Гидрогеология нефтегазоносных отложений Анабаро-Хатангской седловины

Размещено на http://www.allbest.ru/

32

Оглавление

• Введение
• 1. Состояние изученности вопроса
• 2. Геология и нефтегазоносность
• 2.1 Стратиграфия и литология
• 2.2 Тектоника
• 2. Нефтегазоносность
• 3. Палеогидрогеологические реконструкции
• 4. Гидрогеологические условия
• 4.1 Методика исследований
• 4.2 Гидрогеологическая стратификация
• 4.3 Геотермия нефтегазоносных отложений
• 4.4 Гидродинамический режим недр
• 4.5 Геохимия подземных вод и рассолов
• 4.6 Гидрогеологическая модель Нордвикского месторождения
• Литература

Введение

Объектом изучения в работе являются подземные воды и рассолы Анабаро-Хатангской седловины. Административно территория исследования располагается в северо-восточной части Красноярского края и в северо-западной части республики Саха (Якутия), приурочена к Хатангскому заливу. В последнее время район привлекает к себе интерес крупных недропользователей и органов государственной власти, как потенциальный регион для прироста углеводородного сырья. В связи с этим важно проведение гидрогеологических исследований, по данному району.

Детальных гидрогеологических исследований и обобщений по району Анабаро-Хатангской седловины не проводилось более 50 лет. В этой связи, задачей данной курсовой работы является изучение гидрогеологических условий нефтегазоносных отложений Анабаро-Хатангской седловины. Для достижения данной задачи необходимо проведение следующих этапов:

1. Составление очерка об особенностях геологического строения (стратиграфии, тектоники и нефтегазоносности), на основе опубликованных и фондовых материалов.

2. Оцифровка имеющихся материалов и составление электронной базы гидрогеологических данных (состав подземных вод и рассолов, замеры пластовых температур, гидродинамическая характеристика комплексов).

3. Проведение палеогидрогеологических реконструкций.

4. Составление схемы гидрогеологической стратификации разреза.

5. Выявление особенностей геотермического режима недр.

6. Описание гидродинамических условий, положения статических и динамических уровней.

7. Изучение химического состава подземных вод и рассолов. Выявление химических типов подземных вод и рассолов.

8. Изучение особенностей поведения химических элементов в зависимости от химического типа и величины минерализации подземных вод и рассолов.

9. Сравнительная характеристика состава подземных вод по всем гидрогеологическим комплексам, распространенным на территории исследования.

10. Составление принципиальной гидрогеологической модели Нордвикского нефтяного месторождения.

В процессе работы автором были детально изучены данные бурения и испытаний по Нордвикской, Улаханской, Южно-Тигянской, Кожевниковской, Рыбинской, Хорудалахской, Ильинской, Сындасской, Гуримисской, Чайдахской и др. площадям.

Автор благодарит научного руководителя Д.А. Новикова за предоставление интересной и перспективной темы для исследований, подбор литературы и постоянную помощь при выполнении работы, а также сотрудников лаборатории гидрогеологии осадочных бассейнов Сибири ИНГГ СО РАН А.Ф. Сухорукову, Я.В. Садыкову за помощь в освоении методических аспектов исследования.

1. Состояние изученности вопроса

Гидрогеологические исследования на территории Анабаро-Хатангской седловины на протяжении ряда лет проводились с целью поисков источников водоснабжения или изучения характера обводнения отдельных месторождений полезных ископаемых (в основном соляных шахт Нордвика).

В истории гидрогеологических исследований можно выделить три периода: до 1920 г., 1920-1945 гг. и послевоенный (после 1945 г.).

Период до 1920 г. Следует отметить, что общие представления о гидрогеологии описываемой территории в данный период, складывались на основе очень немногочисленных и разрозненных, нередко случайных данных, зафиксированных в различных письменных источниках. В настоящее время эти исследования представляют только исторический интерес.

Первые отрывочные сведения о подземных водах и соленых озерах появились в результате маршрутных исследований, проводившихся по долинам крупных рек с целью ознакомления с природными условиями края и поисками полезных ископаемых (золото, соль, уголь). Такие сведения можно найти в работах Д.Г. Мессершмидта, Я.Г. Гмелина, П.С. Палласа и др. Позднее подобные же данные приводятся в отчетах Н.В. Сушкова, И. Чайковского, М. Злобина, Э.О. Гофмана, Д. Макеровского, Н. Щукина, Ф. Львова и др. Для исследований северных районов Сибири были направлены многочисленные экспедиции в Туруханский край по бассейнам рек Нижней Тунгуски, Оленека, Лены, Хатанги, Ангары и другим местам. Результаты этих исследований описаны в дневниках и отчетах И.А. Лопатина, А.Л. Чекановского, И.А. Хейна, И.П. Толмачева. Некоторые сведения о многолетней мерзлоте были приведены в работах А.Ф. Мидендорфа, И.А. Лопатина и Д.А. Драницына.

Период 1920-1945 гг. В 30-е годы XX века началось детальное изучение подземных вод и мерзлых пород севернее Полярного круга. Н.Н. Урванцев писал о древнем оледенении на севере и о проблемах освоения месторождений соли в Арктике. Вопросы нефтегазоности Арктики рассматривались в работах Н.Н. Ростовцева, А.Г. Вологдина, Г.Е. Рябухина и А.И. Березина. Многочисленные данные по подземным водам и нефтегазоносности были собраны экспедициями Главсевморпути, производившими в 1935-1945 гг. разведочные работы на соль, нефть, газ и уголь в Нордвикском, Усть-Оленекском, Хатангском и Усть-Енисейском районах. Данные этих исследований изложены в трудах Н.А. Гедройца, Б.В. Ткаченко и др.

Несмотря на значительные успехи в изучении гидрогеологических условий их изученность оставалась незначительной. Гидрогеологические исследования проводились в основном значительно южнее в центральных районах Красноярского края попутно с поисково-разведочными работами на полезные ископаемые (соль, уголь) и с целью решения вопросов водоснабжения населенных пунктов и промышленных предприятий. Площадных исследований и работ по составлению сводных гидрогеологических карт в этот период не проводилось.

Послевоенный период (после 1945 г.). Этот период является наиболее плодотворным в развитии гидрогеологических исследований в изучаемом регионе и сопредельных территориях Красноярского края и Якутии.

В период 1942-1965 гг. изучением подземных вод и многолетней мерзлоты занимались многие исследователи, Института мерзлотоведения, Института геологии Арктики, Красноярского геологического управления. Детальные гидрогеологические данные и сведения о мерзлоте приведены в работах В.Т. Резниченко (1939-1940), Б.Н. Любомирова (1954), П.Д. Сиденко (1955), Н.И. Обидина (1957, 1959), М.К. Калинко (1955, 1958, 1959),.

Первые сводные работы, обобщающие гидрогеологические и гидрохимические материалы всей территории Красноярского края, относятся к середине 50-х годов и принадлежат гидрогеологам ВСЕГЕИ, составившим гидрохимическую карту Сибири и Дальнего Востока масштаба 1: 5000000 (Зайцев, Гуревич, Белякова, 1956), и гидрогеологическую карту территории СССР масштаба 1: 5000000 под редакцией И.К. Зайцева (1963). Гидрогеологическая карта Красноярского края и Тувинской АССР масштаба 1: 2500000 и объяснительная записка к ней были составлены КГУ в 1962 г. и в том же году под руководством ВСЕГИНГЕО были подготовлены к изданию. В 1959 г. Т.А. Русановой была составлена сводка по минеральным водам Красноярского края, на основе которой М.А. Волкова в 1965 г. составила карту минеральных вод Красноярского края.

В 1961 г. В.А. Шубом, А.В. Зуевым, О.М. Гирфановой была составлена сводка о промышленных водах территории Красноярского края и Тувинской АССР, а в 1962 г. ими была дана региональная оценка эксплуатационных запасов подземных вод по центральной и южной частям Красноярского края.

В 1965 г. М.А. Бурлаковой дана общая оценка имеющихся материалов по геотермии подземных вод Красноярского края и перспективности их использования в народном хозяйстве. В 1966-1967 гг. крупным коллективом сотрудников различных учреждений (под руководством И.К. Зайцева) были составлены и изданы гидрохимическая карта СССР (минеральные воды) масштаба 1: 5000000, а также многотомное описание минеральных, промышленных и лечебных вод СССР, в котором территория, относящаяся к Красноярскому краю, описана Е.А. Басковым, А.В. Зуевым, О.М. Гирфановой, Н.И. Обидиным и Л.Г. Учителевой. В этой монографии охарактеризованы общие закономерности распространения, формирования и возможности использования соленых и рассольных подземных вод.

Все результаты гидрогеологических исследований были обобщены и изданы в многотомной монографии «Гидрогеология СССР». Восточно-Сибирской артезианской области было посвящено сразу три тома: том XVIII - Красноярский край и Тувинская АССР под редакцией И.К. Зайцева (1972), том XIX - Иркутская область под редакцией В.Г. Ткачук (1968) и том XX - Якутская АССР под редакцией А.И. Ефимова и ИК Зайцева (1970).

Таким образом, около 40 лет, после выхода в свет тома XVIII Гидрогеологии СССР - Красноярский край и Тувинская АССР (1972), гидрогеология исследуемого региона Хатангского артезианского бассейна более нигде в научной литературе не описывалась. Последние детальные гидрогеологические исследования на территории Анабаро-Хатангской седловины были проведены более 50 лет назад. В связи с этим в настоящее время остро стоит вопрос о необходимости переоценки и обобщения имеющихся гидрогеологических материалов с современных научных позиций, в том числе проведения детальных палеогидрогеологических реконструкций и численного физико-химического моделирования гидрогеохимических процессов формирования состава подземных вод и рассолов.

гидрогеологический нефтегазоносность стратиграфия месторождение

2. Геология и нефтегазоносность

2.1 Стратиграфия и литология

На территории Анабаро-Хатангской седловины широко распространены отложения начиная с архея вплоть до верхнего мела. Мезозойский комплекс в разрезах глубоких скважин, как правило, не превышает 600 м. Основным объектом изучения являются домезозойские образования.

Протерозой

Рифей

Докембрийские отложения вскрыты скважинами Южно-Суолемская-10, Северо-Суолемская-1, Хорудалахская-1. Представлены преимущественно терригенными породами в нижней части и карбонатными в верхней сопоставляются соответственно с мукунской и билляхской сериями обнаженных районов Анабарского поднятия: 1) Мукунская серия, состоящая из ильинской, бурдурской, лабазстахской, усть-ильинской свит. Залегает на породах архея и раннего протерозоя с крупным структурным несогласием; 2) Билляхская серия, которая разделяется на котуйканскую, юсмастахскую свиты.

Венд

Вендские отложения вскрыты скважинами - Северо-Суолемская-1, Хорудалахская-1 и Южно-Суолемская-10. Представлены маломощной толщей преимущественно карбонатных отложений - чабурский горизонт. В основании горизонта выделяется базальная пачка песчаников и песчанистых доломитов. Средняя часть горизонта сложена доломитами, доломитистыми известняками с прослоями песчаников. Верхи чабурского горизонта сложены известняками, часто битуминозными. Чабурский горизонт залегает с перерывом на различных стратиграфических уровнях отложений рифея. Мощность горизонта варьирует от 12 до 30 м.

Палеозой

Кембрий

Стратиграфическая схема силура включает ахерскую и докирскую (начиная с долготнинской свиты) местные серии.

Ахерская местная серия (мойероканский - агидыйский горизонты, лландовери) сложена серыми бугристо-наслоенными, комковатыми известняками, в верхней части, кроме того, серыми мергелями и доломитами. Правоатырдякская свита (мойероканский горизонт, руддан и нижний аэрон) сложена кремово-серыми и серыми бугристо- и волнисто-наслоенными известняками с горючими сланцами (внизу) и мергельными прокладками (вверху). Мощность 49 м. Орачинская свита (хаастырский горизонт, средний и верхний аэрон) - внизу сложена серыми, коричневато- и зеленовато-серыми разнонаслоенными известняками. Мощность 69 м. Херкиминская свита - (агидыйский горизонт, телич) сложена серыми комковатыми в основном толстоплитчатыми часто доломитизированными известняками, иногда красноцветными доломитами, на юго-западе с прослоями и пачками зеленовато-серых мергелей с комками известняков. Мощность 53 м.

Долготнинская свита - (хакомский горизонт, венлок) сложена серыми и светло-серыми толстоплитчатыми вторичными доломитами, прослоями биоморфными и биостромными. Мощность 30 м. Баханайская свита - (тукальский горизонт, горсти) сложена серо-, зелено- и красноцветными домеритами с прослоями пестроцветных доломитов, а также пачками светло-серых толстоплитчатых доломитов. Мощность 51 м [Тесаков, Предтеченский, Хромых и др., 1998].

Девон

Нижний девон рассматривается в объеме зубовского, курейского, разведочнинского и нижней части мантуровского горизонтов.

Ямпахтинская свита. представлена серыми глинистыми известняками и доломитами. Мощность свиты 40-65 м. Хребтовская свита представлена доломитами и аргиллитами с прослоями ангидритов и гипса. Зубовская свита подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита, мощностью до 90 м, представлена пестроцветными аргиллитами, мергелями, доломитами. В средней ее части выделяется маркирующий горизонт сульфатов, «горозубовский ангидрит». Верхняя подсвита представлена пестрыми доломитистыми аргиллитами с единичными прослоями (до 7 м) серых и голубовато-серых ангидритов. Курейская свита (верхняя часть лохковского яруса) в нижней части свиты преобладают сероцветные аргиллиты с прослоями доломитистых известняков, глинистых доломитов. Выше по разрезу встречены красноцветные породы - аргиллиты с прослоями глинистых известняков. Мощность достигает 70-102 м. Разведочнинская свита (пражский и эмсский яруса) в нижней части представлена аргиллитами с фосфоритовыми желваками и прослоями детритовых брекчий. Выше залегают аргиллиты с прослоями глинистых известняков.

Средний девон рассматривается в объеме верхней части мантуровского, юктинского и накахозского горизонтов. Пограничный интервал среднего и нижнего девона (верхняя часть эмсского и нижняя часть эйфельского ярусов) рассматривается в объеме мантуровского горизонта, который сложен преимущественно пестроцветными терригенными и сульфатно-соленосными толщами практически лишенными остатками морских организмов. Мощность варьирует до 250 м. К мантуровскому горизонту относится соленосная толща сопочной свиты (купол Нордвик скв. 43-1 и скв. 48-1). Юктинский горизонт (верхняя часть эйфельского и нижняя часть живетского яруса) - на территории Хатангского СФР скважинами вскрыта пачка (20 м ) известняков с брахиоподами и остатками конодонтов эйфельского - живетского возраста. Накохозский горизонт сопоставляется с верхней частью живетского яруса, представлен красноцветными мергелями и глинистыми доломитами, переслаивающимися с пластами гипсов и ангидритов. Мощность 0-150 м.

Верхний девон характеризуется наиболее широким распространением морских сероцветных карбонатных отложений. Франский и нижняя часть фаменского яруса сопоставляются каларгонским горизонтом, представленным отложениями двух типов: сульфатно-карбонатными (мощность до 350 м) и карбонатными (мощность до 140 м).

Каларгонская свита распространена на Нордвикской (скв. Нор-42) площади. На северо-востоке Ледянского СФР в естественных обнажениях по р. Котуй (нижнее течение по руч. Кысыл-Кая-Юрях) каларгонская свита с размывом залегает на нерасчлененном верхнем кембрии - нижнем ордовике. Нордвикская свита, представленная известняками серыми, глинистыми, доломитизированными. Она вскрыта скважиной Нордвикская 42-1 [Пантелеев и др., 1989ф].

Карбон

Наиболее обширны площади распространения каменноугольных отложений - в бассейне Подкаменной, на полуострове Юрунг-Тумус, в Фомич-Хатангском междуречье.

Дикарабигайская свита (турнейский ярус) согласно залегает на породах девонского возраста и сложена тонкоплитчатыми темно-серыми спонголитовыми известняками и кремнисто-углеродистыми сланцами. Ее мощность 400-420 м. Кыйдинская свита (визей) - преобладают скелетно-детритовые известняки, реже - серые доломиты с желваками и прослоями серых кремней. Мощность свиты 380-400 м. Верхотаймырская свита, согласно перекрывается терригенными породами макаровской свиты среднего карбона. Сложена известняками, спонголитовыми известняками с многочисленными желваками и прослоями кремней, а вверху - алевро-песчанистыми известняками, известковистыми песчаниками и алевролитами. Возраст свиты визейско-серпуховский. Мощность свиты 770-790 м. Макаровская свита (башкирский ярус). Сложена ритмично переслаивающимися аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Мощность составляет 100-350 м. Эвенкская свита согласно залегает на макаровской свите. Свиту образуют алевролиты и аргиллиты с прослоями глинистых известняков и известковистых песчаников. Граница карбона и перми проходит внутри свиты и литологически не выражена. Свита имеет мощность 400-800 м.

Нижнекаменноугольные отложения на Нордвикской стратиграфической площади не выходят на дневную поверхность и известны только по керну скважин. В подавляющем большинстве случаев они не отделяются от девонских. Более полная характеристика нижнего карбона получена в разрезе скважины Р-42 на полуострове Нордвик. Здесь отложения нижнего карбона без видимых несогласий залегают на отложениях верхнего девона. Они представлены толщей органогенно-обломочных известняков относящейся к турнейскому возрасту. Выше повсеместно в разрезах данная карбонатная толща с несогласием перекрывается отложениями нижней перми. Мощность нерасчлененных отложений девона и карбона составляет около 600-750 м.

Пермь

Пермские отложения вскрыты скважинами на Южно-Тигянской, Чайдахской, Чайдах-Гуримисской, Гуримисской разведочных площадях и представлены терригенными и частью вулканогенными образованиями. Терригенные отложения прогиба - это главным образом континентальные и паралические осадки, представленные ритмично чередующимися слоями аргиллитов, глин, алевролитов, песчаников, реже конгломератов; они сменяются вверх по разрезу вулканогенной толщей, образованной переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов со значительной примесью туфогенного материала. Верхние горизонты вулканогенных образований являются преимущественно основными эффузивами и их туфами. Пермская толща содержит интрузивные тела траппов, образующие пластовые интрузии и дайки. Наибольшая суммарная мощность пермских отложений отмечается в Нордвикском районе и достигает 2000 м. По наличию органических остатков и литологическим признакам пермские отложения разделяются на пять свит.

Нижний отдел

Тустахская свита вскрыта Южно-Тигянской и Чайдахской скважинами. На Южно-Тигянском участке верхняя часть свиты почти полностью сложена песчаниками и только в самом верху ее присутствуют глинистые породы. В районе Нордвика свита залегает несогласно на известняках нижнего карбона. Мощность 400-960 м. Нижнекожевниковская свита согласно залегающая на тустахской, сложена чередующимися темно-серыми аргиллитами и серыми мелкозернистыми песчаниками. Особый интерес представляет самый верхний (горизонт XI), к которому приурочено большинство выявленных здесь залежей нефти. Толщина нижнекожевниковской свиты на Чайдахском участке 480-500 м, а на Южно-Тигянском - 360-380 м.

Верхний отдел

Верхнекожевниковская свита согласно залегает на нижнекожевниковской. Представлена аргиллитами, алевролитами и песчаниками, в верхней части с прослоями углей. Вверх по разрезу наблюдается увеличение количества и мощности прослоев песчаников. Мощность 350-500 м. Мисайлапская свита согласно залегающая на верхнекожевниковской. Серые алевропелиты с прослоями алевролитов и туфогенных песчаников. Мощность 75-100 м. Выше согласно залегает эффузивно-туфовая свита, представленная туфами, туффитами и основными эффузивами с прослоями аргиллитов, песчаников мощностью до 230 м. [Пантелеев, 1989ф].

Мезозой

Триас

В пределах Анабаро-Хатангской седловины, входящей в состав Хатанго-Нижнеленской фациальной области, выделяется два фациальных района: Восточно-Таймырский и Усть-Анабарский (рис.1).

В Восточно-Таймырском районе мощность системы при полном ее объеме сокращается еще больше (до 1400 м), разрез слагается чередованием континентальных и морских отложений с обильными остатками стеногалинной фауны и наземных растений. Опорный разрез триаса выходит на дневную поверхность в клифах мыса Цветкова.

Рисунок 1 Схема фациального районирования триасовых отложений Енисей-Хатангского прогиба 1. Тундровый район 2. Норильско-Хараелахский район 3. Котуй-Маймечинская область 4. Западно-Таймырский район 5. Центрально-Таймырский район 6.Тулай-Кирякский Район 7. Восточно-Таймырский район 8. Усть-Анабарский район. [Геолого-геофизическое обоснование.., 2009ф]

Усть-Анабарский район, приуроченный к Хатангской седловине, характеризуется сокращенным разрезом системы за счет выпадения индского яруса, небольшой (450 м) ее мощностью, терригенным составом отложений, широким развитием песчаных прибрежно-морских и пресноводных фаций. Опорный разрез располагается на мысе Аиркат в Анабарском заливе, низы системы вскрыты буровыми скважинами. Отложения представлены главным образом терригенными мелкокластическими морскими фациями с обильными остатками стеногалинных организмов [Казаков, Константинов, 2003].

Восточно-Таймырский фациальный район

Нижний отдел

Кешинская свита (нижняя часть инда) сложена чередующимися пачками мелководно-морских, лагунных и континентальных песчаников мелко- и разнозернистых гравелистых, алевролитов крупнозернистых, горизонтально- и косослоистых зеленовато-серых, аргиллитов. Мощность свиты 150 м. Цветковомысская свита (верхняя часть инда). Ее слагают мелководно-морские и лагунные туфы, орто- и паратуффиты темно-зелено-серые, среднеобломочные с гравием и галькой чередующиеся с красно-бурыми аргиллитами. Мощность 115 м. Восточно-таймырская свита (нижний-нижняя часть верхнего оленека) сложена чередующимися прибрежно-морскими, лагунными и континентальными мелко- и среднезернистыми туфопесчаниками, среднеобломочными туфами, туфоалевролитами зелено-серыми, темно-зелено-серыми горизонтально-, косо- и волнистослоистыми, аргиллитами темно-серыми оскольчатыми. Мощность 165 м. Ыстанахская свита (верхний оленек) представлена морскими аргиллитами темно-серыми, линзы конгломератов, песчаников зеленовато-серых. Мощность 80-150 м. Прибрежнинская свита (верхи верхнего оленека) представлена прибрежно-морскими песчаниками зеленовато-серыми и полосчатыми красно-бурыми мелкозернистыми алевритовыми. Мощность 80 м.

Средний отдел

Моржовская свита (нижний-нижняя часть верхнего анизия) сложена морскими темно-серыми аргиллитами и глинистыми алевролитами. Мощность 235 м. Кульдиминская свита (верхняя часть анизия-ладин). Представляет собой постепенно сменяющиеся снизу вверх мелководно- и прибрежно-морские, лагунные, дельтовые, континентальные зелено-серые, серые мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты. Мощность свиты 285 м.

Верхний отдел

Осипайская свита (низы нижнего карния). Несогласно, с размывом залегает на кульдиминской свите. Представлена морскими аргиллитами алевритовыми, в верхней части переслаивающимися с глинистыми алевролитами. Мощность 60 м. Немцовская свита (верхняя часть нижнего карния - нижний норий). Представляет собой постепенно сменяющиеся снизу вверх мелководно- и прибрежно-морские, дельтовые, лагунные, континентальные зелено-серые, серые мелкозернистые песчаники и крупнозернистые песчаные алевролиты с подчиненными прослоями темно-серых глинистых алевролитов и алевритовых аргиллитов. Мощность свиты 245 м. Тумулская свита (средний норий-рэт) несогласно залегает на немцовской свите. Внутри тумулской свиты предполагается наличие стратиграфического перерыва, отвечающего верхнему норию и нижнему рэту. Представлена прибрежно-морскими мелководными песчаниками светло-зеленовато-серыми средне-мелкозернистыми Мощность 10 м.

Усть-Анабарский район

Нижний отдел

Ыстанахская свита (верхний оленек) представлена морскими аргиллитами темно-серыми, линзы конгломератов, песчаников зеленовато-серых . Мощность 30 м. Пастахская свита (верхняя часть верхнего оленека) представлена переслаиванием алевролитов темно-серых глинистых волнистослоистых с песчаниками зелено-серыми мелкозернистыми мощностью 50 м.

Средний отдел

Анабарская свита (нижний - верхний анизий) несогласно залегает на пастахской свите. Сложена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников мелко-среднезернистых полевошпато-кварцевых, ортотуффитов мощностью 140 м. Гуримисская свита (верхняя часть верхнего анизия - ладин) сложена чередующимися песчаниками зелено-серыми мелкозернистыми, алевролитами глинистыми и песчаными, аргиллитами алевритовыми темно-серыми. Мощность 80 м.

Верхний отдел

Осипайская свита (низы нижнего карния) с размывом залегает на гуримисской свите. Сложена аргиллитами темно-серыми, алевролитами серыми глинистыми и светло-серыми крупнозернистыми с конгломератом в основании. Мощность свиты до 30 м. Чайдахская свита (нижний карний-нижний норий) представлена песчаниками зеленовато-серыми мелкозернистыми горизонтально- и косослоистыми. Мощность 95 м. Тумулская свита (средний норий-рэт) несогласно залегает на чайдахской свите. представлена переслаиванием зеленовато-серых мелкозернистых песчаников, крупно- и мелкозернистых темно-серых глинистых аргиллитов. Мощность 10 м.

Юра и мел

Восточно-Таймырский и Нордвикский районы имеют общие черты строения разрезов: цикличное переслаивание глинистых и глинисто-песчаных толщ.

Зимняя свита (геттанг-низы верхнего плинсбаха) залегает с угловым несогласием на осадочных образованиях триаса. Сложена песчаниками с прослоями гравелитов, темно-серыми, серыми, буроватыми алевролитами и аргиллитами. Апрелевская свита (верхи нижнего - низы верхнего аалена) сложена цикличным переслаиванием глин и алевритов, с прослоями и линзами, насыщенными галькой, линзочками мелкозернистых песков. Мощность свиты около 60 м. Арангастахская свита (верхи аалена - низы байоса) - нижняя часть сложена алевролитами, преимущественно песчанистыми, иногда глинистыми, с линзочками гравия, ракушняками Мощность до 60 м. Верхняя часть арангастахской свиты представлена песчанистыми алевролитами светло-серыми. Мощность от 40 до 165 м. Юрюнгтумусская свита - нижняя подсвита сложена аргиллитами и глинами темно-серыми, прослоями алевритистыми с желваками пирита. Верхняя подсвита сложена светло-серыми крупнозернистыми алевролитами и глинистыми алевролитами. Тигянская свита (верхи валанжина - баррем) сложена мелководно-морскими, прибрежными, лагунными и субконтинентальными песками светло-серыми с зеленоватым или желтоватым оттенком, мелкозернистыми, с горизонтальной, линзовидной и косой слоистостью. Мощность сильно варьирует от 9 до 400 м [Шурыгин, Никитенко, Девятов, 2000]. Вышележащие толщи апта, альба и нижней части сеномана, перекрывающие тигянскую свиту в восточной части Хатангского прогиба, Восточном Таймыре и на островах западной части моря Лаптевых, представлены исключительно континентальными образованиями сангасалинской, рассохинской, огневской и бегичевской свит.

2.2 Тектоника

Как самостоятельный геоструктурный элемент Анабаро-Хатангская седловина была выделена Д.С.Сороковым в 1972 г. По последним представлениям Анабаро-Хатангская седловина разделяет Лено-Анабарский и Енисей-Хатангский региональный прогибы и относится к геоструктурам сложного строения. Седловина имеет инверсионную природу. В ее пределах выделяется ряд положительных и отрицательных структур I, II и III порядков. Формирование осадочного чехла происходило в тесной связи и под влиянием окружающих территорий. С позднего протерозоя исследуемый район входил в состав единого Северо-Азиатского кратона и представлял часть крупного седиментационного бассейна, в котором накапливались мощные толщи субплатформенного и платформенного облика. Значительное влияние оказали на него две смежные мобильные области: Таймырская на севере и Верхоянская на востоке. В результате сложной и длительной истории геологического развития, на севере Сибирской платформы образовались крупные геоструктуры: Енисей-Хатангский региональный прогиб, Лено-Анабарский региональный прогиб и разделяющая их Анабаро-Хатангская седловина.

Тектоническая карта (рис.2) была построена на основе структурной карты по кровле триас-юрского комплекса, в связи с тем что анализ структурных карт по выше- и нижележащим опорным уровням показал, что принципиальные черты тектонического строения на этих уровнях сохраняются, а значит ее можно использовать и для описания тектонического строения всего мезозойского чехла. Структура чехла заданного района исследования существенно отличается от западных районов восточной части Енисей-Хатангского регионального прогиба. Следует оговорить, что все тектонические элементы были выделены согласно классификации тектонических элементов мезозойско-кайнозойских платформенных отложений Западно-Сибирской геосинеклизы [Конторович, Беляев, 2000]. В районе исследований выделяются три крупные структуры I порядка - две отрицательные, плавно переходящие друг в друга (Харатумусский и Эджанский наклонные мегапрогибы), и одна положительная (Тигяно-Сопочный наклонный мегавал) [Фомин, 2010]. Подробнее рассмотрим каждый из этих тектонических элементов.

Харатумусский наклонный мегапрогиб, большей частью оконтуренный по изолиниям с абсолютными отметками от минус 550 до минус 1350 м и по границе области распространения триас-юрского комплекса. Очертания границы тектонического элемента I порядка довольно плавные; на юго-западе, где мегапрогиб сочленяется с Эджанским наклонным мегапрогибом, она проведена условно, по осевой части приподнятой зоны. Харатумусский наклонный мегапрогиб имеет удлиненную с юго-запада на северо-восток форму, площадь его составляет около 11400 км². Мегапрогиб осложнен 3 отрицательными структурами III порядка. В центральной части наклонного мегапрогиба находится Западно-Арылахская впадина, охватывающая площадь около 1680 км² при амплитуде 170 м. Впадина ограничена на абсолютной глубине минус 800 м. На крайнем северо-востоке наклонного мегапрогиба расположена Восточно-Арылахская впадина. Впадина оконтурена по изогипсе минус 700 м, ее площадь составляет около 580 км², а амплитуда - 70 м. Два последних тектонических элемента имеют несколько вытянутую форму и относительно простое симметричное строение. В западной части наклонного мегапрогиба на абсолютной глубине 1300 м оконтурена Тикян-Сенекская впадина, округлой формы, охватывающая площадь около 300 км². Южнее Харатамусского наклонного мегапрогиба располагается Эджанский наклонный мегапрогиб. Границы отрицательного тектонического элемента I порядка проведены по изолиниям минус 600 м и минус 1350 м. Площадь структуры составляет около 14230 км², очертания Эджанского наклонного мегапрогиба плавные. Длинная ось наклонного мегапрогиба имеет субширотную ориентировку. В целом, тектонический элемент имеет относительно простое строение, только в северной его части выделены 2 отрицательные структуры II порядка. Гольгинская впадина ограничена на абсолютной глубине 700 м, имеет округлую форму, ее площадь составляет около 800 км². Западнее располагается Большебалахнинский структурный залив, оконтуренный с трех сторон по изолинии минус 700 м. Структурный залив охватывает площадь около 530 км².

В восточной части располагается Тигяно-Сопочный наклонный мегавал. Положительная структура I порядка оконтурена по изолиниям минус 400 и минус 600 м. На северо-востоке часть границы структуры совпадает с высокоградиентной зоной в рельефе, а остальные - плавно извилистые. Площадь тектонического элемента I порядка составляет около 14200 км², а амплитуда - около 500 м. Тигяно-Сопочный наклонный мегавал осложнен одной положительной структурой II порядка, одной отрицательной и четырьмя положительными структурами III порядка. В западной части тектонического элемента I порядка по изолинии минус 450 м оконтурен широтно вытянутый Сопочный мезовал, площадь которого составляет около 3500 км², а амплитуда около 450 м. Мезоструктура осложнена Западно-Белогорским валом и Белогорским куполовидным поднятием. Западно-Белогорский вал оконтурен по изолинии минус 300 м, вытянут в широтном направлении, охватывает площадь около 1800 км² при амплитуде 300 м. На востоке и западе вала можно выделить локальные поднятия, которые территориально почти совпадают с зонами отсутствия юрских отложений. В вершинных частях локальных поднятий под четвертичными образованиями залегают палеозойские толщи. Белогорское куполовидное поднятие ограничено на абсолютной глубине 300 м, охватывает площадь около 560 км² и имеет амплитуду около 300 м. Восточнее Сопочного мезовала расположен Тигянский вал, длинная ось которого ориентирована субширотно. Его амплитуда равна 100 м, площадь составляет около 1250 км², а оконтуривающая изолиния - минус 100 м. В центральной части Тигяно-Сопочного наклонного мегавала по изогипсе минус 600 м оконтурена Северная впадина (площадь около 600 км², амплитуда более 300 м). Впадина вытянута в широтном направлении, имеет симметричное строение. Северо-западнее Северной впадины располагается Портнягинское куполовидное поднятие, оконтуренное по изолинии минус 250 м. Площадь положительной структуры равна 700 км², амплитуда около 250 м. Западный склон куполовидного поднятия более крутой, чем восточный. В купольной части поднятия отсутствуют юрские и более молодые отложения. В южной части Тигяно-Сопочного наклонного мегавала располагается Западно-Тигянское куполовидное поднятие, оконтуренное на абсолютной глубине 200 м, и охватывающее площадь коло 200 км². В крайней восточной части Тигяно-Сопочного наклонного мегавала находится Южно-Нордвикский наклонный вал, оконтуренный по изолинии минус 50 м, охватывающий площадь около 1140 км² и имеющий амплитуду около 50 м.

На востоке района, южнее Тигяно-Cопочного наклонного мегавала выделяется отрицательная структура II порядка осложняющая Северо-Сибирскую мегамоноклизу - Гусихинский мезопрогиб, который оконтурен на абсолютной глубине 450 м, имеет площадь на территории исследования около 2000 км². В центральной части мезопрогиб осложнен Гусихинским прогибом - отрицательной, вытянутой в широтном направлении структурой III порядка, которая оконтурена по изолинии минус 600 м и имеет амплитуду более 300 м и площадь около 780 км².

Центральная часть Анабаро-Хатангской седловины характеризуется сложной дислоцированностью пород, проявлением солянокупольной и дизъюнктивной тектоники. Соляные купола выявлены на Нордвикской, Кожевниковской и других площадях. По геофизическим данным предполагается ряд поднятий с "погребенными" соляными куполами [Калинко, 1959]. Теоретически достаточно небольшого различия давлений, вызванного неоднородной плотностью вышележащих пород, наличием неровности фундамента, пологой складки или разрыва, чтобы началось образование скоплений соли и рост складки с соляным ядром, который завершается образованием соляных куполов на фоне слабо нарушенного залегания пластов [Косыгин, 1950; Кусов, Дзайнуков, 2008; Warren, Urai, Schleder, 2008; Warren, 2006].

Складкообразовательные процессы, имевшие место в конце меловой эпохи, по-видимому, дали толчок для формирования соляных штоков. Следует подчеркнуть, что соляные штоки лишь осложнили ранее сформировавшиеся локальные поднятия и тем самым сыграли негативную роль в сохранности залежей углеводородов. Образование и рост соляных штоков приводили к изменению структурных планов некоторых локальных поднятий, дроблению структур на блоки и возникновению новых дизъюнктивных нарушений в зонах проявления процессов соляной тектоники. В целом существовали благоприятные структурно-тектонические предпосылки для образования залежей в пределах рассматриваемой территории. Длительное время Анабаро-Хатангская седловина была приподнята над смежными территориями севера Сибирской платформы. Это должно было способствовать массовой миграции УВ со стороны погруженных зон к седловине. В пределах самой Анабаро-Хатангской седловины имеется ряд положительных структур II порядка и локальных поднятий с вполне удовлетворительными структурными параметрами (амплитуда, соотношение длинных и коротких осей). Негативную роль в формировании залежей УВ сыграли дизъюнктивная и соляная тектоника. Структуры центральной части характеризуются высокими амплитудами и максимальными плотностями разрывных нарушений. Здесь же многие структуры осложнены соляными куполами и их кепроками [Степаненко, 1985].

2.3 Нефтегазоносность

Территория исследования входит в состав Анабаро-Хатангской НГО, которая принадлежит Хатангско-Вилюйской НГП. Первые признаки нефтегазоносности в этом районе были обнаружены в 1933 г. Т.М. Емельянцевым на полуострове Урюнг-Тумус. В настоящее время в пределах исследуемой территории выявлено три нефтяных месторождения (Нордвикское, Чайдахское, Южно-Тигянское). Проводившиеся с середины 40-х до середины 50-х годов поисково-разведочные работы на севере Анабаро-Хатангского междуречья, дали ценный материал по оценке перспектив нефтегазоносности разреза. Так как эти работы были проведены до постановки региональных сейсморазведочных исследований, они не позволили оценить перспективы всего региона в целом. Для оценки перспективности в настоящее время важнейшее значение имеет доказанный факт обильного нефтенасыщения всего разреза перми и частично триаса в Нордвикском районе, а также благоприятные предпосылки нефтеобразования и нефтегазонакопления в других частях разреза осадочного чехла в сочетании с разнообразием различных типов ловушек, выделяемых в современной структуре региона [Пантелеева, 2002ф].

Масштабы углеводородных скоплений варьируют от слабых проявлений до полупромышленных притоков. Наибольшее количество нефтепроявлений известно в отложениях верхнего палеозоя и нижнего мезозоя. В триасовых и юрских отложениях они приурочены, как правило, к зонам дизъюнктивных нарушений и имеют меньшую площадь распространения по сравнению с нефтепроявлениями в пермских отложениях. Нефтепроявления различной интенсивности зафиксированы как непосредственно на дневной поверхности (п-ов Нордвик, в русле р. Чайдах) так и в скважинах [Калинко, 1959]. Исходя из особенностей ее строения, состава пород, слагающих осадочный чехол, истории развития, можно выделить пять основных перспективных нефтегазоносных комплекса (НГК): верхнепротерозойский, нижне-среднепалеозойский, верхнепалеозойский, триасовый и мезозойский.

Верхнепротерозойский НГК представлен отложениями рифея и венда. Сведений о продуктивности осадков верхнепротерозойского НГК, а также перекрывающего его нижне-среднепалеозойского комплекса пока мало. Повышенной битуминозностью отличаются в бассейнах рек Фомич и Рассоха песчаники мукунской серии нижнего рифея.

Нижне-среднепалеозойский НГК представлен отложениями кембрия, ордовика, силура и нижнего карбона. Наиболее вероятные перспективы нефтегазоносности этого комплекса связывают с коллектором регионального распространения - чабурским горизонтом алданского яруса нижнего кембрия. Покрышкой для возможных залежей в нижележащих осадках, вероятно, могут служить и отложения нижнего девона, представленные на п-ове Нордвик соленосной толщей [Зуйкова и др., 2006ф].

Верхнепалеозойский НГК представлен терригенными отложениями средне-верхнекаменноугольного и пермского возраста. Комплекс характеризуется уже доказанной региональной нефтегазоносностью и вскрыт скважинами полностью или частично на всех площадях Анабаро-Хатангского междуречья. Коллекторские свойства отложений в пределах региона значительно изменяются в зависимости, в первую очередь, от приуроченности к различным зонам прогрессивного катагенеза и динамокатегенеза. Так, если породы верхней и нижней перми в Нордвикском районе находятся в нижней зоне начального катагенеза, их пористость составляет 15-20 %, а проницаемость - единицы и десятки миллидарси, то к югу (Сындасская площадь) они располагаются в средней зоне начального катагенеза и пористость их составляет уже 30-35 %, а проницаемость увеличивается до нескольких десятков миллидарси. Песчаные горизонты нижней и средней частей тустахской свиты, залегающей в основании комплекса, имеют низкие коллекторские свойства, вверх по разрезу происходит их улучшение. К югу от п-ва Нордвик в верхней части тустахской свиты уменьшается доля песчаников и в этом же направлении ухудшаются коллекторские свойства [Калинко, 1959]. Нижнекожевниковская свита (нижняя пермь) вскрыта скважинами на различную глубину. Коллекторские свойства песчаников улучшаются снизу вверх по разрезу. Такая же особенность характерна и для распределения нефтепроявлений по разрезу. Для нижних горизонтов свиты наблюдается тенденция к улучшению нефтепроявлений к югу от п-ва Нордвик. Коллектора песчаников верхнекожевниковской свиты (верхняя пермь) заметно ухудшаются в направлениях от Чайдахской площади к Южно-Тигянской, Ильинской и Кожевниковской площадям. На крайней восточной Гуримисской площади нефтепроявления не отмечены. Горизонты мисайлапской свиты (верхи перми) в связи с их низкой проницаемостью и пропитанностью тяжелой нефтью не рассматриваются как промышленно нефтеносные.

Пользуясь априорной геологической информацией Анабаро-Хатангского междуречья и учитывая результаты сейсмических исследований на левобережье Хатангского залива, верхнепалеозойский комплекс пород является наиболее перспективным для обнаружения залежей нефти и газа в пределах исследуемой территории. В разрезе верхнепалеозойских и нижнемезозойских образований обнаружены мелкие нефтяные залежи на Нордвикской, Чайдахской и Южно-Тигянской площадях.

Триасовый НГК на большей части рассматриваемой территории представлен средним и верхним отделами. Нефтепроявления в отложениях нижнего триаса имеют вторичный рассеянный характер и связаны с миграцией из нижележащих пород [Зуйкова и др., 2006ф].

Мезозойский НГК представлен отложениями юры и мела. Юрско-меловые отложения, перекрывающие весь комплекс пород осадочного чехла региона, характеризуются слабыми нефтепроявлениями, представленными в виде незначительных примазок жидкой нефти, примазок густой и вязкой нефти по трещинам, присутствием твердого битума в породе. Реже нефтепроявления выражаются пятнистым насыщением жидкой нефтью и значительно реже - сплошным насыщением жидкой нефтью.

Нордвикское нефтяное месторождение (рис.3) расположено на полуострове Нордвик, отделяющем Нордвикский залив от Хатангского. Основным тектоническим элементом полуострова является антиклинальная складка, шарнир которой имеет направление ЗСЗ - ВЮВ, углы падения, в среднем 15є. В восточной части полуострова складка прорвана соляным штоком, имеющим в плане эллипсоидальную форму. Видимые размеры складки - 13 х 8 км, действительные размеры - 30 х 18 км. Размер соляного штока по длинной оси - 3,3 км, по короткой - 0,9 км. Нордвикская складка характеризуется широким развитием разрывных нарушений, в основном, сбросового типа, амплитуда которых достигает 500 м. Вблизи боковой поверхности соляного штока породы наклонены под довольно крутыми углами и фиксируется диапировое выклинивание отдельных горизонтов. Нефтепроявления различной интенсивности наблюдаются как на дневной поверхности, так и на глубине в разрезах скважин почти во всех комплексах. В процессе разведочных работ на южном крыле складки в подкарнийском горизонте, залегающем здесь на глубинах до 120 м, была обнаружена узкая присбросовая малодебитная (с начальными дебитами до 1 м³/сут) залежь нефти. При опробовании песчаных горизонтов пермских отложений были получены незначительные притоки нефти до 0,03 м³/сут и воды до 7 м³/сут. Значительные притоки пластовых вод были получены при опробовании верхнедевонских и нижнекаменноугольных известняков (до 40 м³/сут). При опробовании различных горизонтов мезозойских отложений от среднего триаса до батского яруса получены различные притоки пластовых вод с дебитом до 170 м³/сут. Были получены небольшие притоки газа с дебитом до 500 м³/сут.

Южно-Тигянское нефтяное месторождение (рис. 4) расположено в центральной части Анабаро-Хатангского междуречья, у руч. Тигян. Приурочено к крупной брахиантиклинальной складке, шарнир которой простирается с СЗ на ЮВ и, ундулируя, образует на своде два поднятия - Западное и Восточное, разделенные небольшой седловиной. В своде складки на дневную поверхность выходят верхнеюрские отложения, на периклинали и на южном крыле - породы тигянской свиты. Южно-Тигянская складка по распространению пород верхнего валанжина и готерива имеет в длину 19 км и в ширину 6 км. Складка имеет асимметричный характер. Углы падения верхних горизонтов на южном крыле достигают 12є, на северном - 3-4є.

Рисунок 3 Нордвикское месторождение. Структурная карта по кровле среднего триаса (А) и геологический разрез (Б) (по М.К. Калинко, 1959) 1 - стратоизогипсы (м); 2 - скважины; 3 - аргиллиты; насыщение песчаников: 4 - газом, 5 - нефтью; 6 - водой; 7 - линия геологического разреза

Характерной особенностью описываемой структуры является широкое развитие разрывных нарушений, в основном, сбросового типа, локализующихся в ее сводовой части. В пределах Южно-Тигянской антиклинальной складки на дневной поверхности нефтепроявлений не наблюдается, но в скважинах фиксируются нефтепроявления во всем вскрытом интервале разреза от нижней перми до нижнего мела включительно, на глубинах от 70 до 1955 м и, по данным люминесцентно-битумонологического анализа, от 70 до 2254 м. Максимальное насыщение пород нефтью наблюдается в самой верхней части нижнекожевниковской свиты и в нижней части верхнекожевниковской свиты. В пределах Восточного поднятия Южно-Тигянской антиклинальной складки в этом же горизонте имеется скопление нефти, приуроченное также к расположенной в южной части присводовой части складки зоне повышенной проницаемости, размеры которой точно не установлены. Несмотря на относительно высокую проницаемость пород на этой структуре, причиной низких дебитов является большая вязкость содержащихся в них нефтей. В верхнепермских отложениях опробованию подверглись 8 песчаных горизонтов, причем в 3-х из них были получены притоки нефти от 0,5 м³/сут, воды до 1,0 м³/сутки и газа до 2500 м³/сутки.

Рисунок 4 Южно-Тигянское месторождение. Структурная карта по кровле нижнекожевниковской свиты (А) и геологический разрез (Б) (по М.К. Калинко, 1959) 1 - стратоизогипсы (м); 2 - скважины; вероятная площадь: 3 - промышленной залежи, 4 - общая площадь залежи; насыщение песчаников: 5 - газом, 6 - нефтью; 7 - водой; 8 - продуктивные горизонты; 9 - линия геологического разреза

3. Палеогидрогеологические реконструкции

Детальные палеогидрогеологические реконструкции для данного района никогда не проводились. При оценке перспектив нефтегазоносности района эти исследования помогают выяснить гидрогеологические условия формирования, сохранения и разрушения залежей нефти и газа в геологической истории.

Гидрогеологическую историю Анабаро-Хатангской седловины можно разделить на 12 гидрогеологических циклов: архейско-нижнерифейский; рифейско-верхневендский; верхневендско-лландоверийский; силурийский; девонско-карбоновый; пермско-нижнеоленекский; верхнеоленекский; средне-триасовый; карнийско-нижнерэтский; верхнерэтский; юрско-эоплейстоценовый; четвертичный.

Архейско-нижнерифейский цикл характеризуется формированием отложений фундамента и началом формирования плитного комплекса, доминированием инфильтрационных процессов. В конце раннего рифея произошла крупная трансгрессия, охватившая всю территорию исследования, ознаменовавшая начало нового рифейско-верхневендского гидрогеологического цикла. Шел процесс теригенно-карбонатной седиментации и захоронения морских вод вместе с осадками - элизионный этап. С начала венда до середины верхнего венда отложения отсутствуют, что говорит об инфильтрационном этапе. Для верхневендско-лландоверийского цикла характерен длительный элизионный этап с преимущественно карбонатной седиментацией, закончившийся перерывом в осадконакоплении в период со среднего лландейла до раннего лландовера. В силуре данный район представлял собой крупную, периодически осушаемую, карбонатную платформу (рис. 5). На этом основании был выделен силурийский цикл с одновременным протеканием элизионных и инфильтрационных процессов. Девонско-карбоновый период отличается спокойным терригенно-карбонатным осадконакоплением на большей части Анабаро-Хатангской седловины. При этом на границе раннего и среднего девона в регионе существовал солеродный бассейн (рис. 6). Распространение солей отмечается на Нордвикской и Кожевниковской структурах. Начиная со среднего карбона, с юго-востока началась проградация Средне-Сибирской суши, что привело к проявлению здесь процессов инфильтрации.