Северо-Тунгусская нефтегазоносная область - приоритетный объект регионального изучения нефтегазоносности недр Восточной Сибири

Северо-западная часть Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП) в геоморфологическом отношении охватывает значительную по размерам площадь Среднесибирского плоскогорья и практически полностью базальтовое плато Путорана. В начале 1990-х гг. с запада от района г. Игарка, в бассейне р. Курейка, началось строительство профиля параметрических скважин вглубь плато для изучения геологического разреза Курейской синеклизы и оценки перспектив ее нефтегазоносности. Однако, из-за распада СССР, на этом профиле удалось закончить строительство только двух скважин: Мундуйская-401 и Дегенская-402. Одновременно начались работы по бурению профиля параметрических скважин на севере плато Путорана от п. Хатанга в бассейне р. Аякли, на котором была закончена строительством только одна параметрическая скважина из пяти запланированных — Ле-дянская-358. Таким образом, основная цель — изучение центральных районов синеклизы — на этом этапе в полном объеме не была завершена. За последние три десятилетия, уже в России, по периферии рассматриваемой территории проведены комплексные геофизические и геохимические работы по региональным опорным профилям: Алтай – Северная Земля (до Чириндинской площади), скв. Хо-шонская-256 – р. Мойеро, Диксон – оз. Хантайское, скв. Хантайская-405 – скв. Тынепская-215. По результатам этих работ получены важные геологогеофизические данные о бортовых частях синеклизы [1], но и им в большинстве случаев не хватает параметризации геологических разрезов. Задачи по изучению центральных районов региона по-прежнему остаются нерешенными.

Между тем оценки перспектив нефтегазоносности северо-западной части Лено-Тунгусской НГП, сделанные разными учеными, выглядят весьма оптимистично [2–7]. В работе [7], помимо оценки извлекаемых ресурсов нефти и газа Северо-Тунгусской нефтегазоносной области (НГО), которые авторы статьи представляют весьма завышенными (нефть — 10,6 млрд т, свободный газ — 11,4 трлн м3), коллективом авторов ИНГГ СО РАН предложена программа геолого-разведочных работ регионального этапа изучения комплексом геолого-геофизических методов.

Результаты

Согласно нефтегазогеологическому районированию, в северо-западной части Лено-Тунгусской НГП выделяется самая крупная по площади (около 400 000 км2) Северо-Тунгусская НГО, соответствующая большей части надпорядкового структурно-тектонического элемента — Курей-ской синеклизе [8]. По результатам последней количественной оценки (2017), выполненной для этой НГО, ее ресурсный УВ-потенциал составляет: нефти с конденсатом (геологические/ извлекаемые) — 6729,5/2586,3 млн т; свободного

газа — 5295,7 млрд м3, газа растворенного (извлекаемого) — 238 млрд м3.

В пределах Северо-Тунгусской НГО наибольший УВ-потенциал связывается с Путоранским нефтегазоперспективным районом (НГПР), который авторы статьи выделяют на территории, охватывающей центральную и восточную части плато Путорана с бассейнами рек Аякли, Аян, верховья Курейки, Ту-тончаны, Виви, Тембенчи, Котуя [9]. С позиций современного структурно-тектонического районирования в этот район входят структуры I и II порядков: Путоранский свод, Анамское куполовидное поднятие, восточная часть Бильчанского куполовидного поднятия, юго-западная часть Ядунского свода, а также пограничные части Ламо-Хантайского мегапрогиба, Нижнетунгусского прогиба, Курейской котловины и Верхнекочечумской впадины (рис. 1).

Вышеназванные положительные структурнотектонические элементы характеризуются высокой плотностью начальных геологических ресурсов УВ, оцениваемой в пределах 50–100 тыс. т/км2, что сравнимо с аналогичным показателем для Бай-китской и Непско-Ботуобинской антеклиз, где открыты и разрабатываются месторождения нефти и газа (рис. 2).

Между тем геолого-геофизическая изученность Северо-Тунгусской НГО до настоящего времени остается одной из самых низких в Лено-Тунгусской НГП. При этом в наиболее нефтегазоперспективном Путоранском районе, в его крайней северной части, пробурена только одна параметрическая и три колонковых скважины. Изученность сейсморазведочными работами окраинных частей рассматриваемого района едва ли достигает 0,012 км/км2 (рис. 3).

Общие представления о структурно-тектоническом, фациальном, нефтегазогеологическом районировании до сих пор основываются на результатах геологических съемок масштабов 1 : 200 000, 1 : 1 000 000, структурно-геологических съемок масштаба 1 : 100 000 по лавовым покровам, мелкомасштабных гравиметрической и аэромагнитной съемок, точечного сейсмического зондирования МОВ, гидрогазогеохимических исследований рекогносцировочной стадии.

Для получения представлений о возможном потенциале локализованных ресурсов Путоранско-го НГПР авторы статьи приняли за основу структурную карту, построенную на рассматриваемую территорию по методике сейсмогравимагнитного моделирования, разработанной В.И. Казаисом [10]. Структурный план, отражающий строение части осадочного чехла по отложениям нижнего палеозоя, представлен на этой схеме в основном пли-кативными формами структурных элементов положительного и отрицательного знаков, местами осложненными дизъюнктивными дислокациями (рис. 4). При этом отмечается высокая (сотни метров) контрастность структурных элементов, несвойственная платформенным условиям, что мож-

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 1. Фрагмент структурно-тектонической карты северо-западной части Сибирской платформы в упрощенном варианте (под ред. Кринина В.А., 2002)

Fig. 1. Fragment of the structural and tectonic map, north-western part of the Siberian Platform, the simplified version (ed. Krinin V.A., 2002)

Границы ( 1 – 3 ): 1 — Путоранского НГПР, 2 — Северо-Тунгусской НГО, 3 — НГО Лено-Тунгусской НГП; 4 — изогипсы опорного сейсмического горизонта Б — кровля тэтэрской свиты венда – нижнего кембрия; 5 — тектонические нарушения; структурно-тектонические границы ( 6 – 10 ): 6 — Сибирской платформы, 7 — надпорядковых элементов (IX — Турухано-Нориль-ская гряда, X — Курейская синеклиза, XI — Анабарская антеклиза, XII — Байкитская антеклиза), 8 — элементов I порядка (Х₁ — Норильско-Хараелахский мегапрогиб, Х₂ — Путоранский свод, Х₃ — Ламско-Хантайский мегапрогиб, Х₄ — Туринский мегапрогиб, XI₁ — Маймечинский мегавыступ, XII₁ — Бахтинский мегавыступ, XII₂ — Кузьмовский мегавыступ), 9 — элементов II порядка (76 — Хараелахский прогиб, 77 — Пастагинский вал, 78 — Кетский прогиб, 79 — Верхнекулюмбинская котловина, 80 — Эмбинчиминская котловина, 81 — Самоедский вал, 82 — Верхнекурейское поднятие, 83 — Нижнекурей-ский выступ, 84 — Северореченское поднятие, 85 — Муруктинский прогиб, 86 — Чириндинский выступ), 10 — локальных поднятий (242 — Иконское, 243 — Самоедское, 244 — Никитовское, 245 — Дакитское, 246 — Мегунское, 247 — Верхне-хугдюканское, 248 — Северное, 249 — Бильчанское, 250 — Аяглинское, 251 — Верхненимдинское, 252 — Чириндинское, 253 — Тардэхское, 254 — Хоктамское, 255 — Зондовое, 271 — Чамбэнское, 272 — Верхнехоиктинское, 273 — Онкоиктин-ское, 274 — Канандинское, 275 —Чунигское, 276 — Алатчеринское, 286 — Романихинское, 287 — Нерокенское, 288 — Верхненалинское)

Boundaries ( 1 – 3 ): 1 — Putoransky oil and gas promising area, 2 — North Tungussky petroleum area, 3 — oil and gas promising areas of Leno-Tungussky petroleum province; 4 — structural contours of seismic reference horizon Б — Top of Vendian – Lower Cambrian Tetersky Fm; 5 — faults; structural and tectonic boundaries ( 6 – 10 ): 6 — Siberian Platform, 7 — super-order elements (IX — Turukhano-Norilsky ridge, X — Kureisky syneclise, XI — Anabarsky anteclise, XII — Baikitsky anteclise), 8 — I-st order elements (Х₁ — Norilsky-Kharaelakhsky megatrough, Х₂ — Putoransky arch, Х₃ — Lamsky-Khantaisky megatrough, Х₄ — Turinsky megatrough, XI₁ — Maimechinsky mega-uplift, XII₁ — Bakhtinsky mega-uplift, XII₂ — Kuzmovsky mega-uplift), 9 — II-nd order elements (76 — Kharaelskhsky trough, 77 — Pastaginsky swell, 78 — Ketsky trough, 79 — Verkhnekukyumbinsky basin, 80 — Embinchiminsky basin, 81 — Samoedsky swell, 82 — Verkhnekureisky uplift, 83 — Nizhnekureisky rise, 84 — Severorechensky uplift, 85 — Muruktinsky trough, 86 — Chirindinsky rise), 10 — local highs (242 — Ikonsky, 243 — Samoedsky, 244 — Nikitovsky, 245 — Dakitsky, 246 — Megunsky, 247 — Verkhnekhugdyukansky, 248 — Severny, 249 — Bilchansky, 250 — Ayaglinsky, 251 — Verkhnenimdinsky, 252 — Chirindinsky, 253 — Tardekhsky, 254 — Khoktamsky, 255 — Zondovy, 271 — Chambensky, 272 — Verkhnekhoiktinsky, 273 — Onkoiktinsky, 274 — Kanandinsky, 275 — Chunigsky, 276 — Alatcherinsky, 286 — Romanikhinsky, 287 — Nerokensky, 288 — Verkhnenalinsky)

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Рис. 2. Карта плотности начальных суммарных геологических ресурсов УВ северо-западной части Сибирской платформы

(по данным АО «СНИИГГИМС», 2017)

Fig. 2. Density map of total initial in-place resources of hydrocarbons, north-western part of Siberian Platform (according to SNIIGGIMS, 2017)

90°

95°

Скв. Кст-4

70 км

°

1 — пробуренные скважины (а — параметрическая, b — колонковая); 2 — территория Путоранского заповедника;

3 — площадь лицензионных участков (1 — Авамский, 2 — Аянский, 3 — Аяклинский); плотности начальных геологических ресурсов УВ, тыс. т/км² ( 4 – 10 ): 4 — предпочтительно перспективные, количественно не оцененные, 5 — < 3, 6 — 3–5, 7 — 5–10, 8 — 10–30, 9 — 30–50, 10 — 50–100.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

• 1    — drilled wells (а — stratigraphic, b — core holes);

• 2    — territory of the Putoransky State Nature Reserve; 3 — license areas (1 — Avamsky, 2 — Ayansky, 3 — Ayaklinsky);

density of total initial in-place resources of hydrocarbons, thous. t/km² ( 4 – 10 ): 4 — assumed as promising, not quantified, 5 — < 3, 6 — 3–5, 7 — 5–10, 8 — 10–30, 9 — 30–50, 10 — 50–100.

For other Legend items see Fig. 1

но объяснить особенностями методики. Принимая во внимание специфику методики, авторы статьи допускают, что рассматриваемая схема принципиально отражает современный структурный план, который может использоваться для ориентировочной оценки локализованных ресурсов ловушек структурного типа с залежами УВ пластового, сводового и массивного типов.

В качестве основных нефтегазоперспективных резервуаров на всей территории приняты ордовикский и силурийский, в восточной части, примыкающей к Анабарской антеклизе, — средне-ниж-

некембрийский, залегающий на умеренных по термодинамическим условиям глубинах (рис. 5).

К оцениваемым перспективным горизонтам отнесены: в кембрийской части разреза стратиграфический аналог таначинского и дельтулинского горизонтов, продуктивных на Таначинской и Мок-таконской площадях Бахтинского мегавыступа; в ордовикском и силурийском интервалах разреза — соответственно, байкитский и венлокский горизонты, промышленная нефтегазоносность которых в Лено-Тунгусской НГП не установлена, но на Ле-дянской площади в них получены явные признаки нефтенасыщения. Перспективность байкитского и венлокского резервуаров данного района повышается, по сравнению с другими, за счет распространения здесь соленосных отложений нижнего и среднего девона [11] и наличия в подстилающих отложениях лландоверийского яруса нижнего силура и куонамской свиты нижнего – среднего кембрия нефтематеринских пород с высоким содержанием органического углерода. Основные очаги нефте-газогенерации при этом находятся в Ламско-Хан-тайском прогибе, Верхнекочечумской и Туринской впадинах.

Заполнение ловушек в ордовик-силурийском разрезе осадочного чехла предполагается преимущественно нефтью в силу положения основных нефтематеринских толщ в зоне нефтеобразования и, по-видимому, отсутствия в разрезе высококачественных флюидоупоров, способных удерживать в ловушках газообразные УВ. Подсчетные параметры для оценки ресурсного потенциала ловушек принимались по данным скважин, пробуренных на Ле-дянской площади и Бахтинском мегавыступе. При этом для всех оцениваемых ловушек коэффициент заполнения УВ принимался не более 70 %. Результаты весьма ориентировочной оценки локализованных извлекаемых ресурсов каждой ловушки по всему рассматриваемому району приведены в таблице.

Данные количественной оценки УВ Северо-Тунгусской НГО в целом и, в частности, локализованных ресурсов Путоранского НГПР гипотетически свидетельствуют о возможном значительном УВ-потенциале рассматриваемого региона. Однако необходимо иметь в виду, что достоверность их прогноза весьма слабо подкреплена фактической геолого-геофизической информацией. Ее отсутствие объясняется беспрецедентно низкой изученностью, не отвечающей даже требованиям регионального этапа. В связи с этим стратегической задачей для современной геологической отрасли необходимо считать выявление реального УВ-потенциала Северо-Тунгусской НГО и его экономического значения для России. Решение этой стратегической задачи возможно только путем планирования и реализации программы геолого-разведочных работ регионального этапа, включающей современный комплекс аэрогеофизических и геохимических методов, профильные сейсморазведочные и электроразведочные работы (4000 км) в сочетании с бурением 7 колонко-

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 3. Изученность Северо-Тунгусской НГО бурением и сейсморазведкой

Fig. 3. Drilling and seismic exploration maturity of the North Tungussky Petroleum Area

1 — изученность сейсморазведочными работами.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 1, 2

1 — seismic exploration maturity.

For other Legend items see Fig. 1, 2

вых скважин (10 500 м) и 3 параметрических скважин с общей проходкой 16 500 м (рис. 6).

При этом необходимо учитывать, что рассматриваемая территория большей своей частью находится в пределах плато Путорана с исключительно сложным для всех видов транспорта рельефом. Поэтому планированию геолого-разведочных работ, особенно в части строительства глубоких параметрических скважин и проведения сейсморазведочных работ, должны предшествовать детальная рекогносцировка площади работ и тщательная проработка проектных решений. Принимая во внимание широкое распространение в регионе разветвленной речной сети и особенно крупных, протяженностью до 100 км, глубоководных озер,

возможно рассматривать выполнение сейсморазведочных работ в водном варианте.

Отработку рассматриваемой территории целесообразно осуществлять в два этапа, каждый продолжительностью 3 года. На первом этапе провести работы на Западно-Путоранской площади, на втором — Восточно-Путоранской. Проведение сейсморазведочных работ желательно совместить с бурением структурно-колонковых скважин на нижнедевонские отложения (зубовский стратиграфический горизонт). В данном контексте первоочередной параметрической скважиной является Верхне-Тутончанская-403 с проектным горизонтом — фундаментом и проектной глубиной — 5500 м (рис. 6).

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Рис. 4. Схема ловушек, выделенных по результатам сейсмогравимагнитого моделирования в пределах Путоранского НГПР

Fig. 4. Scheme of traps identified using the results of seismo-gravity-magnetic modelling within the Putoransky oil and gas promising region

' 0°

4,

7v i 8°

■ 4

zo>

II

16°

70 км

100°

70°

68°

66°

100°

95°

1 — граница смены структурных построений (I — структурно-тектоническая карта западной части Сибирской платформы (под ред. Кринина В.А., 2002), II — по данным сейсмо-гравимагнитного моделирования (Казаис В.И., 1996–2003); 2 — изогипсы отражающего горизонта Б — кровли тэтэрской свиты венда – нижнего кембрия, км; 3 — изогипсы горизонта в низах палеозоя по данным сейсмогравимагнитого моделирования, км; 4 — поднятия, для которых оценены извлекаемые ресурсы нефти по категории D_л (1 — Васковское, 2 — Никитовское, 3 — Дакитское, 4 — Мегунское, 5 — Романихинское, 6 — Сагданское, 7 — Мирюканское, 8 — Себякинское, 9 — Харипчинское, 10 — Эрупчинское, 11 — Шадринское, 12 — Северо-Дюпкунское, 13 — Южно-Дюпкунское, 14 — Южно-Ха-комское, 15 — Бильчанское); 5 — валообразные структуры II порядка, выделенные по результатам сейсмогравимагнитого моделирования.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

1 — boundary between different structural images (I — structural and tectonic map, western part of the Siberian Platform (eds. Krinin V.A., 2002), II — according to data of seismo-gravity-magnetic modelling (Kazais V.I. (1996–2003); 2 — structural contours of Б Reflector — Top of Vendian – Lower Cambrian Tetersky Fm, km; 3 — structural contours in Palaeozoic basal part according to the results of seismo-gravity-magnetic modelling, km; 4 — uplifts for which the recoverable oil reserves are assessed in D_л Category (1 — Vaskovsky, 2 — Nikitovsky, 3 — Dakitsky, 4 — Megunsky, 5 — Romanikhinsky, 6 — Sagdansky, 7 — Miryukansky, 8 — Sebyakinsky, 9 — Kharipchinsky, 10 — Erupchinsky, 11 — Shadrinsky, 12 — North Dyupkunsky, 13 — South Dyupkunsky, 14 — South Khakomsky, 15 — Bilchansky); 5 — ridge-like II-nd order structures identified using the results of seismo-gravity-magnetic modelling.

For other Legend items see Fig. 1

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 5. Оцениваемые нефтегазоперспективные горизонты в разрезе Путоранского НГПР

Fig. 5. Estimated oil and gas promising horizons in the column of the Putoransky oil and gas promising region

го си н S U	си о	Ярус	Нефтегазоносный комплекс	Перспективный горизонт	О 5 о с S >. си си о го =Г с 5 5 9    °
а: < т о S	сГ	Эмсский          De
		Пражский         Dp
		Лохковский          D 1 l
X < о CL о	из	Пржидольский      S 2 p	Силурийский Ордовикский
		Лудловский        S ld
	С/Г	Венлокский       Sw		Венлокский
		Лландоверийский   Sl
сх <  Ml Ml ^ СП О о	o’	Ашгиллский       O 3 aš
	o'	Карадокский      Ok
		Лланвирнский       O 2 l		Байкитский
	о	Аренигский         O 1 a 1
		Тремадокский      O 1 t
< Ml U о_ ш ш Ml	ш°	Батырбайский     Є bt
		Аксайский         Є 3 ak
		Сакский             Є 3 s
	аГ	Аюсокканский     Є as
		Майский          Є 2 m
		Амгинский       Є 2 am	Нижне-среднекембрийский	CD О е $ о g Т О и
	ш	Тойонский         Є th
		Ботомский         Єb
		Атдабанский       Є at
		Томмотский         Є 1 t

1          2

1 — флюидоупор; 2 — проницаемый комплекс

1 — impermeable bed; 2 — permeable sequence

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Таблица. Оценка локализованных извлекаемых ресурсов нефти Путоранского НГПР, млн т

Table. Estimation of localized recoverable oil reserves in the Putoransky oil and gas promising region, mln tons

Перспективные горизонты	Итого
Поднятие S2ld                 S1w                O2bk                Є1–2                  Є1                   R	по поднятию, млн т
Мирюканское          –             30,79           93,98             –              –              –	124,77
Романихинское        –              –              –             55,64             –              –	55,64
Сагданское            –              –              –             103,7             –              –	103,7
Себякинское           –             8,45            25,79             –               –               –	34,24
Харипчинское          –             26,25           80,09             –               –               –	106,34
Эрупчинское           –             26,17           79,85             –               –               –	106,02
Южно-                 –            100,18          305,68            –               –               – Хакомское	405,86
Бильчанское            –              30,51            93,07              –                –                –	123,58
Северо-                 –              29,59            90,3              –               –               – Дюпкунское	119,89
Южно-                 –             37,33           113,89            –              –              – Дюпкунское	151,22
Шадринское           –             24,58           75,02             –              –              –	99,6
Никитовское         139,94           279,89           345,17             –             931,46           103,59	1800,05
Восковское           26,99            53,98            66,57              –              55,06            13,78	216,38
Дакитское            66,97           133,95           165,19             –              87,69            21,94	475,74
Мегунское            239,9           479,81           591,73             –             1147,11          127,58	2586,13
Всего       473,8           1261,48         2126,33          159,34          2221,32          266,89	6509,16

Рис. 6. Схема расположения рекомендуемых геолого-разведочных работ Fig. 6. Location map of the recommended geological exploration activities

□  1

Рекомендуемые объемы и виды геологоразведочных работ ( 1 – 4 ): 1 — параметрическое бурение, 2 — колонковое бурение, 3 — сейсморазведочные работы МОГТ-2D; 4 — аэрогеофизические методы; 5 — проектное положение северного окончания сейсмического профиля Алтай – Северная Земля; 6 — пробуренные поисковые скважины.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 1, 2

Recommended scope and types of geological exploration works ( 1 – 4 ): 1 — structural drilling, 2 — core drilling, 3 — 2D seismic operations; 4 — airborne geophysical surveys; 5 — planned position of the northern end of Altai – Severnaya Zemlya seismic line; 6 — drilled wildcats.

For other Legend items see Fig. 1, 2

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Заключение

Предложенные выше приоритетные направления, основные методы и объемы программы геолого-разведочных работ позволят по существу разобраться в основных особенностях геологического строения и перспективах нефтегазоносности платформенного осадочного чехла северной части Северо-Тунгусской НГО, выполненного мощной толщей отложений фанерозойского и позднепротерозойского возраста. На основе геолого-геофизического материала, полученного по результатам рекомендуемых программ геолого-разведочных работ, появится реальная возможность выполнить количественную оценку и оценить значение УВ-сырья крупнейшей территории нефтегазоперспективных земель.