§ 5. Прибалтийская нефтегазоносная провинция

Провинция охватывает территорию Латвии, Литвы и Кали­нинградской области РСФСР. Открыта в 1966-1968 гг., когда на ряде площадей были получены первые промышленные при­токи нефти из кембрийских отложений. В 1976 г. разработка Красно- борского местоскопления положила начало созданию собственной неф­тедобывающей базы в Прибалтике. В настоящее вр^мя открыто около 20 местоскоплений нефти с годовой суммарной добычей порядка 1 млн. т.

В тектоническом отношении провинция соответствует Балтийской синеклизе, которая выделяется на северо-западной окраине Русской докембрийской платформы, между Балтийским щитом на севере и Белорусским кристаллическим массивом на юге, а на юго-западе раскрывается в Балтийское море (рис. 104).

Балтийская синеклиза — крупная отрицательная структура, выпол­ненная нижнепалеозойскими отложениями кембрия, ордовика и силу­ра, залегающими на архейском складчатом фундаменте. В юго-запад- ном направлении мощность осадочных пород резко увеличивается (от 500—1000 до 5000 м), причем в разрезе появляются не только девонские, но и мезозойско-кайнозойские породы. Фундамент синек- лизы имеет блоковое строение, образует ряд тектонических ступеней, разделенных глубинными разломами. Уступам фундамента в осадоч­ном чехле соответствуют многочисленные приразломные складки,

Рис. 104. Прибалтийская нефтегазоносная провин­ция.

Тектонические элементы за пределами провин­ции: I — Балтийский щит, II — Белорусский мас­сив; местоскопления: 1 — Ладушкинское, 2 — Веселовское, 3 — Красноборское, 4 — Вилькй- чайское; остальные условные обозначения см. на рис. 91

к которым и приурочены нефтяные местоскопления провинции. Это пологие (3—8°) брахиантиклинальные складки (в ядрах которых за­легают кристаллические породы докембрия), небольшие по разме­рам, часто осложнены сбросами. При этом залежи нефти встречены не только в приподнятых, но и в опущенных крыльях структур.

Промышленно нефтеносны в провинции древние осадочные обра­зования — кембрийские и ордовикские отложения. Наибольшее значе­ние имеет кембрийский регионально нефтеносный комплекс, предс­тавленный терригенной толщей мощностью около 200 м. В ее разре­зе выявлено до пяти горизонтов кварцевых песчаников, характери­зующихся высокими значениями пористости (до 20%) и проницаемос­ти (до 0,1 мкм²). Ордовикский нефтеносный комплекс сложен из­вестняками и имеет низкую продуктивность — дебиты не более 3-5 т/сут.

Все известные местоскопления (Красноборское, Ушаковское, Гаргждайское и др.) небольшие по запасам. Залежи сводового и текто­нически экранированного типа открыты на глубине 1800—2400 м. Дальнейшие перспективы нефтегазоносности провинции связаны с

освоением шельфа Балтийского моря.

* #

*

Промышленная нефтегазоносность древней докембрийской Си­бирской платформы установлена относительно недавно — в 60-х годах, поэтому выделяемые в ее пределах Ангаро-Ленская, Лено-Ви- люйская и Енисейско-Хатангская провинции в целом характеризуют­ся слабой изученностью недр.

§ 6. Ангаро-Ленская газонефтеносная провинция

Провинция расположена в южной части Восточной Сибири, в пре­делах бассейнов Ангары и верхнего течения Лены с почти повсемест­ным распространением многолетнемерзлых пород мощностью до 300—450 м. Именно в этом регионе в 30-е годы были начаты нефте- газопоисковые работы в Восточной Сибири, в научном обосновании и организации которых большая роль принадлежит И.М. Губкину.

Рис. 105. Ангаро-Ленская газонефтеносная провинция.

Тектонические элементы: I — Лено-Ви- люйская синеклиза, II — Тунгусская сине- клиза, III — Восточно-Саянский антикли- норий, IV - Забайкальская складчатая область, V — Присаянская депрессия; нефтегазоносные области: А — Ангаро- Ленской ступени, Б — Непско-Ботуобин- ской антеклизы; местоскопления: 1 — Среднеботуобинское, 2 — Марковское; остальные условные обозначения см. на рис. 91

Однако только в 1962 г. здесь было открыто первое местоскопление — Марковское, которое возвестило о промышленной нефтегазоносности кембрийских пород, одних из самых древних отложений осадочного чехла. К настоящему времени в провинции открыто несколько газо- конденсатных и газонефтяных местоскоплений.

В тектоническом отношении Ангаро-Ленская газонефтеносная провинция соответствует наиболее изученной южной части Сибирской платформы, которая в литературе известна под названием Иркутского амфитеатра (рис. 105). Это громадная по размерам синеклиза (1000 х х 500 км), имеющая в плане форму клина между Саянскими горами на юго-западе и оз. Байкал, Байкальским и Охотским хребтами на юго-востоке и характеризующаяся отчетливым блоковым строением архей-протерозойского фундамента. Блоки фундамента в виде текто­нических ступеней (амфитеатра) неравномерно погружаются от гор­ных обрамлений в направлении центральных частей синеклизы.

Рассматриваемая синеклиза — область широкого развития кемб­рийских осадочных пород. Особенность разреза заключается в на­личии мощной соленосной толщи нижнего кембрия. Эта толща мощ­ностью от 270 до 1350 м разделяет в осадочном чехле региона под- солевой и надсолевой структурные этажи. Отмечается также развитие интрузивных и эффузивных пород, залегающих в виде мощных (до 100 м и более) пластовых тел - траппов.

К основным тектоническим элементам Иркутского амфитеатра относятся: Присаянская депрессия на западе, где отмечается наиболь­шее в регионе погружение фундамента — до 6—8 км, Ангаро-Ленская (Прибайкальская) ступень с глубиной залегания фундамента 2-3 км, Непско-Ботуобинская и Байкитская антеклизы. Последняя служит граничным тектоническим элементом между Присаянской депрессией и Тунгусской синеклизой.

В разрезе осадочных отложений провинции выделяются три нефте­газоносных комплекса - рифейский карбонатный, вендский терри- генный и кембрийский карбонатный. Местоскопления нефти и газа открыты в различных небтегазоносных областях: на Непско-Ботуо- бинской (Марковское, Среднеботуобинское, Ярактинское и др.) и Байкитской (Куюмбинское, Ванаварское и др.) антеклизах, Ангаро- Ленской ступени (Братское, Аянское и др.).

Пространственное размещение залежей углеводородов венд-кемб­рийских отложений часто контролируется литологическими особен- 170

Рис. 106. Геологические гфофили местоскоплений: а - Средаеботуобинского (по В.Е. Бакину, О.Д. Дра- гунову, В. В. Александро­ву) ; б — Ярактинского (по Л.Ф. Тыщенко). 1 ~ нефть; 2 - газ; 3 — вода; 4 — непроницаемые поро­ды; 5 — разлом; 6 - по­верхность фундамента

ностями вмещающих пород (изменением коллекторских свойств, выклиниванием проницаемых пластов, степенью трещиноватости). Это обусловливает широкое развитие литологических залежей различ­ного типа, что значительно затрудняет их поиски и разведку.

Марковское газоконденсатнонефтяное местоскопление характеризуется сложным геологическим строением. Резкое несоответствие структурных пла­нов над со левых, солевых и подсолевых пород обусловило наличие залежей литологического типа. Газоконденсатная залежь Парфеновского горизонта на глубине 2550 м по форме близка к шнурковой. Распространение нефтяной залежи осинского горизонта (2130-2380 м) определяется зоной трещиноватости из­вестняков, приуроченной к тектоническому нарушению, проходящему в осевой части поднятия. Дебиты легкой нефти из скважин, пробуренных в этой зоне, достигали 1000 т/сут. Скважины за пределами зоны оказались непродуктивными. Газоконденсатные залежи литологического типа установлены также на Средне- ботуобинском и Ярактинском месгоскоплениях (рис. 106).