ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ И ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ

На сегодняшний день геологическое строение региона освещено геологосъемочными, поисковыми и геофизическими исследованиями разных масштабов, а также специальными научными разработками в области стратиграфии, магматизма, тектоники и минерагении.

Систематические геологические исследования в регионе работ начались в 30-е годы в связи с организацией Главного управления Северного Морского пути, которому было поручено комплексное изучение Советской Арктики. Работы развернулись на Анабаро-Хатангском междуречье с целью выяснения перспектив нефтегазоносности, а также в пределах Горного Таймыра для изучения угленосности пермских толщ. Нефтепоисковые работы сопровождались на п-ове Юрюнг-Тумус и на участке Южный Тигян колонковым и глубоким бурением; были получены промышленные и полупромышленные притоки нефти. Ведущими в большом коллективе геологов были Т. М. Емельянцев, А. И. Березин, Ю. А. Колодяжный, В. И. Лапко, Т. П. Кочетков, М. К. Калинко, Г. Э. Фришенфельд. Работы продолжались вплоть до 50-х годов.

Рис. 1.2 Геолого-экономическая карта (ОАО «Красноярскгеолсъемка,

2009 г., под ред. А.К. Мкртычьян)

Условные обозначения к рис. 1.2.

Одновременно начала разворачиваться планомерная геологическая съемка масштаба 1:1 000 000. Кроме того, выборочно на отдельных планшетах в центре Таймыра велась съемка масштаба 1:200000. Работы проводились экспедициями треста «Арктикразведка» и Научно-исследовательского института геологии Арктики (НИИГА).

В 70-е годы весь Горный Таймыр были охвачены аэрофотогеологической съемкой масштаба 1:200 000. Работы выполнялись Производственным геологическим объединением «Красноярскгеология». Они завершились изданием карты масштаба 1:500 000. В ее составлении принимали участие геологи ПГО «Красноярскгеология»; геологи ВНИИ океангеологии (НИИГА); сотрудники «СНИИГГиМС». В то же время Научно-производственным объединением «Аэрогеология» были проведены аэрофотогеологическая съемка масштаба 1:200000 предгорных районов Таймырской низменности икосмогеологическое картирование масштаба 1:1000000 Енисей-Хатангского прогиба с привлечением данных сейсмических исследований, и в том числе профилей ГСЗ.

Начиная с 1981 г. на севере региона в бассейне р. Нижняя Таймыра экспедицией ПГО «Севморгеология» проводится групповая геологическая съемка масштаба 1:200 000 (М. Т. Верещагин, В. Ф. Проскурин, Ю. Г. Рогозов, А. Ф. Хапилин и др.). В 1985-1986 гг. аналогичные работы выполнены НПО «Аэрогеология» на северном склоне Среднесибирского плоскогорья в бассейне р. Фомич (В. Н. Бобров и др.). Начиная с 60-х годов, все виды среднемасштабных геологосъемочных и поисковых работ проводились с использованием аэрофотокосмических материалов и данных по региональной структуре потенциальных геофизических полей. Крупномасштабные геологические и геофизические карты составлялись лишь на отдельные небольшие участки, перспективные на поиски полезных ископаемых.

Научные тематические разработки осуществлялись параллельно в соответствии с задачами геологосъемочных и поисковых работ. Развитые на площади геологические формации освещены в обобщающих трудах и специальных исследованиях по стратиграфии и метаморфизму раннего и позднего докембрия, по стратиграфии, литологии и палеогеографии палеозоя, расчленению, петрографии и литологии мезозойских толщ. Много внимания уделено изучению четвертичных отложений и геоморфологии, магматическим образованиям региона.

Проблемы тектоники Таймырской складчатой системы и ее сочленения с Сибирской платформой рассматривались Н. Н. Урванцевым, И. П. Атласовым, В. А. Вакаром. П. С. Вороновым, Ф. Г. Марковым, А. М. Даминовой, И. М. Мигаем и стали предметом специальных исследований Ю. Е. Погребицкого. В последнее время вопросы структурно-формационного соотношения докембрийских и палеозойских толщ изучались В. В. Беззубцевым, Н. С. Маличем, В. Я. Кабаньковым,

Н. К. Шануренко. Структура Енисей-Хатангского прогиба и северного склона Сибирской платформы освещена в работах Д. Б. Тальвирского, Д. С. Сорокова, Д. В. Лазуркина, Л. Л. Кузнецова, Н. Е. Кот, В. И. Казаиса, В. И. Коваленко. Анализ дислокаций по аэрокосмическим данным выполнен А. А. Межвилком и А. К. Уфляндом.

Одновременно с геологическим картированием проводилось изучение геофизическими методами территории Анабаро-Хатангской седловины в междуречье Анабара и Хатанги. С середины шестидесятых годов XX века геофизические исследования региона приобретают планомерный характер. Полевыми партиями ЗГТ, НПО «Енисейнефтегазгеофизика», НИИГА и НТГУ здесь проводятся гравиметрическая съемка масштаба 1:1 000 000 (Яганцев, 1965; Четвергов, 1970) и аэромагнитная съемка масштаба 1:200 000 (Левин, 1961; Залипухин, 1962). Несколько позднее, в 1977-78 годах, на территории, прилегающей с востока и запада к Хатангскому заливу, геофизической экспедицией № 3 КГУ проводятся гравиметрическая съемка масштаба 1:200 000 (Ключко, 1977, 1978) и аэромагнитная съемка масштабов 1:200 000 и 1:50 000 (Чапурин, 1978, 1979). Эти работы позволили выделить крупные блоки и глубинные разломы фундамента, выяснить связь магнитного поля с основными геологическими структурами территории, наметить участки повышенной мощности траппов и погребенных соляных куполов.

В конце семидесятых - начале восьмидесятых годов выполнены глубинные сейсмические исследования методом ГСЗ-МОВЗ. Работы проводились СРГЭ НПО «Нефтегеофизика» (ныне ОП Центр ГЕОН ГФУП «ВНИИГеофизика») по региональным профилям р. Маган - р. Тарея, р. Попигай – р. Шренк и р. Угольная - р. Лена, а в 1986–1987 годах вдоль профиля Петропавловск – Норильск – море Лаптевых (Егоркин, 1988; Чернышев, 1983). В результате исследований установлена мощность осадочного чехла, уточнена глубина и рельеф поверхности фундамента Енисей-Хатангского, Лено-Анабарского прогибов и Анабаро-Хатангской седловины, изучено внутреннее строение консолидированной части коры, доказано рифтовое происхождение осадочных бассейнов (Костюченко, 2002).

С 1972 года на Анабаро-Хатангской площади проводится сейсморазведка МОГТ. Исследования проводились партиями «Красноярскнефтегазразведка» и ПГО «Енисейнефтегазгеофизика» (ныне «Енисейгеофизика»). В результате сейсморазведочных работ было изучено региональное геологическое строение междуречья Анабара и Хатанги, выявлен и детально изучен целый ряд локальных антиклинальных структур, где в семидесятых-восьмидесятых годах проводилось глубокое поисковое бурение. В 1980 году основной объем работ переносится на западный берег Хатангского залива. В начале восьмидесятых годов был изучен структурный план этого региона по сейсмическим горизонтам в нижнепалеозойских и палеозойских отложениях. Выявлены неизвестные ранее крупные структурные элементы II порядка: Сопочная горстовая зона, Осиповский вал, Апрелевское куполовидное поднятие, Харатумусский прогиб (Ткач, 1979-1983; Грабская, 1984); намечен ряд локальных структур, три из которых, общей перспективной площадью 313 км², детализированы и переданы под глубокое поисковое бурение (Старо-Рыбнинское, Белогорское и Лабазное). Большинство известных поднятий, расположенных в южной части Хатангской седловины на Северо-Сибирской моноклинали (Старо-Рыбнинское, Хорудалахское, Северо- и Южно-Суолемское, Улаханское и др.) имеют незначительные амплитуды (до 100-200 м) и, в основном, небольшие перспективные площади. Поисковое бурение на этих площадях не дало пока существенных результатов. Поднятия, выявленные в северной части седловины (Белогорское, Лабазное, Журавлиное), по-видимому, должны быть более перспективными на нефть и газ: они имеют значительные перспективные площади (100-150 км² и более) и амплитуды до 500-1000 м; выделяются по данным сейсморазведки уверенно; находятся в районе развития мощной толщи осадочных отложений в одной структурной зоне с ранее открытыми нефтяными залежами, либо в непосредственной близости от них. В 1983-84 годах детализировано и подготовлено к передаче в глубокое поисковое бурение Журавлиное поднятие с перспективной площадью 465 км², уточнен структурный план осадочных отложений в северной части Хатангской седловины. В целом территория Анабаро-Хатангской седловины изучена весьма слабо, а обширные территории вовсе не изучены сейсморазведкой.

Сейсморазведочные работы МОВ ОГТ на шельфе моря Лаптевых начались в середине восьмидесятых годов прошлого столетия. В осадочном разрезе района прослежены отражающие горизонты в отложениях кембрия, перми и триаса, по которым выполнены структурные построения. В результате были оконтурены шельфовые продолжения структур прилегающей суши. Решающее значение для расшифровки строения осадочного чехла и выделения основных тектонических элементов шельфа моря Лаптевых имели региональные сейсмические работы МОВ ОГТ, выполненные МАГЭ в 1986-1990 годах. В ходе работ попутно изучалась структура потенциальных полей. В 1989 и 1991 годах трест «Севморнефтегеофи-зика» отработал редкую сеть региональных профилей МОВ ОГТ общим объемом около 3000 км в центральной и юго-восточной частях шельфа моря Лаптевых. В эти же годы Лабораторией региональной геодинамики (ЛАРГЕ) пройдено 1100 пог. км на юго-востоке шельфа. Рекогносцировочные и региональные работы МОВ ОГТ, выполненные в конце восьмидесятых и в начале девяностых годов, частично в комплексе с гравиметрией и магнитометрией, позволили получить общее представление о строении и перспективах нефтегазоносности региона.

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Согласно разработанной в ФГУП «СНИИГГиМС» современной схемы нефтегазогеологического районирования Сибирской платформы (под редакцией В.С. Старосельцева, 2009 г.) Енисей-Хатангская нефтегазоносная область (НГО) включена в Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию (НГП), а Анабаро-Хатангская нефтегазоносная область – в Лено-Тунгусскую НГП. В Енисей-Хатангской НГО добыча и эксплуатация углеводородов сосредоточена в отложениях мезозоя, В Анабаро-Хатнгской НГО залежи углеводородов открыты преимущественно в палеозое.

Суммарные начальные геологические ресурсы в Енисей-Хатангской НГО составляют 19,2 млрд. т условных углеводородов (УВВ), в том числе извлекаемые ресурсы составляют: нефти 1,6 млрд. т, газа свободного 11,3 трлн. м³. В Енисей-Хатангской НГО открыто 16 месторождений УВ. Наиболее крупными из них являются газо-конденсатные месторождения Мессояхское, Пеляткинское (газа С₁- 148,4 млрд. м³, С₂- 7,7 млрд. м³, конденсата С₁- 4,8 млн. т) и Дерябинское (газа С₁+С₂- 55 млрд. м³, конденсата - 3,4 млн. т). В Анабаро-Хатнгской НГО открыты небольшие нефтяные залежи на Нордвикской, Кожевниковской, Ильинской, Южно-Тигянской и Чайдахской площадях, приуроченные к отложениям нижней-верхней перми и триаса .

В пределах района работ достаточно часто встречаются нефте- и битумопроявления. Крупнейшее в мире Оленекское месторождение битумов в породах кембрия и перми находится на северо-востоке Сибирской платформы, крупные месторождения битумов приурочены к венд-кембрийским образованиям на склонах Анабарскогомегасвода, проявление газоконденсата наблюдается в современных «родниках» на мысе Юрюнг-Тумус.

Нефте- и битумопроявления нижнепермских отложений. Небольшие промышленные и полупромышленные залежи УВ на Анабаро-Хатангской

седловине связаны с отложениями не древнее пермских. На п-ове Нордвик во всех скважинах в интервале глубин 1200-1400 м в отложениях нижней перми содержатся пласты и прослои песчаников, в различной степени пропитанные битумами и нефтью.

Отложения нижней пермиАнабаро-Хатангской седловины южнее правого берега Хатангского залива можно разделить на три района, характеризующиеся различной интенсивностью проявлений нефти (Степаненко, 1985).

1. Южный район - район выхода отложений нижней перми на дневную поверхность, отличающийся полным отсутствием проявлений нефти и битумов. Район охватывает полосу от р. Котуй на западе до р. Анабар на востоке.

2. В центральном районе имеются лишь незначительные проявления битумов, почти незаметные макроскопически и устанавливаемые только по данным люминесцентного анализа, имеющие в основном маслянистый состав.

Резервуары нефти и газа Лено-Тунгусской НГП (по материалам КНИИГГиМС)

3. Северные районы характеризуются постоянным присутствием битумов и нефти в нижней перми. При этом обилие (частота) проявлений нефти нарастает с юга на север.

Как видно из приведенного описания, в распределении нефте- и битумопроявлений наблюдается ритмичность, с постепенным нарастанием интенсивности вверх по разрезу и на север. При этом наименьшие нефте- и битумопроявления характерны для самой нижней части разреза. Следует отметить, что в породах, расположенных под пластовой интрузией траппов, нефтепроявлений значительно меньше и они беднее, чем в верхней части разреза, над траппами.

Нефте- и битумопроявлениямисайлапской и эффузивно-туфовой свит. В пределах Анабаро-Хатангской седловины отложения мисайлапской свиты характеризуются нефтепроявлениями различной интенсивности. Так, на Ильинской площади в мисайлапской свите установлено насыщение песчаников нефтью и битумом. Содержание битумов достигало 4,2 %. При испытании трех горизонтов свиты было получено вместе с технической водой небольшое количество нефти. В ряде скважин Кожевниковской площади (скважины Р-5, Р-12, Р-14, Р-15) прослои песчаников мисайлапской свиты окрашены битумом. На Западном поднятии Южно-Тигянской площади в мисайлапской свите наблюдается окрашивание пород битумом. На восточном поднятии этой же площади некоторые прослои песчаников пропитаны нефтью, остальные дают вытяжку в бензине. В пределах восточной части Чайдах-Гуримисской площади в мисайлапской свите визуально признаков проявлений нефти и битумов не обнаружено.

Характер нефтепроявлений в эффузивно-туфовой толще генетически связан с нижележащими осадками. В эффузивно-туфовой свите на Ильинской площади в керне скважин по трещинам содержатся примазки окисленной нефти. На западном поднятии Южно-Тигянской и Гуримисскойплощадях проявлений нефти в нефти в эффузивно-туфовой свите не обнаружено.

Нефте- и битумопроявления казанского яруса. В казанском ярусе нередко встречаются проявления нефти и битума. Частота встречаемости и их состав непостоянны по площади и по разрезу. На Ильинской площади в семи глубоких скважинах фиксируются нефтепроявления: от слабого окрашивания до сплошного насыщения керна.

Пестрая картина распределения нефтепроявлений в плане и в разрезе наблюдается на купольной части структуры Кожевникова. В скважинах, пробуренных по северной, западной и юго-западной границам соляного штока, наблюдались различной интенсивности нефтепроявления, от сплошного пропитывания отдельных прослоев до слабого окрашивания песчаных разностей. Значительно меньше нефтепроявлений в скважинах, удаленных от соляного штока, а также в расположенных по южной и северо-восточной его границам.

На Южно-Тигянской площади характер нефтепроявлений по разрезу казанского яруса неустойчив. В пределах западного поднятия в скважинах Р-101, Р-102 и Р-103 почти все прослои песчаников и алевролитов пропитаны или окрашены нефтью. В скважинах Р-104 и Р-105, удаленных от скважин Р-101 и Р-103, нефтепроявления фиксируются лишь в нижней и верхней частях казанского яруса. Более полные данные имеются по восточному поднятию Южно-Тигянской площади. В скважине Р-150, где ярус вскрыт с почти сплошным отбором керна, хорошо заметна локализация нефтепроявлений у подошвы и у кровли яруса. В основной части разреза нефтепроявления почти отсутствуют.

На своде Тигяно-Анабарской антиклинали, в Чайдахскойскв. Р-250 почти все песчаники казанского яруса окрашены или пропитаны нефтью. В скважине Р-252, расположенной к северу, интенсивность нефтепроявлений значительно слабее: пропитанные нефтью песчаники наблюдаются лишь у кровли и у подошвы яруса. Значительно более интенсивны нефтепроявления на участке, расположенном восточнее, в скважине К-255, где нефтью пропитаны отдельные прослои, приуроченные к верхней и нижней частям яруса. К востоку от этой скважины фиксируется резкое уменьшение интенсивности нефтепроявлений.

Нефтепроявления в триасовых и юрских отложениях, как и поверхностные, приурочены, как правило, к зонам дизъюнктивных нарушений, несмотря на то, что образования нижнего мезозоя обладают лучшими коллекторскими свойствами.

В западной части горного Таймыра картировочным бурением на Сарыдасайской площади обнаружены скопления жидкой нефти в трещинах и миндалинах базальтов на глубине 83,6 м, а также твердые битумы в терригенных породах верхнего палеозоя и в основании лавовой толщи; там же с глубины 30 м были получены выбросы газа из четвертичных песков.

На р. Толбато в девон-нижнекаменноугольных рифовых известняках часть пор заполнена капельно-жидкой нефтью. Известняки обнажаются в южном крыле антиклинальной складки вдоль разлома субширотного простирания. В породах среднего палеозоя установлено послойное распределение твердых битумов – антраксолитов (Государственная геологическая..., 1960).