Южно-Тунгусская нефтегазоносная область расположена на северо-западе Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (Сибирская платформа). Изученность территории сейсмическими работами низкая и неравномерная и составляет порядка 0,12 пг.км/км² (рис. 1). Бурение глубоких скважин проводилось в 1960—1980-х годах, материалы по литолого-петрографическому изучению керна фрагментарны и в ряде случаев противоречивы.

В тектоническом отношении территория Южно-Тунгусской нефтегазоносной области в целом соответствует Бахтинскому мегавыступу юго-запада Курейской синеклизы, охватывая примыкающие прогибы: с запада — Приенисейский, с северо-востока — Туринская впадина, которые рассматриваются как очаги нефтегазообразования и источники углеводородов [2][3][8][9] (рис. 1).

Осадочный чехол на большей части области представлен карбонатными отложениями верхнего венда, карбонатными и соленосно-карбонатными отложениями нижнего кембрия, сульфатно-карбонатными и терригенно-карбонатными отложениями верхнего кембрия и преимущественно терригенными верхнего палеозоя [10][11].

Основные перспективы нефтегазоносности связаны с карбонатными отложениями верхневендско-нижнекембрийского и кембрийского НГК [1]. Моктаконская свита относится к верхневендско-нижнекембрийскому комплексу. В скважине Моктаконская 1 из этого уровня получены притоки нефти дебитом 93 м³/сут., в скважине Намурской 1 — незначительный приток нефти с газом, в скважине Усть-Дельтулинской 214 — газ дебитом 500 тыс. м³/сут., в Западно-Малькитконской 216 — притоки пластовой воды дебитом 497 м³/сут., отмечено газопроявление [2][3][6].

Стратиграфия и нефтегазоносность этой территории изучались рядом исследователей: Н.В. Мельников, Л.И. Килина, Т.Р. Кудрина (1985), А.П. Мельников, М.А. Маслеников, О.С. Шабанов (2017), Е.Н. Кузнецова, И.А. Губин, А.О. Гордеева, Л.Н. Константинова, С.А. Моисеев, А.Э. Конторович (2017), М.А. Маслеников, С.С. Сухов, П.Н. Соболев (2021) [4—12] и др. В моктаконской свите выделены уровни развития коллекторов и составлены литофациальные схемы, опирающиеся в значительной мере на интерпретацию сейсмических материалов. Сложное строение и недостаточная изученность региона оставляют многие вопросы нерешенными. В представленной работе выполнено детальное изучение литологических особенностей разрезов скважин и с применением методики седиментологического моделирования [13] определены условия осадконакопления различных типов отложений и оценена их связь с зонами возможного развития коллекторов.

Основой для моделирования послужили каротажные материалы с привлечением всех имеющихся данных по изучению керна скважин и испытаниям.

Таким образом, перспективы нефтегазоносности области подтверждаются полученными притоками, близостью очагов нефтегазообразования и существующими путями миграции по восстанию пластов, наличием возможных коллекторов. Сохранность залежей обеспечивается региональным флюидоупором — глинисто-карбонатной летнинской свитой и соленосными отложениями нижнего кембрия. Зоны возможного развития коллекторов в значительной мере определяются лито-фациальными особенностями кембрийских отложений.

Моктаконская свита распространена на всей территории Южно-Тунгусской нефтегазоносной области, выделена Н.В. Мельниковым [8—12]. Стратотипом свиты выбран разрез скважины Нижнетунгусская-6 (3530,00—3647,00 м). Свита согласно залегает на соленосной ясенгской свите, перекрывается сульфатно-карбонатной марской, которая является локальным флюидоупором. Представлена доломитами с прослоями известняков в нижней части. Общая мощность в стратотипе составляет 72 м и изменяется по площади от 33 до 281 м. Залежи углеводородов в моктаконской свите большинство исследователей связывают с «амплитудными рифовыми постройками» [4][5][7][10][11].

Для моктаконской свиты отмечены существенные изменения по площади и по разрезу литологического состава пород и их мощности, что свидетельствует о высокой фациальной изменчивости, характерной для рифовых систем, обусловленной изменчивой палеогеографией и скоростью формирования биогерм. Для 12 скважин, вскрывших моктаконскую свиту, построены планшеты (рис. 2—5), выделены пачки, границы между которыми установлены в местах резкой смены характера записи кривых ГК и НГК, проведена корреляция пачек (рис. 6). Для анализа строения свиты разрезы скважин выстроены в ряд по изменению строения и мощностей, что соответствует профилю карбонатной седиментации с переходом от существенно глинистых разрезов через карбонатные разрезы значительных мощностей к разрезам уменьшенных мощностей, существенно карбонатным, часто сульфатизированным. Выделены зоны осадконакопления: лагунная, биогермная, шлейфовая и склоновая.

Ниже приводится детальное описание разрезов скважин, характеризующих разные фациальные зоны [1][13].

Биогермная зона. В разрезе моктаконской свиты скважины Западно-Малькитконская 216 выделено 4 пачки.

1-я пачка (3784,13—3848,00 м) сложена 3 пластами доломитов (мощности 13, 29 и 11 м), разделенными глинистыми карбонатами мощностью до 1 м. Нижние два пласта отмечаются неравномерной слоистостью, верхний — более однородным массивным строением. Значения ГК прослоев доломитов изменяется от 0,45 до 1,45 мкР/ч, НГК отличается относительно слабой дифференцированностью и повышенными значениями — от 3,38 до 4,78 у.е. Верхняя часть пачки охарактеризована керном, представленным доломитами темно-серыми мелкокристаллическими, слабокавернозными, участками брекчеевидными, плотными, массивными. Мощность пачки 63,87 м.

2-я пачка (3607,06—3784,13 м) сложена доломитами серыми мелкокристаллическими, участками мелко-среднекристаллическими, сильнокавернозными, брекчеевидными, песчаникоподобными, плотными, массивными. Вверх по разрезу появляются прослои известняков серых мелкокристаллических, плотных, массивных и доломитов глинистых. Массивные биогермные, часто кавернозные части разреза мощностью от 10 до 30—35 м (ГК от 0,45 до 1,56 мкР/ч; НГК до 5,05 у.е.) чередуются с обломочными карбонатами, местами брекчеевидными, мощностью до 8—10 м с меньшими значениями НГК (от 2 у.е.). Мощность пачки 177,07 м.

По результатам испытаний в интервале 3702,00—3790,00 м получен приток пластовой воды с растворенным газом, дебитом 49,7 м³/сут. Коэффициент пористости меняется от 2,33 до 17,34%.

3-я пачка (3578,55—3607,06 м) сложена доломитами, известняками, характеризуется резкой дифференциацией кривой ГК (от 0,68 до 2,28 мкР/ч). Доломиты серые, темно-серые разнокристаллические, слоистые, пористые, кавернозные. Известняки серые, темно-серые, мелкокристаллические, слоистые, плотные. В подошве пачки выделяется прослой известковистого аргиллита мощностью около метра. Мощность пачки 27,51 м.

4-я пачка (3567,00—3578,55 м). В основании залегает прослой известковистого аргиллита. Породы отличаются от пород третьей пачки более высокими значениями данных ГК и НГК. Мощность пачки 11,55 м.

Общая мощность моктаконской свиты в скважине Западно-Малькитконская 216 составляет 281 м.

К этой же фациальной зоне отнесена скважина Таначинская 7, разрез которой представлен толщей доломитов светло-серых органогенных, местами кавернозных, в нижней части более плотных, с минимальной дифференциацией кривой ГК. В средней части выделена пачка доломитов сильно кавернозных по увеличению значений НГК. Наличие коллектора подтверждает приток пластовой воды дебитом 659,5 м³/сут. (3454,00—3505,00 м). Мощность свиты составляет 146 м.

Лагунная зона. В скважине Моктаконская 2 выделено 4 пачки (мощности 69,18 м, 34,71 м, 22,28 и 31,83 м). Нижняя сложена доломитами светло-серыми мелкокристаллическими, участками среднекристаллическими, плотными, мощностью от 12 до 23 м, разделенными прослоями аргиллитов мощностью до 2 м и менее. Для доломитов значения ГК составляют до 1,44 мкР/ч, значения НГК до 6,40 у. е. Пласты аргиллитов характеризуются ГК до 5,44 мкР/ч, НГК от 2,50 до 3,50 у. е. Вторая и третья пачки схожи по строению, разделены пластом аргиллитов (1,5 м). Вторая пачка более глинистая, что отражается резкой дифференциацией кривой ГК (от 0,96 до 4,53 мкР/ч) и весьма низкими значениями НГК, от 2,53. Третья пачка сложена доломитами массивными, плотными, со значениями ГК от 2,39 до 3,26 мкР/ч и НГК от 3,65 до 5,67 у. е. В подошве пачки выделен пласт аргиллитов мощностью 2 м. Четвертая пачка начинается аргиллитами мощностью 3 м, вверх по разрезу сменяются доломитами темно-серыми, тонко-среднекристаллическими, участками — обломочными, кавернозно-пористыми. Местами отмечены оолитовые, сульфатизированные разности с мощностью прослоев до 4—5 м. Общая мощность моктаконской свиты в скважине Моктаконская 2 составляет 158 м.

К этой же зоне отнесена скважина Моктаконская 1, отличающаяся малой мощностью (36 м), сложенная доломитами и известняками. Доломиты серые средне-крупно-грубокристаллические, массивные, участками неяснослоистые, кавернозно-пористые мощностью до 8 м (ГК отличается минимальной дифференциацией со значениями от 0,01 до 1,48 мкР/ч, НГК сильно дифференцирован и имеет значения от 2,48 до 5,00 у. е.). Известняки серы, тонкокристаллические, пятнистые, сульфатизированные. По результатам испытаний в интервале 3303,00—3325,00 м получен приток нефти, дебитом 93 м³/сут.

Шлейфовая фациальная зона представлена разрезом скважины Таначинская 8. В составе моктаконской свиты выделено 5 пачек мощностью 56,39, 36,54, 44,04, 31,5 и 39,17 м. Разрез отличается неравномерным чередованием карбонатов чистых с карбонатами в разной степени глинистыми с прослоями аргиллитов мощностью до 1 м. Среди доломитов плотных (ГК от 0,01 до 1,54 мкР/ч; НГК от 3,66 до 5,24 у. е.) отмечены прослои доломитов обломочных мощностью от 1 до 4 м, в которых значения ГК составляют от 1,54 до 4,82 мкР/ч. Кривая НГК сильно дифференцирована, отражает присутствие глинистых разностей (от 2,50 у. е.) и чистых карбонатов (до 6,37 у. е.).

1-я пачка (3516,61—3573,00 м) представлена доломитами глинистыми, слоистыми, плотными, в основании более глинистыми, до аргиллитов известковистых. В верхней части пачки доломиты серые, мелкокристаллические, массивные характеризуются меньшей плотностью. В трех пачках преобладают обломочные доломиты, участками кавернозные, переслаивающиеся с доломитами органогенными и доломитами глинистыми. По результатам испытаний в интервале 3497,00—3573,00 м первой и второй пачки получен приток пластовой воды дебитом 331 м³/сут. Первая, вторая и третья пачки начинаются прослоями аргиллитов мощностью от 1 до 3 м, сложены чередованием доломитов органогенных, плотных, прослоями пористо-кавернозных мощностью до 10 м и доломитов обломочных, в разной степени глинистых. По результатам испытаний в интервале 3361,00—3398,00 м пятой пачки получен приток пластовой воды дебитом 187 м³/сут. Общая мощность моктаконской свиты 208 м.

Склоновая зона отличается максимальной дифференциацией кривых ГК и НГК, значительной долей глинистых разностей и присутствием прослоев обломочных карбонатов в верхних частях разрезов.

В разрезе скважины Марская 217 выделено 4 пачки.

1-я пачка (3476,08—3508,00 м) сложена доломитами и известняками. Доломиты темно-серые мелко-тонкокристаллические. Известняки темно-серые до черных тонкокристаллические. В подошве пачки наблюдается слой плотных глинистых известняков мощностью 4 м. Вверх до кровли пачки отмечается чередование карбонатов в разной степени глинистых, что подчеркивается резкой дифференциацией кривой ГК и пониженными значениями кривой НГК. Мощность пачки 31,92 м.

2-я пачка (3430,43—3476,08 м) отличается от первой пачки еще более резкой дифференциацией кривой ГК (от 1,18 до 4,46 мкР/ч) и слабой дифференциацией кривой НГК (от 2,65 до 3,96 у.е.). Сложена доломитами, известняками. Доломиты серые до темных, мелкокристаллические, слоистые, плотные. Известняки серые, темно-серые до черных, мелкокристаллические. Мощность пачки 45,65 м.

3-я пачка (3399,28—3430,43 м) сложена доломитами, известняками с прослоями аргиллитов. Доломиты обломочные серые до темных, мелкокристаллические, слоистые, плотные, крепкие, местами глинистые. Известняки серые, темно-серые до черных, мелко-тонкокристаллические, глинистые, плотные. Аргиллиты бурые, плотные, тонкоплитчатые. В подошве пачки выделяются прослой аргиллита мощностью около 1 м. Кривая ГК сильно дифференцирована со значениями от 0,80 до 6,73 мкР/ч, значения НГК изменяются от 2,83 до 4,05 у. е. В подошве пачки выделяется пласт аргиллитов мощностью 3 м. Мощность пачки 31,15 м.

4-я пачка (3370,00—3399,28 м) сложена доломитами и известняками. Доломиты темно-серые мелко-тонкокристаллические, плотные, неравномерно глинистые. Известняки серые, темно-серые до черных, мелко-тонкокристаллические, плотные, частично доломитизированные, глинистые. В подошве выделен слой аргиллитов мощностью 2 м. Кривая ГК сильно дифференцирована со значениями от 0,80 до 5,28 мкР/ч, значения НГК составляют 3,00—4,40 у.е. В кровле пачки наблюдаются прослои карбонатов обломочных с уменьшенной плотностью (НГК 3,00 у. е.) Мощность пачки 29,28 м. Общая мощность свиты 138 м.

К этой же зоне отнесены скважины: Усть-Кочумдеская 202 и Моктаконская 7.

Разрез скважины Усть-Кочумдекская 202 схож по литологическому строению с разрезом скважины Марская 217, но отличается сокращенной мощностью моктаконской свиты до 81 м. В верхней части появляются прослои доломитов темно-серых среднекристаллических, окремненных, пористо-кавернозных.

Скважина Моктаконская 7 представлена чередованием доломитов темно-серых тонко-мелкокристаллических, глинистых, плотных; известняков темно-серых мелкокристаллических, слабоглинистых, плотных. Пласты аргиллитов известковистых бурых мощностью до 3 м отмечены в нижней части разреза и в основании верхних пачек. По всему разрезу наблюдается окремнение. Мощность свиты составляет 106 м.

Типизация и строение разрезов охарактеризованы в таблице.

На основании полученного материала построена седиментационно-емкостная модель свиты (рис. 6). Выделены четыре литолого-фациальные зоны: биогермная, лагунная, шлейфовая, и склоновая, в которых развит соответствующий тип отложений.

Биогермный тип отложений выделен в скважинах: Нижне-Тунгусская 6, Таначинская 7 и Западно-Малькитконская 216. Биогермные отложения обладают значительной мощностью, варьирующейся от 117 м (Нижне-Тунгусская 6) до 281 м (Западно-Малькитконская 216) (рис. 2). Их отличительной особенностью является минимальная дифференциация и низкие значения кривой ГК. Показания НГК варьируются в зависимости от плотности пород. Биогермные отложения сложены доломитами светло-серыми, серыми средне- и крупнокристаллическими перекристаллизованными, массивными. Присутствие емкостного пространства отражается кривой НГК. Коэффициент пористости меняется от 2,30 до 17,34 %. Коэффициент проницаемости варьируется в пределах 0,01—357,07 мД (скв. Западно-Малькитконская 216) (Определено в ходе лабораторного эксперимента по керну сотрудниками лаборатории физики пласта ПГО «Енисейнефте-газгеология», 1989 г.).

Лагунные отложения сложены карбонатными породами, обладают выдержанной мощностью, которая изменяется от 152 м (в скв. Моктаконская 2) до 158 м (в скв. Моктаконская 3) (рис. 3). В скважине Моктаконская 1 наблюдается сокращение мощности до 36 м, что объясняется положением разреза на приподнятой части дна бассейна. В разрезах наблюдается меньшая дифференциация и меньшие значения кривой ГК, более высокие значения кривой НГК, что указывает на пониженное содержание глинистого материала и увеличение плотности отложений. Разрезы представлены доломитами светло-серыми, серыми и темно-серыми с преимущественно тонко-среднекристаллической структурой, встречаются оолитовые разности. Присутствуют прослои ангидритов мощностью до 40 см, а также прослои аргиллитов зеленовато-темно-серых аналогичной мощности. Присутствие емкостного пространства отражается значениями кривой. Данные по фильтрационно-емкостным свойствам отсутствуют.

Шлейфовые отложения образованы при разрушении органогенных построек. Мощность отложений достигает 208 м (Таначинская 8) (рис. 4). Показания кривых ГК и НГК в разрезе скважины изменчивы, от максимальных показаний и дифференциации до относительно низких показаний и выдержанной минимальной дифференциации кривых ГК и НГК. Отложения представлены доломитами светло-серыми, серыми, коричневато-серыми и темно-серыми. Структура пород разнокристаллическая, обломочная, текстура слоистая. Емкостное пространство отличается слабой пористостью и кавернозностью, с кавернами размером до 8 мм. Коэффициент пористости меняется от 0,15 до 15,40 %. Коэффициент проницаемости варьирует в пределах 0,001—2,91 мД (определено в ходе лабораторного эксперимента по керну сотрудниками лаборатории физики пласта ПГО «Енисейнефтегазгеология», 1989 г.).

Склоновые отложения выделены в скважинах: Моктаконская 6, Моктаконская 7, Марская 217, Холминская 212 и Усть-Кочумдекская 202 (рис. 5). Склоновые отложения характеризуется сокращенной мощностью разрезов от 81 м (скв. Усть-Кочумдекская 202) до 148 м (скв. Холминская 212) и резкой дифференциацией кривых ГК и НГК. Такая дифференциация свидетельствует о неоднородности разреза за счет появления глинистых прослоев и глинистого заполнителя в карбонатных породах. Склоновые отложения представлены преимущественно доломитами темно-серыми микрокристаллическими, прослоями обломочными, слоистыми. Частые прослои аргиллитов мощностью до 2 м. Доломиты содержат включения ангидритов, часто встречающиеся в виде гнезд, что свидетельствует об их постседиментационной природе. В скважине Моктаконская 7 обильно развито окремнение, представленное в виде включений и прослоев кварц-халцедоновых агрегатов. Данные по фильтрационно-емкостным свойствам отсутствуют.