Скачать презентацию T 3 D Направления миграционных потоков Основные Скачать презентацию T 3 D Направления миграционных потоков Основные

Leno_Tungus_13_2_chast.pptx

  • Количество слайдов: 51

T 3 D • Направления миграционных потоков Основные миграционные потоки из очагов генерации в 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 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 • • • 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 Kureika sineclise – Cambrian II I

Усольская свита имеет трехчленное строение, связанное с вариациями обстановок седиментации с различной долей участия 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. 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 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. Восточное крыло Голоярской антиклинали. «Булкообразные» структуры на поверхности пласта желтоватосерых фитогенных доломитов.

Нефтематеринские отложения • • НИЖНИЙ-СРЕДНИЙ КЕМБРИЙ Доманикоидные фации куонамской свиты (и ее аналогов - 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 Thickness Ордовик Lower-Middle Ordovician Sandstones

СИЛУР Венлок - Органогенные постройки Мощности Лландовери - граптолитовые сланцы СИЛУР Венлок - Органогенные постройки Мощности Лландовери - граптолитовые сланцы

Девон A. M. Nikishin, 2008 Девон A. M. Nikishin, 2008

Западно-Вилюйские дислокации t, sec Mezozoic 1 Upper Paleozoic Salt diapir Devonian 4 Vendian Lower 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 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 • 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) • • 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 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 Кайнозой – поднятие более 1 км Чадобецкое поднятие

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ НЕПСКО-БОТУОБИНСКАЯ АНТЕКЛИЗА • • Большинство залежей бассейна приурочено к Непско-Ботуобинской антеклизе, значительно меньше 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 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, • • • 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 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, 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 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 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 Среднеботуобинское газонефтяное месторождение

НЕСТРУКТУРНЫЕ ЛОВУШКИ В НБА • • • Многие залежи НБА имеют литологические и стратиграфические 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 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 Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение

Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение • • • Расположено в центральной части Непского свода. Продуктивны песчаники 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 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 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 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 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 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 – 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 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 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 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 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 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 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 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 • • 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 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 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 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 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 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 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 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. )