levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал

Б.И. Ким, Н.К. Евдокимова, О.И. Супруненко, Д.С. Яшин,  (ВНИИокеангеология)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2007-2
 

 

Восточно-арктический шельф России характеризуется неравномерной сейсмогеологической изученностью, наиболее низкой на шельфе Восточно-Сибирского моря. Однако значительный объем сейсмических работ, выполненных за последние 15 лет отечественными и зарубежными организациями на шельфах этих морей, анализ их результатов и геологическая интерпретация позволяют вернуться к вопросам нефтегеологического районирования и оценке перспектив нефтегазоносности на качественно новом уровне.

В составленной в 1969 г. в НИИГА (ВНИИокеангеология) карте перспектив нефтегазоносности Советского Союза масштаба 1:5 000 000 впервые было выполнено нефтегеологическое районирование шельфа арктических морей, а на XI Всемирном нефтяном конгрессе в Лондоне институтом была представлена концепция Арктического нефтегазоносного супербассейна и его изучения. Позднее эти вопросы нашли отражение как в работах по оценке перспектив нефтегазоносности шельфов конкретных морей (Лазуркин Д.В., 1994; Яшин Д.С., Ким Б.И., 1996, 1999), так и в работах, непосредственно связанных с нефтегеологическим районированием арктических шельфов России (Ким Б.И., Яшин Д.С., 1995; Грамберг И.С., Супруненко О.И., Лазуркин Д.В., 2000; [2, 4]).

Настоящее нефтегеологическое районирование восточно-арктического шельфа основано на результатах районирования фундамента, определении стратиграфического диапазона осадочного чехла, а перспективы его нефтегазоносности установлены по комплексу критериев – структурных, литологических, органогеохимических, а также на нефтегазоматеринском потенциале пород осадочного чехла и масштабах его реализации.

Тектоническое районирование фундамента.

Геологические данные по островному и материковому обрамлению, анализ разрезов сейсмогеологических профилей и районирование потенциальных полей позволяют выделить в пределах шельфов области с различным возрастом консолидации основания. Наиболее подробно эти вопросы изложены в работе [1].

Шельф моря Лаптевых.

На востоке шельфа выделяются позднекиммерийские складчатые системы – Верхояно-Колымская и Новосибирско-Чукотская – миогеосинклинальные и разделяющая их Раучуано-Олойская – эвгеосинклинальная. В геологической литературе последняя иногда называется Южно-Анюйской. Эти системы обтекают срединные массивы (Шелонский – на юге и Котельнический – на севере) и продолжаются на шельфе Восточно-Сибирского моря.

В западной и центральной части шельфа выделяется гренвильская складчатая система (Сибирская) северо-западного простирания. Она представляет акваториальное продолжение Сибирской платформы и отделена от позднекиммерийских систем на востоке Лазаревским региональным разломом. Данные А.П.Смелова и др. (1998) по геотектоническому районированию погребенной части фундамента Северо-Азиатского кратона свидетельствуют, что в губу Буор-Хая выходит Лено-Алданский позднепротерозойский орогенный пояс северо-западного простирания. Восточная граница этого пояса на шельфе представлена Лазаревским разломом, к западу от которого резко возрастает мощность осадочного чехла и увеличивается его стратиграфический диапазон (верхний рифей – кайнозой). Пробуренная на побережье (непосредственно перед шельфом) Усть-Оленекская скважина, впервые вскрывшая в забое верхнерифейские терригенные отложения (Граусман В.В., 1998), также позволяет предполагать на шельфе фундамент гренвильской консолидации. Веским доказательством существования такого фундамента в центральной части шельфа послужили результаты анализа двух пересекающихся профилей BGR 97-01 и МАГЭ 86707-2. Было установлено, что в 8 км западнее Лазаревского разлома ниже горизонта LS1 (подошва апт-кайнозойского чехла на востоке шельфа) прослеживается несколько региональных рефлекторов, а три основных горизонта (включая кровлю древнего фундамента) выделяются на одних и тех же временах [1].

В северо-западной части шельфа выходит раннекиммерийская (Южно-Таймырская) складчатая система северо-восточного простирания, примыкающая к Таймыру и обрывающаяся бровкой шельфа.

В южной, прибрежной, зоне шельфа выделяется узкая западная ветвь Верхояно-Колымской системы, представляющая авлакоген в теле Сибирской платформы.

Шельф Восточно-Сибирского моря.

На юге шельфа, обрамляя о-ва Анжу, выделяется позднекиммерийская (Новосибирско-Чукотская) складчатая система северо-западного простирания. Ее северная граница начинается в 220 км к северу от Земли Бунге и плавно спускается к восточной оконечности о-ва Новая Сибирь, уходя на юго-восток, где в 190 км к северу от м.Шелагский изменяет свое направление на северо-восточное, продолжаясь в пределы Чукотского шельфа. К северу от этой границы (вплоть до бровки шельфа) выделяется область развития каледонской складчатой системы, включающей о-ва Де-Лонга. Ордовикский возраст (440-450 млн лет) вулканогенного комплекса о-ва Генриетты определен радиоизотопным методом. Осадочные же формации о-ва Беннетта, по-видимому, подстилаются кристаллическим фундаментом, т.е. в области каледонской консолидации существуют участки древней континентальной коры.

Шельф Чукотского моря.

Южную часть шельфа вместе с островами Врангеля и Геральда занимает позднекиммерийская (Новосибирско-Чукотская) складчатая система. Ее северная граница на шельфе располагается в 100 км севернее о-ва Врангеля и пологой дугой опускается к м.Лисберн на Аляске. Севернее она сменяется областью с каледонским возрастом консолидации складчатого основания. На крайнем севере шельфа (вплоть до бровки) развита область, относящаяся к докембрийскому (байкальскому) фундаменту. Этому не противоречат данные по геологии хр.Нортвинд – аваншельфового поднятия, примыкающего к Чукотскому шельфу с севера (Grantz A. et al., 1998).

Осадочный чехол.

Результаты районирования фундамента определили стратиграфический диапазон осадочного чехла в пределах шельфов восточно-арктических морей, а представления о его строении базируются на результатах интерпретации сейсмических работ МОВ ОГТ, разрезов скважин на побережье и геологических данных по островному и материковому обрамлению, позволяющих прогнозировать литологический состав и возраст отложений. Одновременно с этим современные седиментационные бассейны восточно-арктических морей в качестве единого структурного этажа вмещают отложения апт-кайнозоя, получившие название бассейнового комплекса, который представляет полный объем чехла в областях развития позднекиммерийского фундамента.

В областях с более древним фундаментом этот комплекс подстилается промежуточным (или параплатформенным) структурным этажом. Между этажами нет угловых несогласий, фиксируется лишь смещение в плане оси прогибания бассейнового комплекса относительно подошвы чехла, не нарушающего единства структурного плана.

На большей части Лаптевского шельфа, а также в пределах Анисинского прогиба, наложенного на Котельнический срединный массив, полный объем промежуточного этажа может достигать интервала от рифея до нижнего мела (неоком). Промежуточный этаж здесь состоит из терригенно-карбонатного рифей-вендского сейсмостратиграфического комплекса (ССК) мощностью от 1,0-2,0 до 3,0-3,5 км, кембрий-нижнекаменноугольного ССК (карбонатного мощностью от 1,5 до 5,6 км) и нижнекаменноугольного (визе)-нижнемелового ССК (терригенного мощностью от 0,5 до 4,5 км). Все три ССК разделяются отражающими горизонтами на подкомплексы, а их максимальные мощности отмечаются в Усть-Ленском грабене, Омолойском и Южно-Лаптевском прогибах.

В области развития раннекиммерийского фундамента, примыкающего к Таймыру, чехол представлен отложениями юры – кайнозоя мощностью не более 1,5 км.

На востоке шельфа чехол сложен отложениями апт-кайнозоя, достигающими мощности 4,5-5,5 км. Этот бассейновый комплекс разделяется на три подкомплекса (апт-палеогеновый, миоценовый и плиоцен-четвертичный), последний является покровным и практически не затронут разрывными дислокациями.

На шельфе Восточно-Сибирского моря в области развития каледонид промежуточный структурный этаж представлен среднекаменноугольно-нижнемеловым ССК (терригенным по составу) и наращивается бассейновым комплексом (К1а-Кz). Максимальная мощность осадочного чехла достигает в Новосибирском прогибе 12 км. Участие верхнепалеозойских и мезозойских отложений в разрезе установлено по результатам работ ЛАРГЕ [3] и BGR [5]. В центральной части прогиба на ряде сейсмических профилей (BGR 94-06, 12, 19 и др.) ниже горизонта ESS1 (подошва чехла) уверенно выделяются сейсмотолщи с пластовой скоростью от 3,4 до 4,2; 4,7 и 5,1 км/с (Franke D. et al., 2004), свидетельствуя, что стратиграфический объем чехла не ограничивается верхним мелом – кайнозоем. С.С.Драчев и др. [3] в Новосибирском прогибе элсмирского комплекса предполагают присутствие отложений в полном объеме (D3-K1n) по аналогии с Северо-Чукотской впадиной. Слабая сейсмическая изученность не позволяет однозначно решить этот вопрос. Ранее Д.В.Лазуркин и А.В.Павлов (2002) высказывали предположение о присутствии в чехле прогиба параплатформенного комплекса отложений, соответствующих рифей-­раннемеловому структурному этажу. По нашему мнению рифей-силурийские отложения этого комплекса входят в состав каледонского фундамента.

В южной части шельфа (с позднекиммерийским фундаментом) объем чехла не выходит за рамки апт-кайнозоя, а его максимальная мощность не превышает 4, редко 5 км.

В пределах южной части шельфа Чукотского моря, где с запада продолжается область с позднекиммерийским фундаментом, повсеместно развит апт-кайнозойский бассейновый комплекс, достигающий максимальной мощности 8 км во впадине Хоуп Южно-Чукотского прогиба.

Севернее, в границах области с каледонским временем консолидации складчатого основания, мощность чехла резко возрастает до 22 км (Северо-Чукотская впадина прогиба Вилькицкого). Здесь бассейновый комплекс, носящий на Аляске название брукского, захватывает отложения баррема (К1br-Kz) и достигает мощности 15 км, причем на долю баррем-альбских отложений приходится не менее 10 км, что указывает на лавинный характер седиментации со скоростями осадконакопления до 400 м/млн лет.

Промежуточный структурный этаж здесь представлен терригенными отложениями элсмирского комплекса (D3-K1g) мощностью 7-8 км. По времени образования он почти синхронен верхнепалеозой-мезозойскому ССК, выделяемому в разрезе чехла шельфов морей Лаптевского и Восточно-Сибирского. На крайнем севере шельфа выделяется область с байкальским возрастом фундамента, который на своде поднятия по данным магниторазведки располагается на глубине 2-3 км. Он перекрыт верхнебрукскими отложениями (К2-Кz), мощность которых постепенно увеличивается к югу и северу от поднятия.

Нефтегазоматеринские толщи. Шельф моря Лаптевых.

В составе осадочного чехла Лаптевоморского шельфа в блоке с гренвильским основанием по аналогии с севером Сибирской платформы можно прогнозировать наличие нескольких регионально развитых преимущественно нефтематеринских свит (Грамберг И.С., Иванов В.Л., Преображенская Э.Н., 1976). Стратиграфически они могут быть приурочены к отложениям верхнего рифея – венда (литофациальные аналоги хатыспытской и старореченской свит глинисто-карбонатного состава с содержанием исходного ОВ до 1,0-1,5 %) и нижнего – среднего кембрия (фациально-литологические аналоги куонамской свиты доманикового типа с содержанием Сорг до 24 %). В карбонатном комплексе палеозоя прогнозируется еще несколько нефтематеринских свит, сложенных пачками черных глинистых карбонатов ордовика – нижнего силура, девона, раннего карбона. Наиболее перспективными представляются образования нижнего – среднего девона, в которых содержание Сорг достигает 5 %.

В верхнепалеозой-нижнемеловом терригенном комплексе также можно ожидать развитие нефтегазоматеринских толщ на нескольких стратиграфических уровнях: нижняя пермь, возможно, средний триас и юра (Калинко М.К., 1959; Грамберг И.С., Иванов В.Л., Преображенская Э.Н., 1976; Иванов В.Л., 1979). Генетический потенциал пермской нефтегазоматеринской толщи подтвержден открытием уникального Оленекского месторождения битумов и ряда более мелких месторождений и проявлений нефти в южной части Хатангского залива. Содержание Сорг в глинистых разностях перми составляет не менее 2,4 %, тип ОВ – смешанный (гумусово-сапропелевый). Накопление пермских осадков происходило в условиях достаточно крупного морского бассейна, что позволяет предположить и широкое региональное распространение этой толщи. Существенно глинистые отложения триаса с точки зрения нефтегазообразования также могут представлять определенный интерес, так как для них характерны многочисленные макро- и микропроявления битумов и в целом повышенная битуминозность. Нефтематеринский потенциал юрских отложений достаточно высок в Енисей-Хатангском и Лено-Анабарском прогибах, где они являются основными генераторами УВ. Юрские материнские толщи имеют морской генезис и содержат большое количество макро- и микробитумопроявлений, их мощность по некоторым оценкам достигает 1000 м. Предполагается, что, по крайней мере в южной части Южно-Лаптевского прогиба, нефтяной потенциал юрских отложений сохраняется таким же, как в Лено-Анабарском и Енисей-Хатангском прогибах. Таким образом, главными чертами нефтегазообразования на Лаптевоморском шельфе являются широкий стратиграфический диапазон развития нефтегазоматеринских свит, повышенная битуминозность разреза чехла, признаки многоэтапной миграции УВ и как следствие – практически сквозной характер макро- и микробитумопроявлений (от верхнего протерозоя до юры включительно).

Шельф Восточно-Сибирского моря.

О распространении нефтематеринских толщ на шельфе Восточно-Сибирского моря, тем более их особенностях, судить сложно даже предположительно, поскольку отсутствует не только конкретная геологическая информация, но и материалы сейсмического профилирования. По аналогии с Новосибирскими островами (о-в Котельный) на западе шельфа и о-ва Врангеля на востоке, нефтегазоматеринские толщи могут быть приурочены к терригенно-карбонатным отложениям карбона, где содержание Сорг составляет около 1,0-3,9 % (Грамберг И.С., Иванов В.Л., Преображенская Э.Н., 1976). Фациально-литологический состав осадков позволяет предполагать развитие преимущественно сапропелевого типа ОВ. В разрезах карбона на островах отмечены многочисленные битумопроявления. Потенциал отложений перми связан с ОВ гумусового состава (Сорг = 1,3-3,7 %), что, с учетом крайне низкой битуминозности, позволяет отнести их к газоматеринским.

Геолого-геохимические показатели триасовых отложений свидетельствуют о том, что они могут являться основной нефтегазоматеринской толщей на шельфе Восточно-Сибирского моря. Это подтверждается высокими содержаниями Сорг (до 10 %), морским генезисом и большой мощностью (до 1,5 км) осадков, смешанным составом ОВ и наличием большого количества макро- и микро битумопроявлений на о-ве Котельный.

Отсутствие геохимических показателей в юрских отложениях крайне затрудняет оценку их свойств, но судя по данным Чукотско-Аляскинского региона, где потенциал юры оценивается достаточно высоко, можно предполагать участие этих отложений в УВ-потенциале шельфа Восточно-Сибирского моря.

Повсеместно развитые меловые отложения, видимо, обладают высоким газовым потенциалом, о чем могут свидетельствовать угленосный тип меловой толщи и высокое содержание Сорг (до 20 %) гумусового ОВ.

Таким образом, при существующей сегодня степени изученности Восточно-Сибирского шельфа наиболее близко понятию нефтематеринских отложений по комплексу признаков соответствуют образования триаса, а газоматеринских – мела.

Шельф Чукотского моря.

В южной части Чукотского шельфа потенциально газоматеринскими являются глинистые и углисто-глинистые отложения апт-альба (литофациальные аналоги формации Торок на Аляске), в которых (судя по данным залива Коцебу) содержание Сорг составляет около 1,2-2,8 %. Преимущественно гумусовый состав ОВ и его относительно повышенные концентрации определяют неплохой газовый потенциал этих отложений. Можно предполагать, что определенный вклад в газовый потенциал Южно-Чукотского прогиба вносят также глинистые верхнемеловые и палеогеновые отложения (Tolson R.B., 1987). Перспективность Южно-Чукотского прогиба подтверждается также длительно существующими устойчивыми газогеохимическими аномалиями в донных осадках одних и тех же районов.

Прогноз нефтегазоматеринских толщ в Северо-Чукотской впадине возможен только методом аналогий с американским сектором Чукотского шельфа, где на акватории было пробурено пять скважин и по ним имеется прекрасный аналитический материал. Исходя из аналитических данных, к нефтематеринским свитам относятся темно-серые и черные глинистые отложения триаса, содержащие Сорг до 8 % (фациально-литологические аналоги формаций Ивишак и Шаблик) и глинистые отложения юры (аналоги формации Кингак) с содержанием Сорг 1,3-2,7 %. По мнению американских геологов, высокий процент аморфно-растительных (водорослевых) компонентов в ОВ этих толщ (до 70 %) позволяет рассматривать эти отложения как нефтематеринские. Их суммарная мощность в скважинах американского сектора достигает 400-640 м.

В меловом комплексе осадков к нефтематеринским породам относятся глинистые толщи баррема (фациально-литологические аналоги формации Пеббл Шейл) и апт-альба (аналоги формации Торок). В первом случае содержание Сорг составляет 1,6-5,4 %, во втором – 0,6-1,4 %. Альбские, преимущественно углистые отложения (фациальные аналоги группы Нанушук), в которых содержание Сорг достигает 10 %, завершают ряд материнских толщ в Северо-Чукотской впадине. Углистый состав и высокое содержание ОВ определяют эти толщи как весьма перспективные для газообразования.

Структуры осадочного чехла и перспективы их нефтегазоносности.

Структурные карты, построенные по подошве чехла и подошве бассейнового комплекса, могут рассматриваться как карты мощностей соответствующих отложений в связи с малыми глубинами на шельфах восточно-арктических морей. Сравнение карт указывает на смещение в плане областей максимальных прогибаний к северу и северо-востоку относительно подошвы чехла. Анализ первой карты позволил выделить основные структурные элементы в пределах шельфов и дать их характеристику.

Прогноз термобарических условий генерации УВ осуществлен на единой для всех шельфов методической основе, включающей обработку геолого-сейсмических данных и 3D-моделирование (по принципу бассейнового) в едином координатном пространстве.

Шельф моря Лаптевых.

В западной и центральной частях шельфа сочетание отрицательных и положительных платформенных структур создает исключительно благоприятные структурные условия для генерации и аккумуляции УВ. В восточной части шельфа узкие предгорные прогибы и блоковые поднятия (часто ограниченные или осложненные разломами) не обладают такими условиями и мощностями и рассматриваются преимущественно как малоперспективные в нефтегазоносном отношении.

    Южно-Лаптевский прогиб развит в юго-западной части шельфа. Мощность чехла составляет 11-12 км (на долю верхнерифей-среднепалеозойского комплекса приходится 7,5 км, верхнепалеозой-нижнемело­вого – 2,8 км, апт-кайнозойского – 1,5 км). На юго-западном и северо-восточном бортах прогиба и в местах их сочленения с валообразными поднятиями (Лено-Таймырским и Трофимовским) предполагается развитие зон выклинивания и различных ловушек структурного и экранированного типов. На южном замыкании прогиба прогнозируется крупная соляно-купольная (?) структура изометричной формы – Западно-Ленский купол. С соляными диапирами в отложениях верхней перми и среднего триаса на прилегающей суше связаны непромышленные дебиты нефти в пробуренных здесь скважинах.

Результаты моделирования тер­мобарических условий генерации УВ свидетельствуют о том, что Южно-Лаптевский прогиб является одним из основных очагов генерации преимущественно нефтяных УВ, в котором зона генерации (МК1-МК5) расположена на глубине от 1,5 до 7,0 км, а интервал “нефтяного окна” (МК2+МК3) мощностью 2,2-2,5 км представлен исключительно перспективными отложениями от девона (локально) до триаса включительно. Залежи нефти различного химического состава могут быть приурочены как к бортам прогиба, так и его центральным частям на глубине от 3 км и более.

Мощность чехла на Лено-Таймырском и Трофимовском поднятиях составляет соответственно 2-4 и 6-7 км. В пределах последнего, в его центральной части, из разреза выпадают нижнепалеозойские горизонты чехла, которые появляются на северном и южном его окончаниях, где осложнены отрицательными структурами с мощностью осадков до 10 км. На Лено-Таймырском поднятии местами из разреза выпадают комплексы верхнего рифея – венда, а также нижнего – среднего палеозоя.

Зону генерации УВ Трофимовского поднятия составляют отложения разных горизонтов – от ордовика до неокома включительно, находящиеся в интервале глубин 1,6-7,5 км. Интервал “нефтяного окна” по сравнению с Южно-Лаптевским прогибом несколько сокращен по мощности (1,5-2,0 км) и представлен отложениями карбона – юры. Прогнозируется, что к интервалу от 2,0 до 5,5 км могут быть приурочены залежи нефти разного химического состава.

    Усть-Ленский грабен – линейная рифтогенная структура, заложенная по системе глубинных разломов, приуроченных к западному склону Евразийского бассейна и продолжающихся на шельф. Мощность чехла составляет 12 км, сокращаясь до 8-9 км в осложняющих его по простиранию поднятиях. Верхнерифей-нижнемеловой комплекс осадков достигает здесь мощности 7 км, а в апт-кайнозойском колеблется от 3,5 до 5,0 км.

Депоцентр данной структуры является самым древним в регионе очагом генерации УВ (ранний девон). В направлении к бортам грабена происходит “омоложение” генерационных процессов (ранний мел). Нефтеобразование, в котором участвуют нефтематеринские породы перми, триаса и, возможно, юры, контролируется глубинами 2,5-5,5 км и контурами их распространения. Структура в целом оценивается нами как преимущественно нефтесодержащая.

    Вал Минина – протяженная структура с мощностью чехла до 5-7 км. Мощность верхнерифей-среднепалеозойского комплекса отложений составляет 2,7-3,0 км, верхнепалеозой-нижнемелового – не превышает 1,5 км, а верхнемел-кайнозойского – максимально достигает 1,8 км. Крупные локальные поднятия по простиранию вала образуют куполовидные структуры, представляющие ловушки для аккумуляции нефти и газа.

Вал Минина – один из очагов генерации УВ (J1-K1), но, несмотря на относительную “молодость”, генерация УВ здесь осуществляется полным объемом отложений от ордовика до неокома включительно (в сводовой части – до палеоцена). Интервал “нефтяного окна” мощностью 1,0-2,0 км развит на глубине 2,5-4,5 км и связан с карбонатными отложениями палеозоя. Наиболее активное нефтеобразование в этом комплексе относится к периоду 160-60 млн лет и соответствует формированию коллекторов и покрышек в юрско-меловом и частично палеоценовом комплексах. Это свидетельствует о том, что верхний этаж нефтенакопления может быть развит на глубине даже менее 2 км.

    Омолойский прогиб – краевой прогиб с мощностью осадков до 11,5 км, состоящий из двух депрессий, разделенных седловиной – по тектонической позиции представляет аналог Предверхоянского. Максимальная мощность верхнепалеозой-нижнемелового комплекса в разрезе составляет 7 км, апт-кайнозойского – 4,6 км.

В пределах наиболее погруженных зон Омолойского прогиба условия генерации УВ наступили приблизительно в позднем триасе. К этому времени самые древние нефтематеринские толщи рифея – венда и карбонаты палеозоя погрузились в зону активного нефтеобразования. На бортах прогиба и его центриклинальном замыкании ус­ловия главной фазы генерации УВ в названных комплексах наступили значительно позднее – в конце раннего мела. Главная фаза нефтеобразования в Омолойском прогибе и примыкающей к нему с востока Санниковской седловине растянута в интервале глубин от 2 до 8 км, где могут находиться отложения от ордовика до верхов мела. Интервал “нефтяного окна” представлен мезозойским комплексом отложений, залегающих на глубине 3,2-5,5 км. Нефтеобразование в данном комплексе отложений относится к периоду 125-50 млн лет, когда сформировались апт-альбские и палеоценовые коллекторы. Это позволяет сделать вывод о том, что залежи нефти будут ограничены интервалами 2,5-4,0 км (максимально).

Общим для Южно-Лаптевского и Омолойского прогибов, Усть-Ленского грабена и Трофимовского под­нятия является аномальное содержание УВ-газов, а также наличие аргона и гелия, установленное в донных осадках этих структур. Кроме того, гигантский стратиграфический диапазон развития нефтематеринских отложений (от рифея до юры, а возможно, и мела), оптимальные условия генерации УВ (последовательное погружение без значимых высокоамплитудных инверсий) ставят Лаптевоморский шельф в разряд наиболее перспективных на поиски преимущественно месторождений нефти в местах их образования.

    Северо-Лаптевский прогиб и впадина Толля представляют единую систему окраинно-шельфовых отрицательных структур, заложившихся на разновозрастном фундаменте. В первом мощность верхнепалеозой-нижнемелового комплекса составляет 4 км, апт-кайнозойского – 5 км, во втором мощность апт-кайнозойских отложений достигает 6,0-6,5 км. Выклинивание сейсмокомплексов, по восстанию которых может происходить миграция УВ в сторону ограничивающих эти структуры поднятий, создает благоприятные структурные условия для их аккумуляции.

Шельф Восточно-Сибирского моря.

Сейсмическая информация по этому району крайне скудна и, в основном, охватывает западную часть шельфа. Эти данные в совокупности с результатами районирования потенциальных полей и фундамента позволяют составить представление о структуре чехла на региональном уровне.

К структурам, которые могут представлять наибольший интерес с позиции потенциальной нефтегазоносности, относятся Новосибирский и Дремхедский прогибы, а также северный и восточный склоны поднятия Де-Лонга.

    Новосибирский прогиб (длина около1100 км, максимальная ширина 200 км) является крупным краевым прогибом, состоящим из двух неравных по размерам депрессий – Беннетской и Жоховской, разделенных Решетниковской седловиной. Вкрест простирания прогиб представляет две опущенные ступени к югу от поднятия Де-Лонга. В пределах первой развит грабен с мощностью осадков до 5 км, в пределах второй – две крупные грабенообразные впадины с мощностью осадков до 10-11 км. На Решетниковской седловине мощность чехла не превышает 4 км. Обе впадины и седловина рассматриваются как благоприятные для генерации и аккумуляции УВ. На сейсмическом профиле ЛАРГЕ мощность промежуточного структурного этажа в пределах первой ступени оценивается в 2 км, а мощность апт-кайнозойского комплекса осадков составляет 4 км. В пределах второй ступени максимальная мощность апт-кайнозойских осадков на востоке про­гиба возрастает до 6 км, а мощность промежуточного этажа (верхнепалеозой-нижнемелового) увеличивается до 5 км (Franke D. et al., 2004).

Шельф Чукотского моря.

Достаточно хорошо изученная структура чехла и опубликованные данные о проявлениях нефти и газа в американских скважинах (расположенных недалеко от российского сектора шельфа) позволяют рассматривать этот шельф в числе первоочередных объектов, подлежащих не только параметрическому, но и разведочному бурению.

Южно-Чукотский прогиб и, прежде всего, Северо-Чукотская впа­дина прогиба Вилькицкого относятся к числу перспективных нефтегазоносных структур. Разрезы американских скважин подтверждают представления о возрасте чехла и его строении, дают аналитическую информацию о физических свойствах пород, уровне катагенеза, коллекторах и покрышках, а также нефтематеринских толщах в разрезе чехла.

    Южно-Чукотский прогиб расположен в южной части шельфа и выполнен апт-кайнозойскими осадками, максимальная мощность которых достигает 8 км. Прогиб состоит из серии кулисообразно расположенных впадин – Лонга (мощность чехла 4 км), Северо- и Южно-Шмидтовских (3,0; 5,8 км), Хоуп (8 км), Колючинской (5,9 км), разделенных линейными валообразными поднятиями (Онман, Инкигурским и др.).

Анализ катагенетического строения свидетельствует о том, что в Южно-Чукотском прогибе три впадины – Хоуп, Колючинская и Южно-Шмидтовская – по термобарическим условиям могут являться очагами генерации УВ. В них развит последовательно сменяющийся катагенетический ряд отложений от ПК до АК включительно и в полном объеме присутствует зона генерации УВ, которая охватывает отложения разных горизонтов мела и палеогена. Мощность интервала, соответствующего обстановке “нефтяного окна”, сохраняется на глубине 2,0-5,4 км. Все впадины хорошо изолированы сверху мощной (до 2-3 км) толщей осадков, которая включает несколько уровней покрышек. Разделяющие впадины валообразные поднятия Инкигурское и Онман на протяжении олигоцен-раннеплиоценового времени по отношению к сопряженным с ними впадинам могли служить благоприятными структурными ловушками, преимущественно для газа. Рекомендуемые для бурения скважины вскроют практически весь осадочный чехол. В пределах впадины Хуоп неоднократно отмечалось наличие устойчиво существующих газогеохимических аномалий в донных осадках. В прогибе предполагаются средние и небольшие по запасам месторождения, в основном, газового состава.

    Северо-Чукотская впадина выделяется в северной части шельфа и представляет собой крупнейшую структуру с мощностью осадков до 22 км. Мощность отдельных комплексов в пределах промежуточного структурного этажа может достигать: нижнеэлсмирского подкомплекса (D3-Р1) – 3,5-5,5 км, верхнеэлсмирского (Р21n) – 2,8 км, нижнебрукского (К1br-аl) – до 10,5-11,0 км, отложений верхнего мела (К2) – до 3 км, палеогена – 1,4 км, миоцена – 0,6 км и плиоцен-четвертичных отложений – до 0,3 км. Восточное центриклинальное замыкание впадины обусловлено виргацией вала Барроу.

На южном крыле впадины, в его внешней части, углы наклона по подошве чехла составляют 10-12о, а по подошве баррем-альбских отложений – 3-5о. Внешняя часть крыла впадины осложнена локальными поднятиями, представляющими зоны аккумуляции УВ, и, судя по разрезам сейсмических профилей, характеризуется выклиниванием сейсмокомплексов по восстанию, что создает хорошие условия для миграции УВ (аналогичные условия отмечаются и для северного крыла). Рекомендуемые здесь скважины вскроют весь разрез баррем-альбских отложений. Примечательной и характерной чертой юго-восточного окончания впадины является развитие сланцевого диапиризма, в отдельных местах достигающего поверхности дна. Как отмечают A.Grantz et al. (1987), ширина диапиров достигает 1-4 км, некоторые из них имеют высоту до 2 км и более. Американские геологи рассматривают их как структурные ловушки для нефти, а саму впадину (длиной 800 км, шириной 200 км) – как очаг наиболее масштабной нефтегенерации на Чукотском шельфе.

Накопление осадочных толщ в Северо-Чукотской впадине происходило в условиях лавинной седиментации со скоростями накопления, например баррем-альбского сейсмокомплекса, до 400 м/млн лет и с резким перепадом рельефа бассейна. Эти условия отразились в растянутости катагенетических градаций, нечеткости и размытости их границ, большой мощности катагенетических зон (до нескольких километров), в результате чего сформировался мощный растянутый по вертикали этаж нефтегазообразования (по типу Мексиканского и Персидского заливов, Бразильского шельфа, юга Каспийской впадины и др.). Суммарная мощность баррем-верхнемеловой генерирующей толщи достигает 10 км и более, а такие показатели, как присутствие на бортах этой структуры соляных диапиров, наряду с условиями лавинной седиментацией и др., позволяют рассматривать Северо-Чукотскую впадину как возможный аналог Каспийской впадины, где за последнее время открыты десятки новых месторождений нефти.

Нефтегеологическое районирование.

Рассмотренные результаты районирования фундамента и чехла, а также основные критерии перспектив нефтегазоносности позволили по-новому провести, а в отдельных случаях существенно уточнить, границы выделявшихся здесь ранее [3, 4] двух потенциально нефтегазоносных провинций (ПНГП) – Новосибирско-Чукотской и Восточно-Арктической, а также Лаптевской (самостоятельной) перспективной нефтегазоносной области (ПНГО) (см. рисунок).

 

Рисунок. КАРТА НЕФТЕГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ ШЕЛЬФА ВОСТОЧНО-АРКТИЧЕСКИХ МОРЕЙ РОССИИ (по Б.И.Киму, Д.С.Яшину)
1 – районирование земель по степени перспективности: а – высокоперспективные, б – перспективные I категории, в – перспективные II категории, г – малоперспективные, д – бесперспективные; 2 – границы перспективных нефтегазоносных провинций и самостоятельной перспективной нефтегазоносной области; 3 – границы ПНГО в пределах провинций; 4 – стратоизогипсы по подошве чехла, км; 5 – разломы; 6 – границы структур I порядка; 7 – границы структур II и III порядка, 8 – бровка шельфа; 9 – государственная граница РФ на шельфе; 1 – Лаптевская потенциально-нефтегазоносная область (самостоятельная, арабская цифра в квадрате); 2 – перспективные нефтегазоносные провинции (цифры в квадратах): I – Новосибирско-Чукотская, II – Восточно-Арктическая; 3 – перспективные нефтегазоносные области: I-1 – Новосибирская, I-2 – Южно-Чукотская, II-1 – Де-Лонга, II-2 – Северо-Чукотская; структуры Лаптевского шельфа (цифры в кружках): 1 – Лено-Таймырская зона пограничных поднятий, 2 – Оленекско-Бегичевский грабен, 3 – Южно-Лаптевский прогиб, 4 – Трофимовское поднятие, 5 – Усть-Ленский грабен, 6 – вал Минина, 7 – Омолойский прогиб, 8 – Западно-Лаптевское поднятие, 9 – Северо-Лаптевский окраинно-шельфовый прогиб, 10 – Шелонская структурная терраса, 11 – Столбовской горст, 12 – Бельковско-Святоносский прогиб, 13 – Бельковский горст, 14 – Санниковская седловина, 15 – Анисинский прогиб, 16 – Центрально-Лаптевский горст, 17 – Северо-Омолонский грабен, 18 – Восточно-Лаптевское поднятие, 19 – впадина Толля; структуры Восточно-Сибирского шельфа: 1 – Котельническо-Святоносское блоковое поднятие, 2 – Благовещенская структурная терраса, 3 – Новосибирский прогиб (31 – Беннетская депрессия, 32 – Решетниковская седловина, 33 – Жоховская депрессия), 4 – поднятие Де-Лонга, 5 – Северная структурная терраса, 6 – Раутанская седловина, 7 – Медвежинско-Шелагское поднятие, 8 – Айонская впадина, 9 – Дремхедский прогиб; структуры Чукотского шельфа: 1 – Южно-Чукотский прогиб (11 – впадина Лонга, 12 – Ушаковская седловина, 13 – Северо-Шмидтовская впадина, 14 – впадина Хоуп, 15 – поднятие Онман, 16 – Южно-Шмидтовская впадина, 17 – Колючинская впадина), 2 – Врангелевско-Геральдское поднятие, 3 – вал Барроу, 4 – Колвиллский прогиб, 5 – Северо-Чукотская впадина прогиба Вилькицкого, 6 – Северо-Чукотское поднятие, 7 – Чукотский желоб

 

    Лаптевская ПНГО охватывает западную и центральную части одноименного шельфа и рассматривается как акваториальное продолжение Сибирской платформы, высокая перспективность которой доказана, о чем свидетельствуют примыкающие с юга к шельфу нефтегазоносные бассейны [3] с многочисленными проявлениями УВ. В разрезе чехла Лаптевской ПНГО присутствуют три этажа нефтегазоносности: нижний (PR23-C1t) преимущественно карбонатный, средний (C1v-K1n) терригенный и верхний (K1a-Kz) также терригенный.

В нижнем этаже наиболее перспективны породы венда и кембрия. Они представлены кавернозными доломитами в кровле венда (пористость до 25 %) и терригенно-карбонатными породами основания кембрия (пористость 11-21%, проницаемость до 1,3 мкм2), а также кавернозными доломитами кровли кембрия. В обоих случаях породы характеризуются регионально выдержанной битуминозностью. Кроме того, поисковый интерес представляют терригенно-карбонатные отложения девона, характеризующиеся высокой битуминозностью на о-ве Котельный. Максимальная мощность пород нижнего этажа существенно отличается в зависимости от его структурной позиции и может достигать 5,0 км. Наиболее благоприятную для образования жидких УВ степень катагенеза ОВ (МК3) можно ожидать в пределах вала Минина и Лено-Таймырской зоны поднятий, где подошва верхнего протерозоя располагается на глубине 4,0-6,0 км.

В среднем этаже нефтегазоносности наиболее благоприятными палеофациальными и палеотектоническими условиями для генерации и аккумуляции УВ обладают отложения перми. Разрез пермских отложений состоит из чередования глинистых и песчаных пачек, что создает благоприятные условия миграции УВ из глинистых толщ и их аккумуляции в песчаных коллекторах, пористость которых колеблется от 20 до 60 %. Сейсмическое профилирование, выполненное на Лаптевском шельфе, подтвердило принципиальную общность строения пермского разреза на суше и в акватории. В пределах большинства структур отложения перми предполагаются на глубине около 5-6 км, т.е. в благоприятных для образования жидких УВ условиях (МК3). Наиболее информативным может быть вскрытие пермских отложений в пределах вала Минина, где они предполагаются на глубине около 2,5-3,0 км (МК1-МК2), а минимальная глубина их залегания (1,5-2,0 км) возможна в пределах Лено-Таймырской зоны поднятий и на Западно-Ленском куполе. Нельзя исключать из числа перспективных и песчано-глинистые образования триаса. Приуроченность битумопроявлений, в основном, к разломам и трещинам свидетельствует о миграции УВ из нижележащих (пермских?) толщ. Пористость песчаников изменяется от 16 до 28 %, а проницаемость измеряется десятыми долями квадратных микрометров.

Верхний этаж нефтегазоносности объединяет отложения бассейнового комплекса. Разнообразие литологического состава меловых пород позволяет прогнозировать как наличие коллекторов (при значительной роли дельтовых фаций), так и покрышек (глинистые толщи). Последние в пределах отрицательных структур (исключая Южно-Лаптевский прогиб) располагаются на глубине около 5,0 км и по степени катагенеза ОВ (МК2-МК3) могут являться продуцентами жидких УВ. Вышележащие более глинистые палеогеновые образования могут играть роль не только покрышки для возможных меловых залежей УВ, но и при погружении на глубину до 3 км (Усть-Ленский грабен, Омолойский прогиб) продуцировать разнообразные УВ. Плиоцен-четвертич­ные отложения вследствие покровного характера и алевритоглинистого состава, практически не затронутые тектоническими нарушениями, рассматриваются как покрышка.

Все крупные структуры области (Южно-Лаптевский, Омолойский и Северо-Лаптевский прогибы, Усть-Ленский грабен, валообразные поднятия Трофимовское, Лено-Таймырское и Минина) рассматриваются как крупные очаги генерации и аккумуляции УВ преимущественно нефтяного ряда. К наиболее перспективным отнесены Трофимовское под­нятие, вал Минина и Западно-Ленский купол. Характерной особенностью Лаптевской ПНГО является отсутствие в ее пределах бесперспективных земель (рисунок) Косвенным подтверждением перспективности структур ПНГО служат установленные в донных осадках шельфа аномальные (до 2,3 см3/кг при фоне менее 0,05 см3/кг) содержания УВ-газов. Доминирует метан. Вместе с тем наличие заметного количества гомологов (до бутана включительно), а также в ряде проб аргона и гелия (Усть-Ленский грабен) могут свидетельствовать о миграции УВ газов из нижележащих нефтегазоносных толщ.

    Новосибирско-Чукотская ПНГП охватывает восточную часть Лаптевского шельфа и южные части шельфов Восточно-Сибирского и Чукотского морей. Провинция подразделяется на две ПНГО – Новосибирскую и Южно-Чукотскую, осадочный чехол которых повсеместно представлен отложениями бассейнового (K1а-Kz) комплекса.

    Новосибирская ПНГО включает восточную часть Лаптевского шельфа и южную часть шельфа Восточно-Сибирского моря. Большую часть области занимают малоперспективные земли. К перспективным землям разной категории относятся прогибы Анисинский и Толля (Лаптевский шельф), а также Санга-Балаганский – с мощностью осадков до 5 км, расположенный северо-восточнее о-ва Фадеевский.

Особняком стоит приразломный Анисинский прогиб (с мощностью осадков до 11 км), наложившийся на Котельнический срединный массив, где ожидается чехольный комплекс аналогичный Лаптевской ПНГО (PR23-KZ). Большая часть отложений промежуточного комплекса (PR23-K1n) располагается на глубине более 6,0 км и вряд ли может представлять практический интерес (степень катагенеза МК4-5). Основным возможным объектом исследования в прогибе и в целом в пределах ПНГО служат нижнемеловые (аптские) – кайнозойские отложения и, прежде всего, палеогеновые образования. Они характеризуются глинисто-песчаным составом, располагаются на глубине 2,0-5,0 км в благоприятных условиях генерации УВ (МК1-МК3).

Южно-Чукотская ПНГО занимает южную часть Чукотского шельфа и структурно приурочена к крупному Южно-Чукотскому прогибу. Наиболее перспективный объект исследования – восточная приосевая часть прогиба, осложненная структурно замкнутыми по изопахите 2 км впадинами Хоуп (мощность чехла 8,0 км), Колючинской и Южно-Шмидтовской (с мощностью чехла до 5,0 км) и другими с разделяющими их валообразными поднятиями. Впадины в осевых частях осложнены грабенами, которые представляют локальные осадочные микробассейны, выполненные отложениями нижнего мела.

Возможным источником УВ в разрезе нижнего мела, по данным американских исследователей, могут быть глинистые образования формации Торок (апт – альб), а потенциальными коллекторами – турбидитовые песчаники этой же формации. Во всех шельфовых скважинах (американский сектор) они содержат проявления нефти. В качестве основного объекта на поиски УВ в пределах Южно-Чукотского прогиба следует рассматривать отложения палеогена. В упоминавшихся скважинах палеогеновые отложения представлены, в основном, песками мощностью до 200 м со средней пористостью 31 % и проницаемостью 0,564 мкм2. Близкие значения пористости отмечаются и в вышележащих отложениях.

О возможной перспективности впадины Хоуп может свидетельствовать наличие в ее восточной части (российский сектор) крупной (площадь 1500-2000 км2) аномальной зоны УВ-газов в донных осадках и придонной воде. Содержание метана в осадках достигает 15-53 см3/кг, а сумма гомологов – 0,1 см3/кг при фоновых количествах соответственно 0,05 и 0,001 см3/кг (Яшин Д.С., 2002).

    Восточно-Арктическая ПНГП занимает северные части шельфов Восточно-Сибирского и Чукотского морей и включает две перспективные нефтегазоносные области: Де-Лонга (на западе) и Северо-Чукотскую (на востоке). Осадочный чехол областей состоит из двух комплексов: промежуточного и бассейнового.

    ПНГО Де-Лонга практически не изучена сейсмическими методами. Сведения о строении и составе чехла отсутствуют и прогнозируются на основе двух реперов (островов Котельный и Врангеля) и одного сейсмического профиля [3]. Чехол представлен промежуточным (C2-KIn) и бассейновым (K1a-KZ) комплексами осадков. Интерес в нефтегазоносном отношении представляют терригенно-карбонатные отложения карбона и терригенные отложения триаса, а также меловой и палеогеновый комплексы. По геологическим соображениям наиболее перспективным представляется крупный, имеющий разломную природу, Новосибирский прогиб, выполненный мощным (до 10-11 км) осадочным чехлом и осложненный впадинами и разделяющими их поднятиями. К перспективным землям отнесены также северный и восточный склоны поднятия Де-Лонга и Северная структурная терраса с мощностью чехла до 5-7 км.

    Северо-Чукотская ПНГО развита на севере Чукотского шельфа, перспективы нефтегазоносности которого в настоящее время доказаны открытием в нижнемеловых отложениях газоконденсатного месторождения Бюргер (американский сектор). Структурно область приурочена к Северо-Чукотской впадине прогиба Вилькицкого с мощностью осадков до 22 км. Чехол состоит из промежуточного (D31g) и бассейнового (К1br-KZ) комплексов осадков. Большая часть чехла (до 15-17 км) сложена меловыми-палеогеновыми отложениями, мощность которых (вместе с подстилающими палеозойскими образованиями) сокращается в прибортовых частях прогиба до 3-5 км, что позволяет рассматривать эти участки шельфа как наиболее перспективные. К весьма перспективным следует отнести также склоны Дремхедского прогиба с мощностью чехла до 9 км. К особенности области относится широкое присутствие диапировых структур.

Основываясь на разрезах скважин в американском секторе, к основным генераторам УВ отнесены глинистые образования триаса (формации Ивишак, Шаблик) и юры (формация Кингак). Присутствующие в разрезе песчаники Купарук (J3-K1) рассматриваются как наилучшие резервуары (пористость – до 33 %, проницаемость – единицы квадратных микрометров).

В разрезе нижнего мела основные источники УВ – баррем-аптские сланцы формации Пеббл Шейл и Торок, а потенциальные резервуары – песчаники из этих формаций (пористость 16-22 %, проницаемость 0,049 мкм2), в которых зафиксированы проявления нефти. Американские исследователи весьма высоко оценивают емкостной потенциал отложений позднего мела – неогена (пористость 31 %, проницаемость ~ 0,5 мкм2). Источниками УВ для них могут быть не только баррем-аптские отложения, но и более древние глинистые образования (Thurston D.K., Theis L.A., 1987).

Рассмотренный материал и степень его изученности позволяют отнести к наиболее перспективным и первоочередным объектам для нефтегазопоисковых работ Лаптевскую и Северо-Чукотскую ПНГО. Географическое положение и развитая транспортная инфраструктура порта Тикси логически предопределяют начать эти работы с шельфа моря Лаптевых.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Геология и полезные ископаемые России. Т. 5. Арктические и дальневосточные моря. Кн. 1. Арктические моря. – СПб.: ВСЕГЕИ, 2004.
2. Грамберг И.С. Нефтегазоносные и перспективные осадочные бассейны Евразийской континентальной окраины России / И.С.Грамберг, О.И.Супруненко // Российская Арктика: геологическая история, минерагения, геоэкология. – СПб.: ВНИИокеангеология, 2002.
3. Драчев С.С. Структура и сейсмостратиграфия шельфа Восточно-Сибирского моря вдоль сейсмического профиля Индигирский залив – остров Жаннетты / С.С.Драчев, А.В.Елистратов, Л.А.Савостин // ДАН. – 2001. – Т. 377.
4. Лазуркин Д.В. Нефтегеологическое районирование Восточно-Арктического шельфа России / Д.В.Лазуркин, О.И.Супруненко // Отечественная геология. – 1996. – № 5.
5. Roeser A.A. Marine geophysical investigations in the Laptev Sea and the western part of the east Siberian Sea / A.A.Roeser, M.Bllock, K.Hinz, C.Reichert // Berichte zur Polarforschung. – 1995. – № 176.


©  Б.И. Ким, Н.К. Евдокимова, О.И. Супруненко, Д.С. Яшин, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2007-2.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� Rambler's Top100 �������@Mail.ru