Перспективы нефтегазоносности осадочного чехла и прогноз ловушек углеводородов в северных и центральных районах Предверхоянского краевого прогиба

Предверхоянский краевой прогиб расположен на востоке Сибирской платформы, прослеживается в меридиональном направлении от приустьевой части р. Лена до впадения в р. Вилюй на юге, где объединяется с Вилюйской синеклизой (Ленская ветвь), далее уходит на восток по широтному течению р. Алдан (Алданская ветвь). К территории Пред-верхоянского краевого прогиба приурочена одноименная нефтегазоносная область (НГО) площадью 230 тыс. км2 (рис. 1).

Возможности открытия залежей УВ в пределах Предверхоянского прогиба активно изучались в ходе работ 1950–1980-х гг. [1]. На территории прогиба, простирающегося с северо-запада на юго-восток на 1500 км при ширине 40–170 км, открыто два месторождения, содержащих залежи в юрских и триасовых отложениях: Усть-Вилюйское — среднее по величине запасов газа и Собо-Хаинское — мелкое. Небольшое число открытых месторождений обусловлено слабой изученностью Предверхоянского прогиба: плотность сейсморазведочных работ, выполненных в 1950–1980-х гг., составляет 0,06 км/км2, подавляющий объем бурения (27 скважин) сосредоточен в пределах месторождений, на остальной территории прогиба пробурено только 23 глубоких скважины.

В 2014–2016 гг. в северной части Предверхоян-ского прогиба проведены сейсморазведочные работы МОГТ-2D в объеме 1830 км (ФГБУ «ВНИГНИ», 2016), в 2018 г. — отработан речной сейсморазведочный профиль по р. Лена длиной 1050 км (АО «Рос-гео», 2018). Анализ современных сейсморазведочных 2D-данных в комплексе с результатами геологоразведочных работ предыдущих лет позволяет уточнить геологическое строение и перспективы нефтегазоносности осадочного чехла в северных и центральных районах Предверхоянского прогиба.

Стратиграфия, литология и нефтегазоносность осадочного чехла

Для изучения геологии Предверхоянского прогиба были проанализированы разрезы 15 скважин (см. рис. 1). Осадочный чехол Предверхоянского краевого прогиба представлен отложениями среднего – верхнего рифея, венда, кембрия, перми, триаса, юры и мела. Осадки части нижнего (ордовик), среднего (силур, девон) и верхнего (карбон) палеозоя в разрезе отсутствуют, но вполне вероятно, что в том или ином объеме они развиты во впадинах (грабенах) [2].

Суммарная мощность осадочного чехла по результатам интерпретации современных сейсморазведочных работ изменяется от сотен метров на при-платформенном крыле прогиба до 12 км в наиболее прогнутых участках поднадвиговой зоны. Корреляционная схема отложений осадочного чехла по скважинам Дьяппальская-1, Говоровская-1, Джар-джанская-1 и Бахынайская-1 приведена на рис. 2.

Докембрийский осадочный комплекс представлен карбонатно-терригенной толщей, содержащей доломиты, известняки, мергели с прослоями аргиллитов, алевролитов и песчаников. Рифей-вендские отложения изучены в скважинах Дьяппальская-1 и Говоровская-1, расположенных в северной части прогиба, а также в обнажениях Хараулахского хребта (Верхояно-Чукотская складчатая область). Разрез рифея представлен нэлэ-герской, сиэтачанской и эсэлехской свитами, венда — хараютехской. Фильтрационно-емкостные свойства пород низкие: коэффициент пористости ( K _п) в доломитах рифея не превышает 2,5 %, коэффициент проницаемости ( K _пр) — 0,5 ∙ 10^–3 мкм². В скв. Дьяппальская-1 при испытании вендских отложений в открытом стволе получен фильтрат бурового раствора, перебитый газом.

Нижне-среднепалеозойский осадочный комплекс, как и докембрийский, изучен только в северной части Предверхоянского прогиба — в скв. Дьяппальская и в обнажениях Хараулахско-го хребта. Комплекс представлен кембрийской системой — тюсэрской, сэктэнской, маяктахской, огоньорской свитами карбонатно-терригенного состава. Максимальные значения K _п карбонатных пород составляют 2 %, K _пр — 0,1 ∙ 10^–3 мкм², породы практически непроницаемы.

Верхнепалеозой-нижнемезозойский осадочный комплекс . Отложения верхнего палеозоя вскрыты скважинами только в объеме пермской системы. Каменноугольные отложения выходят на дневную поверхность в складчато-надвиговой зоне Предверхоянского краевого прогиба. Нижнемезозойские породы представлены триасовой системой, в разном объеме исследованной глубокими скважинами.

Пермские отложения вскрыты скважинами Дьяппальская-1, Говоровская-1, Джарджанская-1, где они со стратиграфическим перерывом перекрывают соответственно верхнекембрийские, рифейские и протерозойские породы. Джарга-лахская толща приуральского возраста вскрыта скв. Дьяппальская-1, сложена переслаивающимися серыми, светло-серыми песчаниками, алевролитами и аргиллитами. На территории Анабаро-Хатангского прогиба приуральские отложения (нижнекожевниковская свита) содержат залежи нефти. Бурская толща (биармийская, татарская эпохи) в скважинах Говоровская-1 и Джарджанская-1 представлена серыми песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов. В скв. Джарджанская-1 в результате испытаний бурской толщи получены притоки воды дебитом до 55 м³/сут с растворенным горючим газом (значения K _п в песчаных прослоях достигают 18 %, K _пр — 28 ∙ 10^–3 мкм²). В пределах Вилюйской синеклизы верхнепермские отложения являются объектом разработки газа и конденсата.

Триасовые отложения севера Предверхоянско-го прогиба, относящиеся к Нижнеленской, Западно-

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 1. Карта изученности территории сейсморазведочными работами и бурением

Fig. 1. Exploration maturity map: seismics and drilling

I        I 1   [^] 2            3 I °      4 Скв. Ивановская-1 5             6             7

Границы ( 1 – 3 ): 1 — НГО, 2 — Предверхоянской НГО, 3 — административные; скважины ( 4 , 5 ): 4 — глубокие, 5 — глубокие, участвующие в анализе; сейсмические профили ( 6 , 7 ): 6 — 1960–1980 гг., 7 — 2014–2018 гг.

Boundaries ( 1 – 3 ): 1 — Petroleum Area, 2 — Verkhoyansk Petroleum Area, 3 — administrative; wells ( 4 , 5 ): 4 — deep, 5 — deep used in the analysis; seismic lines ( 6 , 7 ): 6 — 1960–1980, 7 — 2014–2018

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Рис. 2. Корреляционная схема отложений осадочного чехла по скважинам Дьяппальская-1, Говоровская-1, Джарджанская-1 и Бахынайская-1 (A) и схема их расположения (B)

Fig. 2. Correlation chart of sedimentary cover deposits across the wells Dyappalskaya-1, Govorovskaya-1, Dzhardzhanskaya-1, and Bakhynaiskaya-1 (A) and well location map (B)

A

Скв. Алысардахская-2480

Скв. Приленская-1

B

Скв.Дьяппальская-1

Скв. Бахынайская-1
				!			Каротаж
							ДС, см 0    20	40	60     80		0	ГК, мкР/ч 5      10
							КС, Ом . м 0   50   100		150	200 250
							СП, мВ 0   20    40		60	80 100	02	НГК, усл. ед. 46
						600
											H
						700
						800	-F4
						900
						1000 1100 1200
						1300 1400
						1500
		1				1600	rr
						1700
						1800
						1900
						2000
						2100
						2200 2300
		1
						2400 2500
							1=—‘^^-
						2600
						2700	*-
						2800

Усл. обозначения см. на рис. 1

For Legend see Fig. 1

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Верхоянской и Нижневилюйской фациальным зонам, вскрыты и изучены во всех анализируемых скважинах. Отложения нижнего, среднего и верхнего отделов триаса вскрыты скважинами Бахынай-ская-1, Алысардахская-2480 и Дьяппальская-1. В первых двух разрез не вскрыт на полную мощность из-за недостаточной глубины забоя скважин, а в последней нижнетриасовые отложения размыты. В скважинах Приленская-1, Джарджанская-1 и Говоровская-1 средне- и верхнетриасовые отложения выклиниваются, триас представлен только нижним отделом.

Нижнетриасовые отложения Нижнеленской фациальной зоны (северные районы Предверхоян-ского прогиба) представлены терригенными породами улахан-юряхской, чекановской, ыстанахской и пастахской свит. Чекановская свита сложена темносерыми аргиллитами оскольчатыми, в верхней части — темно-серыми битуминозными известняками. В Нижнеленской и Западно-Верхоянской фациальных зонах в нижнем триасе выделены терригенно-вулканогенные отложения неджелинской свиты (нижняя часть — туфы, песчаники, алевролиты, верхняя — аргиллиты с прослоями алевролитов), глинистые породы мономской свиты и существенно песчаные отложения сыгынканской свиты. Литолого-физические свойства коллекторов изменяются в широких пределах — II–VI классы по А.А. Ханину.

Нижнетриасовые отложения Вилюйской синеклизы содержат подавляющую часть запасов газа и конденсата.

Средний и верхний отделы триаса в Нижнелен-ской фациальной зоне представлены улахан-кре-стовской, осипайской (зеленые аргиллиты, алевролиты, вверху — песчаники) и чайдахской (песчаники, алевролиты с прослоями аргиллитов) свитами. В Нижневилюйской фациальной зоне разрез сложен песчаниками и алевролитами бегиджанской свиты и песчаниками с линзами конгломератов, прослоями алевролитов, глин, аргиллитов, линзочками угля тулурской свиты. Средне-верхнетриасовые породы обладают хорошими коллекторскими свойствами: K п = 10–20 %, достигая 32 %, K пр — до 1000 ∙ 10^–3 мкм². Мелкие залежи УВ в рассматриваемых отложениях встречены на Собо-Хаинском месторождении.

Мезозойский осадочный комплекс наиболее широко представлен на территории центральных и северных районов Предверхоянского краевого прогиба. Стратиграфический диапазон комплекса — от геттанга до коньяка.

Отложения нижней юры залегают на триасовых со стратиграфическим перерывом: в разрезе скв. Дьяппальская-1 — в объеме от верхов карния до тоара, скв. Говоровская-1 — от верхов оленека до геттанга, скважин Джарджанская-1 и Прилен-ская-1 — от верхов инда до геттанга, скважин Алы-сардахская-2480 и Бахынайская-1 — от карния до геттанга. Во всех изучаемых скважинах юрские отложения представлены тремя отделами.

Нижне-среднеюрские отложения исследуемой территории в северных районах представлены лено-анабарским типом разреза, в южных — ви-люйским. Особенностью строения данной толщи является присутствие в разрезе битуминозных глин и аргиллитов сунтарской и низов келимяр-ской свит (тоар). Глинистые сунтарские отложения являются флюидоупором для песчанистой кызыл-сырской свиты и ее аналогов ( K _п = 3–30 %, K _пр — до 1000 ∙ 10^–3 мкм²). К кызылсырским отложениям на территории Вилюйской синеклизы и Предверхо-янского прогиба приурочены залежи газа. Вышележащие среднеюрские отложения представлены песчаниками и алевролитами якутской и нижневи-люйской свит, которые перекрыты неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов, песчаников с прослоями углей марыкчанской свиты позднеюрского возраста (оксфорд). Завершает разрез верхнеюрских отложений бергеинская свита, сложенная песчаниками с прослоями аргиллитов. В верхнеюрских отложениях Вилюйской синеклизы и Предверхоянского прогиба открыты небольшие газовые залежи.

Меловые отложения в северных и центральных районах представлены нижним отделом (батылых-ская, эксеняхская, хатырыкская свиты), в южных районах, пограничных с Вилюйской синеклизой, разрез более полный — присутствуют отложения верхнего мела (аграфеновская свита). Коллекторские свойства меловых пород высокие, и, хотя залежей УВ не обнаружено, имеются признаки газоносности — в скв. Алысардахская-2480 в процессе бурения из интервала 98–502 м получен приток водорастворенного газа метаново-азотного состава.

Тектоническое строение

В тектоническом отношении рассматриваемая территория представляет собой наложенную на северо-восточную окраину Сибирской платформы мезозойскую отрицательную структуру, выполненную мощной толщей верхнепалеозой-мезозойских отложений [3].

Предверхоянский краевой прогиб отделяется от Лено-Анабарского прогиба Оленекско-Туорасис-ской седловиной [4] (рис. 3). Западная граница условно проводится по линии современного распространения юрских отложений. Восточная граница со складчатой зоной выражена более отчетливо. В современном структурном плане сочленение прогиба и мегантиклинория — это сложнопостроенная складчато-надвиговая зона [3].

В поперечном сечении Предверхоянский прогиб имеет асимметричное строение. Внешнее (при-платформенное) крыло прогиба, полого наклоненное на восток, занимает по площади большую часть прогиба и характеризуется относительно небольшими толщинами отложений верхнего палеозоя и мезозоя (100–3000 м). Как отмечалось, внутреннее (прискладчатое) крыло представлено зоной складчато-надвиговых дислокаций. В его пределах резко

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Рис. 3. Тектоническая схема системы мезозойских депрессий востока Сибирской платформы (по [4], с дополнениями) Fig. 3. Tectonic scheme of the Mesozoic depressions system in the Siberian Platform east (from [4], complemented)

S-51

S-50

S-53

S-52

I

II

III

R-50

R-52

Бл

АНАБАРСКИЙ

СВОД

СВОД

СУХАНСКАЯ

ВПАД

IV

МУНСКИЙ

СВОД

ЖИГАНСК

ВЕРХОЯНО-ЧУКОТСКАЯ

-2

Тм

C

V

КУТСК

ЧЫБЫДИНСКАЯ

МОНОКЛИНАЛЬ

СКЛАДЧАТАЯ ОБЛАСТЬ

ЯКУТСКИЙ СВОД

СИНЕКЛИЗА

Тс

J- -Ь-

Ат

ЕС-КЮЕЛЬСКАЯ ОНОКЛИНАЛЬ

1ЮЙСК ©

БАТАГАЙ

Верхоянск¹^ © ©

R-51

ЛЕНЕКСКИЙ

V

-4

S-49     _Уа

ХАНДЫГА

R-49

АНАБАРСКАЯ

АНТЕКЛИЗА

АЛДАНСКАЯ

P-50

100 км

ДЕПУТАТСКИЙ

Границы ( 1 – 3 ): 1 — Предверхоянского и Лено-Анабарского прогибов, 2 — Вилюйской синеклизы, 3 — структур II порядка (впадин и поднятий); 4 — изогипсы по подошве мезозоя, км; 5 — надвиги в зоне сочленения со складчатой областью; 6 — разломы; 7 — складчато-надвиговая зона; краевые депрессии ( 8 – 10 ): 8 — Вилюйская синеклиза, Предверхоянский и Лено-Ана-барский прогибы, 9 — впадины, 10 — поднятия; Сибирская платформа ( 11 – 13 ): 11 — положительные структуры, 12 — своды, 13 — впадины.

I — Анабаро-Хатангская седловина (Уа — Усть-Анабарское поднятие), II — Лено-Анабарский прогиб (впадины: Юэ — Юэ-линская, Нл — Нижнеленская, Тл — Таймылырская), III — Оленекско-Туорасисская седловина, IV – Предверхоянский прогиб (впадины: Бл — Булунская, Дж — Джарджанская, Сб — Собопольская, Кл — Келинская, Тм — Томпонская; поднятия: Тс — Туорасисский выступ, Ат — Атырканский порог, Ал — Алысардахский вал, Ун — Ундюлюнгское, Тк — Тукуланский выступ), V – Вилюйская синеклиза.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Усл. обозначения к рис. 3, окончание Legend for Fig. 3, end.

Boundaries ( 1 – 3 ): 1 — Verkhoyansk and Leno-Anabarsky troughs, 2 — Vilyuisky syneclise, 3 — II-nd order structures (depressions and highs); 4 — structural contours over the Mesozoic Bottom, km; 5 — thrusts in the zone of junction with fold area; 6 — faults; 7 — fold and thrust zone; foreland depressions ( 8 – 10 ): 8 — Vilyuisky syneclise, Verkhoyansk and Leno-Anabarsky troughs, 9 — troughs, 10 — highs; Siberian Platform ( 11 – 13 ): 11 — positive structure, 12 — arch, 13 — depression.

I — Anabaro-Khatanga Saddle (Уа — Ust’-Anabarsky high), II — Leno-Anabarsky trough (depressions: Юэ — Yuelinsky, Нл — Nizhnelensky, Тл — Taimylyrsky), III — Oleneksky-Tuorasissky saddle, IV – Verkhoyansk trough (depressions: Бл — Bulunsky, Дж — Dzhardzhansky, Сб — Sobopolsky, Кл — Kelinsky, Тм — Tomponsky; highs: Тс — Tuorasissky uplift, Ат — Atyrkansky bar, Ал — Alysardakhsky swell, Ун — Undyulyungsky, Тк — Tukulansky uplift), V – Vilyuisky syneclise.

For other Legend items see Fig. 1

возрастает мощность верхнепалеозой–мезозой-ских отложений.

Предверхоянский краевой прогиб состоит из ряда вытянутых по оси впадин и разделяющих их поперечных поднятий (см. рис. 3). В пределах территории исследований в центральной части прогиба расположены Линденская и Лунгхинская впадины, разделенные Китчанским выступом. В северной части прогиба выделяются Собопольская, Джар-джанская и Булунская впадины, Ундюлюнгское поднятие, Алысардахский вал, Атырканский порог.

При детальном изучении становится очевидным, что вышеперечисленные структурные элементы имеют более сложное строение. В пределах впадин выделяются локальные брахиантиклинали, узкие вытянутые антиклинальные складки, оси которых повторяют конфигурацию складчатой области. Поднятия представлены гребневидными и коробчатыми складками, осложненными надвигами и сбросами.

Геохимические предпосылки нефтегазоносности

Нефтегазоматеринские отложения Предверхо-янского краевого прогиба охватывают временной диапазон от перми до раннего мела включительно. Нижележащие породы палеозоя и докембрия изучены слабо, за исключением крайнего севера, где данный интервал исследован как в обнажениях Че-куровской антиклинали, так и в разрезе скв. Дьяп-пальская. Тем не менее площадь нефтегазогене-рации кембрийских и докембрийских отложений в масштабах изучаемого объекта незначительна и данные комплексы целесообразно рассматривать при изучении нефтегазогенерационного потенциала Лено-Анабарской НГО.

В пермских отложениях, широко развитых в пределах рассматриваемой территории, значения Сорг в глинистых разностях составляют 1–2 %, в грубообломочных разностях — 0,5–1 %. В глинистых и песчано-алевролитовых разностях пермских пород концентрации хлороформенных битумоидов составляют в среднем 0,01–0,03 %. Отмечается повышение концентраций по направлению к центральным частям прогиба. Для рассеянного органического вещества (РОВ) характерно преобладание гумусовой составляющей. В верхнепермской угленосной формации Лено-Вилюйской НГО сосредоточено 17 790 млрд т РОВ, что составляет более 40 % всего объема, захороненного в верхнепалеозойских и мезозойских отложениях системы краевых депрессий [4].

Нижнетриасовые вулканогенно-осадочные породы характеризуются низкими концентрациями ОВ, абсолютная его масса в Лено-Вилюйском НГБ оценивается в 1224 млрд т [4]. Низкая биопродуктивность, сухой и жаркий климат в раннем триасе в пределах всей рассматриваемой территории обусловили накопление в отложениях очень малого количества ОВ — Сорг = 0,1–0,5 %. Средне-верхнетриасовые отложения несколько богаче ОВ (Сорг составляет в среднем 0,5 %, Бхл — 0,022 %), его абсолютная масса равна около 700 млрд т.

В ранней юре (тоар – ранний аален) на территории Вилюйской синеклизы и Предверхоянского прогиба господствовали условия максимальной трансгрессии. Морские условия осадконакопления, нормальная соленость вод, гумидный климат способствовали накоплению битуминозной сунтар-ской свиты, содержащей значительное количество ОВ с преобладанием водорослево-планктоногенного материала вплоть до чисто сапропелевых разностей. Содержание Сорг в тонкозернистых разностях составляет 0,5–1,5 %. По данным [4], абсолютная масса ОВ в нижнеюрских отложениях составляет 3170 млрд т.

В среднеюрскую эпоху происходила регрессия, море постепенно покидало Вилюйскую синеклизу, но на территории Предверхоянского прогиба морская обстановка седиментации сохранялась. Среда формирования была восстановительной, а состав ОВ этих отложений носил смешанный характер. Среднее содержание Сорг в аргиллитах среднеюрских отложений — 1,35 %, в песчаниках — 0,69 %. Абсолютная масса ОВ составляет 1200 млрд т.

В позднеюрскую эпоху море окончательно покинуло территорию Вилюйской синеклизы и южную половину Предверхоянского прогиба. Осадконакопление здесь происходило в условиях низменной аккумулятивной равнины. В этих условиях накапливалось ОВ сапропелито-гумитового и гумитового типов. Среднее содержание Сорг в аргиллитах верхней юры — 2,16 %, в песчаниках — 0,51 %, а абсолютная масса ОВ — 5221 млрд т.

Нижнемеловые отложения Предверхоянского прогиба представлены континентальной толщей переслаивающихся песчаных и угленосных толщ. Накопление нижнемеловых осадков происходило

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS в условиях обширной прибрежной низменности, иногда затопляемой водами эпиконтинентального бассейна. Среднее содержание Сорг в аргиллитах — 1,6 %, в песчаниках — 0,38 %. Абсолютная масса РОВ — 7420 млрд т [4].

Степень катагенетической преобразованности ОВ в отложениях перми по данным А.Ф. Сафронова [3] изменяется от МК1 до АК, триаса — от МК1 до МК4, юры — от ПК до МК3, нижнего мела — от ПК до МК1. Отложения перми и триаса реализовали свой нефтегазогенерационный потенциал, юрские — частично реализовали и продолжают реализовывать, а нижнемеловые отложения находятся в обстановках, соответствующих началу главной фазы нефте-газообразования.

Размещение зон катагенеза в пределах изучаемой территории подчиняется единой закономерности. Отчетливо проявлена тенденция к последовательной смене зон слабого катагенеза более интенсивным не только с увеличением глубин залегания в направлении к Линденской впадине (центральная часть прогиба), но и при приближении к Верхояно-Чукотской складчатой области. Большинство зон в плане достаточно четко повторяет контуры основных структурных элементов Предверхоян-ского прогиба и Вилюйской синеклизы.

Интерпретация геолого-геофизических материалов

Для уточнения геологического строения, оценки перспектив нефтегазоносности и прогноза ловушек УВ в северных и центральных районах Пред-верхоянского краевого прогиба в Новосибирском филиале ФГБУ «ВНИГНИ» была выполнена комплексная интерпретация современных сейсморазведочных 2D-данных 2014–2018 гг. в объеме 2700 км и результатов бурения глубоких скважин.

На основе анализа ГИС, ретроспективных определений ископаемых остатков организмов и спорово-пыльцевых комплексов, авторских стратиграфических исследований была проведена корреляция разрезов скважин в докембрий-мезозойском интервале и составлены корреляционные схемы.

В пределах изучаемой территории сейсмока-ротажные исследования и вертикальное сейсмическое профилирование не проводились. Изучение скоростной характеристики отложений и стратиграфическая привязка отражающих горизонтов осуществлялись на основе данных акустического каротажа, выполненного в скважинах Дьяппаль-ская-1, Говоровская-1, Приленская-1, Алысардах-ская-2480 и Сангарская-4.

На сейсмических разрезах МОГТ после привязки разрезов скважин были прослежены следующие отражающие горизонты: Ф — в кровле кристаллического фундамента, R2 — в кровле среднерифейских отложений, R — в кровле рифея, V — в кровле венда, ТП — в подошве мезозойских отложений, Т1 — в кровле нижнетриасовых отложений, Т — в кровле триасовых отложений, J1 — в кровле сунтарской свиты и аналогов (ранняя юра, тоар), J2 — в кровле ниж-невилюйской свиты и аналогов (средняя юра, кел-ловей), J3 — в кровле бергеинской свиты и аналогов (поздняя юра, волга) и K1 — в кровле батылыхской свиты и аналогов (ранний мел, баррем) (рис. 4).

Анализ сейсмических разрезов и результатов бурения скважин Дьяппальская-1, Говоровская-1, Джарджанская-1 показывает, что разрез осадочного чехла с севера на юг существенно меняется. В районе скв. Дьяппальская-1 чехол имеет максимальный стратиграфический диапазон, сложен отложениями рифея, венда, нижнего (кембрий) и верхнего (пермь) палеозоя и мезозоя (см. рис. 4).

Разрез скв. Говоровская-1 по стратиграфическому объему значительно менее полный, чем разрез скв. Дьяппальская-1: отложения позднерифейского, вендского, кембрийского и раннепермского (приуральского) возраста и на породах среднего рифея залегают верхнепалеозой-мезозойские отложения. По присутствию в разрезе рифейских толщ район скв. Говоровская-1 относится к переходной зоне между Предверхоянским и Лено-Анабарским прогибами. Южнее отложения рифея выклиниваются и осадочный чехол северной (Ленской) ветви Пред-верхоянского прогиба сложен отложениями верхнего палеозоя и мезозоя.

Прогноз ловушек УВ

Как отмечалось, изученность Предверхоянско-го прогиба сейсморазведочными работами низкая, поэтому выявить и локализовать ловушки УВ на основе этих материалов не представляется возможным. Для прогноза ловушек в северных и центральных районах Предверхоянского прогиба были использованы сведения о перспективных объектах и структурах, стоящих на балансе ФГБУ «Росгеол-фонд», а также материалы о ловушках [3]. По данным ФГБУ «Росгеолфонд», в пределах изучаемой территории находится 8 ловушек нефти и газа, по материалам А.Ф. Сафронова — 27 (рис. 5).

Структуры приплатформенного крыла прогиба, выделенные А.Ф. Сафроновым, имеют брахиан-тиклинальную форму. Размеры складок варьируют от 10 до 70 км по длинной оси при амплитудах от первых десятков до сотен метров. Ориентировка складок параллельна оси прогиба; ближе к осевой части складки иногда расположены под углом к общему простиранию. Брахиантиклинали закартированы по результатам анализа геологической съемки, а также по данным интерпретации магнитных и гравитационных аномалий геологами Всесоюзного аэрогеологического треста [3].

Для анализа достоверности существования перспективных ловушек, выявленных по результатам работ прошлых лет, была выполнена комплексная интерпретация временных разрезов МОГТ-2D, результатов бурения глубоких скважин, материалов геологической съемки масштабов 1:1 000 000 и 1:200 000.

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 4. Композитный сейсмогеологический разрез по линии профилей 140308 – 140304А – 140307 – 140305 – 140306 – 140303 (A) и схема их расположения (B)

Fig. 4. Slalom geoseismic section along the survey lines 140308 – 140304А – 140307 – 140305 – 140306 – 140303 (A)

and location map (B)

С

Скв. Дьяппальская-1

Скв. Говоровская-1

Скв. Джарджанская-1

Ю

140304A

456 236

П

K

Ji

J2

T-K (MZ)

0,5

Т

RF

RF

V

F

(MZ)

R

1,5

RF

B

RF-V

F

2,5

AR-PR

P(PZ 2 )

ая-

3,5

P

^ В

J3

J3

Ji

; Ji

ТП

20 000    40 000    60 000

Х, м 0

1,651

1,524

1,397 1,27

1,143 1,016

0,889

0,762

0,635

0,508

0,381

0,254

0,127

-0,127

-0,254

-0,381

-0,508

-0,635

-0,762

-0,889

-1,016

-1,143

-1,27

-1,397

-1,524

-1,651

В качестве примера проанализируем сейсмо-геологический разрез по профилю 140302 (рис. 6). На разрезе фиксируются крупные ловушки структурно-тектонического, реже — структурного типа, причем их больше, чем было выявлено предыдущими работами. Характерной особенностью геологического строения изучаемой территории является развитие в разное время переходных и континентальных обстановок осадконакопления, что повлекло широкое распространение ловушек литологического типа, которые также прослеживаются на современных сейсмических разрезах. Все эти факторы положительно влияют на оценку перспектив северных и центральных районов Предверхоянской НГО.

Фазовое состояние УВ в ловушках может быть весьма разнообразным. Пермские отложения в пределах прискладчатого крыла прогиба в конце юрского периода находились в главной зоне газообразования, приплатформенного крыла — в главной зоне нефтеобразования [4]. Юрские отложения на всей территории, кроме фронтальной части приплатформенного крыла, к настоящему времени прошли главную фазу нефтеобразования. Таким образом, ловушки, распространенные в разрезе осадочного чехла, могли заполняться как нефтью, так и сухим газом, газоконденсатом. При этом количество газа и газоконденсата, судя по всему, будет преобладать. Миграция УВ из нефтегазоматеринских толщ в ловушки происходила из погруженных областей прогиба.

В результате анализа петрофизических характеристик пород в разрезе скважин Ленской ветви прогиба сделан вывод о том, что фильтрационно-емкостные свойства коллекторов даже на относительно малых глубинах резко ухудшаются в скважинах, пробуренных на территории (или вблизи) складчато-надвиговой зоны Предверхоянского прогиба (скважины Дьяппальская-1, Говоровская-1, Алысардахская-2480, Китчанская-4) (рис. 7). Очевидно, что это вызвано процессом динамометаморфизма, обусловленным движением Верхояно-Чу-котской складчатой области в сторону Сибирской платформы.

Центральная часть Предверхоянского краевого прогиба осложнена крупной положительной структурой — Китчанским выступом (абсолютные отметки кровли перми на западном борту варьируют от -2,5 до -4,5 км). На западе он граничит с Линденской и Лунгхинской впадинами, от Хапчагайского вала, расположенного в пределах Вилюйской синеклизы, он отделяется прогибом (см. рис. 3). Свод Китчан-ского выступа представлен линейной складчатостью северо-западного простирания [5]. К складкам приурочены надвиги с амплитудой до первых километров. По данным петрофизических исследований керна скважин Китчанской площади, коллекторские свойства пород верхнепалеозой-нижнемезозойского комплекса низкие: средняя пористость — 5 %, газопроницаемость — (0–2) ∙ 10–3 мкм2.

На остальной территории центральной части Предверхоянского краевого прогиба господствуют

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Рис. 5. Карта ловушек УВ в северных районах Предверхоянской НГО

Fig. 5. Map of HC traps in the northern regions of the Verkhoyansk Petroleum Area

• 1    — глубокие скважины; 2 — сейсмические профили 2014–2018 гг.; 3 — ловушки УВ (ФГБУ «Росгеолфонд»);

• 4    — брахиантиклинали [3].

Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

1 — deep wells; 2 — seismic lines of the years 2014–2018; 3 — HC traps (FSFI Rosgeolfond); 4 — brachyanticlines [3].

For Legend see Fig. 1

Рис. 6. Сейсмогеологический разрез по профилю 140302 (A) и схема его расположения (B)

Fig. 6. Geoseismic section along 140302 Line (A) and the location map (B)

0,6 к

0,8

1,2

1,4

1,6

1,8

J 1

2,2

2,4

Т

Тектонические

2,6

Т 1

нарушения ох

2,8

ТП

Ф

0,4 A

Усл. обозначения см. на рис. 1, 5

For Legend see Fig. 1, 5

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 7. Литолого-физические характеристики верхнепалеозой-мезозойских отложений в скважинах Дьяппальская-1 и Говоровская-1

Fig. 7. Lithologic and physical characteristics of the Upper Palaeozoic-Mesozoic deposits in the Dyappalskaya-1 and Govorovskaya-1 wells

Скв. Дьяппальская-1

Скв. Говоровская-1

1 — песчаники; 2 — алевролиты; 3 — аргиллиты

1 — sandstone; 2 — siltstone; 3 — claystone

К п = 8 %	К пр = 0,4 мД
К = 2,4 %	К пр= 0,4 мД

две крупные отрицательные структуры – Линден-ская и Лунгхинская впадины [5, 6], которые являются элементами как Вилюйской синеклизы, так и Предверхоянского прогиба (см. рис. 3). Абсолютные отметки кровли перми (ОГ ТП) здесь изменяются от –4,8 до –6 км.

Как отмечалось, в крайней западной части Китчанского выступа расположены Собо-Хаинская и Усть-Вилюйская брахиантиклинали, на которых открыты небольшие по запасам газовые залежи. Непромышленные притоки нефти получены из верхнеюрских и нижнемеловых отложений на

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Бергеинской и Олойской площадях, расположенных в центральной части Предверхоянского прогиба (70 км на юго-восток от Усть-Вилюйского поднятия). Бурение на Сангарской и Эксеняхской площадях (см. рис. 1), расположенных на одноименных структурах, положительных результатов не дало.

Центральная часть Предверхоянского краевого прогиба, охватывающая Китчанский выступ и восточные районы Линденской и Лунгхинской впадин, неравномерно покрыта сейсморазведочными работами МОВ преимущественно в 1950– 1960-х гг., и в будущем необходимо дальнейшее изучение этой территории сейсморазведочными работами МОГТ-2D.

Выводы

Осадочный чехол северной части Предверхо-янского краевого прогиба обладает высокими перспективами для поиска УВ. В его разрезе присутствуют нефтегазоматеринские толщи, коллекторы и флюидоупоры, перспективные ловушки разных типов, а также разломы, обеспечивающие миграцию УВ в ловушки.

Максимально перспективной для поисков нефти и газа является территория приплатформенного крыла Ленской ветви Предверхоянского краевого прогиба от Бахынайской площади на юге до Говоровской на севере . В пределах данной территории целесообразно провести сейсморазведочные работы 2D, по результатам которых предлагается бурение глубокой скважины.