Тип бассейна: Платформ
Подтип бассейна: Внутриплатформенный (интракратонный)
Класс бассейна: Синеклизный
Возраст бассейна:
Тип полезных ископаемых:
Геологический возраст начало:
Геологический возраст конец:
Площадь: 597350.56 км²
Момо-Зырянская нефтегазоносная провинция
Первоначально территория Зырянского прогиба рассматривалась в составе единой Момо-Зырянской рифтовой системы, в границах которой обособлялись крупная Зырянская и менее значительная в размерах Момская впадины, разделенные Илинь-Таасским антиклинорием. С позиций возможной нефтегазоносности предварительно оценивались обе указанные депрессии. Однако с учетом весьма высокой степени метаморфизма осадочных толщ, слагающих верхнюю часть разреза Момской впадины, последняя буквально после первых лет ее изучения была исключена из числа перспективных территорий. С тех пор Зырянская впадина рассматривается самостоятельно.
Рис.1. Обзорная карта размещения потенциально нефтегазоносных территорий Восточной Якутии. Составили В.С. Ситников, К.А. Павлова (по материалам АО «Якутскгеология», ОАО «Якутскгеофизика», ВНИГРИ): 1 – границы крупных пришельфовых депрессий, межгорных впадин и поднятий; 2 – зона развития гранитоидов нижнеюрского возраста; 3 – Илинь-Таасский антиклинорий; 4 – мезозоиды Верхоянско-Колымской горно-складчатой системы; 5–7 – потенциально нефтегазоносные территории: 5 – перспективные с достаточно высокой степенью изученности, 6 – слабо изученные перспективные, 7 – слабо изученные с неясными перспективами нефтегазоносности; 8 – структурно-параметрические скважины; 9 – сейсмопрофили на рис. 2, 3; 10 – реки; 11 – административная граница Республики Саха (Якутия); 12 – основные поселки
Основные нефтегазопроизводящие толщи, сыгравшие определяющую роль в формировании возможных залежей нефти и газа в Зырянском прогибе, приурочены к разрезу верхней юры и нижнего мела. В отдельных частях прогиба могли в некоторой мере реализовать свой потенциал также отложения палеогена и нижнего неогена.
Рис. 2. Геолого-геофизический разрез через Зырянскую впадину по сейсмическому профилю № 912251: 1 – опорные отражающие сейсмические горизонты; 2 – отдельные отражающие площадки; 3 – разрывные тектонические нарушения; 4 – индексы возраста комплексов пород
Существенно гумусовый состав исходного ОВ и отсутствие нефтепроявлений свидетельствуют об их преимущественно газопроизводящей роли. Следует отметить, однако, что, по данным Н.Г. Чочиа и др., в разрезе верхней юры выделяются интервалы, в которых отмечается преобладание сапропелевого органического вещества. Это указывает на возможное наличие в вышележащих отложениях, кроме чисто газовых скоплений, незначительных по размерам нефтяных оторочек или небольших газонефтяных залежей.
Установлено, что физические свойства пород, выполняющих прогиб, находятся в прямой зависимости от степени их катагенетической преобразованности. По материалам этих исследований степень постседиментационного изменения пород закономерно уменьшается с юго-запада на северо-восток. С учетом этих закономерностей были намечены зоны относительно слабого катагенеза, расположенные в центральной и северо-восточной частях прогиба. Здесь отложения зырянского комплекса (нижний мел) должны иметь, вероятно, удовлетворительные коллекторские и изолирующие свойства.
Основные уровни распространения горизонтов-коллекторов намечены при этом в кровельной части ожогинской свиты (при сравнительно небольших глубинах ее залегания), а также в разрезе силяпской и буоркемюсской свит.
Мощные пачки существенно глинистого состава, которые могут, видимо, играть роль зональных или региональных флюидоупоров, отмечены в силяпской и, особенно, буоркемюсской свитах. С учетом значительной фациальной изменчивости разреза коллекторские и изолирующие свойства нижнемеловых отложений в Зырянском прогибе в целом не выдержаны.
По данным структурно-параметрического бурения перспективы нефтегазоносности Зырянского прогиба следует связывать с отложениями неогена, палеогена и, в основном, с отложениями мела и верхней юры. При этом залежи УВ здесь также могут быть связаны как с антиклинальными, так и неантиклинальными ловушками. По сейсморазведочным материалам намечены зоны выклинивания некоторых толщ вверх по восстанию.
Имеющиеся данные об условиях нефтегазоносности Зырянского прогиба позволяют предполагать здесь наличие скоплений УВ в отложениях широкого стратиграфического диапазона – от неогена до верхней юры включительно.
В структурном плане прогиба достаточно широко развиты локальные поднятия, которые могут рассматриваться в качестве ловушек структурного антиклинального) типа.
На северо-восточном борту Селенняхской депрессии по материалам сейсморазведки выделена обширная и довольно протяженная зона выклинивания нижнемеловых толщ. Здесь прогнозируется наличие возможных ловушек неантиклинального типа. Вполне вероятны также ловушки смешанного типа, обусловленные совместным проявлением структурно-тектонического фактора с элементами литологического экранирования.
Особый интерес в отношении нефтегазоносности представляет зона развития надвиговых дислокаций, которая выделяется по комплексу геолого-геофизических данных в юго-западной части прогиба, в области его сочленения с Илинь-Таасским антиклинорием. На этой территории роль ловушек УВ могут выполнять различные антиклинальные формы, фиксируемые как в надвинутых пластинах, так и в автохтонном залегании.
По геологическим и сейсморазведочным материалам здесь предполагается, в частности, наличие крупной, весьма протяженной фронтальной складки. В ее пределах вполне возможно значительное увеличение стратиграфического этажа нефтегазоносности, так как прогнозируемые залежи УВ могут содержаться в разрезе отложений от верхней юры до кайнозоя включительно. Строение этой и других ловушек в целом достаточно сложное. Большую роль при этом играют, видимо, разрывные нарушения различного типа.
На территории Зырянского прогиба и прилегающих к нему площадях к настоящему времени выявлено 45 выходов на поверхность газов с высоким содержанием метана. Прямые признаки газоносности были зафиксированы также при бурении структурно-параметрических скважин. Так, в скважине №272-01 на глубине 50 м наблюдалось обильное водогазопроявление с самоизливом на поверхность. В интервале 790–835 м при опробовании испытателем пластов открытого ствола этой скважины было отмечено выделение газа.
В процессе бурения скважины №272-02 по газовому каротажу, начиная с глубины 748 м, зафиксированы повышенные значения газопоказаний. При забое 798 м и после окончания расширения ствола скважины в интервале отбора керна (750–80 м) на устье наблюдалось «вскипание» глинистого раствора.
Рис.3. Схема сопоставления сводных стратиграфичесних разрезов отложений некоторых поздвемезозойских наложенных впадин Верхоянско-Чукотской складчатой области: 1-- мергели ; 2 - глинистые сланцы; з -алевролиты; 4 - песчаники; 5 - конгломераты;
6- туфы кислого состава; 7 - лавы кислого состава; 8 - туфы среднего состава; 9 - лавы
среднего состава; 10 - лавы основного состава; 11 - проянления угленосности; 12 – поверхности несогласного залегания. (НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ БАССЕЙНЫ ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА СССР, Под ред. акад. А. А. Т р о ф имука. М, изд-во «Недра», 1971, стр. 184.)
История геологического развития
Для перспективных территорий на северо-востоке Якутии общим является их размещение на восточном продолжении древней Сибирской палеоплатформы. Вместе с тем все они располагаются в области мезозойской складчатости, которая явилась важнейшим рубежом в истории всего региона. В той связи в верхней потенциально перспективной части земной коры целесообразно выделить два структурных комплекса, развивавшихся в принципиально разных динамических условиях: докайнозойский и кайно-зойский. Докайнозойский комплекс может оказаться потенциально нефтегазоносным лишь в особых зонах, где мезозойская складчатость и метаморфизм носили существенно ослабленный характер или вовсе не имели места. Кайнозойский комплекс потенциально перспективен только в зонах глубоких впадин, где мощности его достигают хотя бы первых километров.
Формирование мезозойского структурного комплекса происходило на фоне сближения Восточно-Сибирского и Восточно-Арктического литосферных мегаблоков. Вместе с тем консолидация этих блоков, а также расположенных между ними новообразованных структурных элементов не была полной и в итоге оставались участки своеобразной «структурной тени», где мезозойская складчатость носила ослабленный характер. Анализ структурных условий позволяет выделить среди потенциально нефтегазоносных структур такие их группы: рампы, прифронтальные прогибы, тыловые прогибы.
К числу рампов относятся Приморская впадина и Тастахский прогиб. В структурах этого типа выделяется глубокая осевая часть, которая выполнена слабодислоцированными мезозойскими отложениями, и краевые части, где мезозойские отложения дислоцированы, часто прорваны гранитоидами.
Краевые части отделены от осевой части глубинными надвигами. Таким образом, осевые и краевые части рамповых геоструктур являются совершенно различными геологическими образованиями. Кроме того, здесь могут присутствовать относительно крупные блоки докембрийской континентальной коры, слабо переработанные в мезозое, в пределах которых перспективными могут оказаться позднедокембрийский и палеозойский комплексы.
Кайнозойский структурный комплекс на северо-востоке Якутии формировался в условиях геодинамических «ножниц». Непосредственно к северу от рассматриваемого района располагается гигантская планетарная зона растяжения, которая в современном тектоническом плане приурочена к рифту срединно-океанического хребта Гаккеля и которой противостоит область сжатия – Верхояно-Колымский горный пояс. Обе эти суперструктуры сейсмогенны и объединяются общим Лаптевско-Колымским сейсмическим поясом.
В кайнозойском структурном комплексе можно выделить несколько типов впадин, перспективных в отношении нефти и газа – рифтогенные, присдвиговые, надсубдукционные, присбросовые и остаточные (изостатические). Поскольку два или более динамических процессов протекают в пределах одной впадины одновременно, все из перечисленных структурных образований являются в той или иной степени сложными или переходными. На шельфе кайнозойские впадины распространены значительно шире, имеют большие размеры и большую мощность выполнения. Из них остаточные впадины развиваются над мезозойскими Тастахским и Приморским прогибами, которые в свете изложенного могут считаться наиболее перспективными.
О строении и перспективах нефтегазоносности пришельфовых арктических территорий Восточной Якутии. В.С. Ситников, Н.Н. Алексеев, Н.А. Аржаков, А.П. Оболкин, К.А. Павлова, Р.Ф. Севостьянова, М.И. Слепцова. НАУКА И ОБРАЗОВАНИЕ, 2017, №4
Следующий Бассейн: Пенжинский