Проведен анализ структурных, литологических и геохимических предпосылок нефтегазоносности Яно-Индигирской низменности. Новыми данными по тектонике, коллекторским свойствам и геохимии пород палеогена и верхней юры обосновывается, что первоочередным объектом для поисков залежей нефти и газа является Тастахский прогиб, где нефтегазоносность охватывает отложения мела и палеогена. Предлагаются районы для проведения опорно-параметрического бурения и комплекса геофизических исследований.

Проблема создания сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности в Восточной Якутии и Магаданской области, где сосредоточены многочисленные горнодобывающие предприятия, приобретает важнейшее значение в народном хозяйстве. Выполнение этой задачи неизбежно связано с освоением новых слабоизученных регионов, представляющих интерес в отношении поисков залежей нефти и газа.

На востоке Якутии одним из таких регионов является территория Яно-Индигирской низменности, положительная оценка перспектив нефтегазоносности которой дана многими исследователями [Вольнов и Яшин, 1972; Иванов и Беляев, 1972; Мокшанцев и Черский, 1961; Черский, 1959].

Геологическое строение Яно-Индигирской низменности изучено слабо. До настоящего времени о тектонике этого региона можно судить лишь по аэромагнитным и гравиметрическим данным. Магнитное поле низменности имеет слабоотрицательный региональный фон, на котором отмечаются изометричные, иногда линейно-вытянутые положительные аномалии. Поле силы тяжести характеризуется положительными значениями ∆g. Оно обладает сложной мозаичной структурой и имеет существенно северо-западное простирание локальных аномалий. Геологическая интерпретация этих материалов показала, что большую часть Яно-Индигирской низменности занимает Хромский погребенный массив, в пределах которого выделяются грабенообразный Тастахский прогиб и несколько крупных поднятий (Гусиное, Сюрюктяхское и др.). На юге и западе низменности расположены Полоусный и Столбовско-Муксуновский мегасинклинории и Шелонское складчато-глыбовое поднятие [Мокшанцев и др., 1971].

Новые данные по тектонике, коллекторским свойствам и геохимии пород верхней юры и палеогена, полученные в последнее время, позволяют уточнить и детализировать перспективы нефтегазоносности Яно-Индигирской низменности (см. рисунок).

Наибольший интерес в нефтегазоносном отношении представляет Тастахский прогиб, которому в гравитационном и магнитном полях соответствует протяженная зона относительных минимумов аномалий силы тяжести и ∆Т_а. Эта зона намечается в краевой части Хромского массива, где она протягивается от побережья Восточно-Сибирского моря до р. Индигирки, изменяя свое субмеридиональное простирание на северо-западное. На основании этих материалов длина Тастахского прогиба оценивается примерно в 300 км, ширина в 50-100 км. В его гравитационном поле отмечается ряд максимумов, которым соответствуют погребенные поднятия фундамента, нашедшие отражение и в осадочном чехле. На севере прогиба выделяется Сангахское поднятие, на юго-востоке - Джолонское и Лебединое. Наибольшие размеры (длина 70-80, ширина 30-40 км) имеет Джолонское поднятие. Для него характерны северо-западное простирание и частичная выраженность в рельефе, нашедшая отражение в выходящих на поверхность отложениях палеогена. Размеры Сангахского поднятия, которое имеет субмеридиональное простирание, значительно меньше: длина 30-40, ширина около 20 км.

Охарактеризованные структурные элементы прогиба сопряжены с глубокими впадинами (Юрюнгулахская и Либнечинская) и являются, по-видимому, конседиментационными. При оценке перспектив нефтегазоносности прогиба эти поднятия могут рассматриваться как зоны возможного нефтегазонакопления, окруженные более погруженными областями генерации углеводородов.

Диапазон перспективных отложений в пределах Тастахского прогиба охватывает континентальные осадки мела и палеогена. В нижнем течении р. Берелех и в районе оз. Тастах породы палеогена выходят на поверхность. Они представлены песками и глинами с пластами бурого угля и песчаника. Мощность отложений палеогена 500-600 м, мела - более 1500 м.

Коллекторские свойства палеогена Тастахского прогиба изучены слабо. Единичные образцы песчаников имеют открытую пористость от 13,1 до 16,5%. Наиболее часто встречающиеся ее значения 14-15%. Проницаемость песчаников 0,1-0,2 мд.

Для сохранности залежей нефти и газа в палеогеновых отложениях Тастахского прогиба большое значение имеет наличие в разрезе надежных покрышек, которыми могут являться многочисленные и сравнительно мощные пачки глин. Изучение минералогического состава этих пород показало, что глинистые минералы представлены в основном бейделлитом и гидрослюдой. Отдельные пласты глин содержат значительное количество (до 50%) алевритового материала. Эти данные снижают надежность возможных нефтегазоупоров в изученной верхней части отложений палеогена. Однако есть все основания полагать, что вниз по разрезу экранирующие свойства глин будут улучшаться. Так, для глинистых пород верхнего мела - палеогена на о. Новая Сибирь, мощность пачек которых достигает 100 м, характерно значительное уменьшение примеси алевритового материала.

Геохимические исследования пород палеогена показали, что содержание органического углерода в песках и песчаниках колеблется от 0,35 до 0,91%, а в глинах - от 0,92 до 4,16%.

Определенный интерес для положительной оценки района в нефтегазоносном отношении представляют обнаруженные на оз. Тастах многочисленные выходы газа, содержащего следы углеводородов. Кроме того, на сопредельной территории в устье р. Яны при бурении неглубоких скважин получены притоки газа, аналогичного по своему составу газу Усть-Вилюйского месторождения Лено-Вилюйской нефтегазоносной провинции [Косолапов и др., 1968].

Анализ структурно-тектонических, литологических и геохимических особенностей, а также наличие газопроявлений в пределах прогиба и большая мощность угленосных отложений, в разрезе которых имеются горизонты нефтегазоупоров и породы с удовлетворительными коллекторскими свойствами, позволяют рассматривать Тастахский прогиб как наиболее перспективный район для поисков залежей газа и нефти в палеогеновых и меловых отложениях.

Остальная часть Хромского массива, фундамент которого имеет блоковое строение и залегает в основном на небольшой глубине (не более 300 м), нами рассматривается как территория с невыясненными перспективами нефтегазоносности. К этой же категории относится и Шелонское поднятие, в пределах которого предполагается, что фундамент залегает на глубине 3-4 км.

Значительную территорию Яно-Индигирской низменности занимают Полоусный и Столбовско-Муксуновский мегасинклинории. В их строении широкое распространение имеют отложения верхней юры, выходящие в ряде районов низменности на поверхность. Разрез верхнеюрских пород сложен песчаниками, аргиллитами и алевролитами общей мощностью свыше 4000 м. Отложения интенсивно дислоцированы в линейные складки, которые, в свою очередь, осложнены более мелкой складчатостью и разрывными нарушениями, пронизаны интрузивными телами.

Коллекторские свойства верхнеюрских пород Яно-Индигирской низменности характеризуются низкими значениями. Открытая пористость песчаников в разрезе р. Берелех по большей части равна 1-2%, а восточнее на р. Индигирке - меньше 1%. Эффективная пористость верхнеюрских отложений не превышает на р. Берелех 1,3% и на р. Индигирке - 0,5%. Проницаемость песчаников и алевролитов верхней юры характеризуется преимущественно тысячными миллидарси и лишь в единичных образцах сотыми и десятыми миллидарси. Содержание органического вещества (С_орг) в породах изменяется в довольно широких пределах и находится в прямой зависимости от литологии. Количество С_орг возрастает от песчаников (0,12-0,50%) к алевролитам (0,48-1,27%) и аргиллитам (0,49-2,47%). В породах, обогащенных детритом и углистым веществом, содержание С_орг достигает 5,17%.

Анализ распределения органического вещества в верхнеюрских отложениях позволил установить вертикальную и площадную зональность. Так, в разрезе на р. Индигирке содержание С_орг в песчаниках постепенно возрастает снизу вверх от 0,20 до 0,40%. По площади количество органического вещества закономерно увеличивается в западном и северном направлениях. Наиболее часто встречаемые его содержания в алевро-аргиллитовых породах 1,26-1,50% (р. Берелех) и 0,51-1,25% (р. Индигирка). Концентрация хлороформенных битумоидов в породах верхней юры в разрезе р. Индигирки колеблется от 0,02 до 0,04%, на р. Берелехе содержание битумоида «А» составляет 0,01-0,05% и нередко достигает 0,07%.

Интенсивная дислоцированность и низкие коллекторские свойства верхнеюрских отложений в значительной степени снижают перспективы нефтегазоносности Полоусного и Столбовско-Муксуновского мегасинклинориев, которые вследствие этого относятся нами к малоперспективным районам.

Таким образом, в пределах Яно-Индигирской низменности первоочередным объектом для развертывания фронта нефтегазопоисковых исследований является Тастахский прогиб. Наибольший интерес в отношении поисков залежей нефти и газа представляет его центральная часть, где наряду с глубокими впадинами имеются крупные поднятия - зоны возможного нефтегазонакопления.

С целью дальнейшего изучения геологического строения Тастахского прогиба, наряду с региональными речными сейсмическими исследованиями МОВ и МОГТ, которые целесообразно провести вкрест простирания прогиба по рекам Берелех, Хрома и Санга-Юрях, необходимо заложить Берелехскую опорную и Сангахскую параметрическую скважины. Опорную скважину глубиной 3000 м до вскрытия верхнеюрских отложений следует пробурить на Джолонском поднятии (р. Берелех), а параметрическую - на Сангахском (р. Санга-Юрях).

Для уточнения и детализации структуры Шелонского складчато-глыбового поднятия и Хромского массива следует провести крупномасштабную гравиметрическую съемку и региональные электроразведочные исследования МТЗ.

ЛИТЕРАТУРА 

1. Вольнов Д.А., Яшин Д.С. Сравнительная оценка возможно нефтегазоперспективных земель северо-восточной Якутии и направление очередных исследований. В сб. Геол. строение, перспективы нефтегазоносности Якутской АССР и направление дальнейших работ на нефть и газ. Якутск, 1972.

2. Иванов В.В., Беляев И.В. К тектонике и нефтегазоносности Приморской, Колымской низменностей и прилегающего шельфа // Геология и геофизика. 1972, № 6. С. 75-83.

3. Косолапов А.И., Мокшанцев К.Б., Черский Н.В. Перспективы Колымского массива, Момо-Зырянской впадины и Приморского прогиба на нефть и газ. В сб. Геол. строение и нефтегазон. восточной части Сибирской платформы и прилегающих районов. «Недра», 1968.

4. Мокшанцев К.Б., Черский Н.В. Основные черты геологического строения и перспективы нефтегазоносности Восточной Якутии. Якутск, 1961.

5. Мокшанцев К.Б., Горнштейн Д.К., Гусев Г.С. и др. Тектоническая карта Якутской АССР. Объяснит. записка. Якутск, 1971.

6. Черский Н.В. Перспективы нефтегазоносности Якутской АССР. В сб. Геология газовых месторождений. ГОСИНТИ, 1959.

Ссылка на статью:

Барыкин С.К. Новые данные о геологическом строении и перспективах нефтегазоносности Яно-Индигирской низменности // Геология и геофизика. 1975. № 6. С. 126-129.