Комплексные космоаэрогеологические и геохимические исследования в Центральной Сибири

Р.А. БИДЖИЕВ, А.Л. ВАНИН (ПГО Аэрогеология)

В пределах Центральной Сибири, особенно в районах Тунгусской синеклизы, занимающей значительную часть Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (ЛТНГП), из-за достаточно низкой эффективности применения обычных нефтегазопоисковых и геофизических работ в поле развития траппов существенно повышается роль космо-аэрогеологического дешифрирования в сочетании с прямыми геохимическими методами поисков углеводородного сырья для наземной заверки [2]. Теоретической основой для постановки геохимических видов исследований при работах на нефть и газ является представление о миграции глубинных флюидов, в том числе и от залежей углеводородов, вплоть до дневной поверхности и концентрация их в поверхностных водах и почвах [1]. Специальными исследованиями (О.В. Барташевич) установлено, что влияние траппового магматизма не мешает миграционному процессу, иногда даже способствует его активизации при формировании как залежи, так и поверхностной газовой аномалии над ней.

В начале 70-х годов началось планомерное геохимическое изучение ЛТНГП как научно-методическое, так и опытно-производственное (региональные и площадные геохимические поиски нефти и газа). Эти исследования показали, что геохимические методы в специфических условиях Центральной Сибири могут использоваться для поисков углеводородного сырья. Однако до сих пор нефтегазопоисковая геохимия проводилась без применения аэрокосмической информации.

В процессе выявления потенциально перспективных тектонических структур были использованы космические снимки (КС) среднего масштаба и аэрофотоснимки (АФС). Особое внимание при дешифрировании этих материалов уделялось аномальному фототону, своеобразию рисунка гидросети, орографии и другим ландшафтным признакам. В дальнейшем путем сопоставления с геофизическими данными устанавливалась степень унаследованности развития выделенных структур (длительно развивающиеся структуры наиболее благоприятны для поисков) и затем осуществлялась их разбраковка по степени полезности и полевая заверка на них с помощью геохимического опробования.

Основываясь на опыте предыдущих работ и учитывая условия данного региона (развитие речной сети, равномерно разветвленной и по площади) из всех видов геохимического опробования использовались следующие: 1) поверхностное водно-газовое опробование боковых притоков, в их приустьевых частях (вне зоны влияния основной реки) производился отбор проб воды на газовый, микробиологический и химический анализы; 2) битуминологическое опробование рыхлых поверхностных отложений и реже коренных пород из обнажений. Опробование велось по профилям, пересекающим выявленные путем дешифрирования КС и АФС локальные структуры с выходом за их пределы. Характер профиля, его конфигурация обусловливались водотоком, пересекающим структуру. Расположение точек отбора проб и расстояние между ними по профилю также определялось характером водотоков и их притоков и в целом составило примерно 2 км. Протяженность профилей от 20 до 80 км. Отбор проб и обработка аналитических данных проводились по методике ВНИИгеосистем [1, 3].

Путем дешифрирования КС и АФС с учетом наземного геологического картирования выявлено и опробовано шесть (рис. 1) локальных структур (Южно-Таймуринская, Гудкэннейская, Верхне-Чадобецкая, Еремаканская, Ириктинская и Дулгалахская).

Большинство известных залежей нефти и газа в ЛТНГП располагается в гранулярных коллекторах (песчаниках) в подсолевом вендском терригенном комплексе и коре выветривания фундамента на глубинах от 1300 до 2200 м, значительно меньше залежей содержится в подсолевом карбонатном (рифогенном) венде и низах кембрия на глубинах от 1000 до 1500 м. Известны выбросы газа и проявления нефти в соленосном комплексе нижнего кембрия. Большинство залежей приурочено к локальным антиклинальным структурам (структурным ловушкам) и лишь некоторые из них заключены в неантиклинальных резервуарах. Здесь установлены газовые, газоконденсатные, газонефтяные, нефтегазовые, газоконденсатно-нефтяные, нефтегазоконденсатные и нефтяные залежи. Характер заполнения ловушек как правило пластовый и пластово-массивный; на ряде месторождений встречены тектонически экранированные залежи. Высота залежей в среднем изменяется от 15–20 до 80 м. Экранирующими горизонтами залежей служат глинистые, глинисто-карбонатные, терригенно-сульфатно-карбонатные и галогенно-карбонатные породы мощностью от 5 до 300 м. Южно-Таймуринская структура (рис. 2,I) расположена в пределах Тунгусской синеклизы на р. Южная Таймура. Она тяготеет к зоне глубинного разлома, ограничивающей с юга базальтовое плато. Структура хорошо выделяется на КС среднего масштаба, высотных АФС серым фототоном среди темно-серого и черного, несколько искаженного наложенным мозаичным фототоном, обусловленным гарями, а также по хорошо выраженному концентрическому рисунку гидросети, притоков р. Южная Таймура. В центре структуры закартированы широко распространенные пермские терригенные породы, заключенные среди туфогенной толщи нижнего триаса, пронизанной массой долеритовых даек. К сводовой части структуры приурочен выход еще более древних карбонатных пород верхнего силура. Структура разбита сеткой разрывов северо-западного и северо-восточного простирания. Геоморфологически структура выделяется овальным водоразделом, обтекаемым реками Южная и Северная Таймура в их нижнем течении. Размер структуры 30x20 км. В ходе наземных работ структура пересечена двумя профилями общей протяженностью 170 км. Пробы отобраны в 60 пунктах, т. е. средняя плотность опробования около 0,4 точки на 1 км, что соответствует региональному этапу геологоразведочных работ.

Аномальные точки сгруппированы в аномальную зону, приуроченную к своду структуры и ее западному крылу. Контрастность аномалии по комплексному показателю равна 2,4. Углеводородная часть представлена в основном метаном (до 11,4·10^-3 %) и его тяжелыми гомологами. Этан встречен почти во всех пробах (до 0,1·10^-3 %), в аномальных пробах ряд предельных углеводородов (метановый ряд) продолжается до бутана (десятитысячные доли процента), пентана и даже гексана (следы). Практически все пробы в аномальной зоне характеризуются повышенными концентрациями гелия (более 0,53·10^-5 %) и углекислого газа (более 1,5 %). Обращает внимание отсутствие в аномальной зоне бактерий, окисляющих метан, то есть бактерии, окисляющие пропан, которые не усваивают метан и этан, но могут использовать другие более тяжелые углеводороды (ТУ).

Приведенные материалы свидетельствуют о глубинной природе аномалии, а наличие везде гелия и в ряде проб бактерий, окисляющих пропан, позволяет считать, что аномалии связаны с глубокозалегающими продуктивными толщами. Южно-Таймуринская структура рекомендована в 1987 г. под поисковые работы ПГО Енисейнефтегазгеология.

Гудкэннейская структура (см. рис. 2, II) приурочена к водораздельной гряде между реками Тетея, Илимпея и Гудкэнне в пределах Тунгусской синеклизы. Она тяготеет к полосе развития глубинного разлома, ограничивающего с севера Ангаро-Вилюйский прогиб.

На КС и АФС структура выделяется неравномерно-пятнистым темно-серым и серым фототоном с белесым и пятнистым обрамлением среды однообразного серого фона. На КС “Союз-22” отмечается расплывчатое темное сгущение, особенно в северной (Приилимпейской) части структуры. Не очень четкая фотоаномалия подчеркивается слегка концентрической речной сетью и дуговыми разрывами. Орографически фотоаномалия приурочена к невысокой гряде северо-восточного простирания, проявляющейся как неотектоническое поднятие. Подтверждается поднятие ярко выраженной перестройкой речной сети на этом участке.

Геохимическое опробование было здесь проведено по неудобному дугообразному профилю вдоль долины р. Илимпея. По этой причине опробованием была затронута только крайняя северная оконечность структуры. Аномальные точки сгруппированы в одну аномальную зону, тяготеющую к северному краю структуры. В пределах аномальной зоны расположено 10 проб, за пределами – 5. Аномальную зону можно отнести к центральному и кольцевому типу. Углеводородная часть аномалии существенно метановая (концентрация метана внутри зоны до 48,6·10^-3 %) со слабым повышением концентрации ТУ, в основном этилена от 0,01·10^-3 % (за пределами зоны) до 0,05·10^-3 (внутри зоны). Отмечается также резкое аномальное повышение общей минерализации воды (до 572 мг/л), постепенно уменьшающейся за пределами аномалии (до 230, 187 и 87 мг/л). То же происходит с содержанием в воде хлора (в пределах аномалии 193 мг/л, уменьшаясь до 17,5 и 3 мг/л за ее пределами). Следует отметить, что указанная геохимическая аномалия подтверждена работами ВНИИгеосистем и Харьковским ГУ. Это свидетельствует о стабильности аномалии.

Верхне-Чадобецкая структура (см. рис. 2, III) расположена в междуречье Ангары и Каты на пересечении зон глубинных разломов северо-западного и востоко-северо-восточного простираний. На КС и АФС структура выделяется только по концентрическому и радиальному фоторисунку гидросети. Более четко фиксируется ее юго-западная половина. Рельеф участка приподнятый холмистый. В его пределах развиты однообразные нижнетриасовые туфы, пронизанные долеритовыми дайками и силлами.

Геохимическое опробование проведено двумя профилями вкрест простирания структуры с выходом профилей за пределы структуры только с южной стороны. Общая длина профилей 48 км, количество точек отбора проб 26, средняя плотность опробования 0,54 точки на 1 км. Аномальные точки сгруппированы в небольшую контрастную аномальную зону, приуроченную к пересечению северо-восточной зоны разломов с юго-западным краем структуры. Углеводородная часть аномалии метановая (до 6,6·10^-3 %) с достаточно высокой концентрацией ТУ, из которых преобладают предельные от бутана (до 0,6·10^-3 %) до гексана (до 0,37·10^-3 %). Здесь же самая высокая (до 7,6 %) концентрация углекислого газа. Интересно, что на пересечении юго-восточного края структуры с северо-западным разломом отмечается аномальное повышение только углекислого газа и гелия соответственно до 6,45 % и 0,7·10^-3 %, углеводороды здесь едва заметны.

Судя по присутствию в составе газа таких гомологов, как бутан и выше, есть все основания считать, что эта структура может представить интерес для поисковых работ, тем более, что в сходных тектонических условиях несколько севернее расположено Собинское месторождение.

Ириктинская структура (см. рис. 2, IV) расположена на юго-восточной окраине Тунгусской синеклизы в среднем течении р. Южная Чуня. Она отчетливо выделяется на КС среднего масштаба небольшим темно-серым кольцевым овалом вокруг светлого пятна в центре, некоторым образом подчеркивается и речной сетью. В орографическом отношении это холмистый участок с небольшим овальной формы понижением в центре. Структура приурочена к однообразному полю нижнетриасовых туфов, пронизанных долеритовыми дайками, в центре вероятны выходы пермских пород, на что указывают многочисленные высыпки пермских углистых песчаников на косе р. Южная Чуня. Структура разбита серией диагональных разрывов.

Геохимическое опробование проведено по широтному профилю поперек структуры. Длина профиля 24 км, количество точек опробования 16, средняя плотность 0,67 точки на 1 км. На краях структуры отмечаются две кольцевые аномальные зоны. Углеводородная часть метановая (до 7,0·10^-3 %); здесь же ясно выражены высокие значения углекислого газа (до 8,1 %) и гелия (до 0,76·10^-3 %). Общая минерализация воды повышается до 356 мг/л на западном крыле структуры. Характерно аномально возрастающее значение хлора (до 131 мг/л).

Еремаканская структура (см. рис. 2, V) расположена в бассейне р. Большая Ерема, выше устья р. Еремакан, приурочена к центральной части Тетерского выступа. При дешифрировании структура видна благодаря светло-серому фототону, окруженному неправильным кольцом темного сетчатого фототона. На фоне однообразной слаборасчлененной густо залесенной местности появляется высокохолмистое плато с глубоко врезанным узким порожистым руслом р. Большая Ерема. Особенно четко структура подчеркивается крупным изгибом р. Большая Ерема и устьевым отрезком левого притока – р. Атлыб. Речная сеть образует замкнутое кольцо с указанным светло-серым пятном внутри, соответствующим выходу пермских пород. Последние окаймлены долеритовыми интрузиями в поле нижнетриасовой туфогенной толщи (темный фототон и резко повышенный рельеф). Структура разбита рядом разрывов разного направления.

Геохимическое опробование по придонным водам притоков р. Большая Ерема проводилось одним профилем вдоль реки на протяжении 80 км, количество проб 33, средняя плотность опробования 0,41 точка на 1 км. Здесь отмечается геохимическая аномалия кольцевого типа по окраине структуры. Углеводородная часть газовых показателей представлена в основном метаном (до 6,4·10^-3 %) при постоянном присутствии ТУ, причем только до бутана (до 0,36·10^-3 %). Кроме того, есть также непредельные УВ – этилен (до 0,18·10^-3 %). Практически все точки аномалии характеризуются аномальными концентрациями гелия (более 0,53X Х·10^-3 %). Еще одна аномальная зона приурочена к глубинному разлому за пределами структуры. Эта зона контрастно проявлена по высоким содержаниям углекислого газа (от 2 до 15,5 %) и метана (до 12,1·10^-3 %).

С точки зрения потенциальной нефтегазоносности эта структура также может представить интерес, тем более, что она хорошо “ложится” на зону Ангаро-Ленского глубинного разлома.

Дулгалахская структура (рис. 2, VI) расположена в среднем течении р. Чона и приурочена к наименее изученной северо-западной окраине Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области. На КС и АФС структура видна благодаря концентрическому рисунку гидросети. Естественный фототон здесь резко нарушен огромным светлым полем свежей гари. По геоморфологическим и геологическим признакам структура выражена слабее, поскольку расположена на обширной плоской равнине в поле сплошного развития юрских песчано-алевритовых пород. Лишь наличие долеритовых интрузий и небольших выходов нижнетриасовых туфов по бортам структуры в какой-то степени подтверждают поднятие небольшой амплитуды. Разрывы тоже проявлены слабо.

Геохимическое опробование проведено одним поперечным профилем по р. Чона при длине профиля 27 км и 14 точках отбора проб. Аномальные показатели сгруппированы в контуре структуры, что позволяет отнести аномалию к центральному типу. Контрастность ее асимметрична: северовосточная часть более контрастна с максимальными значениями, юго-западная часть слабоконтрастная. Главный компонент – метан (до 8,05 ·10^-3 %), отмечаются повышенные содержания ТУ в аномальной зоне (до 0,78·10^-3 %), здесь же несколько больше углекислого газа (до 3,04 %) и гелия (0,78·10^-3 %). Кроме того, отмечаются в пределах аномалии бром (от 2,9 до 5,6 мг/л), йод в одной точке (0,1 мг/л) и общая битуминозность почв в двух точках (0,13 и 0,15 % на фоне 0,02– 0,06 % в остальных пунктах).

Выводы

1. Комплексные космоаэрогеологические и геохимические исследования дали возможность осуществить локальный прогноз на нефть и газ в слабоизученных районах Центральной Сибири. В настоящее время известно, что установлен достаточно большой процент (около 50) сходимости структур, выделенных на КС и АФС, со структурами, выделенными сейсморазведкой. Поэтому есть основания считать, что охарактеризованные структуры являются структурами длительного унаследованного развития и могут представить несомненный интерес при дальнейших поисково-оценочных работах.
2. В результате комплексных исследований удалось выявить шесть платформенных антиклинальных структур (Южно-Таймуринская, Гудкэннейская, Верхне-Чадобецкая, Ириктинская, Еремаканская, Дулгалахская), которые следует считать перспективными на нефть и газ и рекомендовать для дальнейших поисково-разведочных работ.
3. Нуждаются в быстрейшем освоении три структуры (Южно-Таймуринская, Гудкэннейская, Верхне-Чадобецкая), в которых установлены особенно четкие углеводородные геохимические аномалии.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Комплекс геохимических работ при рекогносцировочных поисках нефти и газа / Е.В. Стадник, Г.А. Юрин, С.В. Барышева и др. // Экспресс-информ. Сер. Геологические методы поисков и разведки месторождений нефти и газа.– М.: ВИЭМС.– 1981.– № 1.– С. 1–9.
2. Комплексные космоаэрогеологические и геохимические исследования на севере Сибири / Р.А. Биджиев, Г.Г. Ляпина, Т.А. Рожнова, А.Л. Ванин // Геология нефти и газа.– 1987.– № 5.– С. 13–19.
3. Методические рекомендации по геохимическим методам поисков месторождений нефти и газа // Тр. ВНИИЯГГ.– 1975.– Вып. 132.

Abstract

Detailed interpretation of space images and aerial photographs allowed a series of latest inheritec structures to be revealed. They were subjected to geochemical sampling for examination its possible productivity. Six structures were predicted. Three of its (Southern-Tajmurm, Gudkenney and Verkhne-Chadobes) having petroleum prospect is supposed.

Рис. 1. Структурно-тектоническая схема:

1 – зоны глубинных разломов (А – Верхне-Таймуринская, Б – Юдуконо-Кочемская, В – Ангаро-Ленская, Г – Ангаро-Вилюйская, Д – Соснинская, Е – Чунско-Ярактинская, Ж – Тетеро-Илимпейская, З – Витимско-Нидымская, И – Нижне-Тунгусская); 2 – выявленные локальные структуры (см. рис. 2)

Рис. 2. Схема геохимических поисков в Центральной Сибири

1 – контур антиклинальных структур, отдешифрированных на КС и АФС; 2 – границы тех же структур на геохимических профилях; 3–7 – геохимические аномалии (3 – по метану, 4 – по сумме ТУ (предельных и непредельных), 5 – по гелию, 6 – по общей биогенности (БОУВ; р. е – расчетные единицы), 7 – по общей битуминозности почв); 8 – места отбора проб; структуры. I – Южно-Таймуринская, II – Гудкэннейская, III – Верхне-Чадобецкая, IV – Ириктинская, V – Еремаканская, VI – Дулгалахская