Северо-Алданская НГО является одной из первых территорий в Республике Саха (Якутия), где проводились целенаправленные работы по поиску месторождений нефти и газа (1933–1955 гг.). К сожалению, работы не увенчались открытием месторождений нефти и газа. Были получены различного масштаба прямые признаки нефтегазоносности, которые послужили основой для планирования дальнейших поисковых работ. Объективными причинами отрицательных результатов представляются: неудачно выбранные районы первоочередных работ из-за слабой изученности, проведение буровых работ без подготовки площадей геофизическими методами, низкий технический и технологический уровень бурения и испытания глубоких скважин в экстремальных горно-геологических условиях, традиционная нацеленность на поиск антиклинальных структур и др.
В 2022 г. на Мухтинском лицензионном участке по результатам геологоразведочных работ открыто Мухтинское газовое месторождение и выполнен оперативный подсчет запасов свободного газа по залежам в отложениях толбачанской и чарской свит. По величине начальных извлекаемых запасов газа месторождение относится к крупным, по сложности геологического строения – к сложным. Это месторождение по сути является первым открытым на территории обширной Северо-Алданской НГО [1].
Осадочный чехол Северо-Алданской ПНГО представлен верхнепротерозойскими, нижнепалеозойскими и верхнепалеозойско-мезозойскими отложениями. Условно ПНГО делится на северо-западный, юго-восточный и северный районы.
Перспективы нахождения нефти и газа в северо-западном районе ассоциируются с областями генерации углеводородов (УВ) в рифейских и вендских отложениях, а также в отложениях нижне-среднего кембрия Патомского сегмента на окраине Сибирской платформы. В юго-восточной части прогнозы связаны с рифейско-вендскими отложениями Алдано-Майской впадины. Северный склон, включая Якутское поднятие, связан с возможными источниками углеводородов в верхнепалеозойских и мезозойских (возможно, даже кайнозойских) отложениях палеозойско-нижнемезозойской континентальной окраины Сибирской платформы. Эти зоны представляют собой ключевые области для дальнейшего изучения и разработки рекомендаций в целях поиска нефтегазовых ресурсов.
Здесь не исключаются залежи, связанные с более ранними генерациями (нижний палеозой и докембрий).
По комплексу параметров, таких как наличие отложений широкого стратиграфического диапазона, благоприятная тектоническая позиция и относительная близость к промышленным территориям и транспортным цепочкам, Северный склон Якутского поднятия можно считать одной из приоритетных территорий Северо-Алданской НГО для геологоразведочных работ на нефть и газ.
Северный склон Якутского поднятия охватывает Северо-Алданскую нефтегазоносную область и частично Предверхоянскую и Вилюйскую нефтегазоносные области.
Потенциальная нефтегазоносность Северного склона Якутского поднятия в отличие от остальных геологических районов Северо-Алданского НГО связана с широким стратиграфическим диапазоном перспективных комплексов отложений (венд-кембрийский, пермо-триасовый и юрско-меловой) [2].
Целью исследований является выделение наиболее перспективных комплексов отложений на опоискование залежей нефти и газа в пределах Северного склона Якутского поднятия.
Материалы и методы исследования
Для выделения перспективных комплексов отложений в пределах Северного склона Якутского поднятия применены методы сравнительного анализа на основе всей имеющейся опубликованной научной литературы и фондовых отчетов, характеризующей осадочный чехол изучаемой территории и промысловые данные по отдельным скважинам.
Наиболее перспективные комплексы отложений
Венд-кембрийский комплекс
В северо-западной части нефтегазоносного округа (НГО), находящейся недалеко от Патомского НГО, в ранний период поисковых работ по нефти и газу (в 1930–1940-х гг.) были обнаружены первые прямые подтверждения наличия нефтяных месторождений в древних отложениях Якутии. В ходе буровых работ в бассейне реки Туолба (по правому берегу р. Лены) на территории Ченкиямской площади были зафиксированы слабые притоки жидкой нефти, что стало важным указанием на потенциал данного региона в контексте добычи нефти [3].
Первый на территории Якутии промышленный приток газа был получен на северо-западном склоне Алданской антеклизы из скважины № 1 на Русскореченской площади в 1953 г. Аварийный выброс природного газа с ориентировочным дебитом до 100 тыс. м3/сут был получен предположительно из рифейских отложений [4]. После обсадки и цементажа скважины повторное испытание не дало результатов. Исчезновение притока газа из скважины объясняли следующими возможными причинами: образованием гидратов в призабойной зоне пласта, выработкой небольшой линзы газа, дегазацией залежи тяжелой нефти и глубоким проникновением цемента в призабойную зону пласта. Бурение и испытание скважин-дублеров (Русскореченские 2 и 3) также не дало результатов. Было сделано предположение, что промышленный приток мог быть получен из глубинных горизонтов, подпитывающих по разрывному нарушению район Русскореченской скважины № 1 [5].
Во вновь открытом Мухтинском газовом месторождении промышленные притоки газа получены из отложений толбачанской и чарской свит нижнего кембрия. Дебиты газа небольшие – 28–29 тыс. м3/сут. Залежь в чарской свите пластовая, тектонически экранированная, размером 9,8х26 км, вскрыта двумя скважинами. Эффективная газонасыщенная толщина составляет 10,5 м в скважине № 2210 и 24,4 м в скважине № 647-1. Залежь в толбачанской свите пластовая, тектонически экранированная, размером 5,3х11,1 км, вскрыта одной скважиной № 647-1 (эффективная газонасыщенная толщина – 11,6 м).
По северной части Северо-Алданской НГО установленные признаки нефтегазоносности связаны со среднекембрийскими отложениями.
В 1939 по 1941 г. в с. Покровка Амгинского улуса были пробурены колонковые скважины на структуры, выделенные О.В. Флёровой. В скважинах по трещинам кливажа отмечены примазки асфальта, полужирной нефти. В 1,5 км северо-восточнее с. Болугур Амгинского улуса в 1985 г. пробурена поисковая гидрогеологическая скважина Амга 1-П с глубиной 503 м. Здесь, в танхайской свите среднего кембрия, выявлены нефтенасыщенные известняки в интервале глубин 375–377 м. Поднятая нефть в керне при комнатной температуре высачивается из каверны. В скважине 3-Т у устья руч. Бере (р. Амга) пропитанные нефтью известняки подняты с интервала глубин 70–75 м. В скважине 1-Т, расположенной на участке «Амга» (вблизи п. Амга), выявлена сильная битуминозность в интервале глубин 53,0–57,5 м в трещиноватых и кавернозных песчаниках нижнеюрского возраста. В битуминозных породах скважин 1-П и 1-Т содержание битума 10 %. Было сделано предположение о присутствии в этом районе нефтяной залежи, которой было дано условное название Болугурская.
В 2012 г. исследователями Института нефтегазовой геологии и геофизики Сибирского отделения Российской академии наук было обнаружено месторождение нефти на левом берегу реки Амга, на расстоянии 60 км выше по течению от скважины 1-П. Это нефтепроявление отличается от нефтепроявлений, найденных в скважине 1-П в районе Болугурской, которые принадлежат к классу мальт. Наоборот, анализ битумоидов, извлеченных из доломитизированного известняка в этом районе, показал, что они относятся к асфальтам. Анализ состава и распределения алифатических углеводородов указывает на то, что не было заметных следов бактериального окисления. Эти факты позволяют сделать вывод о том, что эта нефть появилась на поверхности довольно недавно [6].
Непосредственно на изучаемой территории вендские и кембрийские отложения вскрыты на Уордахской, Кенкеменской площадях.
В Уордахской зоне венд представлен отложениями юдомской свиты. Нижняя подсвита в основании сложена преимущественно песчаниками, вверх по разрезу сменяющимися доломитами. Мощность подсвиты достигает 260 м. Верхняя подсвита сложена преимущественно доломитами. Мощность подсвиты около 130 м. В Уордахской скважине терригенные отложения венда по данным лабораторного анализа керна имеют открытую пористость от 0,4 до 1,6 % (10 определений). Вскрытые толщины вендских отложений на Кенкеменской площади составляют 47,6 м в скважине КП-1 и 42 м в скважине 1-К. Открытая пористость песчаников не превышает 4 %, что не позволяет ожидать наличия гранулярных коллекторов в пределах Кенкеменской площади. Вместе с тем общая толщина вендских отложений в районе исследований по данным сейсморазведки оценивается в 400 м, что не исключает наличия проницаемых трещиноватых горизонтов в невскрытой части. Например, в Предпатомском региональном прогибе бысахтахский терригенный горизонт при открытой пористости 4 % за счет высокой трещиноватости является продуктивным и дебиты газа достигают почти 1 млн м3/сут.
Определенный интерес представляют карбонатные отложения верхней подсвиты юдомской свиты. В нижней части верхней подсвиты выделяются пласты-коллекторы, в том числе терригенный пропласток с пористостью до 9,1 %. Удовлетворительные фильтрационно-емкостные свойства подтверждаются получением притока фильтрата промывочной жидкости дебитом 273,6 м3/сут в интервале 1679–1807 м.
Достаточно эффективными флюидоупорами для углеводородов вендской генерации могут выступать отложения пестроцветной свиты нижнего кембрия, сложенные плотными заглинизированными породами (рисунок).
В скважинах Кенкемена был обнаружен разрез иниканской свиты, принадлежащей нижнему-среднему кембрию и имеющей максимальную толщину до 84 м (слоя К-3). Эта иниканская свита считается хронологическим и химическим аналогом куонамской горючесланцевой формации. Куонамская формация широко признана исследователями за ее высокий потенциал в содержании нефтяных материалов, который заметно превосходит аналогичные стратиграфические уровни палеозоя и мезозоя на Сибирской платформе. Этот потенциал открывает перспективы для дальнейших исследований и разработки нефтяных ресурсов в данном регионе.
Расчленение перспективных комплексов отложений на Северном склоне Якутского поднятия Условные обозначения: 1 – региональные флюидоупоры; 2 – зональные и участковые флюидоупоры; 3 – нетрадиционные флюидоупоры (мерзлотно-гидратные); 4 – границы резервуаров; 5 – условные границы резервуаров
При наличии подходящих геологических условий, нефтяные месторождения, связанные с куонамскими отложениями, могут располагаться как в покрывающих слоях, так и в самих углеродистых породах, принадлежащих к нижнему и среднему кембрию [7]. В пределах изучаемой территории можно выделить отдельный нижне-среднекембрийский перспективный нефтегазоносный комплекс (рисунок).
Пермо-триасовый комплекс
Отличительными чертами непосредственно самих пермских залежей Хапчагайского мегавала определенно являются наличие аномально ,высоких пластовых давлений (АВПД), сложное строение продуктивных горизонтов и небольшие величины дебитов (100–150 тыс. м3/сут) [8]. Залежи надежно экранируются пачкой аргиллитов неджелинской свиты нижнего триаса. На некоторых структурах неджелинской свиты установлены газовые залежи, часть которых имеет АВПД.
К таганджинской свите нижнего триаса приурочена большая часть установленных запасов газа и конденсата Хапчагайского мегавала. Пластовые давления близки к условному гидростатическому. Дебиты скважин достигают в среднем 350–500 тыс. м3/сут, в редких случаях – до 1 млн м3/сут. Коллекторы таганджинской свиты перекрываются аргиллитами мономской свиты нижнего триаса. В пределах Средневилюйской и Толонской площадей мономская свита также содержит газоконденсатные залежи.
Надо заметить, на некоторых газоконденсатных месторождениях Хапчагайского мегавала установлены незначительные по толщине нефтяные оторочки [9].
Исходя из данных, полученных в результате сейсморазведочных исследований и глубокого бурения, в данной области можно ожидать выступления отложений пермской эпохи и, возможно, триасовых отложений. По результатам бурения Ивановской скважины, которая имеет глубину от 3506 до 3387 м, видно, что пермские отложения включают в себя песчаники с прослоями аргиллитов и алевролитов.
Существует спорное мнение относительно наличия триасовых отложений в скважине Ивановской. По данным ПГО «Ленанефтегазгеология», на глубине 3508–3022 м имеются пермские отложения, под которыми находятся породы кызылсырской свиты нижней юры. В то время как М.И. Алексеев с соавт. выделяют неджелинскую, таганджинскую и мономскую свиты на глубине 3387–3184 м. Исходя из их данных, возраст этих отложений определяется спорово-пыльцевым комплексом, выделенным на глубине 3279–3184 м, который напоминает комплексы нижнетриасовых отложений Вилюйской синеклизы. Согласно Г.В. Ивенсену, породы в этой части скважины Ивановской схожи с пермскими породами Вилюйской синеклизы и Предверхоянского прогиба по их петрохимическим свойствам. Кроме того, глинистая составляющая пород в этом интервале представлена гидрослюдой, в то время как характерным признаком нижнетриасовых отложений синеклизы и прогиба является преобладание монтмориллонита в этой составляющей. Помимо этого, палинологические исследования кернового материала, полученного из скважин, пробуренных на южном склоне Якутского поднятия, позволили выявить три комплекса растительных остатков, которые характерны для сообществ наземных растений позднетриасовой эпохи.
В Уордахской зоне пермские отложения залегают на венд-кембрийских отложениях и перекрываются кызылсырской свитой нижней юры.
Исходя из имеющихся фактических данных и особенностей распространения триасовых отложений на южном борту Вилюйской синеклизы [10], с большей долей уверенности, на северном склоне Якутского поднятия можно выделить преимущественно пермский комплекс отложений. В пределах Вилюйской синеклизы, в том числе по южному борту, пермские отложения находятся на главных стадиях газообразования [11].
В условиях отсутствия триасовых отложений в качестве экрана для пермских газовых углеводородов могут рассматриваться глинистая сунтарская свита нижней юры. Совместно с кысылсырской свитой они составляют нижнеюрский резервуар. Имеются предположения, что на Северном склоне Якутского поднятия происходит уменьшение толщины и опесчанивание сунтарской свиты – регионального флюидоупора раннеюрского возраста. В этом случае весь остаточный потенциал пермских отложений будет аккумулирован вышележащим нижнесреднеюрским резервуаром.
Юрско-меловой комплекс
В середине 1950-х гг. на северном склоне Якутского поднятия была пробурена Намская опорная скважина на глубину 3003 м. В ходе бурения были обнаружены отложения юрского и мелового периодов (предположительно бурение было прекращено на отложениях нижней юры).
Газопроявления из гидрогеологических скважин
|
Скважина |
Интервал |
Порода, возраст |
Признак газоносности |
|
Тандинский профиль Скв. 150-к |
218,1–271,5 |
Песчаники. Неоген. |
Слабый спонтанный выход метанового газа (метан до 71,12 %) |
|
Скв. 1. Пос. Борогонцы, оз. Мюрю |
422–551 |
Батылыхская свита. Нижний мел |
Спонтанные (на изливе) выходы газа с содержанием метана 84,3–98,2 % |
|
Скв. 4. Кептени |
436–496 |
Батылыхская свита. Нижний мел |
Спонтанный выход газа, метан до 73,6 % |
|
Скв. Дюпся |
432 |
Батылыхская свита. Нижний мел |
Свободное выделение газа. Состав и дебит не определены |
|
Скв. 2. Тумул |
273–501 |
Батылыхская свита. Нижний мел |
Получен водорастворенный азотный газ с азотом до 60 % |
Важно отметить, что во время испытаний скважины из разных горизонтов были получены пластовые воды с растворенными газами. Рассчитанный дебит воды из нижнеюрского интервала (глубина 2364–3003 м) составил 430 кубических м в сутки.
Весьма вероятно, приведенные выше газопроявления обязаны своим происхождением сунтарской свите нижней юры. Она сложена преимущественно морскими глинистыми осадками и повсеместно распространена в пределах Вилюйской синеклизы. Несмотря на небольшую толщину (26–32 м) свита интенсивно обогащена сапропелевым органическим веществом, что делает ее одной из главных нефтегазоматеринских толщ Вилюйской синеклизы [12].
Теоретически нижнеюрские УВ могут экранироваться среднеюрскими глинистыми пластами локального или зонального распространения. Исследования [13] указывают на присутствие палеонтологических остатков морского седиментогенеза в отложениях среднеюрского возраста в пределах изучаемой территории. Морские условия осадконакопления подразумевают наличие глинистых пластов локального и зонального распространения, способные служить достаточно эффективными флюидоупорами. Все это позволяет выделить отдельно нижнесреднеюрский резервуар.
Верхнеюрско-нижнемеловой угленосный комплекс отложений газонасыщен повсеместно. Расчетные дебиты газа в Намской скважине по интервалам залегания верхнеюрско-нижнемеловых отложений составили: интервал 2200–2194 (верхняя юра, марыкчанская свита) – 1000 м3/сут; интервал 2100–2093 (верхняя юра, бергеинская свита) – 216 м3/сут; интервал 2035–2046 (верхняя юра, бергеинская свита) – 422 м3/сут; интервалы 1975–1980 и 1956–1964 (верхняя юра, бергеинская свита) 1700 тыс. м3/сут; интервал 1861–1866 (нижний мел, батылыхская свита) – 45 м3/сут; интервал 671–1681 – 1000 м3/сут.
Также в пределах северного склона Якутского поднятия в ряде гидрогеологических скважин из разреза нижнего мела были получены газопроявления различного характера (таблица) [14].
По разрезу верхней юры промышленные притоки газа установлены в Усть-Вилюйском и Средневилюйском месторождениях. Кроме того, незначительные притоки нефти были установлены на Бергеинской и Олойской площадях Предверхоянского прогиба. Касаясь меловой части разреза, можно отметить промышленную газоносность в пределах Бадаранского газового месторождения и нефтепроявления на Бергеинской площади Предверхоянского прогиба.
В пределах Северного склона Якутского поднятия в разрезе верхней юры и мела не устанавливаются выдержанные глинистые пласты, способные служить эффективным флюидоупором. Меловой и весь кайнозойский разрез представлен преимущественно песчаниками с подчиненными прослоями алевролитов и аргиллитов. Здесь небольшие скопления газа могут быть приурочены к нетрадиционному мерзлотно-гидратному флюидоупору [15].
Результаты исследования и их обсуждение
Наиболее перспективным комплексом отложений в плане нефтегазоносности следует рассматривать терригенно-карбонатные пласты, приуроченные к низам верхней подсвиты юдомской свиты венда, установленные в пределах Уордахской площади. Данные проницаемые пласты, установленные в Уордахской скважине, в региональном плане могут рассматриваться возрастным аналогом преображенского (на юге) и успунского (на севере) горизонтов Непско-Ботуобинской антеклизы (рисунок).
Продуктивность терригенной породы базальной пачки успунской свиты была впервые установлена в 2017 г. в результате бурения скважины 115Р на Среднеботуобинском нефтегазоконденсатном месторождении. В ходе испытаний было зафиксировано поступление газа с дебитом более 200 тыс. м3 в сутки. Базальная пачка находится под успунской свитой и в основном состоит из глинистых и карбонатных слоев. Песчаники, входящие в состав базальной пачки в нескольких скважинах, вероятно, представляют заполняющие материалы врезанной долины [16]. Аналогичные фациальные условия, по всей видимости, вскрыты бурением и на Уордахской площади, и могут быть распространены на других участках северо-западного склона Якутского поднятия. Относительно эффективным флюидоупором для вендских углеводородов может выступать пестроцветная свита нижнего кембрия, сложенная плотными заглинизированными карбонатными породами.
Основанием возможной продуктивности нижне-среднекембрийского резервуара на изучаемой территории является установленная нефтеносность аналогичных отложений на среднем течении р. Амга в районе пос. Болугур. В отличие от танхайской нефтеносной свиты иниканская свита в изучаемом районе залегает намного ниже зоны многолетнемерзлых пород (от 1000 м и ниже). Таким образом, при благоприятных структурно-тектонических условиях на территории возможно обнаружение подвижных жидких углеводородов, генетически связанных с куонамской горючесланцевой формацией.
Остаточный газогенерационный потенциал пермских отложений в геологических условиях Северного склона Якутского поднятия может обусловить газонакопление на двух комплексах отложений. При наличии в разрезе полноценной преимущественно глинистой сунтарской свиты нижней юры резервуаром послужат песчаники кызылсырской свиты (нижнеюрский резервуар). В условиях уменьшения толщины или опесчанивания сунтарской свиты газовые углеводороды могут быть экранированы локальными или зональными глинистыми пластами среднеюрского возраста (среднеюрский резервуар).
Верхнеюрско-нижнемеловой комплекс отложений с многочисленными газопроявлениями не имеет выдержанных по площади и разрезу литологических экранов. Вместе с тем определенные скопления газов могут быть обнаружены в проницаемых отложениях верхнеюрско-нижнемелового комплекса под нетрадиционными мерзлотно-гидратными флюидоупорами [15].
Ограниченность объемов газа под мерзлотно-гидратными флюидоупорами обуславливается временем существования многолетнемерзлых пород, которое в геологических масштабах незначительно. Во внутренней части Нижнеалданской впадины нельзя исключать наличие аналогичных резервуаров в палеогеновых отложениях (рисунок). Тектонические процессы, связанные динамическим воздействием Верхоянья, могут способствовать образованию существенных по объему скоплений углеводородов под мерзлотно-гидратными флюидоупорами.
Заключение
Проведенный краткий обзор перспективных нефтегазоносных комплексов Северного склона Якутского поднятия подчеркивает необходимость постановки первоочередных геологоразведочных работ на нефть и газ.
На современном этапе Северный склон Якутского поднятия изучен достаточно плотной сетью профилей геофизических и геохимических методов и в меньшей степени глубоким бурением. Для уточнения перспектив нефтегазоносности рассматриваемой территории необходима постановка параметрического бурения с охватом зоны выклинивания пермских отложений. Наиболее приоритетными участками для заложения параметрических скважин с позиций уверенной привязки отражающих горизонтов и вскрытия слабоизученного разреза представляются район среднего течения р. Танда и среднее течение р. Кенкеме в районе урочища Хонгор-Биэ.
Уточнение геологического строения изучаемого района позволит выделить наиболее перспективные зоны и участки для планирования и постановки поисковых работ.