T 3 D Направления миграционных потоков Основные

T 3 D • Направления миграционных потоков Основные миграционные потоки из очагов генерации в Курейской синеклизе были направлены на юго-запад и юго-восток – в сторону Камовского свода и Катангского выступа Усольский резервуар, ранний ордовик Ванаварский резервуар, ранний ордовик • Часть региональных потоков УВ перехватывалось локальными палеоподнятиями, осложнявшими южный борт Курейской синеклизы.

Кембрий а) • • • Кембрийские отложения слагают наиболее мощный (1 -2 км на антеклизах и до 2, 5 -3, 5 в синеклизах) комплекс осадочного чехла большинства районов Восточной Сибири. На вендских отложениях залегают согласно. В центральных частях платформы преимущественно сложены переслаивающимися пачками солей, доломитов и глинистых известняков (усольская, бельская, булайская, ангарская и литвинцевская свиты). В верхней части(эвенкийская свита) галогенные породы отсутствуют. В разрезах северо-западной части платформы разрез преимущественно карбонатный (костинская свита). В северо-восточных районах в раннем-среднем кембрии местами накапливались маломощные (до 100 м) толщи битуминозных глинисто-кремнистых известняков (куонамская свита).

• • • Нижне-среднекембриййские отложения характеризуются пестрым литолого-фациальным составом. В центральной части бассейна седиментации отлагались галогенно-карбонатные отложения, по периферии чисто карбонатные, на севере, в том числе, глинисто-карбонатные битуминозные. Мощность соленосных пачек достигает 100 -500 м. По краю солеродного бассейна цепочкой располагались зоны развития органогенных построек. Ширина зоны органогенных построек достигает 25 км, мощность 200 -300 м. Зоны зарифовых карбонатнообломочных образований имеют ширину 75 -150 км. Кембрий

Kureika sineclise – Cambrian II I

Усольская свита имеет трехчленное строение, связанное с вариациями обстановок седиментации с различной долей участия в них эвапоритовых отложений. Нижне и верхнеусольские отложения, преимущественно эвапоритовые, разделены осинским горизонтом, сложенном в разрезах многих скважин биогенными доломитами и известняками.

Осинский горизонт Блок-диаграмма палеогеоморфологии фаций осинского времени Непско. Ботуобинской антеклизы (по Кузнецов и др. , 2000). 1 - биогермные массивы; 2 мелководные известняки и доломиты; 3 - предрифовые относительно глубоководные мелкозернистые известняки и доломиты. Самое крупное месторождение в осинском горизонте - Талаканское

а Восточное крыло Голоярской антиклинали. Контакт желтовато-серых водорослевых доломитов и темно-серых пелитоморфных известняков с резким запахом УВ на свежем сколе (а и б). Выветрелая поверхность темно-серых известняков (в). в б

Восточное крыло Голоярской антиклинали. «Булкообразные» структуры на поверхности пласта желтоватосерых фитогенных доломитов.

Нефтематеринские отложения • • НИЖНИЙ-СРЕДНИЙ КЕМБРИЙ Доманикоидные фации куонамской свиты (и ее аналогов - иниканская и синская свиты) (ленский и амгинский века) с содержанием Сорг 1, 5 -15 % развиты на северо-востоке платформы в Юдомо. Оленекской зоне, толщина обогащенных пород составляет 30 -100 м. На северо-западе глинисто-карбонатные породы шумнинской свиты содержат более низкие концентрации Сорг =0, 3 -0, 7 %, но их мощность больше – 100 -300 м. Распределение современных концентраций Сорг в осадочных породах куонамской свиты (и ее аналогов) нижнего-среднего кембрия

Thickness Ордовик Lower-Middle Ordovician Sandstones

СИЛУР Венлок - Органогенные постройки Мощности Лландовери - граптолитовые сланцы

Девон A. M. Nikishin, 2008

Западно-Вилюйские дислокации t, sec Mezozoic 1 Upper Paleozoic Salt diapir Devonian 4 Vendian Lower Paleozoic

Схема метаморфизма пермских углей (в пересчете на показатель отражения витринита). • • Верхнепалеозойские угли преобразованы сильнее, чем рассеянное ОВ нижележащих толщ. Возможные причины: Влияние траппов – интрузий (максимальная концентрация в верхних частях разреза) и эффузивных покровов (на севере Тунгусской синеклизы до 1 -3 км толщиной. Это влияние складывается из двух факторов: температурного воздействия магмы и эффекта «одеяла» , создаваемого эффузивными толщами. Низкая теплопроводность углей (саморазогрев). СРЕДНЕКАМЕННОУГОЛЬНОПЕРМСКАЯ УГЛЕНОСНАЯ ТОЛЩА

• НИЖНЕТРИАСОВЫЕ ТРАППЫ • • • На рубеже перми и триаса на большей части территории Сибирской платформы резко усилилась вулканическая деятельность. Этот процесс привел к образованию трапповой формации, проявившейся как в виде интрузизий, так и поверхностных излияний основной по составу магмы. Триас в основном представлен вулканогенно-осадочными образованиями: базальтами, туфогенными и туфогенноосадочными породами. Мощность триасовых образований (индский и оленекский века раннего триаса) на севере Тунгусской синеклизы достигает 2, 5 км, в ее центре – 0, 6 -1, 5 км. Мощности

Интрузивные комплексы Интрузии долеритов на Камовском своде (по А. В. Хоменко, 2002) • • • Интрузивный комплекс, сформировавшийся на границе перми и триаса в основном представлен силлами долеритов, иногда дайками ( «пояс Обручева» на юге Тунгусской синеклизы). На севере Тунгусской синеклизы траппы иногда составляют до 70% разреза, в других районах 5 -20%. Силлы насыщают все части разреза, но максимально его верхние части. К югу платформы количество интрузивных тел уменьшается. Траппы значительно изменили структурный план и повлияли (отрицательно) на нефтегазоносность.

Траппы – истребители залежей нефти! неизмененные породы зона ороговикования силл измененные карбонаты Рис. 132 Обн. НТ-2/5, западное крыло Голоярской антиклинали. Строение приконтактовой зоны силла долеритов в карбонатах верхней части Костинской свиты. долериты

Кайнозой – поднятие более 1 км Чадобецкое поднятие

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ НЕПСКО-БОТУОБИНСКАЯ АНТЕКЛИЗА • • Большинство залежей бассейна приурочено к Непско-Ботуобинской антеклизе, значительно меньше на Байкитской антеклизе, по 3 месторождения находятся на территории Ангаро. Ленской ступени и Предпатомского прогиба, 2 месторождения открыто на Турухано-Нлорильской гряде НБА - Наиболее изученная часть Восточной Сибири – разведанность 40% от НСР.

Непско-Ботуобинская НГО • • • Наиболее приподнятые элементы НБА - Непский свод (площадь более 50 тыс. км 2, амплитуда свыше 400 м) и Мирненский выступ. Залежи большей частью нефтегазоконденсатные, иногда с нефтяной оторочкой. Месторождения обычно содержат 23, реже до 5 -6 залежей. Основные месторождения: Верхнечонское, Среднеботуобинское, Чаяндинское, Верхневилючанское, Талаканское, Ярактинское, Даниловское, Марковское, Иреляхское. Специфические особенности залежей: характер нефтегазонасыщения контролируется распределением коллектора, аномально низкие давления и температуры.

• • • Кора выветривания фундамента – блоковое строение, М до 30 м, пористость до 18%, проницаемость до 70 м. Д. Терригенный венд – вилючанский, талахский, улаханский, хамакинский харыстанский и др. горизонты. Часто имеют линзовидное строение, базальные слои – в виде узких трогов в фундаменте. Наибольшее распространение – ботуобинский (парфеновский) горизонт - хорошо отсортированные песчаники (пляжевые, баровые тела). ФЕС снижаются к Предпатомскому прогибу. Карбонатные пласты верхнего венда – нижнего кембрия (юряхский, преображенский, усть-кутский, осинский горизонты – доломитизированные известняки, кавернозные и трещиноватые, ФЕС не выдержаны. Осинский горизонт – широкое распространение, кавернозно-порово-трещииные коллекторы. Лучшие пористость (до 20%), проницаемость (сотни м. Д) и дебиты (до 100 т/сут) незасолоненные органогеннообломочные доломитизированные известняки и рифоподобные водорослевые образования. Резервуары НБА

Продуктивные резервуары НБА в терригенном венде • • Качество терригенных коллекторов контролируется составом пород в областях сноса (фундамент – островная суша) и фациальными условиями. Трансгрессивный характер отложений – в базальных пластах хуже сортировка, больше обломков пород, выше – в основном кварц, сортировка улучшается, размер зерен уменьшается (ботуобинский и его аналог парфеновский горизонты). Лучшие терригенные коллекторы (пористость 15 -20%) – кварцевые (полимиктовые на 1/3 хуже из-за уплотнения) песчаники, не испытавшие катагенетических превращений выше МК 3. Обычно в зоне пониженных мощностей терригенного венда, узкие полосы вокруг зон выклинивания.

Месторождения НБА • • • Залежи на НБА часто приурочены к различной формы антиклиналям, сильно нарушенным разломами амплитудой до нескольких десятков метров. Эти разломы обычно играют роль непроницаемых барьеров. Во многих случаях морфология продуктивных пластов осложнена сильным влиянием литологических (седиментационных и постседиментационных) факторов.

Собинское нефтегазоконденсатное месторождение • • Здесь продуктивны 4 базальных песчаных пласта ванаварской свиты. Залежь приурочена к крупной (55 х12, 5 км) антиклинальной складке амплитудой около 130 м. В некоторых частях залежь контролируется разломами и зонами литологических изменений (на северо-западном крыле отмечается ухудшение коллекторских свойств песчаников). Дебиты газа на месторождении достигают 240 тыс. м 3/сут, нефти – до 35 м 3/сут. Пластовые давления составляют около 30 м. Па.

Среднеботуобинское газонефтяное месторождение • • • Расположено на Мирненском выступе. Размеры складки 75 х80 км, амплитуда 50 м, нарушена разломами амплитудой до 30 м. Основная залежь – кварцевые песчаники ботуобинского горизонта. Пористость 1219%, проницаемость до 2, 5 Д. Высота залежи 4 -5 (центр) – 10 -16 (юго-восток) метров. Дебиты газа до 715 тыс. м 3/сут, нефти 15130 м 3/сут. Пластовое давление на 1 – 1, 5 м. Па ниже условного гидростатического. Мощность продуктивного пласта заметно снижается в северо-западном направлении. Газонефтяная залежь осинского горизонта приурочена к кавернозно-пористым доломитам. Покрышка – соли. Мощность пласта и его коллекторские свойства сильно изменчивы. Дебиты нефти 8 -10 м 3/сут, газа до 700 тыс. м 3/сут. В улаханском и талахском горизонтах открыты мелкие газовые залежи. Запасы газа до 150 млрд. т, нефти (извлекаемые) около 50 млн. т.

Среднеботуобинское газонефтяное месторождение

НЕСТРУКТУРНЫЕ ЛОВУШКИ В НБА • • • Многие залежи НБА имеют литологические и стратиграфические экраны. В некоторых случаях наличие проницаемых и непроницаемых участков резервуара контролируется вторичной цементацией. Первичный цемент – глинистый (25%), вторичные – карбонатный (5 -6%) и ангидритовый (соляной) (до 30%). Схема строения месторождений нефти и газа Непско. Ботуобинской НГО (по А. Э. Конторовичу и др. ): а) Дулисьминское, б) Ярактинское, а б 1 -4 терригенные резервуары, насыщение: 1 – нефть, 2 – газ, 3 – вода, 4 – непроницаемые участки; 5 – резервуары коры выветривания фундамента, 6 – карбонатные резервуары.

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение • • • Расположено на северо-восточном склоне Непского свода. Приурочено к зоне регионального выклинивания песчаников ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов. Мощность резко уменьшается к центру свода. Основная по размерам залежь приурочена к ботуобинскому горизонту. Высота залежи до 330 м. Пористость 12 -22%, проницаемость 0, 15 -1, 4 Д, дебиты нефти до 60 м 3/сут, газа до 600 тыс. м 3/сут. Пластовое давление аномально низкое. ФЕС пород нижележащих горизонтов значительно хуже. Запасы газа не менее 1, 2 трлн. м 3 (А. Э. Конторович и др, 2003).

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение

Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение • • • Расположено в центральной части Непского свода. Продуктивны песчаники верхнечонского (основная залежь, два пласта) и доломиты преображенского горизонтов. Покрышка основной залежи 10 м пачка глин. Тип залежи – структурнолитологический. Наилучшие коллекторы приурочены к зонам повышенных мощностей терригенного венда (палеоложбины, вдоль которых проходил снос материала). Извлекаемые запасы нефти до 100 млн. т. Разрез продуктивной части (по А. Э. Конторовичу и др. )

Талаканское месторождение Нижний кембрий, усольская свита, осинский продуктивный горизонт • • • Открыто в 1984 году. Размеры 25 х (10 -13) км, при амплитуде 200 м. Мощность коллекторов осинского горизонта 50 -55 м. Покрышка 200 м. солей Открытая пористость 6 -27%, газопроницаемость достигает 190 м. Д. Дебиты газа изменяются от 100 до 480 тыс. м 3/сут, нефти – 50 -120 м 3/сут.

а) Ангаро-Ленская ступень Ковыктинское месторождение б) в) • а) Структурная карта по отражающему горизонту “М” • (подошва парфеновского горизонта). б) Временной разрез вкрест простирания зоны Хандинского разлома в) схема строения продуктивного пласта (по М. М. Мандельбауму и др. 2005) • • • Продуктивны песчаники парфеновского горизонта. Осадконакопление в условиях обширной дельтовой системы с источником сноса на востоке и юго-востоке. Обстановки – фронт дельты (включая бары), зоны протоков и русел приливных течений, алювиальных русел. Эффективные толщины 5 -30 м. Запасы – не менее 2 трлн. м 3.

Предпатомский прогиб Антиклинальные складки Предпатомского прогиба являются отражением сложной глубинной надвиговой структуры. Отраднинская структура Они представляют собой комбинацию дуплексов и чешуйчатых вееров. Основные поверхности срыва приурочены к пластам соли в вендсконижнекембрийских отложениях. • • • Березовская (Бысыхтахское газоконденсатное месторождение) и Нюйско. Джербинская (Хотого-Мурбайское и Отраднинское газовое и газоконденсатное месторождения) впадины. Характерно АВПД. В разрезе установлены аналоги практически всех продуктивных горизонтов НБА, однако в них отмечаются увеличенные мощности и ухудшенные ФЕС.

Байкитская антеклиза Юрубчено-Тохомская зона • • • Наиболее крупным как в бассейне, так и во всей Восточной Сибири нефтяным месторождением является Юрубчено-Тохомское (или Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления – ЮТЗ). Наиболее крупные по запасам залежи нефти и газа приурочены к доломитам рифея. По мнению ряда сибирских ученых, оно – древнейший из выявленных в настоящее время нефтегазовых гигантов в осадочной оболочки Земли. Площадь ЮТЗ, где эрозионная поверхность протерозоя поднимается выше принятого ВНК, превышает 16 тыс. км 2. По оценке А. А. Трофимука (1992) в пределах ЮТЗ аккумулировано не менее 1 млрд. т. жидких УВ. В пределах ЮТЗ первые промышленные притоки газа (1972 г) и нефти (1977) были получены на Куюмбинской площади. На Юрубченской структуре первый приток газа дебитом 225 тыс. м 3/сут был получен при совместно испытании оскобинской свиты венда и верхней части рифея в 1982 году, а нефти из рифея (284 м 3/сут) в 1984. Также получены притоки газа из отложений венда (терригенно-карбонатные породы оскобинской (пласт Б -VIII 1), и терригенные ванаварской (пласт В 1) свит), из эродированных пород верхней части фундамента, нефти из глубокозалегающих отложений рифея. Куюмба Юрубчен Чадобецкий выступ

Юрубчено-Тохомская зона • • В связи с подтверждением существования единого поля нефтегазынасыщения под эрозионной поверхностью рифея, в пределах Юрубченского, Терского и Усть-Камовского участков, месторождение было переименовано в Юрубчено-Тохомское. Совместно с Куюмбинским месторождением образует ЮТЗ. Tectonic scheme of the Yurubchen-Takhoma Zone (after Afanasenkov et al. , 2004). Regional tectonic elements: 1 – riftogenic grabens, 2 – slopes of riftogenic grabens, 3— 4 – marginal rises bounding riftogenic grabens (3 – related to thrusts), 5 – interrift uplifts, 6 – interrift depressions; zonal tectonic elements: 7 – made up principally of organogenic carbonate buildups, 8 – large anticlinal uplifts, 9 – large synclinal troughs, 10 – local uplifts, 11 – zones of intensive disturbance of Riphean complexes; faults: 12 – deep, 13 – regional, 14 – zonal and local; kinematics of faults: 15 – thrusts, 16 – normal faults, 17 – strike-slip faults; 18 – boundaries of regional tectonic elements; 19 – wells in different drill fields (K – Kuyumba, Yur – Yurubchen, Vdr – Vedresh, Tr – Terek, Ksv – Kosvin, Tg – Taiga, Ntg – Niznyaya Taiga, Ptk – Petimok, Mdr – Madra; Ukm – Ust’Kamo; 20 – numbers of zonal organogenic buidups; 21 – seismic-geological lines; 22 – boundaries of areas under license (1 – Kuyumba, 2 – Yurubchen, 3 – Terek-Kamo (northern), 4 – Terek-Kamo (southern)

Морфология пустотного пространства рифейских карбонатов. Каверны Форма – от круглой до щелевидной. Размеры – от первых мм до 0, 5 х10 см, возможно более (провалы инструмента на 1 -20 м, поглощения до 100 м 3/сут). • Доломит кавернохный (скв. Юрубченская-13, инт. 2265, 2 -2276, 6) Доломит кавернозный (скв. Юрубченская-16, инт. 2327 -2330, ув. 40 Х, ник. 1) • Трещины Ориентировка и форма – горизонтальная, наклонная, извилистая. Длина до 12 и более см. Раскрытость 5 -25 микрон, для более редких (шаг 3 -5 и более см) – до 1 -10 мм. Генезис – тектонический. • Стилолитовые швы Морфология – остро-крупно (до 5 см) и мелко (2 -20 мм) зубчатая. Частота – обычно 5 -20 на 1 пог. м керна. Ширина – доли мм – 1 см. Заполнение – глинисто-органическое вещество Доломит со стилолитовым швом (скв. Вэдрэшевская-1, инт. 2410 -2424) Доломит интрокластововодорослевый, трещиноватый. Трещины выполнены органоминеральным веществом (скв. Юрубченская-16, инт. 2280 -2287, ув. 40 Х, ник. 1) Доломит разнозернистый со стилолитовым швом (скв. Ванаварская-3, инт. 3124 -3140, 2, ув. 40 Х, ник. 1)

Строение рифейских коллекторов Главной особенностью пустотного пространства рифейских карбонатных коллекторов на Юрубченском месторождении является преобладающая роль в его формировании трещин и каверн. Оптимальный коллектор представляет собой серию каверн, соединенных хорошо фильтрующими микротрещинами. а Строение пустотного пространства (ЛЮМ) рифейских карбонатных коллекторов Юрубченского месторождения (по К. И. Багринцевой, 2003): а) трещинный тип коллектора – доломит микрозернистый, б) трещинно-каверновый тип коллектора – доломит полифитовый, неравномернокавернозный б

МОДЕЛИ ЗАЛЕЖЕЙ ЮТЗ • Залежи Юрубчено-Тохомской зоны характеризуются значительной неоднородностью – высокодебитные притоки зачастую соседствуют с «сухими» скважинами. Этому факту дается целый ряд объяснений, основными из которых являются следующие группы моделей: 1 По модели МГУ (1989, 1992) емкостнофильтрационные свойства доломитов сформировались в процессе выщелачивания доломитов, максимально развитому в зонах трещиноватости вдоль крупных межблоковых разломов. В дальнейшем, в процессе неравномерного воздымания блоков на инверсионной стадии, в пределах наиболее приподнятых из них зона закарстования (до 200 м толщиной) была размыта и на эрозионную поверхность вышли невыветрелые карбонаты – неколлекторы. Залежи по этим представлениям развиты лишь в блоках (в одних нефтяные, в других газовые), не испытавших значительного предвендского воздымания. Схематический профильный разрез через ЮТЗ (а) и модель строения Юрубченского месторождения (б) (по Sokolov et all, 1992) а

2. А. Э. Конторович и др. рассматривают строение рифейского комплекса ЮТЗ как складчато-блоковое. По аналогии с Енисейским кряжем принята слоистая (7 -12 толщ) модель разреза рифея, причем слои считаются относительно однородными по латерали. Залежи приурочены к доломитовым толщам, имеется крупная газовая шапка. Границы распространения залежей обусловлены выходами на эрозионную поверхность глинистых отложений вэдрешевской, мадринской и токурской толщ, а также пород кристаллического фундамента. В качестве границ залежей могут выступать и разломы. Основной продуктивной толщей считается юрубченская, залегающая в нижней части «карбонатного рифея» и сложенная доломитами, в меньшей степени продуктивны долгоктинская, куюмбинская, юктенская др. карбонатные толщи

3. Славкин и др. (1999) по комплексу геолого-геофизических данных по латерали выделяеют до 7 типов разреза, емкостно-фильтрационные свойства в которых ухудшаются от чистых доломитов к песчано-глинистым разностям. Расположение зон по площади является мозаичным или полосовидным. Приразломные зоны, хотя и являются участками интенсивной трещиноватости и брекчирования, не являются коллекторскими – пустоты разного генезиса здесь заполнены минеральным веществом из-за интенсивной гидротермальной деятельности. Сейсмогеологический разрез вкрест простирания Куюмбинского грабена (север-юг) (по Славкину и др. 1999). Рифейская терригенно-карбонатная формация (R 3) – интервал R 002 -R 001: тип разреза: 1 -1 -2 -й, 2 – 3 -й, 3 – 4 -й, 4 – 6 -й; интервал R 002 -R 001: тип разреза: 5 – 1 -2 -й, 6 – 3 -й, 7 – 4 -й, 8 – 6 -й, 9 – 5 -й; 10 –рифейская карбонатная формация (R 2), 11 - венд

4. В. В. Харахинов с соавторами указывает на двучленное строение рифейских толщ по данным сейсморазведки. Верхняя часть разреза (150 -450 м), относимая ими к среднему верхнему рифею, характеризуется субгоризонтальным залеганием и резкой латеральной неоднородностью. Нижняя часть (нижний-средний рифей) наклонная, интенсивно нарушена, и разбита на ступени. Разломная тектоника, которая не только контролирует развитие трещиноватости, но также влияет на литологофациальную неоднородность Сейсмогеологический профиль Куюмбинского участка по профилю 04 ВТ 98 ( Харахинов и др. 2000)

Моктаконское местрождение Залежи в карбонатах кембрия северозападных районов Таначи-Дельтулинский краевой риф верхней части карбонатной формации кембрия (Мельников и др. , 1991)

БИТУМНЫЕ СКОПЛЕНИЯ И ПОЛЯ • • • Три генетических ряда производных нефти: 1) гипергенные (мальта-асфальтит-оксикерит-гуминокерит) – месторождения нефти, выведенные в зону гипергенеза. Стратиграфический диапазон – рифей-юра. Наибольшее количество Анабарская антеклиза, (третье место в мире после Атабаски и Ориноко) и Турухано-Норильская гряда. Концентрации битумов в пределах скоплений от десятых долей до 10% и более, в среднем больше 0, 5 %. Самые крупные скопления Оленёкское, Силигир-Мархинское, Куонамское. В триасовом базальтовом поле Тунгусской синеклизы около 10 проявлений окисленных нефтей, мальт, реже асфальтов в зонах трещиноватости в виде прожилок и насыщения миндалин и жеод (потери консервации). В более южных районах значительно меньше – мощная сульфатно соленосная толща кембрия.

Схематический профиль: Оленекское поднятие - Туорасисский выступ с местоположением проявлений природных битумов • • • Оленекское месторождение (пермские песчаники) ширина выходов более 120 км, вглубь бассейна 40 км, эффективная мощность до 15 м, общая 150 -200 м, пористость 17 -20%, запасы – около 2 млрд. т На поверхности преобладают асфальтиты, в интервале 20 -80 м асфальты, глубже 100 м – мальты, на глубине более 150 м проявления жидкой нефти 2) термально-метаморфические (керит-антраксолит) – значительно реже. Кериты в виде мелких включений обычны в гидротермальных жилах, антраксолиты связаны с траппами (в приконтактовой зоне). Меркаптанизация (осернение) нефтей и конденсатов термокаталитическое восстановления сульфатов - генерация диоксида углерода и сероводорода. 3) асфальтенитовый (асфальтениты) - процессы дифференциации и фильтрации – потери миграции. Редко в некоторых скважинах Байкитской и Непско-Ботуобинской антеклиз.

Туруханское битумное поле • Следы мелкой разрушенной эрозией нефтяной залежи, приуроченной к зоне интенсивной тектонической трещиноватости органогенных карбонатов костинской свиты нижнего-среднего кембрия. На некоторых участках трещины были расширены за счет выщелачивания карбонатов. Источником нефти, скорее всего, являлась более крупная залежь (ремиграция УВ), расположенная в нижележащих толщах.

Р. Нижняя Тунгуска • На этом участке широко распространены кальцитовые жеоды диаметром до 5 -10 см, внутренняя пространство которых заполнено битумом в форме «кристаллов» , «застывших капель» и т. п.

Восточное крыло Голоярской антиклинали. Битумы и кальцитовые жилы в известковистых доломитах верхней части Костинской свиты.

Свойства и состав нефтей и углеводородных газов • • • Нефти Восточной Сибири по составу заметно отличаются друг от друга. Протерозойские нефти по составу нафтеново-метановые, в основном легкие и средние (0, 8 -0, 86 г/см 3), малосернистые (0, 1 -0, 28%), содержание смол 0, 8 -14, 4% (до 27, 5% в ЮТЗ), парафинов 0, 3 -3, 3%. Нефти карбонатных пород нижнего кембрия (осинский горизонт) и верхнего венда несколько тяжелее – до 0, 9 г/см 3, серы до 1, 4%, смол до 24%. Свободные газы содержат метана 66, 6 -89, 8% , этана+пропана+бутанов 4, 5 -22, 6%, до 2, 9% азота и не содержат сероводорода. Газовые конденсаты имеют низкую плотность (0, 68 -0, 79 г/см 3), практически не содержат смол и парафинов. Некоторые газовые и газоконденсатные месторождения Иркутского НГБ (Ковыктинское, Чаяндинское и др. ) содержат уникально высокие концентрации гелия (0, 20, 6%), сопоставимые только с гелийсодержащими месторождениями США (Техас, Канзас и т. д. ). На одном Ковыктинском газоконденсатном месторождении запасы гелия оцениваются в 6 млрд. м 3, общие запасы 55 -70 млрд. м 3 (больше, чем в США).

Нефтегазовый потенциал Суммарная мощность нефтегазоматеринских толщ для региона составляет около 2 км, а суммарный объем – 2 трлн. км 2 В осадочном разрезе Тунгусского бассейна нефтегазоматеринские горизонты, обогащенные органическим веществом, встречаются в интервале от рифея до верхнего девона включительно, за исключением нижнего венда и верхнего кембрия. Породы среднего карбонаверхней перми, содержащие огромные массы углей и рассеянного ОВ, рассматриваются как газоматеринские. Диапазон катагенеза градации ПК 3 -АК, т. е. частично отвечает условиям главных фаз нефте- и газообразования.

Содержание Сорг в допалеозойских и палеозойских породах Тунгусского НГБ Возраст свита Содержание Сорг в породе, % катагенез пределы колебаний средневзвешенное Девон 0, 1 -0, 5 0, 19 Силур 0, 15 -11 0, 27 ПК –МК 3 Ордовик 0, 15 -1, 1 0, 72 ПК-АК (МК 3) Нижний кембрий 0, 1 - 4 0, 2 -0, 3 ПК-АК (МК 5) Тэтэрская, собинская, катангская 0, 5 -1, 4 0, 25 -0, 3 МК 1 -АК Оскобинская 0, 01 -3, 15 0, 35 МК 2 -АК Ванаварская 0, 01 -1, 2 0, 2 -0, 5 МК 2 -АК 0, 01 -14 0, 46 МК 2 -АК Венд Рифей • ОВ рифея, венда, нижнего и среднего палеозоя представлено в основом классами сапропелитов с альгагенной существенно планктоногенной основой с различной примесью бактериального ОВ, альгобентоса и зоопланктона.

ВЕНД • • • МАСШТАБЫ ГЕНЕРАЦИИ и ЭМИГРАЦИИ КЕМБРИЙ ВЕНД. Районы с максимальной плотностью эмиграции жидких УВ приурочены к центральной части Курейской синеклизы (высокий уровень катагенеза). Предпатомский прогиб - повышенные концентрациями ОВ в ванаварской толще. КЕМБРИЙ. Максимальная плотность - центральная части Курейской синеклизы (значительно меньшие размеры). Возможный источник залежей Суриндаконского свода. Общие масштабы эмиграции УВ из НГМ домезозойских толщ более 5, 5 трлн. т нефти и 2300 трлн. м 3 газа (Т. К. Баженова, 2006 г. )