Согласно классификационной диаграмме В. Д. Шутова [7] все проанализированные песчаники относятся к группе мономиктовых кварцевых песчаников, но встречаются и полевошпатово-кварцевые песчаники. Обломки кварца - полуокатанные и окатанные, замутненные газопылеватыми частицами, изометричные и немного вытянутые. Полевой шпат представлен зернами плагиоклаза, ортоклаза и микроклина, которые частично раздроблены и разрушены. Минералы тяжелой фракции представлены турмалином, цирконом, дистеном, сфеном, касситеритом, хромшпинелидами, брукитом и анатазом. Следует отметить, что проведенный химический анализ кварцевых песчаников показал, что они содержат (масс. доля %) до 97,3 SiO2, до 15,2 MgO, до 25,8 CaO, до 5,5 Al2O3, до 3,2 K2O, до 3,1 Fe2O3, до 1,9 Na2O и до 0,3 TiO2.
Наличие слойков зеленых аргиллитов свидетельствует о существенной роли приливно-отливных течений, перераспределявших древние песчаные осадки при формировании барового тела. Почти повсеместно песчаники содержат знаки волновой ряби.
Как указывалось выше, породы, подстилающие разнозернистые песчаники Ботуобинского бара и объединенные в состав курсовской свиты, тоже вмещают продуктивные пласты. В скважине 3388 они вскрыты в интервале глубин 2338,2-2400,0 м. Это преимущественно серые и красноцветные аргиллиты, серо-зеленые песчанистые алевролиты и редкие прослои мелкозернистых песчаников.
По данным гранулометрического анализа, основная масса изученных пород из данной части разреза представляет собой глинистые и песчанистые алевролиты. Содержание песчаной фракции в глинистом алевролите составляет от 8,0 до 14,9 %. Средний размер терригенных зерен - около 0,03 мм. Содержание песчаной фракции в песчаном алевролите достигает 41,9 %, а глинистой фракции - 13,2 %. В составе алевролитов обнаружены пиритовые конкреции округлой и вытянутой формы размером от 1,5 до 6 см в поперечнике, а также округлые включения черного битуминозного материала. Мощность прослоев песчаников достигает 0,2 м.
Аргиллиты тонкоплитчатые, местами с раковистым изломом, иногда с зеркалами скольжения. В результате термического анализа выявлено, что красноцветные аргиллиты содержат до 4 % галита, до 7 % сидерита и до 2 % ангидрита.
Мелкозернистые песчаники состоят на 95-100 % из кварца, что позволяет отнести их к мономиктовым кварцевым песчаникам. Терригенный материал хорошо отсортирован, кварцевые зерна полуокатанные и угловатые. Полевой шпат, серицит и обломки глинистых каолиновых пород встречаются редко, тем не менее это типичные индикаторы, указывающие на размыв, перенос и переотложение коры выветривания из провинции питания (области сноса). Минералы тяжелой фракции встречаются редко и представлены турмалином, сфеном, хромшпинелидами и аутигенными лейкоксеном и пиритом. Количество цемента в песчаниках достигает 45 %. По типу цементации он базально-поровый или базальный. Все это указывает на то, что основная масса отложений курсовской свиты сформировалась в условиях мелководного шельфа обширного внутриплитного Восточно-Сибирского моря. Впоследствии, в процессе регрессии моря, с восточного склона НепскоБотуобинского поднятия, где в настоящее время расположено Среднеботуобинское месторождение на месте существовавшего здесь мелководного шельфа, постепенно возник гигантский прибрежный песчаный бар. Таким образом, формирование Ботуобинского песчаного бара произошло не в результате трансгрессии моря, как это считали исследователи [1; 2; 5], а в результате его регрессии.
Обычно бары отделяют от моря заливы или целые лагуны. В настоящее время подобные геологические тела известны в Мексиканском заливе, Охотском, Беринговом, Азовском и других морях. Так, песчаное тело, названное «Арабатская Стрелка (Коса)», длина которого около 200 км, отделяет залив Сиваш от Азовского моря.
Важно отметить, что погребенный древний Ботуобинский бар впоследствии превратился в природный массивный нефтегазовый резервуар. Под природным массивным резервуаром понимается природное тело, размеры которого по разным направлениям примерно сопоставимы. В кровле и подошве этого тела залегают труднопроницаемые для флюидов породы. Флюиды свободно циркулируют в пределах барового тела как по горизонтали, так и по его вертикали, что способствует вертикальной дифференциации флюидов по плотности и обособлению нефти от воды и газа в определенных местах - ловушках.
Кроме того, по данным А. М. Фомина, С. А. Моисеева [6], установлено, что перспективы нефтегазоносности ботуобинского продуктивного пласта далеко не исчерпаны. Следует отметить, что к северо-западу от Среднеботуобинского месторождения простиралась обширная нижняя зона пляжа, тянувшаяся вдоль очень пологого берега. В юго-восточном направлении произошло сокращение мощности песчаников в пределах предфронтальной зоны пляжа вплоть до полного отсутствия в зоне склоновой части шельфа. Вероятно, в результате неравномерной скорости трансгрессии и циклических колебаний уровня моря границы фациальных зон изменялись с сохранением медленного продвижения в северо-западном направлении. Это обстоятельство обусловило присутствие фрагментарной слоистости в строении ботуобинского пласта. Временные незначительные усиления скорости слабого вдольберегового северо-восточного течения и приливно-отливные циклы нашли отражение в фрагментарном развитии слабонаклонной косой слоистости.
Для базального уровня ботуобинского горизонта практически повсеместно характерны повышение глинистости песчаников и алевролитов и меньшая степень окатанности и отсортированности. Данное обстоятельство подчеркивает прибрежно-морской генезис песчаного ботуобинского тела. Кроме того, в процессе формирования отложений нижней части ботуобинского горизонта отчетливо отмечается кратковременное изменение уровня моря, что привело к образованию локальной глинистой перемычки. Эта глинистая пачка протягивается в нижней части ботуобинского горизонта вдоль осевой части песчаного барового тела.
Заключение
Выполненные построения позволяют сделать следующие выводы:
1. Формирование Ботуобинского песчаного бара произошло не в результате трансгрессии моря, как это считали ранее, а в результате его регрессии.
2. На Среднеботуобинском месторождении билирская свита совместно с нижнебюкской подсвитой вмещают основную часть продуктивных отложений.
3. Ботуобинский продуктивный пласт представляет собой часть сложной системы барового песчаного тела, сформированного в прибрежной зоне обширного внутриплитного водоема, который в настоящее время представляет собой нефтегазовый природный резервуар.
4. Песчаники ботуобинского продуктивного пласта обладают высокими коллекторскими свойствами вследствие их слабой цементации, что способствовало свободной циркуляции продуктивных флюидов в пределах барового тела и формированию нефтегазовых ловушек.
Список литературы
1. Лебедев М. В. Фациальные модели терригенных отложений венда северовостока Непско-Ботуобинской антеклизы (Сибирская платформа) / М. В. Лебедев, Л. С. Чернова // Геология и геофизика. 1996. Т. 37, № 10. С. 51-64.
2. Мельников Н. В. Венд-кембрийский соленосный бассейн Сибирской платформы: (стратиграфия, история развития) / Н. В. Мельников. Новосибирск: Издво СО РАН, 2009. 146 с.
3. Месторождения нефти и газа центральной части Непско-Ботуобинской антеклизы / В. Н. Воробьев, С. А. Моисеев, В. А. Топешко, В. С. Ситников // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2006. № 7. С. 4-17.
4. Решения Четвертого межведомственного регионального стратиграфического совещания по уточнению и дополнению стратиграфических схем венда и кембрия внутренних районов Сибирской платформы/ под ред. Н. В. Мельникова, Л. Н. Репина. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1989. 64 с.
5. Стратиграфическая схема терригенных отложений венда северо-востока Непско-Ботуобинской антеклизы / М. В. Лебедев, С. А. Моисеев, В. А. Топешко, А. М. Фомин // Геология и геофизика. 2014. Т. 55, № 5/6. С. 874-890.
6. Фомин А. М. Ботуобинский продуктивный горизонт (условия формирования, строение и перспективы нефтегазоносности) / А. М. Фомин, С. А. Моисеев // Интерэкспо Гео-Сибирь. 2012. № 1(2). С. 19-23.
7. Шутов В. Д. Классификация песчаников / В. Д. Шутов // Граувакки. М.: Наука, 1972. С. 21-24.
References
1. Vorobyov V.N., Moiseyev S.A., Topeshko V.A., Sitnikov V.S. Oil and gas deposits of the central part of the Nepa-Botuobinskaya anteclise [Mestorozhdenija nefti i gaza v centralnojo chasti Nepsko-Botuobinskojo anteklize]. Geology, geophysics, and development of oil and gas fields - Geologija, geofizika, i razrabotka neftjanih i gazovih mestorojdeniju, 2006, no 7, pp. 4-17.
2. Lebedev M.V., Chernova L.S. Model sediment Ciskei terrigenous Facieses Northeast Nepa-Botuobinskaya anteclise (Siberian platform) [Facialnaja model' terrigennih otlojenii venda severo-vostoka Nepsko-Botuobinskaya antiklize (Sibirskaja platforma)]. Geology and Geophysics - Geologija i Geofizika, 1996, no 10 (37), pp. 51-64.
3. Lebedev M.V., Moiseyev S.A., Topeshko V.A., Fomin A.M. Stratigraphic scheme of terrigenous sediment Ciskei Northeast Nepa-Botuobinskaya anteclise [Stratigraficheskaja shema terrigennih otlojenii venda severo-vostoka Nepsko-Botuobinskaya antiklize]. Geology and Geophysics - Geologija i Geofizika, 2014, no 5/6 (55), pp. 874-890.
4. Melnikov N.V. Vend-Kembriiskii solenosnii baisein Sibirskoi platform: (stratigrafiy, istoriy) (Vend-kembriiskii solenosnii bassein Sibirskoiju platformi: (stratigrafija, istorija razvitija)). Novosibirsk, Publishing House of the SB RAS, 2009. 146 p.
5. Reshhenija Chetvertogo mezhvedomstvennogo regionalnogo stratigraficheskogo soveshhanija po utochneniu i dopolneniu stratigraficheskih shem venda i kembrija vnutrennih rajeonov Sibirskojo platformju (The decision of the fourth interdepartmental regional stratigraphic meeting to clarify and supplement the stratigraphic schemes of Venda and Cambrian interior of the Siberian platform). Novosibirsk, CNIIGGiMS, 1989. 64 p.
6. Shutov V.D. Classification of sandstones (Grauvakki). [Klassifikazhija peschanikov (Grauvakki)]. M., 1972. pp. 21-24.
7. Fomin A.M., Moiseev S.A. Productive horizon (conditions of formation, structure and oil and gas prospects) [Botuobinskiy produktivniy gorizont (uslovija formirovanija, stroenie i perspektiva neftigazonosnosti)]. Interekspo geo-Siberia - Interekspo geo-Sibir', 2012, no 1(2), pp. 19-23.