НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ВЕРХНЕГО ПРОТЕРОЗОЯ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, доктор наук Филипцов Юрий Алексеевич

• Филипцов Юрий Алексеевич
• доктор наук
• 2016

Оглавление диссертации доктор наук Филипцов Юрий Алексеевич

Введение

Глава 1. Геологическое строение западной части Сибирской платформы и ее обрамления

1.1. Стратиграфическая шкала верхнего протерозоя Сибирской платформы

1.2. Тектоника венд-фанерозойского комплекса осадочного чехла

1.3. Кристаллический фундамент

1.4. Состав и строение рифейского комплекса отложений осадочного чехла, сопоставление рифея разных районов

1.4.1. Литология и стратиграфия рифейских отложений Байкитской ан-теклизы

1.4.2. Литология и стратиграфия рифейских отложений Катангской седловины

1.4.3. Тектоника рифейского комплекса осадочного чехла западной части Сибирской платформы

1.4.4. Литолого-фациальные изменения рифейских отложений в пределах южного склона Байкитской антеклизы

1.4.5. Сопоставление разрезов рифея Байкитской антеклизы и Ангаро-Питского синклинория Енисейского кряжа

1.4.6. Сопоставление разрезов рифея Байкитской антеклизы, Чадобец-

кого поднятия и Катангской седловины

1.4.7. Рифейские отложения Тейской зоны Енисейского кряжа и примыкающей части Сибирской платформы

1.4.8. Рифейские отложения Курейско-Бакланихинского мегавала и примыкающей части Сибирской платформы

1.4.9. Рифейские отложения Игарского района и западного склона Хан-тайско-Рыбнинского мегавала

1.5. Состав и строение вендского комплекса отложений осадочного чехла западной части Сибирской платформы

Глава 2. Геохимия рассеянного органического вещества и нефтей ри-фейских и вендских отложений западной части Сибирской платформы

2.1. Материал и методы исследования органического вещества

2.2. Обогащенность органическим веществом отложений рифея и венда западной части Сибирской платформы

2.3. Характеристика керогена отложений рифея и венда западной части Сибирской платформы

2.4. Групповой состав битумоидов рифейских и вендских отложений

2.5. Геохимия углеводородов - биомаркеров в битумоидах рифейских и вендских отложений

2.6. Характеристика верхнепротерозойских нефтей западной части Сибирской платформы

Глава 3. Обоснование шкалы палеоглубинной зональности катагенеза органического вещества отложений западной части Сибирской платформы

Глава 4. История нефтегазообразования и прогноз зон нефтегазонакоп-

ления

4.1. История нефтегазообразования и нефтегазонакопления в ри-фейских и вендских отложениях западной части Сибирской платформы

4.2. Прогноз фазового состава залежей углеводородов и зон нефтегазона-копления в рифейских и вендских отложениях западной части Сибирской платформы

Заключение

Список литературы

Список рисунков

Список таблиц

Список сокращений

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ВЕРХНЕГО ПРОТЕРОЗОЯ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ»

Введение

Объектом исследования представленной работы являются промышленно нефтегазоносные верхнепротерозойские отложения западной части Сибирской платформы, которая в настоящее время остается одной из немногих континентальных частей России с высокими перспективами открытия новых крупных месторождений нефти и газа. Несмотря на продолжительное время изучения этой территории выдающимися советскими и российскими исследователями, сложность ее геологического строения, сформировавшегося на протяжении длительной истории развития, является серьезным препятствием для выработки стандартного комплекса методов исследования, который позволил бы повысить успешность геологоразведочных работ и обеспечить высокий уровень прироста запасов.

Каждый метод исследования, применяемый на этой территории по аналогии с более молодыми осадочными бассейнами, претерпевает существенные видоизменения в плане методики, технологии и получаемых результатов.

Сейсморазведочные работы сталкиваются с серьезными сложностями не только из-за различий в глубинном геологическом строении разных районов западной части Сибирской платформы, но и вследствие широкой изменчивости поверхностных сейсмогеологических условий, которые лишь отчасти могут быть оценены на этапе планирования работ, до получения окончательных временных разрезов.

Бурение нефтегазопоисковых скважин часто сталкивается во вскрываемом разрезе отложений с таким набором несовместимых в технологическом плане условий проходки (например, переслаиванием карбонатных пластов-коллекторов, содержащих высоконапорные рассолы, пластов каменной соли и трещиноватых в контакте с пластовыми интрузиями карбонатных слоев, характеризующихся катастрофическими поглощениями бурового раствора), что иногда довести скважину до проектного забоя становится просто невозможно при современном уровне технических и технологических решений.

Причиной этого, прежде всего, является широкий стратиграфический диапазон (от рифея до кайнозоя) и литологическая разнородность отложений осадочного чехла: от валунно-галечниковых и песчано-глинистых четвертичных отложений, вулканогенных триасовых и терригенных угленосных каменноугольно-пермских до преимущественно карбонатных и соленосно-карбонатных отложений венда-кембрия и терригенно-карбонатных толщ рифея. Особым осложняющим фактором является повсеместное присутствие в осадочном чехле межпластовых и секущих интрузий основного состава, внедрившихся на раннетриасо-вом трапповом этапе развития платформы.

В настоящее время отложениями с доказанной промышленной нефтегазо-носностью в западной части Сибирской платформы являются карбонатные породы-коллекторы рифея и терригенные и карбонатные коллекторы венда, слагающие глубокие горизонты осадочного чехла. Несмотря на все вышеперечисленные сложности, запасы нефти и газа (суммарно по категориям С1 и С2) открытые в настоящее время в 16 месторождениях западной части Сибирской платформы очень значительны и составляют более 930 млн т нефти (извлекаемых) и 1 трлн м газа (Рисунок 1; Таблица 1).

Актуальность представленной работы заключается в необходимости обеспечения на перспективу ресурсами нефти и газа реализуемых на изучаемой территории крупных проектов нефтегазодобычи. В соответствии с имеющимися сегодня на государственном балансе полезных ископаемых запасами и конъюнктурой мирового рынка, в 2014 г. было начато строительство нефтепровода «Тайшет - Куюм-ба», протяженностью более 700 км, рассчитанного на прокачку 15 млн т нефти ежегодно. Строительство должно завершиться в конце 2016 г. Нефтепровод свяжет самые уникальные Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское месторождения с нефте-проводной системой ВСТО (Восточная Сибирь - Тихий океан) и позволит России поставлять дополнительные объемы нефти на бурно развивающиеся рынки Юго-Восточной Азии.

Условные обозначения:

- контуры месторождений

- -4,0.

~ "3.5

- разломы: а - установленные, б - предполагаемые

- изогипсы отражающего горизонта Б (кровли тэтэрской свиты венда-нижнего кембрия), км

- участки выхода на современную эрозионную поверхность образований рифея и кристаллического фундамента в пределах Чадобецкого поднятия и Енисейского кряжа

о\

О и

100 III' км

Рисунок 1 - Месторождения углеводородов западной части Сибирской платформы. Нефтегазоконденсатные: 1 - Юрубчено-Тохомское, 2 -Куюмбинское, 3 - Оморинское, 4 - Собинское, 5 - Пайгинское; нефтяные: 6 - Камовское, 7 - Борщевское; нефтегазовые: 8 - Шушукское; газоконденсатные: 9 - Ильбокичское, 10 - Берямбинское, 11 - Ново-Юдуконское; газовые: 12 - Абаканское, 13 - Имбинское, 14 - Восточно-Имбинское, 15 - Агалеевское, 16 - Исчухское.

Таблица 1 - Состояние сырьевой базы углеводородов западной части Сибирской платформы на 01.12.2014

Место-рождение, тип Продуктивные отложения Нефть (геологические / извлекаемые), млн т Свободный газ + газ газовых шапок, млрд м3 Конденсат (геологические/ извлекаемые), млн т

А+В+ Сх С2 А+В+С1+ С2 А+В+ Сх С2 А+В+ С1+С2 А+В+ Сх С2 А+В+ С1+С2

Куюм- бинское, НГК рифей 330,768/ 112,897 635,347/ 217,287 966,115/ 330,184 20,45 125,007 145,457 2,761/ 2,045 16,876/ 12,488 19,637/ 14,533

Юрубче-но-То-хомское, НГК рифей 454,52/ 171,653 1152,758/ 353,646 1607,278/ 525,299 143,98 266,435 410,415 20,017/ 11,874 36,877/ 23,058 56,894/ 34,932

Оморин-ское, НГК венд 0,973/ 0,243 37,953/ 9,488 38,926/ 9,731 5,236 8,829 14,065 0,9/ 0,515 1,5/ 0,855 2,4/ 1,37

Камов-ское, Н венд 1,968/ 0,787 51,128/ 20,451 53,096/ 21,238 - - - - - -

Шушук-ское, НГ рифей* 1,007/ 0,282 51,916/ 14,536 52,923/ 14,818 - 15,062 15,062 - - -

Борщев-ское, Н венд 0,166/ 0,047 46,256/ 12,951 46,422/ 12,998 0,01 2,703 2,713 - - -

Ново-Юдукон-ское, ГК венд - - - 0,858 3,772 4,63 0,128/ 0,081 0,562/ 0,354 0,69/ 0,435

Собин-ское, НГК венд 16,516/ 3,208 33,331/ 3,507 49,847/ 6,715 140,327 14,583 154,91 12,107/ 7,629 1,257/ 0,794 13,364/ 8,423

Пайгин-ское, НГК венд 19,182/ 8,444 7,426/ 1,762 26,608/ 10,206 8,265 0,115 8,38 0,762/ 0,499 0,011/ 0,007 0,773/ 0,506

Восточно--Имбин-ское, Г венд - - - 4,267 7,404 11,671 - - -

Имбин-ское, Г венд - - - 1,207 12,672 13,879 - - -

Агалеев-ское, Г венд - - - 1,033 97,873 98,906 - - -

Берям- бинское, ГК кембрий - - - 1,893 8,138 10,031 0,124/ 0,074 0,536/ 0,321 0,66/ 0,395

Исчух-ское, Г венд - - - 1,488 21,789 23,277 - - -

Абаканское, Г венд - - - 25,735 16,757 42,492 - - -

Ильбо- кичское, ГК венд - - - 12,77 46,264 59,034 0,276/ 0,235 0,714/ 0,607 0,99/ 0,842

Итого геологические: 825,1 2016,115 2841,215 367,519 647,403 1014,922 37,075 58,333 95,408

Итого извлекаемые: 297,561 633,628 931,189 22,952 38,484 61,436

* На государственном балансе эти запасы числятся в коллекторах венда, но, по мнению автора, - это рифей.

В случае успешного начала промышленной добычи нефти на месторождениях западной части Сибирской платформы, возможно увеличение пропускной способности нефтепровода, которое потребует ускоренного прироста ресурсной базы. Прирост запасов нефти необходим также для поддержания объемов добычи на высоком уровне в течение длительного времени. В то же время успешность открытия новых месторождений нефти и газа в западной части Сибирской платформы в значительной мере зависит от точности наших представлений о ее геологическом строении и верности прогнозов ее нефтегазоперспективности.

Байкитская антеклиза и примыкающие к ней районы на западе Красноярского края являются регионом, где доказана промышленная нефтегазоносность и открыты уникальные месторождения в самых древних осадочных комплексах протерозоя. Отдельные проблемы нефтегазоносности верхнего протерозоя запада Сибирской платформы (рифея и венда) рассматривались и ранее многими исследователями (Баженова Т.К., Гришин М.П., Кащенко С.А., Конторович А.Э., Конторович А.А., Кренцлер Б.Б., Кузнецов Л.Л., Кринин В.А., Левченко И.Г., Скоробогатых П.П., Старосельцев В.С., Сурков В.С., Трофимук А.А.), в том числе и автором. Однако крупных обобщений по объекту исследований в целом с учетом принципиально важных новейших материалов до последнего времени не было. Сказанное кратко характеризует разработанность темы настоящего исследования.

Первые теоретические идеи по проблемам нефтегазоносности докембрия принадлежали В.И. Вернадскому, М.А. Усову, И.С. Грамбергу, А.А. Трофимуку. При анализе геологии и нефтегазоносности докембрия автор опирался на методологические и теоретические разработки научных школ Н.Б. Вассоевича, А.Э. Конторовича, Ю.А. Косыгина, А.В. Сидоренко, Б.С. Соколова, А.А. Трофимука, которые они адаптировали к изучению геологии и нефтегазоносности докембрия.

В работе автор широко использовал методы стратиграфии, принятые при корреляции докембрийских осадочных толщ, сейсмостратиграфический анализ, методы тектонического, седиментологического анализа, аналитические методы и методы интерпретации, принятые в органической геохимии и т.д.

Представленная работа обобщает большой объем полученных в последние годы результатов бурения, сейсморазведочных работ и аналитических исследований. Целью ее является выявление ключевых факторов, определивших масштабы нефтегазоносности отложений рифея и венда западной части Сибирской платформы.

Для достижения поставленной цели было необходимо решить следующие задачи.

1. Рассмотреть имеющиеся в настоящее время представления о геологическом строении западной части Сибирской платформы и, используя результаты геолого-геофизических и буровых работ последних 10 - 15 лет, представить вариант сопоставления стратиграфических разрезов рифейских отложений разных районов Сибирской платформы и ее складчатого обрамления.

2. Выполнить тектоническое районирование верхнепротерозойского подэтажа района исследований с учетом новейших данных глубокого бурения и сейсморазведки.

3. На основе изучения геологического строения территории исследования, детального изучения органической геохимии углеродистых рифейских и вендских отложений, выделить возможные нефтегазоматеринские отложения и провести сравнение состава битумоидной части органического вещества (ОВ) и нефтей западной части Сибирской платформы.

4. На основе изучения катагенетической преобразованности ОВ рифейских и вендских отложений воссоздать историю формирования катагенетической зональности в осадочном чехле западной части Сибирской платформы, провести реконструкцию истории нефтегазообразования, выделить очаги нефтегазогене-рации и зоны нефтегазонакопления с прогнозом фазового состава залежей углеводородов (УВ).

5. Выполнить оценку перспектив нефтегазоносности и выработать рекомендации по направлениям дальнейшего изучения объекта исследований.

Фактическим материалом для обобщения в представленной работе послужили результаты бурения параметрических, поисковых и разведочных скважин (более 300), накопленные за все время проведения нефтегазопоисковых работ в западной части Сибирской платформы. Также были проанализированы и обобщены данные региональных сейсмических и комплексных геофизических работ по более чем 40 тыс. км профилей, выполненных в последние годы по усложненным методикам, что дало возможность значительно повысить информативность окончательных временных разрезов.

Материалом для изучения рассеянного органического вещества (РОВ) ри-фейских и вендских отложений являлся, прежде всего, керн более 140 параметрических, поисковых и разведочных скважин и образцы горных пород из обнажений Енисейского кряжа (на реках Ангара с притоками и Иркинеева), Курей-ско-Бакланихинского мегавала Сибирской платформы (на р. Сухая Тунгуска), опробование которых осуществил лично автор в течение 1994-2013 гг., при выполнении работ по заказу Комитета природных ресурсов по Красноярскому краю и, в дальнейшем, в частном порядке. Всего было отобрано и проанализировано методом пиролиза Rock-Eval более 1500 проб рифейских и вендских отложений западной части Сибирской платформы. Также были проанализированы в СНИИ-ГГиМС и ИНГГ СО РАН отобранные автором 23 большие пробы пород рифея и венда и дана детальная характеристика выделенных керогенов и битумоидов. Дополнительно были привлечены результаты анализа 29 проб керогена, отобранных другими исследователями и проанализированных в СНИИГГиМС.

В представленной работе были использованы результаты детального анализа нефтей, проведенного в ИНГГ СО РАН. Всего было изучено 17 проб нефтей Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского месторождений, по одной пробе нефти из Шушукского месторождения и залежи на Сейсморазведочной площади и одна проба конденсата из скв. Аргишская-273.

Все это в совокупности, а также учет новейших теоретических разработок в области теории образования нефти определяет достоверность результатов исследования.

Научная новизна

1. Доказано существование единой системы рифейских прогибов, протягивающихся под чехлом венд-фанерозойских отложений западной части Сибирской платформы и разделенных протяженными выступами кристаллического фундамента.

2. Разрезы рифейских отложений Катангской седловины, Байкитской ан-теклизы и Чадобецкого поднятия Сибирской платформы скоррелированы между собой и сопоставлены с разрезами рифея Ангаро-Питского синклинория Енисейского кряжа. Обосновано, что разрез рифейских отложений Катангской седловины надстраивается сверху отложениями, одновозрастными породам камовской серии Байкитской антеклизы, которые в свою очередь перекрываются отложениями, обнажающимися на Чадобецком поднятии.

3. Основными нефтегазогенерирующими породами в западной части Сибирской платформы являлись углеродистые отложения рифея (широкого стратиграфического диапазона) и в меньшей степени - венда. Рифейские нефтегазома-теринские породы сохранили к началу вендских погружений различный в разных районах остаточный генерационный потенциал.

Залежи нефти и газа, которые могли формироваться в рифейское время, были в основном разрушены на предвендском эрозионном этапе развития территории, в течение которого были эродированы и вмещавшие их рифейские отложения мощностью до 3-6 км. Значительный размыв отложений зафиксирован по геолого-геофизическим данным и в осевых частях рифейских прогибов, и в краевых частях (являвшихся зонами аккумуляции УВ, мигрировавших на этапе ри-фейских погружений). Менее значительные погружения отложений в рифее зафиксированы на восточном борту Ангаро-Котуйского прогиба.

Глубоко погружавшиеся в рифее углеродистые материнские породы реализовали свой потенциал генерации нефти еще на рифейском этапе развития. На этапе венд-фанерозойских погружений (в районах, где они превзошли рифейские по глу-

бине, а главное - по температуре прогрева отложений) эти углеродистые породы могли генерировать газовые углеводородные флюиды.

Менее преобразованные в рифейское время углеродистые отложения реализовали свой нефте-, а затем газогенерационный потенциал в районах глубокого их погружения в венд-фанерозойское время (после перекрытия их надежными соле-носными флюидоупорами венда и кембрия).

В районах глубоких фанерозойских погружений - очагах нефтегазогенера-ции реализовали свой потенциал и вышележащие вендские материнские породы.

4. В результате проведенного обобщения доказаны высокие перспективы открытия новых залежей нефти и газа в пределах ранее выделенных Юрубчено-Тохомской и Собинско-Тэтэринской зон нефтегазонакопления с расширением их нефтегазоносных площадей. Впервые выделена Котуйская (Прианабарская) зона нефтегазонакопления. На склонах Байкитской антеклизы, Катангской седловины, Бахтинского мегавыступа и на Богучано-Манзинском выступе Присаяно-Енисейской синеклизы выделены несколько зон, которые могут содержать газо-конденсатные залежи в рифейских отложениях и в нижней части вендских отложений и, возможно, нефтегазоконденсатные залежи в карбонатных коллекторах верхней части венда.

Личный вклад. Автор участвует в работах по изучению геологии и обоснованию перспектив нефтегазоносности западной части Сибирской платформы без малого тридцать лет, участвовал во всех работах, выполнявшихся в СНИИГ-ГИМСе и его Красноярском филиале по оценке перспектив нефтегазоносности Красноярского края с 1987 г. В течение 1994-2002 гг. автор лично опробовал керн, направил на исследования органического вещества коллекции образцов из более 140 параметрических и нефтегазопоисковых скважин, пробуренных на территории западной части Сибирской платформы, и обнажений рифейских углеродистых отложений на Енисейском кряже и в Туруханском районе, а после получения результатов исследований - проанализировал полученные данные. В последние годы являлся непосредственным участником обоснования и постановки работ по бурению параметрических скважин Аргишская-273, Майгуннская-

275 и Чункинская-282 и значительной части сейсморазведочных работ, выполненных на территории западной части Сибирской платформы в 2002-2014 гг.

Апробация работы. Основные положения работы докладывались на Всероссийских и региональных конференциях «Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений» (Санкт-Петербург, 1999), «Актуальные вопросы природопользования и пути эффективного освоения минеральных ресурсов Эвенкии» (Тура, Красноярск, 2001), «Проблемы нефтегазоносно-сти Сибирской платформы» (Новосибирск, 2003), «Пути повышения эффективности геолого-разведочных работ на нефть и газ в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия)» (Новосибирск, 2006), «Геология и минерально-сырьевые ресурсы Центральной Сибири и прилегающих территорий» (Красноярск, 2007), «Геология, геофизика и минеральное сырье Сибири» (Новосибирск, 2014), на многочисленных совещаниях в Роснедра России.

По теме диссертации опубликовано 27 работ, 19 из которых в соавторстве. В научных изданиях, рекомендованных перечнем ВАК, опубликовано 11 работ.

Практическая реализация. Выводы и рекомендации автора, полученные в результате проведенных исследований, позволили обосновать и выполнить в 20042014 гг. сейсморазведочные и комплексные геофизические работы более чем по 30 объектам государственного заказа, бурение параметрических скважин Аргишская-273, Майгуннская-275 и Чункинская-282, подготовить к лицензированию и распределить недропользователям более десяти новых участков недр.

Параметрическая скв. Аргишская-273, пробуренная на склоне Байкитской антеклизы, дала приток конденсатного газа из прикровельной части рифейских доломитов, открыв газоконденсатную залежь.

Защищаемые положения

1. Рифейские отложения широко распространены в западной части Сибирской платформы и образуют единую систему, состоящую из протяженных Ангаро-Котуйского и Приенисейского прогибов. Мощность рифейских отложений в при-осевых частях прогибов достигает 6-10 км. Рифейские прогибы и обрамляющие их

обширные выступы кристаллического фундамента пенепленизированы и плащеоб-разно перекрыты венд-фанерозойскими отложениями.

2. Рифейские отложения краевых частей прогибов содержат мощные толщи карбонатных пород, которые при погружении к осевым частям прогибов фациально замещаются карбонатно-терригенными и терригенными отложениями. Рифейские отложения Катангской седловины надстраиваются разрезом отложений, одновоз-растных камовской серии Байкитской антеклизы, который в свою очередь перекрывается рифейскими отложениями, обнажающимися на Чадобецком поднятии.

3. Основными материнскими породами (для рифей-вендского уровня нефтегазонакопления) в западной части Сибирской платформы (установленными в настоящее время) являются рифейские отложения. В меньшем объеме участвовали в генерации нефти и газа пачки углеродистых аргиллитов и алевролитов некоторых разрезов венда. Принципиально важным для нефтегазоносности западной части Сибирской платформы является остаточный генерационный потенциал рифейских отложений, который они сохранили к началу вендского времени. Высокий потенциал генерации нефти к началу вендского этапа осадконакопле-ния сохранили (и впоследствии реализовали на большей части территории распространения) пачки углеродистых аргиллитов ирэмэкенской толщи, углеродистых аргиллитов и мергелей аянской толщи. Газогенерационные возможности сохранились к началу венда у более древних (или у более глубоко преобразованных молодых) рифейских отложений и были реализованы в фанерозое в областях глубоких погружений этих отложений.

4. Очаги нефтегазогенерации на венд-фанерозойском этапе развития западной части Сибирской платформы формировались в зонах наибольшего погружения отложений в прогибах и в центральных частях синеклиз, последовательно увеличиваясь в размерах при вовлечении в погружение все более обширных территорий распространения нефтегазоматеринских отложений. Фазовый состав углеводородов, мигрировавших из очагов генерации, зависел от остаточного (к началу венда) генерационного потенциала рифейских материнских отло-

жений и максимальных глубин палеозойских и раннетриасового погружений ри-фейских и вендских материнских пород.

5. Главными зонами нефтегазонакопления в западной части Сибирской платформы, в которых имеются все предпосылки для открытия новых месторождений в рифейских и вендских отложениях, являются выделенные ранее нефтегазоносные Юрубчено-Тохомская и Собинско-Тэтэринская зоны. Преимущественно газоконденсатные залежи прогнозируются в Нижнеангарской, Тынепской, Чункинско-Учаминской, Илимпейской, Богучано-Манзинской зонах нефтегазонакопления. Впервые выделена Котуйская (Прианабарская) зона нефтегазонакопления, которая должна содержать газоконденсатные (в западной части) и нефтегазоконденсатные (в северо-восточной части) залежи.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения, общим объемом 449 страниц, содержит 173 рисунка, 55 таблиц и список цитируемой литературы из 251 наименования.

Благодарности. Автор начал свою научную деятельность в Красноярском филиале СНИИГГИМСа под руководством известного сибирского геолога и геохимика С. А. Кащенко, сотрудничество с которым сформировало круг профессиональных интересов автора. Чувство глубокой признательности С.А. Кащенко за искреннее и высокопрофессиональное общение автор несет через всю свою жизнь.

В своей работе над диссертацией автор пользовался возможностями лабораторной базы и результатами многолетних исследований специалистов сибирской школы геологов и геохимиков - нефтяников, создателем которой является академик А.Э. Конторович. Автор считает себя членом этой научной школы.

Особую признательность автор приносит своим старшим коллегам Николаю Владимировичу Мельникову и Валерию Степановичу Старосельцеву, общение с которыми в течение долгих лет помогало автору точнее формулировать задачи исследования и решать возникающие сложности и противоречия.

В процессе выполнения работы автор пользовался консультациями и обсуждал различные аспекты разрабатываемых проблем с В.А. Каширцевым, Г.Д. Назим-ковым, А.С. Ефимовым, П.Н. Соболевым, а также со многими другими своими

коллегами: А.Ф. Бабинцевым, А.К. Битнером, В.А. Богданом, Л.И. Богородской, В.И. Вальчаком, Н.А. Горюновым, А.А. Евграфовым, А.А. Жеребцовым, Н.А. Зощенко, В.И. Кандауровым, В.А. Крининым, А.И. Ларичевым, Н.В. Лопатиным, В.Н. Меленевским, В.И. Москвиным, А.П. Романовым, Е.В. Смирновым, А.Н. Фоминым, В.Г. Худорожковым, В.И. Чекановым, М.В. Чусовым и мн. др.

На ранних этапах исследования помощь автору в подготовке рисунков и таблиц, составлении некоторых геологических и палеотектонических разрезов оказали Л.Н. Болдушевская, И.В. Давыдова и Ю.В. Шеходанова. В подготовке к изучению материалов фондовых исследований неоценимую помощь оказала Т.Л. Лужбина.

Всем коллегам, способствовавшим выполнению работы, автор искренне признателен.

Глава 1

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ И ЕЕ ОБРАМЛЕНИЯ

1.1. Стратиграфическая шкала верхнего протерозоя Сибирской платформы

В настоящее время имеется различное понимание объема и датировок возрастных границ различных подразделений протерозоя в российской и международной стратиграфических шкалах [43; 121; 196; 192; 186; 189]. В российской стратиграфической шкале протерозой имеет двухчленное деление и расчленен на нижний и верхний протерозой, а в международной - трехчленное и делится на палеопротерозой, мезопротерозой и неопротерозой. При этом нижний протерозой российской шкалы соответствует палеопротерозою международной шкалы (Рисунок 2). Верхняя граница протерозоя в российской шкале имеет датировку 570 млн лет, а в международной - 541+1,0 млн лет [43; 196; 131; 121].

Верхний протерозой российской шкалы разделен на рифей и венд, при этом рифей также имеет трехчленное строение. В международной шкале, имеется два подразделения, соответствующие верхнему протерозою российской шкалы: мезопротерозой и неопротерозой. Мезопротерозой разделен на калимий, эктазий и стений, а неопротерозой - на тоний, криогений и эдиакарий [196; 192; 186; 189]. Последний, приблизительно соответствует венду российской шкалы (см. рисунок 2).

При изучении верхнего докембрия Сибирской платформы В.В. Хоментов-ским были внесены некоторые изменения в расчленение рифея, стратотип которого для российской шкалы находится на Урале [121]. Нижний рифей предложенной В.В. Хоментовским сибирской шкалы соответствует учурию, средний -аимчанию, а верхний рифей разделен на керпылий, лахандиний и байкалий, при этом отложения, соответствующие по возрасту керпылию, в российской шкале отнесены к среднему рифею [115; 178; 179; 177; 131] (см. рисунок 2).

При построении корреляционных схем автор широко пользовался материалами сейсморазведочных работ последних лет и результатами геологической

Список литературы диссертационного исследования доктор наук Филипцов Юрий Алексеевич, 2016 год

Список таблиц

Таблица 1. Состояние сырьевой базы углеводородов западной части Сибирской платформы на 01.12.2014.................................................... 7

Таблица 2. Результаты пиролиза необогащенных проб, по которым выполнено детальное изучение керогена................................................ 195

Таблица 3. Результаты пиролиза керогена....................................... 198

Таблица 4. Характеристика вендских и рифейских отложений с битума-

ми-асфальтенитами по данным пиролиза............................................. 205

Таблица 5. Характеристика обогащенных ОВ пород ванаварской свиты

по данным пиролиза...................................................................... 207

Таблица 6. Характеристика обогащенных ОВ пород оскобинской и чи-

стяковской свит по данным пиролиза................................................ 211

Таблица 7. Характеристика обогащенных ОВ пород катангской свиты по

данным пиролиза.......................................................................... 215

Таблица 8. Характеристика обогащенных ОВ пород тэтэрской и собин-

ской свит по данным пиролиза........................................................ 217

Таблица 9. Характеристика вэдрэшевской, мадринской и берейской толщ

по данным пиролиза...................................................................... 222

Таблица 10. Характеристика мадринской и вэдрэшевской толщ скв. Шу-

шукская-1 по данным ВНИИГеосистем.............................................. 222

Таблица 11. Характеристика ирэмэкенской и аянской толщ по данным

пиролиза............................................................................................................... 224

Таблица 12. Характеристика аянской и ирэмэкенской толщ по данным

ВНИИГеосистем........................................................................... 228

Таблица 13. Характеристика рифейских отложений Енисейского кряжа

по данным пиролиза..................................................................... 233

Таблица 14. Характеристика рассеянного органического вещества, элементный и изотопный состав керогена рифейских и вендских отложений... 241 Таблица 15. Характеристика керогена до (пробы № 1, 3) и после (пробы

№ 2, 4) депиритизации азотной кислотой........................................... 245

Таблица 16. Характеристика керогена рифейских и вендских отложений

по данным СНИИГГиМС............................................................... 251

Таблица 17. Характеристика керогена рифейских и вендских отложений

Енисейского кряжа........................ 256

Таблица 18. Характеристика нерастворимого в хлороформе ОВ твердых битумов из песчаников и доломитов рифейских и вендских отложений.. 257

Таблица 19. Характеристика битумов (по классификации В.А. Успенского, 1964 г.).. 259 Таблица 20. Групповой и углеводородный состав битумоидов рифейских

и вендских отложений....................... 265

Таблица 21. Групповой и углеводородный состав битумоидов из образцов шунтарской свиты и керитов.................. 267

Таблица 22. Элементный и групповой состав асфальтов и асфальтитов. 271

Таблица 23. Распределение нормальных алканов в битумоидах ри-

фейских и вендских отложений (часть 1)............................................ 274

Таблица 24. Распределение нормальных алканов в битумоидах ри-

фейских и вендских отложений (часть 2)............................................. 275

Таблица 25. Соотношения нормальных и изопреноидных алканов в би-

тумоидах рифейских и вендских отложений....................................... 276

Таблица 26. Распределение ациклических изопреноидных углеводородов

в битумоидах рифейских и вендских отложений (часть 1)..................... 282

Таблица 27. Распределение ациклических изопреноидных углеводородов

в битумоидах рифейских и вендских отложений (часть 2)..................... 283

Таблица 28. Распределение стеранов в битумоидах рифейских и вендских отложений (часть 1)................................................................ 286

Таблица 29. Распределение гомологов стеранов С27-С29 в составе РР-

изомеров.................................................................................... 287

Таблица 30. Соотношения индивидуальных углеводородов в битумоидах рифейских и вендских отложений, используемые для определения степени

зрелости..................................................................................... 288

Таблица 31. Распределение групп терпанов в битумоидах рифейских и

вендских отложений (часть 1).......................................................... 294

Таблица 32. Распределение групп терпанов в битумоидах (часть 2)....... 295

Таблица 33. Распределение гопанов в битумоидах рифейских и вендских

отложений (часть 1)....................................................................... 297

Таблица 34. Распределение гопанов в битумоидах (часть 2).................. 298

Таблица 35. Распределение моретанов в битумоидах рифейских и вендских отложений (часть 1)................................................................ 299

Таблица 36. Распределение моретанов в битумоидах (часть 2)............... 300

Таблица 37. Распределение трициклических терпанов в битумоидах рифейских и вендских отложений (часть 1)............................................. 306

Таблица 38. Распределение трициклических терпанов в битумоидах

(часть 2)..................................................................................... 307

Таблица 39. Распределение трициклических терпанов в асфальтах......... 308

Таблица 40. Характеристика физико-химических свойств нефтей Юруб-

ченского блока Юрубчено-Тохомского месторождения.......................... 312

Таблица 41. Соотношения нормальных и изопреноидных алканов в

нефтях Юрубченского блока Юрубчено-Тохомского месторождения......... 313

Таблица 42. Распределение стеранов в нефтях Юрубченского блока

Юрубчено-Тохомского месторождения.............................................. 315

Таблица 43. Распределение изомеров стеранов в нефтях Юрубченского

блока Юрубчено-Тохомского месторождения....................................... 317

Таблица 44. Распределение гомологов стеранов в нефтях Юрубченского

блока Юрубчено-Тохомского месторождения....................................... 318

Таблица 45. Соотношения индивидуальных углеводородов в нефтях Юрубченского блока Юрубчено-Тохомского месторождения.................. 319

Таблица 46. Распределение групп терпанов в нефтях Юрубченского блока Юрубчено-Тохомского месторождения.......................................... 320

Таблица 47. Распределение гопанов в нефтях Юрубченского блока

Юрубчено-Тохомского месторождения............................................. 320

Таблица 48. Распределение трициклических терпанов в нефтях Юрубченского блока Юрубчено-Тохомского месторождения.......................... 324

Таблица 49. Характеристика физико-химических свойств нефтей Шушу-кского, Куюмбинского, Терско-Камовского блока Юрубчено-Тохомского месторождений, залежи на Сейсморазведочной площади и конденсата Ар- 327

гишской залежи..........................................................................................

Таблица 50. Соотношения углеводородов в нефтях Шушукского, Куюмбинского, Терско-Камовского блока Юрубчено-Тохомского месторождений, залежи на Сейсморазведочной площади и в конденсате Аргишской за- 329

лежи..........................................................................................

Таблица 51. Распределение стеранов в нефтях Шушукского, Куюмбин-ского, Терско-Камовского блока Юрубчено-Тохомского месторождений и

залежи на Сейсморазведочной площади............................................. 330

Таблица 52. Распределение групп терпанов в нефтях Шушукского, Куюмбинского, Терско-Камовского блока Юрубчено-Тохомского месторождений и залежи на Сейсморазведочной площади.................................... 336

Таблица 53. Распределение гопанов в нефтях Шушукского, Куюмбин-ского, Терско-Камовского блока Юрубчено-Тохомского месторождений и

залежи на Сейсморазведочной площади............................................. 337

Таблица 54. Распределение трицикланов в нефтях Шушукского, Куюмбинского, Терско-Камовского блока Юрубчено-Тохомского месторождений и залежи на Сейсморазведочной площади..................................... 339

Таблица 55. Нефтенасыщенные рифейские карбонатные коллекторы Ка-тангской седловины....................................................................... 395

Список сокращений

ОВ

РОВ

С

^орг

ЗНГН УВ

31

32

т

1 тах

Н1 Р1

33 О1

ПК (Б) МК11(Д)

МК12(Г) МК2(Ж) МК21(К)

МК22(ОС)

АК1(Т)

АК2(ПА)

АК3-4(А)

Яо

Яа

513С

Бхл

органическое вещество рассеянное органическое вещество органический углерод зона нефтегазонакопления углеводороды

выход углеводородов пиролиза при прогреве пробы до 300°С, мг УВ/г породы

выход углеводородов пиролиза при прогреве пробы от 300 до 600°С, мг УВ/г породы

температура максимального выхода продуктов пиролиза при прогреве пробы от 300 до 600°С - формировании пика S2, °С водородный индекс, Н1 = ^2/Сорг • 100 %), мг УВ/г Сорг индекс продуктивности, Р1 = S1/(31+32) (соотношение свободных УВ и генерированных в процессе пиролиза в сумме со свободными УВ) количество углекислого газа (СО2), выделяющегося при нагревании образца от 300°С до 400 °С, в мг СО2/г породы кислородный индекс, О1 = ^3/Сорг • 100%), в мг СО2/ г Сорг протокатагенез (стадия буроугольная)

начальная стадия раннего мезокатагенеза (стадия длиннопламенных углей)

конечная стадия раннего мезокатагенеза (стадия газовых углей) средний мезокатагенез (стадия жирных углей)

начальная стадия позднего мезокатагенеза (стадия коксующихся углей)

конечная стадия позднего мезокатагенеза (стадия отощенно-спекающихся углей)

начальный апокатагенез (стадия тощих углей)

средний апокатагенез (стадия полуантрацитов)

поздний апокатагенез (стадия антрацитов)

показатель отражения витринита в иммерсии (в масле), %

показатель отражения витринита в воздухе, %

соотношение стабильных изотопов углерода 12С и 13С по сравнению

со стандартом PDB, %о

содержание хлороформного битумоида, %