Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция

Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция приурочена к Сибирской платформе за пределами мезозойских депрессий и за­нимает территории в Красноярском крае Иркутской области, Эвенкийском автономном округе и западной части Республики Саха. Общая площадь провинции 2640 тыс. км² (рис. 80).

Несмотря на то, что первые скважины здесь были пробурены в 1930-е годы, Лено-Тунгусская провинция в геологическом отно­шении изучена недостаточно из-за трудных природно-климатиче­ских и геологических условий ведения геологоразведочных работ, неподготовленности нефтегазовой инфраструктуры, необжитости региона.

Фундамент Лено-Тунгусской провинции, как и всей Сибир­ской платформы, сложен преимущественно породами архейского возраста, частично переработанного в раннем протерозое. В фун­даменте платформы выделяются разновозрастные (от катархея до раннекарельско-позднекарельского возраста) блоки (плиты) Анабарский, Алданский, Оленекский и др.

Вулканогенно-осадочный чехол провинции сформирован в верхнепротерозойское и фанерозойское время и повсеместно за­легает на архейско-нижнепротерозойском кристаллическом фун­даменте. В составе чехла выделяются рифейский, венд-раннепалеозойский и позднепалеозойско-триасовый структурные ярусы, в свою очередь подразделяющиеся на ряд подъярусов. Максимальная

Рис. 79. Обзорная карта основных месторождений нефти и газа Сибир­ской платформы.

Нефтегазоносные провинции (НГП): а — Лено-Тунгусская, б — Енисейско-Анабарская, в — Лено-Вилюйская; г — границы нефтегазоносных об­ластей (НГО): I — Енисей-Хатангской, II — Лено-Анабарской, III — Вилгойской, IV — Предверхоянской, V — Северо-Тунгусской, VI — Южно-Тунгусской, VII — Байкитской, VIII — Катангской, IX — Присаяно-Енисейской, X — Ангаро-Ленской, XI — Непско-Ботуобинской, XII — Ана-барской, XIII — Западно-Вилюйской, XIV — Северо-Алданской, XV — Турухано-Норйльского самостоятельного нефтегазоносного района (СНГР); д — выходы кристаллического фундамента; е — нефтяные мес­торождения: 1 — Пилюдинское, 2 — Пайяхское, 3 — Терское, ж — неф­тегазовые месторождения: 4 — Марковское, 5 — Ярактинское, 6 — Ду-лисминское, 7 — Даниловское, 8 — Верхнечонское, 9 — Талаканское, 10 — Среднеботуобинское, 11 — Маччобинское, 12 — Иреляхское, 13 — Мирненское, 14 — Тас-Юряхское, 15 — Иктэхское, 16 — Верхневилючанское, 17 — Пайгинское, 18 — Собинское, 19 — Куюмбинское, 20 — Юрубченское; з — газовые и газоконденсатные: 21 — Атовское, 22 — Ковыктинское, 23 — Аянское, 24 — Братское, 25 — Нижнехамакинское, 26 — Восточно-Талаканское, 27 — Озерное, 28 — Хотого-Мурбайское, 29 — Бысыхтахское, 30 — Березовское, 31 — Среднетюнгское, 32 — Средневилюйское, 33 — Толон-Мастахское, 34 — Соболох-Неджелинское, 35 — Бадаранское, 36 — Усть-Вилюйское, 37 — Собо-Хаинское, 38 — Нел-бинское, 39 — Оморинское, 40 — Балахнинское, 41 — Джангодское, 42 — Озерное, 43 — Зимнее, 44 — Казанцевское, 45 — Пеляткинское, 46 — Дерябинское, 47 — Северо-Соленинское, 48 — Южно-Соленинское, 49 — Мессояхское; и — граница Сибирской платформы

мощность чехла достигает 10 км в наиболее погруженных рай­онах севера Тунгусской синеклизы; на Анабарской и Алданской антеклизах кристаллический фундамент выходит на поверхность.

Осадочный чехол представлен чередованием терригенных, карбонатных и соленосных отложений, осложненных интрузия­ми траппов, которые затрудняют производство геолого-геофизи­ческих исследований в перспективных районах провинции.

Общий объем осадочного выполнения провинции около 10 млн км³.

В западных, юго-западных и центральных районах провинции широко распространена галогенно-карбонатная (соленосная) лагунно-морская формация нижнего кембрия. Мощность соленос­ных толщ изменяется от 100 до 500 м. В восточных и северных рай­онах провинции в зоне фациального перехода галогенно-карбонатных отложений к битуминозным толщам области некомпенси­рованного прогибания установлено развитие органогенно-рифогенных построек — полосы развития рифовых комплексов.

Ордовикские и силурийские отложения распространены в основном в прогнутых районах провинции. Девонско-триасовый структурно-формационный комплекс широко развит по всей тер­ритории провинции. В частности, триас представлен вулканогенно-осадочными образованиями: базальтами, туфогенными и туфогенно-осадочными породами, образовавшимися в результате траппового магматизма. Мощность триасовых образований в се­верной части Тунгусской синеклизы достигает 3500 м, в централь­ной 600 — 1500 м. Юрские и меловые отложения на территории провинции развиты только в пределах погруженных зон, мощ­ностью до 350м.

Отличительной особенностью строения осадочно-вулканогенного чехла Сибирской платформы являются пластовые и секущие

Рис. 80. Схема нефтегазоносности Лено-Тунгусской НГП

(по B.C. Сурикову, А.Э. Конторовичу, А.А. Трофимуку и др.) 1 — породы кристаллического фундамента на поверхности; 2 — зоны шарьяжных перекрытий; 3 — месторождения нефти и газа; 4 — поля рас­пространения битумов; 5 — граница НГП; 6 — зоны установленного и предполагаемого распространения рифовых комплексов кембрия; 7 — зона распространения траппов; 8 — границы нефтегазоносных областей; 9 — перспективные территории I категории. Нефтегазоносные области: I — Анабарская, II — Северо-Тунгусская, III — Южно-Тунгусская, IV — Байкитская, V — Катангская, VI — Присаяно-Енисейская, VII — Непско-Ботуобинская, VIII — Ангаро-Ленская, IX — Предпатомская, X — Западно-Вилюйская, XI — Северо-Алданская, XII — Турухано-Норильский СНГР

интрузии траппов, широкое внедрение которых началось с раннекаменноугольного времени. Основная масса траппов сосредо­точена в Тунгусской синеклизе. В предтриасовое время проис­ходило излияние траппов на поверхность. Количество траппов в разрезе различно, а суммарная мощность траппов в разрезе оса­дочного чехла Тунгусской синеклизы меняется от 300 до 1100 м. Интрузивная трапповая формация играет существенную роль в геологическом строении осадочного чехла и влияет на нефтегазо-носность вмещающих толщ.

По вендско-нижнепалеозойским отложениям в пределах про­винции выделяются следующие структурные элементы: крупней­шие положительные — Анабарская, Алданская, Непско-Ботуобин-ская, Байкитская антеклизы; отрицательные — Тунгусская, Курейская, Присаяно-Енисейская синеклизы, Предпатомский регио­нальный прогиб; промежуточная — Ангаро-Ленская ступень. Предпатомский региональный прогиб и Непско-Ботуобинская антеклиза вытянуты параллельно структурам обрамления Байкало-Патомской складчатой зоны. Остальные структурные элемен­ты имеют изометрическую неправильную форму. Лишь у Присаяно-Енисейской синеклизы амплитуда по подошве венда превы­шает 3 км, амплитуды Курейской синеклизы, Анабарской и Алдан­ской антеклиз составляют 2 — 3 км.

Анабарская антеклиза площадью 760 тыс. км², расположенная на северо-востоке Сибирской платформы, имеет относительно изометричную форму с поперечником 1000 — 1100 км. Наибольшая глубина залегания фундамента (до 5 км) отмечена между Оленекским и Анабарским сводами.

Алданская антеклиза площадью 650 тыс. км², расположенная на юго-востоке Сибирской платформы, имеет форму неправиль­ной трапеции, основание которой совпадает с краевым швом, от­деляющим Сибирскую платформу от складчатой области Стано­вого хребта. Глубина залегания фундамента на севере достигает 3 км, к востоку увеличивается до 4 — 6 км.

Непско-Ботуобинская антеклиза площадью 220 тыс. км² про­тягивается с юго-запада на северо-восток. В сводовой части фун­дамент залегает на глубинах 1—2 км, на крыльях погружается до 2,5-Зкм.

Байкитская антеклиза площадью 120 тыс. км² находится на северо-западе Сибирской платформы, имеет неправильную фор­му, вытянутую к северо-западу. По поверхности фундамента антеклиза отделена узким прогибом от Енисейского кряжа. Наиболее четко она выражена по базальным горизонтам нижнего палеозоя. Фундамент залегает на глубинах от 3 до 6 км, на отдельных блоковых поднятиях достигает 2 км.

Курейская синеклиза площадью 670 тыс. км² расположена в Северо-западной части Сибирской платформы. Граничит с Анабарской, Байкитской и Непско-Ботуобинской антеклизами. На запа­де она ограничена системой субмеридиональных краевых поднятий, а на севере раскрывается в сторону Енисей-Хатангского регионального прогиба. В сводовой части фундамент залегает на глубинах до 3,5 — 4 км, в депрессиях — до 6 — 8 км.

Присаяно-Енисейская синеклиза площадью 150 тыс. км² име­ет субширотное простирание, является наиболее контрастной надпорядковой структурой провинции. Поверхность фундамента залегает на глубинах 4 — 8 км, наиболее погружена в западной части синеклизы.

Тунгусская синеклиза площадью более 1 млн км² охватывает почти всю западную часть Сибирской платформы. Как единая структура выражена по верхнему палеозою и триасу. В северной части она перекрывает Курейскую синеклизу, на юге — отдельные элементы Байкитской и Непско-Ботуобинской антеклиз, Присаяно-Енисейской синеклизы и Катангской седловины, которые являются структурами выраженными в доверхнепалеозоиских горизон­тах чехла. Синеклиза выполнена верхнепалеозойскими и триасо­выми образованиями мощностью от 1 км на юге до 3 км на севере.

Предпатомский региональный прогиб протяженностью более 1250 км при средней ширине 100 км отделяет Непско-Ботуобинскую и Алданскую антеклизы от складчатых сооружений Байкало-Патомского нагорья.

Ангаро-Ленская ступень площадью около 200 тыс. км² зани­мает самую южную часть Сибирской платформы. Поверхность фундамента слабо дифференцирована, фиксируется на отметках 2-3 км.

Лено-Тунгусская НГП претерпела несколько этапов магматиз­ма, максимум которых проявился в докембрийском, среднепалеозойском и особенно в позднепалеозойском-раннемезозойском времени, когда огромные массы основной магмы интрудировали платформенный осадочный чехол, создав разветвленную сеть пла­стовых и секущих интрузий. В последующее раннетриасовое вре­мя интрузивная деятельность сменяется эффузивной, в результате чего формируется мощная толща раннетриасовых базальтов. Осадочный чехол провинции осложнен огромным количеством разрывов различной протяженности, направленности и степени проявления в разрезе.

В Лено-Тунгусской НГП в зоне сочленения Сибирской плат­формы с Байкало-Патомским нагорьем широко развиты надвиги. Ширина зоны покровных перекрытий составляет 60 — 80 км, здесь повсеместно распространены взбросы, надвиги, шарьяжи, кото­рые объединяются в протяженные субпараллельные пластины, перемещенные со стороны нагорья на периферию платформы. Горизонтальная амплитуда отдельных надвигов изменяется от со­тен метров до нескольких километров, крупных шарьяжей и плас­тин — до десятков, редко более десятков километров.

На территории провинции открыто более 40 (2 нефтяных, 18 нефтегазовых,

18 газоконденсатных и газовых) месторождений и получены промышленные притоки нефти и газа более чем в 30 раз­розненных скважинах, главным образом из подсолевых терригенных и карбонатных отложений.

В Лено-Тунгусской НГП выделяют Северо-Тунгусскую, Южно-Тунгусскую, Байкитскую, Катангскую, Присаяно-Енисейскую, Непско-Ботуобинскую, Северо-Алданскую, Ангаро-Ленскую, Анабарскую, Западно-Вилюйскую, Предпатомскую, Сюгджарскую, Турухано-Норильскую нефтегазоносные области.

Большой интерес в нефтегазоносном отношении представля­ют рифовые системы, особенно древняя, перекрытая мощными соленосными толщами, что резко улучшает условия сохранности скоплений нефти и газа.

Подавляющая часть начальных суммарных ресурсов приуро­чена к вендскому и вендско-нижнекембрийскому комплексу, где содержится около 60% извлекаемых суммарных ресурсов УВ про­винции. Залежи нефти и газа выявлены в рифейском, вендском, вендско-кембрийском и кембрийском нефтегазоносных комплек­сах. Промышленные притоки получены из силурийско-девонского (среднепалеозойского) комплекса. В ордовикском и верхнепа­леозойском комплексах установлены нефте- и газопроявления.

В разрезе осадочных отложений провинции выделяются три нефтегазоносных комплекса — рифейский карбонатный, венд­ский терригенный и кембрийский карбонатный.

Рифейский НГК мощностью до 2000 м сложен разнофациальными толщами песчаников и карбонатов. Промышленная нефтегазоносность установлена в западной части провинции. В наиболее изученной Юрубчено-Тахомской зоне открыты нефтегазокон-донсатные месторождения — Юрубченское и Куюмбинское, мел-кие месторождения с глубиной залегания до 3 км.

Вендский терригенный (непско-тирский) НГК распространен и центральных и южных районах провинции. Треть ресурсов уг-леводородов всей провинции сконцентрировано в вендском ком­плексе. Распоространен в центральных и южных районах провин­ции. Коллекторами являются разнозернистые песчаники, зональ­ной покрышкой служат аргиллиты и глинистые доломиты тирской свиты, локальными покрышками — глинистые горизонты внутри комплекса. Нефтегазоносность терригенного комплекса установ-лена на 35 месторождениях, в том числе крупнейших Ковыктин-ском (Иркутская область), Собинском (Эвенкийский автономный округ), Чаядинском и Тас-Юряхском (Республика Саха).

Верхневендско-нижнекембрийский (даниловско-усольский) НГК представлен кавернозными, трещиноватыми доломитами и известняками. С комплексом связано 27% ресурсов углеводоро­дов провинции. Региональным экраном служит соленосная толща у сельской свиты, покрышками — сульфатизированные и глинишрованные карбонаты. Нефтегазоносность комплекса установ­ила на 12 месторождениях, в том числе Верхневилючанском, Верчкечонском, Талаканском.

Кембрийский НГК распространен почти на всей территории провинции, за исключением северных районов. Коллекторами яиляются кавернозные и трещиноватые массивные доломиты и известняки. Региональными покрышками служат соляные пач­ки внутри комплекса, зональными покрышками — аргиллиты и мергели верхнеленской свиты. Здесь открыты Биркинское, Биль-чирское, Атовское, Христофоровское, Моктаконское, Иреляхское, Тасеевское, Непское, Ченкиямское, Илыгирское и др. мес­торождения.

Ордовикско-силурийско-девонский перспективный комплекс сложен терригенно-карбонатными, частично соленосными отло­жениями. Комплекс разделен на две толщи: ордовикско-нижне-гилурийскую проницаемую, сложенную доломитами, рифогенными известняками, песчаниками; и верхнесилурийско-девонскую жранирующую, сложенную глинистыми, карбонатно-глинистыми, соленосными породами. Прямые проявления нефти и газа в этих отложениях немногочисленны.

Каменноутольно-пермский перспективный НГК включает каменноугольно-пермскую проницаемую и нижнетриасовую экра­нирующую толщи. Коллекторы представлены песчаниками, пори-стость которых колеблется от 11 % в Нижнетунгусском прогибе

до 30% на юге Тунгусской синеклизы, проницаемость пород незначительна.

Покрышкой является толща нижнего триаса, сложенная вулканогенно-обломочными и туфогенно-осадочными образования­ми мощностью до 600 м.

Большая часть начальных суммарных ресурсов приурочена к вендскому и вендско-нижнекембрийскому комплексам, в которых содержится около 70% извлекаемых суммарных ресурсов углево­дородов провинции. Залежи нефти и газа выявлены в рифейском, вендском, вендско-кембрийском и кембрийском нефтегазоносных комплексах. Промышленные притоки получены из силурийско-девонского комплекса. В ордовикском и верхнепалеозойском ком­плексах отмечены нефтегазопроявления.

В Лено-Тунгусской провинции выделяется 12 нефтегазонос­ных областей и Турухано-Норильский перспективный нефтегазо­носный район.

ЮЖНО-ТУНГУССКАЯ НГО площадью 145 тыс. км² располо­жена на Бахтинском выступе Тунгусской синеклизы. Нефтегазоносность области связана с кембрийским комплексом. Здесь открыты газовые месторождения Таначинское, Моктаконское и др. Перспективны также отложения верхневендско-нижнекембрийского, ордовикско-девонского, вендского и рифейского ком­плексов.

БАЙКИТСКАЯ НГО площадью 155 тыс. км² приурочена к одно­именной антеклизе (рис. 81). Здесь доказана промышленная нефтегазоносность отложений рифея. Коллекторами являются каверново-трещинные доломиты. В рифее сосредоточено больше поло­вины основных ресурсов углеводородов области. Пятая часть ре­сурсов области связана с продуктивными вендскими терригенными отложениями. Здесь открыты Агалеевское, Имбинское место­рождения, залежи газа на Юрубченском и Оморинском месторож­дениях. Нефтеносны также отложения кембрийского и верхневендско- нижнекембрийского комплексов.

Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторож­дение расположено в 145 км южнее пос. Байкит. Открыто в 1982 г. Приурочено к одноименному поднятию выступа дорифейского

Рис. 81. Байкитская нефтегазоносная область (Н.А. Крылов, Г.Т. Юдин и др.,1997)

Границы: 1 — нефтегазоносной области, 2 — надпорядкового тектони­ческого элемента, 3 — тектонических элементов первого порядка; 4 — изогипсы отражающего горизонта Б (IV) в кровле венда-кембрия; 5 — раз­рывные нарушения; 6 — месторождения газовые и нефтегазоконденсатные: 1 — Куюмбинское, 2 — Усть-Камовское, 3 — Юрубченское, 4 — Тер­ское, 5 — Оморинское, 6 — Агалеевское

кристаллического фундамента Камовского свода. Размеры подня­тия по замкнутой изогипсе -1750м 10х12 км, амплитуда 60м. Нефтегазоносность связана в основном с эродированной поверхнос­тью карбонатных осадочных образований рифейского возраста. Продуктивны органогенно-доломитовые породы усть-куюмбинской свиты среднего рифея и песчаные горизонты оскобинской и панаварской свит венда. Залежи в рифее пластовые, массивные, с размытым сводом, экранированные глинисто-карбонатными породами оскобинской свиты венда. Глубина залегания 2222 м. ГНК условно принят

на а.о. -2026 м. ВНК -2070 м. Коллектор нефтяной залежи с газовой шапкой в рифее карбонатный трещинно-кавернозного типа с преобладанием вертикальных и субвертикальных трещин. Трещиноватость пород существенно меняется в преде­лах месторождения. Нефтенасыщенная толщина 45 м, газонасы­щенная — 60. Вторичная открытая пористость 0,80—0,85 %, про­ницаемость 0,001—0,12 мкм². Пластовое давление 21 МПа, t 27°C. Начальные дебиты нефти 40—60 т/сут, газа — 250 тыс. м³/сут. Нефтьлегкая (0,821—0,825г/см³), малосернистая (0,61 %), малопа-рафинистая (1,63—3,3%), малосмолистая (4,45—4,95%), маловяз­кая (1,09 мПа-с) с высоким выходом светлых фракций, недонасыщена газом. Газ метановый (83 %), содержание гомологов метана 10—11%, азота 5—6 %. В газе отмечается высокая концентрация гелия, газового конденсата, этан-бутанов. Конденсаты плотнос­тью 0,698—0,712 г/см³, сера и парафин отсутствуют. Вендские газоконденсатные залежи пластовые сводовые литологические эк­ранированные. ГВК на отметке -2015 м. Коллектор поровый, по­ристость песчаников в среднем 15%, проницаемость 0,5 мкм², га­зонасыщенная толщина 0,6—3,4 м, содержание конденсата до 167,1 г/м³. По плотности и составу газ и конденсат рифейских и вендских залежей идентичны.

Куюмбинское нефтегазоконденсатное месторождение рас­положено в 80 км к югу от пос. Байкит. Открыто в 1974 г. Приуро­чено к трем пологим брахиантиклинальным складкам на северо­восточном погружении Камовского свода Байкитской антеклизы. Поднятия осложнены разломами, обусловившими блоковое стро­ение месторождения. Нефтегазоносность связана с эродирован­ными, разновозрастными породами рифея. Коллектор каверно-трещинный с пористостью матрицы от 0,38 до 2,4 % и трещин­ной емкостью до 6,5%. Проницаемость от 0,005 до 0,2 мкм². Зале­жи пластово-сводовые, литологически и тектонически ограничен­ные. Газовая залежь приурочена к западному локальному поднятию, по замкнутой изогипсе -2200 м (кровля глинисто-карбонатной пачки рифея) имеет размеры 9x8 км, амплитуду 287 м, связана с ри-фейскими каверно-трещинными доломитами, выведенными под эрозионную предвендскую поверхность. ГВК условно принят на а.о. -2083 м при высоте залежи 98 м. Дебит газа 71тыс. м³/сут, пластовое давление 21,39 МПа, t 27°C. Плотность газа 0,699, со­став газа: метан 80 %, гомологи метана 10,77%, азота 6,25%, углекислого газа 0,55 %; содержание конденсата 10,77 г/м³. К цент­ральному поднятию приурочена газонефтяная залежь с размера­ми по замкнутой изогипсе -2400 м 10,5x7 м, амплитуда 364 м. ГНК принят на отметке -2138,6м, ВНКна отметке -2208м, Высота га­зовой залежи 124 м., нефтяной 112 м. Начальные дебиты газа 50— 100 тыс. м³/сут, нефти 30,9 т/сут, при газовом факторе 550 м³/м³. Плотность нефти 0,81—0,83г/см³, содержание серы 0,11—0,12 %, па­рафина 1,3—2,75 %, смол и асфальтенов 1,84—4,5 %. Восточное под­нятие имеет нефтяную залежь. Размеры поднятия 15,5x4 км, амп­литуда 205 м.. ВНК на отметке -2054 м, высота залежи 64 м.

КАТАНГСКАЯ НГО площадью 130 тыс. км² приурочена к одно­именной седловине и юго-восточной части Тунгусской синеклизы. Почти половина ресурсов углеводородов сосредоточена в вен­дском терригенном комплексе. С ним связаны Собинское и Пай-гинское месторождения. Перспективны также верхневендско-нижнекембрийский и кембрийский НГК. Вышележащая часть разреза характеризуется наличием траппов.

Собинское нефтегазоконденсатное месторождение распо­ложено в Красноярском крае. Открыто в 1982 г. Приурочено к од­ноименному локальному поднятию (Тэтеринско-Сабинский мега-вал, центральная часть Катангской седловины, которая разделя­ет Байкитскую и Непско-Ботуобинскую антеклизы). Это брахи-антиклинальная складка субширотного простирания размером 55x12,5 км, амплитудой 132м. Месторождение из трех залежей в интервале 2499—2596 м: две верхние залежи газоконденсатные с нефтяной оторочкой, нижняя — газонефтяная. Продуктивные пласты сложены песчаниками терригеннои толщи венда (ванавар-ская свита), залегающей на размытой поверхности глинисто-до­ломитовых отложений рифейского возраста. Две верхние залежи пластово-сводовые, нижняя пластово-массивная. Коллектор по-ровый, пористость 12—17%, проницаемость 0,001—0,16мкм². На­чальное пластовое давление 30,3—30,6 МПа, t 31—32°C. Эффек­тивная толщина 2,4—27,8 м. Дебиты нефти 29 т/сут, газа 101— 224 тыс. мУсут. Плотность нефти 0,824—0,859 г/см³, содержание парафина 1,28-3,58%, серы 0,24-1,28%, смол 13-14 %. Состав газа: метана 63-75 %, азота 4,2-5,9 %, плотностьгаза 0,725-0,732. Со­держание стабильного конденсата до 93,6—109 г/м³, плотность конденсата 0,698 г/см³.

НЕПСКО-БОТУОБИНСКАЯ НГО площадью 250 тыс. км² зани­мает одноименную антеклизуи Вилючанскую седловину (рис. 82).

Рис. 82. Непско-Ботуобинская нефтегазоносная область (Н.А. Крылов, Г.Т.Юдин и др., 1997)

Границы: 1 — нефтегазоносной области, 2 — надпорядкового структур­ного элемента, 3 — структур первого порядка, 4 — изогипсы поверхнос­ти терригенного венда; 5 — разрывные нарушения; б — месторождения: а) нефтяные, б) нефтегазовые, нефтегазоконденсатные, в) газовые: 1 — Иреляхское, 2 — Северо-Нелбинское, 3 — Мирнинское, 4 — Маччобин-ское, 5 — Нелбинское, 6 — Бесюряхское, 7 — Тас-Юряхское, 8 — Сред-неботуобинское, 9 — Иктехское, 10 — Верхневилючанское, 11 — Вилюй-ско-Джербинское, 12 — Хотого-Мурбайское, 13 — Чаяндинское, 14 — Озерное, 15 — Нижнехамакинское, 16 — Восточно-Талаканское, 17 — Талаканское, 18 — Алинское, 19 — Тымпучиканское, 20 — Вакунайское, 21 — Верхнечонское, 22 — Даниловское, 23 — Дулисминское, 24 — Пилюдинское, 25 — Ярактино-Аянское, 26 — Марковское

Основными нефтегазоносными комплексами являются вендский терригенный и верхневендско-нижнекембрийский карбонат­ный. В области сосредоточено более половины извлекаемых запа-сов углеводородов. Здесь открыто 24 месторождения газа, нефти и конденсата, в том числе Верхнечонское, Среднеботуобинское, Талаканское и др.

Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение (рис. 83) расположено в верховьях р. Чон в 250 км севернее г. Киренска. Открыто в 1978 г. Приурочено к северо-западной периклинали Чоно-Пеледуйского поднятия в пределахприсводовой части Непско-Ботуобинской антеклизы и связано со сложнопостроенной структурой размером 65x45 км. Разрез сложен отложениями рифея, венда, кембрия и юры общей толщиной до 1700 м. Встречаются интрузии траппов. Площадь сильно осложнена разрывными нарушениями. Наиболее крупный субширотный Могинско-Ленский разлом разделяет структуру на северный и центральный блоки. Нарушения обусловливают наличие многозалежных продуктивных токов. Месторождение многозалежное, нефть и газ выявлены в карбонатных пластах осинского горизонта усольской свиты, усть-кутского горизонта тэтэрской свиты, Преображенского горизон­та катангской свиты нижнего кембрия и терригенных отложе­ниях верхнечонского горизонта непской свитывенда. Залежи пластовые, тектонически и литологически экранированные. Наиболь­шие газоконденсатнонефтяные залежи установлены в верхнечонском горизонте (пласты Вч-1 и Вч-2, сложенные кварцевыми пес­чаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов). Коллектор трещинно-поровый с пористостью от 2 до 14%, проницаемостью до (1,2—0,3 мкм². В пластах отмечаются вторичные процессы в основ­ном галитизации, резко снижающие коллекторские свойства. Эф­фективная толщина пластов от 2 до 26 м, глубина залегания 1615— 1640 м. В верхнечонском горизонте установлено 7 продуктивных клоков общей площадью до 326 км². Дебиты нефти до 150 т/сут, газа — до 380 тыс. м³/сут, газовый фактор 90—95 м³/т, содержа­ние конденсата до 40 г/м³. Нефть плотностью 0,85 г/см³, содер­жание парафина 1,2%, серы 0,4, смол 5,7—7,8%. Газ метановый (80— П2%), содержание тяжелых гомологов до 18— 20%, плотность I), 667—0,731. Газоконденсатнонефтяная залежь Преображенского горизонта приурочена к карбонатному коллектору мелкопорового типа, гл. 1540 м. Эффективная толщина от 1,4 до 17,2 м, максималь­ная —

в центральной части месторождения. Средняя пористость

Рис. 83. Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение

(Н.А. Крылов, Г.Т. Юдин и др., 1997):

1 — изогипсы по кровле проницаемых песчаников пласта ВЧ; 2 — контур газоносности и 2 — нефтеносности; 4 — разрывные нарушения; 5 — гра­ница замещения коллекторов

доломитов 8—10 %, проницаемость до 0,02мкм², дебиты нефти до 20 м³/сут, газа — 23 тыс. м³/сут. Нефть и газ Преображенского горизонта по своим характеристикам аналогичны нефти и газу в нижележащих горизонтах. Залежи устькутского и осинского го­ризонтов изучены слабо, залежи неантиклинальные, пластовые, патологически ограниченные, глубина залегания 1310м. Коллектор карбонатный, сложен кавернозными доломитами. Пористость 9— 12%, проницаемость 0,17 мкм², пластовое давление 14,6—15,1 МПа, t=16°С. Площадь залежи 131,8 км², эффективная толщина 13,7 м, содержание конденсата 43,56 г/м³.

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторож­дение (рис. 84) расположено в 112км юго-западнее от г. Мирного. Открыто в 1970 г. Приурочено к одноименной антиклинальной складке в центральной части Мирнинского свода Непско-Ботуобинской антеклизы. Это пологая брахиантиклиналь со слабо ун-чулирующей осью северо-восточного простирания. Размеры структуры 90x30 км, амплитудо 40—46 м. Структура осложнена дизъюнктивными нарушениями. Промышленная газонефтеносность установлена в карбонатных отложениях осинского горизон­та нижнего кембрия и терригенных породах ботуобинского, улаханского и талахского горизонтов венд-нижнего кембрия. К ботуобинскому горизонту приурочена основная газовая залежь с нефтя­ной оторочкой, смещенной на юго-восточное крыло. Залежь плас­товая сводовая с элементами тектонического экранирования. Раз­меры залежи 50х(12—20) км, высота 40 м, ГВК в центральном блоке -1564м. Газонасыщенные песчаники пористостью 13—18%, прони­цаемостью до 0,6 мкм², эффективная толщина 3,2—10,4м. Началь­ное пластовое давление 14,6 МПа. Дебиты газа 280 тыс. м³/сут. Состав газа, %: метана — 87,18, этана — 3,66, пропана — 1,32, бу­тана — 0,43, углекислоты — 0,19, азота — 6,19, водорода — 0,09, по­вышенное содержание гелия. Плотность газа 0,632. Содержание конденсата 20,2 г/м³. Плотность 0,669 г/см³. Нефтенасыщенная толщина нефтяной оторочки 1,5—5м (северный блок) — 4,2—8,5м (центральный и восточный блоки). Пористость песчаников 12— 17%, начальные дебиты нефти 24 т/сут. Нефть плотностью 0,867г/см³, вязкость 9,17 мПа-с, содержание серы 0,89%, парафи­на 1,91—2,85%, смол и асфальтенов 9,6—21,9%, выход фракций до 300°С 77—76,5%. К ботуобинскому горизонту приурочено до 90 % разведанных запасов нефти и газа. Залежь осинского горизонта нефтегазовая, пластовая, литологически экранированная. Высота

Рис. 84. Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение (Г.А. Габриэлянц, 2000): а — структурная карта по кровле ботуобинского горизонта; б — геологический разрез (усл. обозн. см. рис.85)

40 м, глубина кровли пласта 1427 м, эффективная толщина 4 м, кол­лектор карбонатный, пористость 13 %, проницаемость 0,015 мкм², пластовое давление 14,3 МПа, t ТС, Дебиты нефти и газа соот­ветственно 16 т/сут и 58 тыс. м³/сут.

Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение рас­положено в 250 км западнее г. Ленска. Открыто в 1984 г. Площадь месторождения 242км². Приурочено к центральной части Талаканского поднятия Непско-Ботуобинской антеклизы. Размеры струк­туры по изогипсе -1100 м 65x37 км, амплитуда 150 м. Структура разбита разрывными нарушениями на три блока — Центрально-Талаканский, Таранский и Восточно-Талаканский. Продуктивны от­ложения хамакинского горизонта курсовской свиты венда (разнозернистые песчаники с подчиненными прослоями аргиллитов и алев­ролитов) и осинского карбонатного горизонта нижнего кембрия. Залежь хамакинского горизонта газовая литологически экраниро­ванная, тектонически ограниченная. Глубина залегания продуктив­ного горизонта в Центрально-Талаканском блоке 1380—1450м, Вос­точно- Талаканском 1490—1946 м. Коллектор поровый, открытая пористость 11—13%, проницаемость 0,06 мкм², газонасыщенная толщина 5,5—9,7м, газонасыщенность 0,68—0,77, пластовое давле­ние 12,5 МПа, t =13,5°C. Начальные дебиты газа 200 тыс. м³/сут. Плотность газа 0,68, содержание метана 82,2 %, гомологов 6,78%, азота 9,3 %, углекислого газа 0,3 %. Залежь осинского горизонта неф-тегазоконденсатная, основная по промышленной значимости, структурно-литологического типа, глубина залегания 1100м. Тол­щина газонасыщенной части 4,8—37,6м, нефтенасыщенной — 8,7— 29,2м. Коллекторы порово-кавернозные и трещинные. Пористость 24%, проницаемость 0,5 мкм². Нефтенасыщенность 0,82, пласто­вое давление 9,8—10 МПа, 112°C. Начальные дебиты 79—95 т/сут, газа до 480 тыс. м³/сут. Плотность нефти 0,840 г/см³, вязкость в пластовых условиях 3,23—4,04 мПа-с, содержание серы 0,4 %, пара­фина 1,64%, смол 13,5%. Газ содержит метана 85,2 %, азота 3,4— 4 %, углекислого газа 0,1—0,3 %. Содержание стабильного конденса­та 28,2г/м³. Плотность конденсата 0,668—0,685г/см³, содержание серы 0,01—0,05 %, смол 0,04—0,9 %, практически нет парафинов.

Верхневилючанское нефтегазовое месторождение расположено в 120 км к юго-востоку от г. Мирного. Открытое 1975г. При­урочено к Верхневилючанскому куполовидному поднятию в севе­ро-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы. Поднятие представляет собой высокоамплитудную брахиантиклиналь субширотного простирания, осложненную разрывными нарушения­ми и мелкими куполами. Размеры складки по изогипсе -1400 м 40x35 км, амплитуда 200 м. На месторождении выявлено 3 залежи нефти и газа, две в юряхской свите ДО, и Ю_п) венд-нижнего кембрия и одна в верхневилючанском горизонте базальной части венда; залежи нефтегазовые, пластово-сводовые, тектонически экранированные, глубины залегания — 1570—1650 м. Пласты Ю_{ и Ю_П разделены гли­нисто-карбонатными отложениями толщиной 7—Юм. Коллекто­ры карбонатные, преимущественно порово-каверного типа; пори­стость 14%, проницаемость 0,115 мкм². Общая толщина пласта Ю_] от 12 до 16м, — Ю_и от 20 до 24 м, эффективная толщина соот­ветственно 2,2 и 7,5 м. Выделяется 8 блоков с разными уровнями газожидкостных контактов. Пластовое давление 16,2 МПа, t не превышает 8°С. Дебиты нефти до 20 т/сут, газа 250 тыс. мУсут. Газ метановый (85,5 %) с небольшим содержанием гомологов (6,4 %) инизкимдо 19 г/м³ конденсата. Плотность нефти юряхских зале­жей 0,861 г/см³, содержание серы 0,89%, парафина 0,7%, смол и асфальтенов 25,6%. Залежь вилючанского горизонта газовая мас­сивная, тектонически экранированная, локализована на востоке месторождения, высотой 150 м, площадью 74,2 км², глубина зале­гания 2500 м. Толщина продуктивного пласта от 65 м до полного выклинивания на северо-запад. Коллектор сложен песчаниками средне- и грубозернистыми с прослоями гравелитов, поровый, пористость 14 %, проницаемость до 0,6 мкм²; эффективная тол­щина 10,7 м; пластовое давление 17,7 МПа, 116°С. Дебиты газа до 320 тыс. мУсут. Газ вилючанского горизонта метановый (85,59 %) с высоким содержанием азота 7,7%.

Тас-Юряхское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в 75 км юго-западнее г. Мирного. Открыто в 1981 г. Приурочено к одноименной антиклинальной складке в централь­ной части Мирнинского свода Непско-Ботуобинской антеклизы. Структура осложнена рядом куполов и разрывных нарушений. От Среднеботуобинского месторождения отделена узким (5—15 км) грабенообразным прогибом. Размер структуры 45x40км, амплиту­да 40 м. Месторождение содержит три залежи: в осинском (Б-2), нижнекембрийском ботуобинском (В-5), и талахском (В-13) гори­зонтах венда. Залежь пласта Б-2 газоконденсатная, пластовая антиклинальная, литологически ограниченная. Продуктивные от­ложения представлены доломитами с прослоями глинистых доло­митов и известняков общей толщиной 50—60м, эффективной 5—7 м. Коллектор порово-каверновый. Залежь ботуобинского гори-юнта В-5 основная, нефтегазовая, пластово-сводовая тектони­чески экранированная, глубина залегания 1908—2011 м; разбита на три блока. Высота газовой части в западном блоке 40м, мощность нефтяной оторочки во всех блоках 5—10 м. Продуктивные отло­жения представлены кварцевыми песчаниками. Газонасыщенная толщина 2,5—21,6м, нефтенасыщенная — 2,1—13м. Пористость 8—14%, проницаемость 0,05—0,07 мкм². Пластовое давление 14,6 МПа, 111,6°С. Дебиты газа 200—300 тыс. м³/сут, нефти 40— 60 т/сут. Плотность газа 0,631, содержание метана 85,17%, азо­та 7,5 %. Содержание конденсата 18 г/м³. Плотность конденса­та 0,687 г/см³. Нефть ботуобинского горизонта плотностью 0,875 г/см³. Вязкость 13,11 мПа-с, содержание серы 0,78%, парафина 1,8%, смол и асфальтенов 16,2%. Залежь талахского горизонта В-13 газоконденсатная, пластовая сводовая. Коллектор поровый, пористость 14—16 %, площадь газоносности 120км². Газонасыщенная толщина 3,4—13 м, газонасыщенность 0,56—0,63. Содержание конденсата 18 г/м³. Дебиты газа 30 тыс. м/сут.

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение рас­положено в 165 км к западу от г. Ленска. Открытое 1989г. Приуро­чено к структурно-литологической ловушке на северо-восточном склоне Непско-Пеледуйского свода Непско-Ботуобинской антеклизы. Нефтегазоносность связана с терригенными отложениями бо­туобинского и хамакинского горизонтов венда. Газонасыщенная толщина 3,9—19,2м, нефтенасыщенная — 5,2—12,6м. Пористость песчаников ботуобинского горизонта 13—17%, хамакинского гори­зонта — 12%. Газонасыщенность коллектора 0,87, нефтенасыщен-ность 0,82. Глубина залегания пластов 1760—1850 м. Начальные де-биты газа 154—407 тыс. м/сут, пластовое давление 13,15 МПа, t 9—11 °С. Дебиты нефти из пород ботуобинского горизонта 16— 23 т/сут при газовом факторе 150 см³/'см³. Плотность газа 0,68, содержание метана 84%, азота 5,6—7,8%. Конденсатосодержание: начальное 17,2, текущее 18,5г/м³. Плотность нефти 0,884 г/см³, вязкость 11,81 мПа-с, нефть малосмолистая, малопарафинистая, малосернистая.

Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение (рис. 85, 86) расположено в 140 км к северо-северо-востоку от г. Усть-Кута. Открытое 1971 г. Площадь 386км². Приурочено к юго-запад­ной часлш моноклинального склона Яепского палеосвода. Установ­лено трехъярусное строение осадочной толщи (венд, кембрий, ордовик)

Рис. 85. Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение

(Г.А. Габриэлянц, 2000):

а — структурная карта по кровле коллекторов ярактинской пачки; б — геологический разрез продуктивного горизонта; 1 — граница зоны рас­пространения коллекторов; 2 — внешний контур газоносности; 3 — вне­шний контур нефтеносности; 4 — линии дизъюнктивных нарушений; коллекторы: 5 — газонасыщенные, 6 — нефтенасыщенные, 7 — водона-сыщенные; 8 — непроницаемые породы; 9 — кристаллический фунда­мент

Рис. 86. Палеоморфологическая карта ярактинских отложений Ярактино-Аянской площади (А) и палеогеологический разрез по линии I – I^’ (Б):

Выработанный рельеф. До начала трансгрессии: 1 — морской подводный склон; 2 — русловые протоки; на начальном этапе трансгрессии: 3 — бе­реговой уступ; 4 — структурно-денудационный останец. Аккумулятив­ный рельеф; равнины: 5 — морская глубоководная; 6 — прибрежно-морская мелководная в начале трансгрессии; 7 — аллювиально-морская мак­симального развития трансгрессии (подводная дельта); 8 — конгломераты и галька в основании ярактинской пачки; 9 — породы-коллекторы; 10 — флюидоупоры; 11 — реперный горизонт; 12 — скважины (в числителе — номер, в знаменателе — толщина ярактинской пачки, м); 13 — изопахиты ярактинской пачки; 14 — линия профиля; 15 — контур нефтегазоносности

и несовпадение нижнего структурного плана с верхним. В среднем структурном этаже зафиксировано проявление соляной тектоники и неповсеместное развитие траппового магматизма. На фоне субмеридионального моноклинального погружения обособ­ляются несколько малоамплитудных мелких поднятий, связанных с эрозионным выступом кристаллического фундамента. В базальных терригенных породах венд-кембрия (непская свита) выделяют­ся два продуктивных пласта (1-И), разобщенных глинистой пере­мычкой и ограниченных боковыми литологическими экранами. Глу­бина залегания пластов 2600—2750 м. Основным является верхний продуктивный пласт (I), развитый повсеместно на месторожде­нии. В нем выявлена газоконденсатная залежь с крупной нефтяной оторочкой. В нижнем пласте (II) в юго-восточной части месторож­дения открыты газоконденсатная и нефтяная залежи. Залежи пла­стовые, литологические с элементами тектонического экраниро­вания. Залежь в пластах (1-П) контролируется единой гидродина­мической системой. Продуктивные пласты сложены песчаниками. Коллектор поровый, трещинно-поровый. Пористость — 7—13%, проницаемость — 0,07—0,6 мкм². Эффективная толщина 2,4—6,9 м. Пластовое давление 24,9 МПа, t 37°С. Начальные дебиты нефти 16,8—30 т/сут, газа 63—154 тыс. мУсут. Плотность нефти 685— 745 кг/м³ (сепарированной 808—840кг/м³), вязкость 1,06 мПа-с, со­держание смол селикагелевых2—4,4 %, асфальтенов 0,03—0,08 %, па­рафина 0,7-1,9%, серы 0,05-0,18 %. Состав газа, %: СН₄ - 74,8-84,7, С₂Н₆ +высшие — 8,1. Плотность газа 0,652. Содержание стабильно­го конденсата до 199,5 г/м³. Плотность конденсата 0,704 г/м³.

Дулисьминское нефтегазоконденсатное месторождение рас­положено в 90 км северо-западнее

г. Киренска. Открытое 1983г., по разведанным запасам относится к категории крупных. Приуро­чено к крупной литолого-стратиграфической ловушке на юго-за­падном склоне Непского палеосвода Непско-Ботуобинской антеклизы. Месторождение однозалежное. Газоконденсатная с нефтя­ной оторочкой залежь приурочена к песчаникам пластов В₁₀ и В₁₃ непской свиты венда. В южной части месторождения пласты раз­делены глинистой перемычкой различной толщины, в центре она выклинивается и пласты сливаются в единое продуктивное тело. Морфология ловушки обусловлена конфигурацией линии стратиг­рафического выклинивания песчаников продуктивного горизонта на северо-западе и линии литологического замещения их глинисты­ми разностями породна западе, северо-востоке и востоке. Тип залежи литолого-стратиграфический, гл. 2840 м, площадь 442,6 км². Коллекторы - песчаники средней пористости 11%, проницаемо­стью 0,05—0,07мкм², эффективные толщины колеблются от 4,2 до 18,3 м. Начальное пластовое давление 22,56 МПа, t 32°C. Началь­ные дебиты газа 120 тыс. мУсут, нефти 49 т/сут. Плотность газа 0,62. Газ содержит: метана 78—89 %, азота 3,4%, углекисло­го газа 0,07%, конденсата до 137 г/м³; конденсат плотностью 0,72 г/см³, содержание серы 0,045%, смолистость 0,04—0,90%, практически не содержит твердых парафинов. Нефть плотнос­тью 0,833 г/см², вязкость в пластовых условиях 2,29 мПа-с. Нефть содержит: серы 0,14%, парафина 1,27 %, смол и асфальтенов 5,32%.

АНГАРО-ЛЕНСКАЯ ГНО площадью 170 тыс. км² расположена на юге провинции в пределах одноименной тектонической ступе­ни. Основным нефтегазоносным комплексом является вендский терригенный. В нем сосредоточены основные ресурсы углеводоро­дов области. С ним связаны Ковыктинское, Братское, Атовское га-зоконденсатные месторождения. Газонефтеносны также кембрий­ские и верхневендско-нижнекембрийские карбонатные отложения.

Ковыктинское газоконденсатное месторождение (рис. 87) рас­положено в 350 км северо-северо-восточнее г. Иркутска. Открыто в 1987 г. Месторождение уникальное по запасам газа. Приурочено к крупной антиклинальной структуре северо-восточного простира­ния в пределах Верхнеленской зоны локальных поднятий, выделяемой на востоке Ангаро-Ленской ступени (моноклинали). По кровле вендс­ких терригенных отложений зона представляет собой пологое сла­бодислоцированное погружение пород с востока на запад. Ковыктин-ская структура в ее изученной части имеет пологое погружение по­род в северном и юго-западном направлении. Разрез месторождения сложен отложениями рифея, венда, кембрия и ордовика общей тол­щиной до 2800—3400 м. Основной продуктивный горизонт — парфе-новский, представляющий собой песчано-алевритовую пачку с не­сколькими горизонтами песчаников, выделяемый в верхней части терригенного комплекса венда (верхнечорская подсвита) на глубине 3061 м. Тип залежи массивно-пластовый литологически экраниро­ванный. Размеры залежи в контуре условно принятого ГВК на от­метке -2269 м — 315км². Газонасыщенная толщина 10—35м, порис­тость песчаников 11—14%, проницаемость от 0,03 до 0,13 мкм², га­зонасыщенность от 63 до 75%. Дебит газа до 734 тыс. мУсут, кон­денсата до 156 м³/сут; пластовое давление 25,7 МПа, 1пласта53°С. Состав газа, %: СН₄ 93,9 тяжелых углеводородов до 6, азота 1,55,

Рис. 87. Ковыктинское газоконденсатное месторождение (Н.А. Крылов, Г.Т.Юдин и др., 1997):

1 — изогипсы по кровле проницаемых песчаников парфеновского го­ризонта; 2 — контур площади структуры по изогипсе — 2,28; 3 — пред­полагаемая граница (литологическая) распространения коллектора; 4 — условный контур доказанной газоносности; 5 — линия разреза; 6 — га­зонасыщенный горизонт

углекислого газа 0,14. Плотность газа 0,643. Содержание стабильно­го конденсата до 67 г/м³. Плотность конденсата 0,714 г/см³, содер­жание серы в конденсате 0,10%, парафина 0,11%.

ПРЕДПАТОМСКАЯ НГО площадью 125 тыс. км² соответству­ет одноименному региональному прогибу и Березовской впади­не. В отложениях венда открыты газовые месторождения — Бысахтахское, Кэдергинское. Неразведанные запасы углеводородов в области сосредоточены в верхневендско-нижнекембрийском, вендском и рифейском комплексах.

СЕВЕРО-ТУНГУССКАЯ ПЕРСПЕКТИВНАЯ НГО (ПНГО) пло­щадью 430 тыс. км² занимает большую часть Тунгусской синек-лизы, является наименее изученной перспективной территори­ей провинции. Песпективы открытия месторождений связыва­ются с отложениями венда, кембрия, ордовика, силура, девона. Почти половина прогнозируемых ресурсов углеводородов связы­вается с кембрийским карбонатно-галогенным комплексом.

ПРИСАЯНО-ЕНИСЕЙСКАЯП НГО площадью150 тыс. км² рас­положена в одноименной синеклизе на юго-западе провинции. Перспективы открытия месторождений связываются с рифейс-ким, верхневендско-нижнекембрийским, вендским комплексами. Область изучена слабо, скважинами вскрыты лишь верхние над-солевые отложения в прибортовых зонах.

АНАБАРСКАЯ ПНГО площадью 540 тыс. км² приурочена к одно­именной антеклизе. В центре и на востоке области фундамент выхо­дит на поверхность. В разрезе рифея-силура имеются нефтематерин-ские толщи. Кембрийские отложения насыщены битумами. Перспек­тивы связываются с рифейскими, вендскими, кембрийскими комп­лексами, в которых отмечены прямые проявления нефти и газа.

ЗАПАДНО-ВИЛЮЙСКАЯ ПНГО площадью 80 тыс. км² вклю­чает Кемпендяйскую и Ыгыаттинскую рифейско-среднепалеозойские впадины, скрытые под мезозойским чехлом западной прибортовой зоны Вилюйской синеклизы. Перспективы нефтегазоносности связаны с отложениями венда, кембрия, ордовика, силура, девона. В отдельных скважинах получены притоки нефти и газа.

СЕВЕРО-АЛДАНСКАЯ ПНГО площадью 300 тыс. км² выделена и пределах северного склона Алданской антеклизы. Фундамент залегает на небольшой глубине. Промышленной нефтегазоноснос-ги не установлено. Перспективы нефтегазоносности связаны с отложениями кембрия, венда, рифея, в основном в Алдано-Майской впадине и вдоль границы с Вилюйской синеклизой.

СЮГДЖЕРСКАЯ ПНГО площадью 100 тыс. км² расположена в пределах одноименной седловины, разделяющей Непско-Ботуо-бинскую и Анабарскую антеклизы. Перспективы нфтегазоносно-сти связаны с отложениями от рифея до триаса. Больше половины прогнозируемых ресурсов могут быть сосредоточены в верхневендско-нижнекембрийском комплексе.

ТУРУХАНО-НОРИЛЬСКАЯ ПНГО занимает Турухано-Норильскую зону поднятий, вытянутую вдоль западной границы провинции. Здесь на поверхность выходят размытые и сильно дислоцированные породы рифея. На Подкаменной и других пло­щадях были получены прямые проявления нефти и газа. Промыш­ленная нефтегазоносность связана с отложениями венда и сред­него палеозоя.

Несмотря на широко развитый на территории Лено-Тунгусской провинции трапповый магматизм, который осложняет стро­ение осадочного чехла и снижает перспективы нефтегазоносное -ти, здесь следует ожидать открытия крупных скоплений нефти и газа, особенно в районе Непско-Ботуобинской антеклизы, Ангаро-Ленской ступени, Предпатомском прогибе, Катангской седло­вины, Байкитской антеклизы.

Поиск по сайту: