Ч-290

–2192

Скв. Ирб-1 –2393

Скв. Ср-2 –1732

Скв. УКч-202 –1710

Скв. УД-214 –1821

Скв. НИм-219

–1071

Скв. Мр-217

-1554

Скв. Ан-1

Скв. ЗНг-1 –1523

Скв. Мл-211 –1581 –1609

Скв. Тн-4

Скв. Бр-201 –1816 Скв. Пм-2

Скв. Нм-277 Скв. Вк-2 –1631     –1566

Скв. Вл-3

Скв. Вл-1

tM IV^

Скв. СТ-3

Скв. НТ-5

Скв. Пм-1

Скв. ВН-1 –2150

–2175

Скв. ВА-187 –1204

Границы структурно-тектонических элементов ( 1 – 4 ): 1 — надпорядковых (I — Бахтинский мегавыступ, II — Байкитская антеклиза, III — Турухано-Норильская гряда, IV — Курейская синеклиза), 2 — I порядка (I₁ — Хурингдинский выступ, I₂ — Кочумдекский выступ, I₃ — Учаминский мегавал, I₄ —Тынепская впадина, IV₁ — Бильчанскй выступ, IV₂ — Ерачиминский структурный залив), 3 — II порядка (1 — Малкитконский вал, 2 — Ногинское куполовидное поднятие, 3 — Таначинское куполовидное поднятие, 4 — Пойменный вал, 5 — Сурингдаконское куполовидное поднятие, 6 — Бирамбинский вал, 7 — Фатьяниховский прогиб, 8 — Имбакский прогиб), 4 — локальные поднятия (1 — Сиговое, 2 — Усть-Нимдинское, 3 — Южно-Моктаконское, 4 — Вакунайское); изолинии подошвы летнинской свиты, м ( 5 , 6 ): 5 — расчетные, 6 — прогнозные; 7 — пробуренные глубокие скважины, 8 — разломы; 9 — региональные разломы (1 — Имангдино-Летнинский, 2 — Бахтинский, 3 — Кулино-Бахтинский)

Boundaries of structural and tectonic elements ( 1 – 4 ): 1 — super-order (I — Bakhtinsky mega-uplift, II — Baikitsky anteclise, III — Turukhano-Norilsky ridge, IV — Kureisky syneclise), 2 — I-st order (I₁ — Khuringdinsky uplift, I₂ — Kochumdeksky uplift, I₃ — Uchaminsky megaswell, I₄ —Tynepsky depression, IV₁ — Bilchansky uplift, IV₂ — Erachiminsky structural tongue), 3 — II-nd order (1 — Malkitkonsky swell, 2 — Noginsky dome, 3 — Tanachinsky dome, 4 — Poimenny swell, 5 — Suringdakonsky dome, 6 — Birambinsky swell, 7 — Fatyanikhovsky trough, 8 — Imbaksky trough), 4 — local highs (1 — Sigovy, 2 — Ust-Nimdinsky, 3 — South Moktakonsky, 4 — Vakunaisky); contour lines of Letninsky Formation Bottom, m ( 5 , 6) : 5 — estimated, 6 — predicted; 7 — deep wells drilled, 8 — faults; 9 — regional faults (1 — Imangdino-Letninsky, 2 — Bakhtinsky, 3 — Kulino-Bakhtinsky)

чехла. В структурном плане появляются линейные навешенные структуры (Пойменный вал) блокового строения, ограниченные на крыльях дизъюнктивными нарушениями. Судя по структурному рисунку, можно говорить об унаследованности структурных планов между нижне-среднекембрийскими отложениями, за исключением отдельных локальных поднятий.

Характеристика мощности и соленасыщенно-сти усольского горизонта

В зависимости от мощности и соленасыщен-ности усольского горизонта существенно изменяются фильтрационно-емкостные и экранирующие свойства разных частей его разреза. Между ними отмечается тесная связь (рис. 6). С учетом этого проведено фациальное районирование усольского горизонта с прогнозом границы между усольской свитой, развитой в юго-западной части Бахтинского мегавыступа, на северном борту Байкитской ан-теклизы и на южном борту Курейской синеклизы, и преимущественно карбонатным разрезом, представленным марской, моктаконской и ясенгской свитами, выделенными в северной части Бахтинского мегавыступа (рис. 7). Конфигурация границы соответствует изопахите суммарной мощности солей в усольском горизонте, равной 50 м (рис. 8). К северу от нее происходит резкое сокращение мощности солей до 25 м (скв. Хурингдинская-1), далее она варьирует в пределах от 0 до 20 м. Сокращение в разрезе мощности солей предопределило появление в усольском горизонте пластов-коллекторов и их нефтегазонасыщение в ловушках био-гермного типа на Моктаконской и Усть-Дельтулин-

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Рис. 6. Связь между мощностью и соленасыщенностью усольского горизонта

Fig. 6. Correlation between thickness and salt saturation of the Usolsky Horizon

А — для усольской свиты, Б — для объединенного интервала марской, моктаконской, ясенгской свит

А — Usolsky Formation, Б — joined interval of Marsky, Moktakonsky, and Yasengsky formations ской площадях. К югу и юго-западу от фациальной границы, на Светлой площади, мощность усольского горизонта достигает максимальных значений (609 м) исключительно за счет интенсивного соле-насыщения при практически неизменной мощности вмещающих карбонатных отложений между скважинами Хурингдинская-1 (306 м) и Светлая-1 (319 м). Здесь усольский горизонт выполняет роль регионального флюидоупора и не представляет интереса с точки зрения нефтегазоносности.

Характеристика общей мощности и соленасы-щенности эльгянского и толбачанского горизонтов

В составе этих горизонтов в Светлинском, Ты-непском, Сурингдаконском фациальных районах выделяются карбонатно-соленосная сурингдакон-ская, карбонатные бурусская и абакунская свиты, в Байкитско-Катангском районе — соленосно-карбо-натная бельская свита [3]. Модель изменения общей суммарной мощности эльгянского и толбачанского горизонтов представлена на рис. 9. По строению и соленасыщенности сурингдаконская свита является стратиграфическим аналогом верхнебельской подсвиты. При этом отмечается довольно тесная связь между мощностью рассматриваемых стратиграфических подразделений и суммарной мощностью солей в толбачанском горизонте, но при этом имеют место и очевидные различия в характере взаимосвязи между рассматриваемыми параметрами, что обусловливает их территориальную обособленность (рис. 10). Граница раздела между разрезами хорошо согласуется с изопахитами общей мощности эльгянского и толбачанского горизонтов, равной 550 м, и мощностью солей, равной 100 м (рис. 11, см. рис. 9). Типично бельский тип разреза

Рис. 7. Схема общей мощности усольского горизонта

Fig. 7. Scheme of Usolsky Horizon total thickness

Е^ Л ¹ 3^.70 Л² I _II 3 ³

• 1    — изопахиты усольского горизонта, м; 2 — значение мощности в скважине, м; 3 — прогнозируемая граница между двумя типами разрезов (I — марская, моктаконская, ясенгская свиты, II — усольская свита)

• 1    — Usolsky Horizon isopach, m; 2 — thickness value in a well, m; 3 — predicted boundary between two section types (I — Marsky, Moktakonsky, Yasengsky formations, II — Usolsky Formation)

Рис. 8. Схема суммарной мощности солей в усольском горизонте

Fig. 8. Scheme of salt total thickness in Usolsky Horizon

Скв. ВА-187

доломо

Скв. Лс-1

Скв. Лб-2

Скв. Нм-1

Скв. Км-4

Скв. Бк-1

Скв. Свт-2

Скв. Км-5

Скв. Вк-3

Скв. Ен-154

Скв. Чнр280

Скв. Тн-8      Скв. Кчм-3

17 Скв. Мк-3 11

20 т <

Скв. Мр-217

Скв. Ол-152

Скв. Ол-1

Скв. Бк-1

80 • I ²

1[

1 — изопахиты суммарной мощности солей, м; 2 — значение суммарной мощности солей в скважине, м

1 — contour lines of salt total thickness, m; 2 — value of salt total thickness in a well, m

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 9. Схема общей мощности эльгянского и толбачанского горизонтов

Fig. 9. Scheme of total thickness of Elgyansky and Tolbachansky horizons

Е^ ¹ 5^.30 • ² I _II L ³

1 — изопахиты бельской свиты, м; 2 — значение мощности в скважине, м; 3 — прогнозируемая граница между двумя типами разрезов (I — бельская свита, II — сурингдаконская, бурусская, абакунская свиты)

• 1    — Belsky Formation isopach, m; 2 — thickness value in a well, m; 3 — predicted boundary between two section types (I — Belsky Formation, II — Suringdakonsky, Burussky, and Abakunsky formations)

развит только в Имбакском прогибе Бахтинского мегавыступа и далее, к юго-востоку, переходит в пределы Байкитской антеклизы. Напротив, для северо-восточной части мегавыступа и южного борта Курейской синеклизы распространен другой тип разреза в составе сурингдаконской, бурусской, аба-кунской свит. Отсюда следует, что в северо-восточном направлении в полосе примерно в 40–60 км от границы разных типов разреза перспективы нефтегазоносности бурусской и абакунской свит повышаются за счет улучшения фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов и наличия в сурингдаконской свите соленосного флюидоупора мощностью 50–100 м.

Характеристика суммарной мощности булай-ской, бираминской, имбакской, хурингдинской, оленчиминской свит

Перечисленные свиты слагают разрез нижнего – среднего кембрия в объеме тойонского, амгинско-го и нижней половины майского ярусов [3]. Состав нижних трех свит сульфатно-карбонатный, двух верхних — карбонатно-соленосный. Характер изменения их общей мощности свидетельствует об

Рис. 10. Связь между мощностью эльгянского, толбачанского горизонтов и соленасыщенностью

Fig. 10. Correlation between thickness of Elgyansky and Tolbachansky horizons and salt saturation

Рис. 11. Схема суммарной мощности солей в эльгянском и толбачанском горизонтах

Fig. 11. Scheme of salt total thickness in Elgyansky and Tolbachansky horizons

Изопахиты солей, м ( 1 , 2 ): 1 — расчетные, 2 — прогнозные;

3 — значение мощности солей в скважине, м

Isopachs of salt, m (1, 2): 1 — estimated, 2 — predicted; 3 — salt thickness value in the well, m обособлении большого по площади участка с минимальными значениями в юго-западной части Бахтинского мегавыступа, ограниченного изопахитой 550 м (рис. 12). Учитывая, что мощность булайской свиты является повсеместно стабильной, изменения общей мощности связаны с вышезалегающими бираминской, имбакской, хурингдинской, оленчи-минской свитами, которые по своему строению,

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Рис. 12. Схема суммарной мощности булайской, бираминской, имбакской, хурингдинской, оленчиминской свит

Fig. 12. Scheme of total thickness of Bulaisky, Biraminsky, Imbaksky, Khuringdinsky, and Olenchiminsky formations

Ч-290

Под. Тунгуска

Скв. Ч 744

Скв. Лс-1 552

Скв. Ол-1

Скв. Плг-1

Скв. Лб-2 360

Скв. Пм-2 604

Скв. Бх-3 180

Скв. НТ-4

Скв. Ол-152

Скв. Ввд-1

Скв. Бк-1

Скв. Нм-735

Скв. Мгн-275

Скв. Хрн-1 161

Скв. Ен-154

Скв. НИм-219

192     ,

Скв. Кчм-1 Скв. Мк-5 ^{кв. чм} кв.к ₆₂₀

Скв. Кчм-3

I       •Скв. УКч-202

Скв. Бр-201 589

Скв. ЗМл-216

Скв. Тт-1 612

Скв. Свт-1

Скв. Свт-2

Скв. Хлм-212

Скв. Мл-211       ⁶¹¹ /

Скв. НТ-6

Скв. Тн-7 608

Скв. Км-5 524

600 лг»        W

Скв. ЗНг-1

Скв. Вк-3 850

Скв. ВА-187

Скв. Чгб-1

Скв. Юр-112

518    •

Скв. Юр-67 я . ,--Г—

Скв. Бк-1

Изопахиты, м ( 1 , 2 ): 1 — установленные и расчетные по скважинам, 2 — предполагаемые, м; 3 — вскрытая мощность в глубоких скважинах, м

Isopachs, m (1, 2): 1 — known and estimated in wells, 2 — expected, m; 3 — thickness exposed in deep wells, m составу и возрасту выделяются в самостоятельный фациальный район. Соленасыщенность разрезов хурингдинской и оленчиминской свит в плане соответствует участку минимальных суммарных мощностей всего ансамбля свит (рис. 13). Контуры солеродного палеобассейна очерчиваются нулевой изопахитой, за пределами которого в раннемайское время, по-видимому, существовала, пенепленизи-рованная карбонатная платформа. На фоне окружающей суши с начала амгинского времени в пределах современной Тынепской впадины существовал морской водоем, обмелевший в майское время, на заключительном этапе развития которого, в периоды аридизации климата, происходила садка солей. Таким образом, рассматриваемый интервал разреза под булайской свитой не может считаться надежным флюидоупорным комплексом из-за его нарушенности базитовыми интрузиями.

Модель пространственного положения бельского силла

Под бельским силлом здесь имеется в виду пластовая интрузия, присутствующая в большинстве разрезов толбачанского горизонта на большей части Бахтинского мегавыступа и прилегающих территорий Байкитской антеклизы и Курейской синеклизы. Этот силл, залегающий над усольским нефтегазо-

Рис. 13. Схема суммарной мощности солей в оленчиминской и хурингдинской свитах

Fig. 13. Scheme of total thickness of salt in Olenchiminsky and formations

□ ¹ Е :   ²   1^.88    ³

Изопахиты солей, м ( 1 , 2 ): 1 — расчетные, 2 — прогнозные; 3 — значение суммарной мощности солей в скважине, м

Isopachs of salt, m (1, 2): 1 — estimated, 2 — predicted; 3 —value of salt total thickness in the well, m носным горизонтом, локализован в соленасыщенных верхнебельской подсвите и сурингдаконской свите. Придерживаясь мнения о негативном влиянии базитового магматизма на нефтегазоносность платформенного чехла [4], в статье представлена модель высотного положения бельского силла над кровлей усольского горизонта (рис. 14). Оказалось, что в его распределении по разрезу и площади наблюдаются определенные тенденции: градиентные переходы на более высокие стратиграфические уровни в зонах глубинных разломов и фациальных замещений, максимальное удаление от кровли усольского горизонта в пределах длительно и унас-ледованно развивающихся крупных положительных структурно-тектонических элементов. В этой связи перспективы нефтегазоносности горизонтов коллекторов, находящихся на максимальном удалении от силла, должны считаться наиболее предпочтительными.

Прогнозируемые зоны нефтегазонакопления

Анализ представленных геологических моделей позволяет выделить на Бахтинском мегавыступе перспективные зоны нефтегазонакопления в отложениях усольского горизонта нижнего кембрия и в таначинской, дельтулинской свитах нижнего – среднего кембрия.

Моктаконо-Таначинская зона нефтегазона-копления находится в бассейне р. Бахты и протягивается в широтном направлении примерно на 260 км при ширине 15–35 км (рис. 15). В структурнотектоническом отношении она приурочена к ос-

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 14. Схема положения интрузий в разрезе толбачанского горизонта

Fig. 14. Scheme of intrusions position in Tolbachansky Fm sections

Скв. Ч-290

Под. Тунгуска

Скв. Ен-154

Скв. Срз-1 467

Скв. Бк-453

Скв.

Скв. НТ-6

Скв. Лб-2 266

Скв. Лс-1 228

Скв. Км-7 418

Скв. Чун-120

Скв. Абр-1 0

Скв. Км-4 443

Скв. Вк-3

Скв. Мгн-275

Скв. УКч-202

Скв. Ол-152

244 Скв. Ол-1

Скв. Шш-1 0

Скв. Км-5 0

Скв. ВИл-277

275'

Скв. Чгб-1 0

439         Скв. Мр-217

Скв. Мк-4 358

Скв. Мор-1

Скв. Хн-254

Скв. Чнк-282 0

Скв. З 0

Скв. Мк-5 Скв. Кчм-3

Скв. Мк-6 267

536 Скв. Ввд-1

Скв. Арг-273

Скв. Мл-211

Скв. Хш-256

Скв. Пр-1 0

Скв. Бк-1

1 — изолинии силла над кровлей усольского горизонта, м; 2 — значение положения подошвы силла над кровлей усольского горизонта в скважине, м

1 — contour lines of sill above the Usolsky Fm Top, m; 2 — distance from sill bottom and Usolsky Horizon Top in the well, m нованию Хурингдинского выступа с осложняющими его Дельтулинским куполовидным поднятием и Сурингдаконским валом. Южная граница зоны нефтегазонакопления контролируется Бахтинским разломом, северная принята по значению суммарной мощности солей в сурингдаконской свите, равной 70 м, что позволяет относить ее к флюидоупору с удовлетворительным качеством. Мощность солей в подошве усольского горизонта в данной зоне не превышает 20 м, поэтому они не являются барьером для миграции УВ из нефтематеринских пород рифея. Ее нефтегазоносность подтверждается промышленными притоками нефти и газа, полученными из карбонатных пластов-коллекторов марской и моктаконской свит в поисковой скв. Моктакон-ская-1 и в параметрической скв. Усть-Дельтулин-ская-214. По общему групповому составу нефть Моктаконского скопления относится к малосмолистому ароматическо-нафтенометановому классу с низкими плотностью (822,4 кг/м3) и смолистостью (3,22 %) и высокой сернистостью (2,04 %). Групповой состав сернистых компонентов и их распределение по фракциям имеют однотипный характер с нефтями осинского горизонта Братского месторождения на Ангаро-Ленской ступени и Среднеботуобинского месторождения Непско-Ботуобинской антеклизы. Среди характерных особенностей моктаконской нефти можно отметить, прежде всего, высокое содержание циклических УВ, особенно аренов, при низкой плотности и смолистости и высоком выходе дистиллята, высокую сернистость и специфичность распределения сероорганических соединений, сложность строения высокомолекулярных аренов, высокое содержание в отбензиненной нефти низкомолекулярных n-алканов и изопреноидов. Не исключено, что эти особенности состава нефти обусловлены влиянием высоких температур, возможно в результате воздействия триасового базитового магматизма. Свободный газ продуктивных пластов Моктаконской площади состоит в основном из метана (72,05 %), тяжелых УВ (15,53 %), азота (10,1 %), диоксида углерода (1,4–5 %). В свободном газе Усть-Дельтулинской площади присутствует сероводород (в некоторых пробах до 24,5 %), диоксид углерода (до 8 %), азот (до 5 %). Коэффициент сухости газа изменяется от 15,12 до 82,85. Здесь наращивание ресурсов возможно по результатам поисковых работ на вновь выявленных по данным проведенного анализа локальных структурах (Усть-Дель-тулинской, Таначинской, Северо-Моктаконской, Восточно-Моктаконской), суммарная оценка локализованных ресурсов которых, с учетом плотностей запасов нефти и газа, рассчитанная для Моктакон-ского скопления и с допущением заполнения ловушек наполовину, составляет: свободного газа — около 128 млрд м3, нефти (извлекаемые) — 103 млн т. Определенный резерв УВ-ресурсов в этой зоне возможен за счет ловушек в усольском горизонте, еще не выявленных в пределах Дельтулинского куполовидного поднятия и Сурингдаконского вала.

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Рис. 15. Схема прогнозируемых зон нефтегазонакопления в отложениях усольского горизонта

Fig. 15. Scheme of predicted oil and gas accumulation zones in the deposits of Usolsky Horizon

Границы структурно тектонических элементов ( 1 – 4 ): 1 — надпорядковых (I — Бахтинский мегавыступ, II — Байкитская антеклиза, III — Турухано-Норильская гряда, IV — Курейская синеклиза), 2 — I порядка (I₁ — Хурингдинский выступ, I₂ — Тынепская впадина, I₃ — Учаминский вал), 3 — II порядка (1 — Малкитконский вал, 2 — Дельтулинское куполовидное поднятие, 3 — Сурингдаконский вал, 4 — Имбакский прогиб, 5 — Бираминский вал, 6 — Пойменное куполовидное поднятие), 4 — локальные поднятия (1 — Сиговое, 2 — Усть-Дельтулинское, 3 — Таначинское, 4 — Северо-Моктакон-ское, 5 — Восточно-Моктаконское); суммарная мощность солей ( 5 , 6 ): 5 — в усольском горизонте (штрихом показано направление увеличения мощности), 6 — в сурингдаконской свите и ее аналогах; 7 — расстояние интрузии от кровли усольского горизонта (штрихом показано направление увеличения расстояния локализации интрузии от кровли горизонта), м; прогнозные зоны нефтегазонакопления ( 8 , 9 ): 8 — Моктаконо-Таначинская, 9 — Верхне-Учаминская; 10 — разломы; 11 — скважины с промышленными притоками (а — газа, b — нефти); 12 — глубокие скважины; 13 — рекомендуемые параметрические скважины (1 — Верхне-Учаминская, 2 — Дельтулинская)

Boundaries of structural and tectonic elements ( 1 – 4 ): 1 — super-order (I — Bakhtinsky mega-uplift, II — Baikitsky anteclise, III — Turukhano-Norilsky ridge, IV — Kureisky synecliseа), 2 — I-st order (I₁ — Khuringdinsky uplift, I₂ — Tynepsky depression, I₃ — Uchaminsky megaswell), 3 — II-nd order (1 — Malkitkonsky swell, 2 — Deltulinsky dome, 3 — Suringdakonsky swell, 4 — Imbaksky trough, 5 — Biraminsky swell, 6 — Poimenny dome), 4 — local highs (1 — Sigovy, 2 — Ust-Deltulinsky, 3 — Tanachinsky, 4 — North Moktakonsky, 5 — East Moktakonsky); total thickness of salt ( 5 , 6 ): 5 — in Usolsky Horizon (hature shows the direction of thickness growth), 6 — in Suringdakonsky Fm and its analogues; 7 — distance between the intrusion and Usolsky Horizon Top (hature shows the growth direction of distance between intrusion localization and horizon top), m; predicted zones of oil and gas saturation ( 8 , 9 ): 8 — Moktakono-Tanachinsky, 9 — Upper Uchaminsky; 10 — faults; 11 — wells with commercial inflows (а — gas, b — oil); 12 — deep wells; 13 — recommended locations of stratigraphic wells (1 — Upper Uchaminsky, 2 — Deltulinsky)

Помимо усольского горизонта, в Моктаконо-Таначинской зоне нефтегазонакопления выявлены небольшие газоконденсатные залежи в тана-чинской и дельтулинской свитах. Региональной покрышкой для этих залежей служат породы лет-нинской свиты. Флюидоупорные свойства летнин-ской покрышки ухудшаются на участках, где она прорвана интрузиями. Коллекторами являются пористо-кавернозные известняки и доломиты с высокими фильтрационно-емкостными свойства- ми. Строение ловушек блоковое, блоки ограничены дизъюнктивными нарушениями, часто залеченными дайками долеритов. В составе свободного газа, полученного при испытании скважин, содержание тяжелых УВ варьирует от 3,32 до 8,72 %, диоксида углерода — от 7,7 до 93,5 %, азота — от 1,05 до 60 %. Плотность газового конденсата варьирует от 0,7971 (скв. Таначинская-3) до 0,8336 г/см3 (скв. Моктакон-ская-1) и он содержит до 5,63 % серы. Из-за сложного строения ловушек оценка УВ-потенциала этого

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 16. Схема прогнозных зон нефтегазонакопления в таначинской и дельтулинской свитах

Fig. 16. Scheme of oil and gas accumulation zones predicted in Tanachinsky and Deltulinsky formations

Скв. Тн-3

Скв. Тн-2

Границы структурно тектонических элементов ( 1 – 4 ): 1 — надпорядковых (I — Бахтинский мегавыступ, II — Байкитская антеклиза, III — Турухано-Норильская гряда, IV — Курейская синеклиза), 2 — I порядка (I₁ — Хурингдинский выступ, I₂ — Кочумдекский выступ, I₃ — Учаминский мегавал, I₄ — Тынепская впадина, IV₁ — Бильчанскй выступ, IV₂ — Ерачиминский структурный залив, 3 — II порядка (1 — Малкитконский вал, 2 — Ногинское куполовидное поднятие, 3 — Таначинское куполовидное поднятие, 4 — Пойменный вал, 5 — Сурингдаконское куполовидное поднятие, 6 — Бирамбинский вал, 7 — Фатьяниховский прогиб, 8 — Имбакский прогиб), 4 — границы локальных поднятий (1 — Сиговое, 2 — Усть-Ним-динское, 3 — Южно-Моктаконское, 4 — Вакунайское); суммарная мощность солей ( 5 , 6 ): 5 — в сурингдаконской свите (штрихом показано направление увеличения мощности), 6 — в оленчиминской и хурингдинской свитах; 7 — разломы; 8 — скважины с промышленным притоком газа и газового конденсата

Boundaries of structural and tectonic elements (1–4): 1 — super-order (I — Bakhtinsky mega-uplift, II — Baikitsky anteclise, III — Turukhano-Norilsky ridge, IV — Kureisky syneclise), 2 — I-st order (I1 — Khuringdinsky uplift, I2 — Kochumdeksky uplift, I3 — Uchaminsky megaswell, I4 —Tynepsky depression, IV1 — Bilchansky uplift, IV2 — Erachiminsky structural tongue), 3 — II-nd order (1 — Malkitkonsky swell, 2 — Noginsky dome, 3 — Tanachinsky dome, 4 — Poimenny swell, 5 — Suringdakonsky dome, 6 — Birambinsky swell, 7 — Fatyanikhovsky trough, 8 — Imbaksky trough), 4 — local highs (1 — Sigovy, 2 — Ust-Nimdinsky, 3 — South Moktakonsky, 4 — Vakunaisky); total thickness of salt (5, 6): 5 — in Suringdakonsky Fm (hature shows the direction of thickness growth), 6 —in Olenchiminsky and Khuringdinsky formations; 7 — faults; 8 — wells with commercial influx of gas and gas condensate комплекса при существующем уровне изученности затруднена. Основными факторами, определяющими его продуктивность, являются: наличие тектонически нарушенной положительной структуры, минимальная соленасыщенность подстилающих отложений усольского и верхней части толбачан-ского горизонтов, степень интрудированности резервуара и летнинского флюидоупора. Наиболее перспективными на поиски газоконденсатных залежей в рассматриваемой зоне нефтегазонако-пления являются: Таначинское и Сурингдаконское куполовидные поднятия, южная часть Малкиткон-ского и Пойменный валы (рис. 16).

Верхне-Учаминская перспективная зона неф-тегазонакопления намечается в истоках бассейнов рек Учами и Юдоломо и характеризуется низкой степенью изученности. В структурно-тектоническом отношении она расположена на юго-восточном борту Тынепской впадины, с северо-запада и юго-востока контролируется глубинными разло- мами, на других направлениях — оптимальными значениями соленасыщенности разрезов усольского горизонта (см. рис. 16). Локальный структурный план этой зоны, состав и физико-химические свойства пластовых флюидов остаются неизученными, однако общегеологические предпосылки позволяют рассчитывать на развитие здесь залежей УВ в ловушках, аналогичных Моктаконо-Таначинской зоне. Наибольший интерес с точки зрения нефтегазоносности отложений нижнего – среднего кембрия представляет северный блок Бираминского вала (см. рис. 16).

Выводы

• 1.    В методическом отношении при проведении геолого-разведочных работ на нефть и газ в сложных геологических условиях не только Бахтинского мегавыступа, но и большинства других территорий Сибирской платформы, где геофизические методы не всегда являются эффективными, целесообразно

• 2.    Поисковые работы для выявления и подготовки объектов под глубокое бурение целесообразно планировать не на отдельные локальные поднятия, подтверждение которых часто бывает сомнительным, а целенаправленно на объекты, расположенные в пределах перспективных зон нефтегазона-копления, что обеспечит повышение успешности параметрического и поискового бурения.

• 3.    Образование зон нефтегазонакопления в отложениях нижнего – среднего кембрия Бахтинского мегавыступа и сопредельных территорий тесно связано с глубинными разломами, корни которых находятся в фундаменте платформы. Глубинные разломы, как правило, определяют границы фациальных замещений, зон перераспределения ба-зитовых тел в осадочном чехле, а также структуру фундамента и являются основными миграционными системами для УВ.

• 4.    В формировании зон нефтегазонакопления кембрия важную роль играет характер распределения соленосных отложений в разрезе усольского, толбачанского горизонтов, майского яруса, а также базитовых интрузий. Представленные модели соле-насыщения рассмотренных стратиграфических подразделений позволяют детализировать литологофациальное районирование кембрийских отложений Бахтинского мегавыступа и смежных с ним территорий.

• 5.    Платформенный чехол, залегающий на большей части предпоздневендских выступов фундамента, следует относить к участкам с низкими перспективами нефтегазоносности. Напротив, краевые части выступов, сопряженные с глубинными разломами и тяготеющими к ним зонами фациального замещения, являются благоприятными для образования зон нефтегазонакопления.

• 6.    Нижне-среднекембрийский газоносный комплекс отложений в объеме дельтулинской и тана-чинской свит в пределах Моктаконо-Таначинской и Верхне-Учаминской перспективных зон нефтега-зонакопления имеет второстепенное значение по приоритетности для поисков в нем промышленных скоплений УВ.

• 7.    Нижнекембрийский нефтегазоносный комплекс отложений в составе абакунской, марской, моктаконской, ясенгской свит является основным целевым объектом для поисковых работ в пределах названных перспективных зон нефтегазонакопле-ния в связи с оценкой их промышленного УВ-по-тенциала.

• 8.    Представляется целесообразным бурение параметрических скважин в пределах Верхне-Уча-минской и Моктаконо-Таначинской перспективных зон нефтегазонакопления для уточнения геологического строения платформенного чехла и оценки ресурсного потенциала. Заложение скв. 1 рекомендуется в истоках р. Учами, на Восточно-Майгунском локальном поднятии, скв. 2 — в среднем течении р. Хурингда на Дельтулинском куполовидном поднятии (см. рис. 16).

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS шире использовать комплексирование сейсморазведки с колонковым бурением на региональном, а в ряде районов и на поисково-оценочном (стадия выявления ловушек) этапах.