CC BY
74НАУКИ О ЗЕМЛЕ
УДК 550.4:552.578. (571.56)
Природные битумы восточной части Сибирской платформы -потенциальный объект добычи углеводородного сырья
А.Ф. Сафронов
Дана краткая характеристика битумных полей и месторождений природных битумов восточной части Сибирской платформы. Во всех битумных полях и месторождениях востока Сибирской платформы битумы представлены вязкими неподвижными разновидностями типа мальт и более глубоко преобразованными нафтидами. Распределение битумов по площади и по разрезу битумных полей сложное и контролируется фильтрационно-емкостными свойствами вмещающих пород. Разработка битумных месторождений Сибирской платформы дело, как минимум, среднесрочной перспективы. Но уже сегодня необходимо приступать к разработке технологии по добыче вязкой нефти и битумов в условиях криолитозоны. Добыча тяжелой нефти является едва ли не единственным шансом в организации, в условиях действующего российского законодательства в области недропользования, производства углеводородного сырья с участием в какой-то степени республики.
Ключевые слова: месторождение битумов, битумонасыщение пород, групповой состав битумов, стратегический резерв.
There is a characteristic of bituminous fields and fields of natural bitumens of east part of the Siberian platform. In all bituminous fields and fields of the East of the Siberian platform bitumens are viscous motionless species like malt and more deeply transformed naphthides. Spreading of bitumens on the area and on a section of bituminous fields is difficult and is controlled by permeability and porosity of containing breeds. Devalopment of bituminous fields of the Siberian platform is, at least, of medium-term business prospects. But today it is already necessary to start development of technology on production of viscous oil and bitumens in permafrost. Production of heavy oil is almost the only chance in the organization, in the conditions of the existing Russian legislation in the field of subsurface use, production of hydrocarbons with participation of the republic to some extent.
Key words: deposit of bitumen, bitumen saturated rocks, group composition of bitumen, strategic reserve.
Сибирская платформа, как Северо-Американская, Южно-Американская и Русская платформы, характеризуется широким распространением как выходящих на дневную поверхность, так и неглубоко залегающих пород, насыщенных продуктами гипергенного преобразования нефти.
В пределах склонов Анабарской антеклизы Сибирской платформы битумопроявления распространены очень широко. Здесь выделяются Котуй-Медвежинское, Рассохинское, Силигир-Мархинское, Восточно-Анабарское, Суханское, Верхнечемедикенское, Куойкско-Далдынское, Хорбусуонско-Кютюнгдинское битумные поля и Оленекское месторождение битумов. Во всех этих битумных полях и месторождениях биту-
САФРОНОВ Александр Федотович - д.г-м.н., чл.-корр. РАН, директор ИПНГ СО РАН, акад. АН РС(Я), [email protected].
мы представлены вязкими неподвижными разновидностями типа мальт и более глубоко преобразованными нафтидами. Распределение битумов по площади и по разрезу битумных полей сложное и контролируется фильтрационноемкостными свойствами вмещающих пород.
Из перечисленных выше битумных полей коммерческий интерес на настоящий момент могут представлять Силигир-Мархинское поле, а также Оленекское и, в какой-то степени, Верхнечемедикенское месторождения.
Cилигир-Мархинское поле, крупнейшее по масштабам, располагается на юго-восточном склоне Анабарской антеклизы. Площадь его более 6000 км2 [1]. Разрез этого битумного поля слагают отложения среднего, верхнего кембрия и нижнего ордовика. В тектоническом отношении это пологая моноклиналь с падением на юго-запад и юго-восток. Наибольшая битумона-сыщенность приурочена к мархинской свите
верхнего кембрия. Битумонасыщенные пласты распределены неравномерно по разрезу и площади. Толщины битумонасыщенных пластов изменяются в широких пределах от десятков сантиметров до первых метров. В районе трубки «Удачная» в гидрогеологических скважинах отмечены интервалы обильного битумонасыще-ния до 50 м. Содержание битума в битумонасыщенных породах варьирует в пределах 0,3918,96%. На дневной поверхности битумы представлены преимущественно асфальтами, реже мальтами и асфальтитами. По данным колонкового бурения на Мархинском валу, а также по результатам бурения Мархинской опорной скважины на глубинах 140-160 м встречена уже капельно-жидкая нефть с плотностью 0,910,92 г/см2. Жидкая нефть была зафиксирована в Мархинской опорной скважине в отложениях старореченской свиты венда (ин-л 18101830 м), также в отложениях рифея (ин-л 19611963 м и 1976-1980 м). Суммарные запасы битумов Силигир-Мархинского поля на глубину до 100 м оцениваются в 2 млрд. т.
В целом, южный и юго-восточный склоны Анабарской антеклизы представляют уникальную зону селективного насыщения нефтью карбонатных пород докембрийского и кембрийского возраста. О масштабах насыщения разреза нафтидами можно судить по району кимберли-товой трубки «Удачная». По данным [2] в гидрогеологических скважинах, пробуренных во вмещающих трубку кембрийских отложениях, нефтебитумопроявления фиксируются с глубин 100-150 м до забоев скважин. По разрезу скважин насыщение неравномерное и наиболее интенсивное наблюдается в интервалах с высокими ФЕС пород. Толщины прослоев, обильно насыщенных нефтью, достигают 11 м. Авторами [2] было подсчитано, что количество нафти-дов во вмещающих породах трубки «Удачная» на площади в 1 км2 до глубины 1,5 км приблизительно составляет 3,4 млн. т.
Верхнечемедикенское битумное поле (месторождение) расположено на юго-западном склоне Мунского поднятия. Залежь асфальтов - асфальтитов приурочена к нижнеюрским песчаникам, трансгрессивно залегающим на эрозионной поверхности среднекембрийских известняков. Протяженность оконтуренной залежи 3,2 км, ширина 0,3 км, средняя толщина битумонасыщенных пластов 1,5 м. Концентрация битума достигает 20%. Прогнозные ресурсы в пределах оконтуренной части составляют 875 млн. т.
Оленекское месторождение битумов является крупнейшим в России. Площадь выходов на дневную поверхность битумонасыщенных по-
род оценивается в 4800 км2. Удержание битума в пермских песчаниках колеблется от десятых долей до 10%. Среднее содержание битума по ряду залежей составляет 2,7-4,5%. По групповому составу битумы относятся к классам мальт, асфальтов и асфальтенов. Прогнозные запасы битумов в контуре от выходов пермских отложений на дневную поверхность до широты скв. Р-50, в которой в интервале глубин 568888 м в пермских отложениях зафиксирована капельно-жидкая нефть, составляют более 2 млрд.т.
Обширные по площади региональные нефте-битумопроявления установлены на северозападном и восточном склонах Алданской антеклизы. А в пробуренной на р. Туолба скважине не только такие проявления в широком стратиграфическом диапазоне по разрезу кембрия, но и притоки (интервал 372,18 м) нефти из кавернозных доломитов с постоянным дебитом
0,75 л/сут. Практически во всех гидрогеологических скважинах, пробуренных в непосредственной близости от Якутска, зафиксированы значительные нефтебитумопроявления (включая жидкую нефть). Весьма интересными представляются данные бурения двух гидрогеологических скважин по р. Амга (Т-1 и П-1), расположенных в 80 км друг от друга. В этих скважинах зафиксированы нефтепроявления - в скв. Т-1 на глубине 75 м и в скв. П-1 на глубине 282284 м в кавернозных доломитах танхайской свиты среднего кембрия [3]. Нефть окислена до уровня мальт. Неглубокое залегание нефтенасыщенных доломитов побудило сотрудников ИПНГ СО РАН провести планомерное изучение территории на предмет обнаружения естественного выхода нефти на дневную поверхность. И эти поиски увенчались успехом в 2012 г. - в 60 км выше по течению р. Амга от скв. 1-П на левобережной пойме было выявлено нефтепро-явление. Это нефтепроявление представляет собой единичные проявления окисленной нефти диаметром до 30-40 см, нефтяные налеты в русловом галечнике и пленки нефти на воде площадью участка 40 на 100 м.
Проведенные химико-битуминологические исследования образцов в ИПНГ СО РАН свидетельствуют о том, что эти нефтепроявления явно не техногенного характера. В составе хлороформенного экстракта (ХБ) преобладают асфальтово-смолистые компоненты (до 70%). В составе индивидуальных насыщенных УВ би-тумоидов, полученных как холодной, так и горячей экстракцией, преобладают алканы нормального строения с максимумом распределения на н-С15-17. Весьма характерно присутствие в этих ХБ биомаркеров 12- и 13-метилалканов,
которые ранее были установлены в нефтепрояв-лениях в скв. Т-1 и 1-П [4]. Отличие между неф-тепроявлениями в скважинах и поверхностном проявлении нефти в большей степени гиперген-ной окисленности последней: в скважинах -мальты, а в поверхностном выходе - асфальты.
Надо заметить, что это второй на территории восточной части Сибирской платформы естественный выход нефти на дневную поверхность -первый был обнаружен в 60-х гг. прошлого столетия К.К. Макаровым в поле развития среднекембрийских отложений в бассейне верхнего течения р. Оленек (р. Арга-Сала), на южном склоне Анабарской антеклизы [5]. К.К. Макаров полагал, что это нефтепроявление связано с нефтяной залежью, приуроченной к Мархин-скому валу.
Этот объект выделяется нами предположительно как Бологурская залежь тяжелой нефти. Этот объект, в отличие от битумных полей и месторождений севера республики, может представлять интерес более выгодным экономикогеографическим положением.
Все битумопроявления Сибирской платформы - это вскрытые современным эрозионным срезом или месторождения нефти, приуроченные к неантиклинальным ловушкам (в случае терригенных коллекторов), или зоны фронтального селективного насыщения карбонатных пород с ярко выраженной вторичной пористостью (битумные поля). В первом случае это Оленек-ское и Верхнечемедикенское месторождения природных битумов. Во втором случае масштабы битумопроявлений (битумных полей) определяются, в основном, величиной современного эрозионного среза. При относительно глубоком эрозионном срезе это битумные поля западного, восточного и юго-восточного склонов Анабар-ской антеклизы, битумные поля южного склона Оленекского поднятия. Битумопроявления (нефтепроявления), фиксируемые на небольших глубинах, до первых сотен метров (битумные проявления на северном склоне Алданской ан-теклизы) являются, скорее всего, «головками» зон селективного насыщения карбонатных пород нефтью.
Анализ распространения и условий насыщения разрезов нефтью, различной степени окис-ленности, свидетельствует о реальности сочетания латеральной и вертикальной миграции УВ. Латеральная миграция происходила из зон генерации УВ по терригенным горизонтам, а карбонатные породы насыщались нефтью в результате вертикальных перетоков в интервалы со вторичной пористостью и трещиноватостью.
Ведущие нефтедобывающие компании мира рассматривают как стратегический резерв тяже-
лые нефти и битумы. По данным Французского института нефти, геологические запасы тяжелых нефтей и битумов всех категорий оцениваются в 4,7 трлн. баррелей в нефтяном эквиваленте. Из них около 1 трлн. являются извлекаемыми, что примерно равно мировым ресурсам обычной нефти. В настоящее время масштабная разработка такого сырья осуществляется в Канаде (провинция Альберта) и в Венесуэле (пояс Ориноко). По данным Международного энергетического агентства, с 2001 по 2030 г. только в Северной и Южной Америке инвестиции в добычу тяжелой нефти и битумов составят 140 млрд. долл.
Всеми специалистами признается факт ухудшения структуры запасов нефти в России - в последние десятилетия резко возросла доля трудноизвлекаемых запасов (около 56% разведанных запасов). Эту ситуацию можно подкорректировать открытием новых месторождений нефти, однако, скорее всего, эти резервы могут быть открыты в новых, малоизученных и труднодоступных районах и еще не факт, что эти запасы будут относиться к категории легкоиз-влекаемых. Кроме того, себестоимость добычи нефти в таких районах будет высокой. И, несомненно, не за горами время масштабной разработки залежей тяжелой нефти и битумных месторождений. В настоящее время в России «Татнефть» ведет опытно-промышленную разработку Альшачинского, Мордовско-Кармаль-ского битумных месторождений методом парогравитационного дренажа с добавкой растворителей.
Конечно, разработка битумных месторождений Сибирской платформы дело, как минимум, среднесрочной перспективы. Но неизбежно высокие цены на углеводородное сырье в будущем сделают рентабельными проекты по разработке таких месторождений даже при рентабельности добычи сланцевой нефти в Западной Сибири. Причем, скорее всего, такие проекты будут в среднесрочной же перспективе экономически более привлекательными, чем организация добычи нефти на шельфах моря Лаптевых и Восточно-Сибирского моря. На настоящем уровне развития технологий бурение скважин и добыча углеводородов в пределах упомянутых акваторий трудно реализуемы. Следовательно, уже сегодня необходимо приступать к разработке технологии по добыче вязкой нефти и битумов в условиях криолитозоны. По-видимому, следует ориентироваться на бурение горизонтальных скважин с применением теплового воздействия (пара) и закачки органических растворителей. В случае добычи тяжелой нефти из карбонатного коллектора эффективным будет применение
мультистадийной солянокислотной обработки в горизонтальном стволе скважины до теплового воздействия и закачки органических растворителей.
В пределах восточной части Сибирской платформы известны объекты, заслуживающие внимания с позиций организации добычи тяжелой нефти и битумов. В частности, в пределах Анабаро-Хатангской седловины еще в 40-х гг. прошлого столетия была установлена залежь тяжелой нефти на полуострове Юрюнг-Тумус на глубине 90-120 м. В целом в пределах седловины в зоне развития диапировых соляных структур нефтью и битумом насыщены породы верхней перми, триаса и юры. Несомненный интерес представляет Оленекское месторождение битумов. Бологурская залежь тяжелой нефти в отличие от битумных полей и месторождений севера республики может представлять интерес более выгодным экономико-географическим положением. Кстати, в силу последнего обстоятельства, этот объект может стать полигоном отработки технологий разработки залежей тяжелой нефти и битумов в условиях крио-литозоны. Причем для некоторых битумных полей Сибирской платформы, возможно, рентабельной станет разработка только с целью получения битумного материала для дорожного строительства.
На наш взгляд, добыча тяжелой нефти является едва ли не единственным шансом в организации, в условиях действующего российского законодательства в области недропользования,
производства углеводородного сырья с участием в какой-то степени республики.
Литература
1. Баженова Т.К., Кушмар И.А. Основные черты геологии и геохимии природных битумов домезозой-ского мегабассейна Сибирской платформы: сб. материалов Международной конференции «Природные битумы и тяжелые нефти». - СПб.: Недра, 2006. -С. 132-145.
2. Бодунов Е.И., Белецкий В.Л., Фрадкин Г.С. и др. Геология, гидрогеология и геохимия нефти и газа южного склона Анабарской антеклизы. - Якутск: изд. ЯФ СО АН СССР, 1986. - 176 с.
3. Каширцев В.А., Конторович А.Э., Иванов В.Л., Сафронов А.Ф. Месторождения природных битумов на северо-востоке Сибирской платформы (Российский сектор Арктики) // Геология и геофизика. -2010. - Т. 51, №1. - С. 93-105.
4. Каширцев В.А., Микуленко К.И., Сафронов А.Ф. и др. Геохимия венд-кембрийских нефтепроявлений Лено-Амгинского междуречья (Сибирская платформа) // Актуальные вопросы геологии нефти и газа Сибирской платформы. - Якутск: ЯФ Изд-ва СО РАН, 2004. - С.156-168.
5. Макаров К.К., Косолапов А.И. Геологическое строение и перспективы южного склона Анабарской антеклизы на нефть и газ // Геологическое строение и нефтегазоносность восточной части Сибирской платформы и прилегающих районов: материалы Всесоюзного совещания по оценке нефтегазоносности территории Якутии. - М.: Недра, 1968. - С.341-351.
Поступила в редакцию 06.08.2013
УДК 553.4 (571.56)
Пространственные закономерности локализации серебро-ртутных проявлений Бараинского сегмента Верхоянского хребта на основе ГИС-технологий
А.В. Костин
Шлиховые ореолы киновари и галенита Бараинского сегмента Верхоянского хребта подчеркивают пространственную границу распространения сульфидных парагенезисов и характеризуют ареал активности серы в рудообразующих процессах. В 17-32 км буфферной зоне от границы ореола распространения киновари локализованы все известные шлиховые находки и рудопроявления Hg-серебра Имнекан-Аллара-Сахского рудного узла. Буфферная зона является наиболее благоприятной для локализации руд, сложенных Hg-серебром.
Ключевые слова: ГИС, специальный анализ, киноварь, Hg-серебро, Имнекан - Аллара-Сахский, Ба-раинский.
The schlich halos of cinnabar and galena in the Barainskiy segment of the Verkhoyansk ridge emphasize a spatial border of sulphide paragenesis distribution and characterize the sulfur activities area in ore-forming
КОСТИН Алексей Валентинович - д.г.-м.н., зав. лаб. ИГАБМ СО РАН, [email protected].
