VIP Studio ИНФО Углеводородный потенциал отложений осадочного чехла шельфов восточно-арктических морей России (Лаптевых, Восточно-Сибирского и Чукотского)
levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

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


    Серия "Гуманитарные
    науки"

  • Серия


    Серия
    "Экономика
    и Право"

  • Серия


    Серия
    "Естественные и
    Технические науки"

  • Серия


    Серия
    "Познание"

  • Журнал


    Журнал
    "Минеральные
    ресурсы России"

  • Журнал


    Журнал
    "Геология
    Нефти и Газа"

  • Журнал


    Журнал
    "Маркшейдерия и
    Недропользование"

  • Журнал


    Журнал
    "Земля Сибирь"

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

Журнал «Геология Нефти и Газа » # 2008-2
* Представленный в данной статье материал является частью цикла работ, посвященных геологии и нефтегазоносности восточно-арктических шельфов России, которые, включая карту нефтегеологического районирования региона, опубликованы в журнале “Геология нефти и газа” № 1, 2007.

    Среди арктических морей России акватории восточного сектора в геолого-геофизическом отношении изучены наиболее слабо. Поэтому представления о нефтегазоносности этого сегмента арктической акватории в значительной мере базируются на материалах по оценке УВ-потенциала пород осадочного чехла обрамляющей суши и островов, а также результатах сейсмических работ на акваториях. Проблема поисков нефти и газа в этом секторе Арктики к настоящему времени весьма актуальна и назрела, что называется, “еще вчера”. Оптимистичный взгляд на благоприятную прогнозную оценку шельфов этого региона подтверждается открытием ряда мелких месторождений с тяжелыми высокосернистыми нефтями в Нордвикском районе и крупного газоконденсатного месторождения Бюргер на Чукотском шельфе США. К настоящему времени на севере континентальной части северо-востока России установлено несколько десятков пунктов проявлений УВ-газов и нефтей в мелких инженерных и сейсморазведочных скважинах и естественных выходах пород. Кроме того, на материковом обрамлении и островах в естественных выходах пород практически по всему осадочному чехлу изобилуют проявления битумов (скопления в трещинках, кавернах, пустотах или пропитки основной массы вмещающей породы), наличие которых, безусловно, свидетельствует в пользу высоких перспектив не только обрамляющей суши, но и сопряженных с нею шельфов. Анализ имеющегося материала позволил выделить и рассмотреть в разрезе осадочного чехла потенциальные нефтегазоносные комплексы (ПНГК) в пределах каждого шельфа.

Шельф моря Лаптевых

Осадочный чехол западной и центральной частей Лаптевоморского шельфа в блоке с гренвильским основанием разделяется на три потенциально нефтегазоперспективных этажа. Каждый из них по времени отвечает основным геотектоническим этапам формирования осадочного чехла: преимущественно карбонатный – верхний рифей – нижний карбон – режиму древней платформы, терригенный – средний карбон – мел (неоком) – режиму подвижной платформы и терригенный апт-четвертичный – койлогенному режиму (Иванов В.Л., Ким Б.И. и др., 2004; 2006).

По аналогии с островным и материковым обрамлением в составе осадочного чехла западной части шельфа прогнозируется несколько нефтематеринских свит, содержащих в разных количествах ОВ преимущественно сапропелевого типа. Полупромышленная нефтегазоносность (мелкие месторождения) подтверждена пока только в пермском и триасовом комплексах Енисей-Хатангского и Лено-Анабарского прогибов.

В составе нижнего этажа можно выделить два ПНГК, каждый из которых включает несколько резервуаров, материнских толщ и региональных и/или зональных покрышек: верхнерифей-кембрийского и среднепалеозойского возраста.

В прибрежной части шельфа моря Лаптевых, в пределах прогибов Лено-Хатангского междуречья и склонах Анабарского и Оленекского поднятий, получены многочисленные прямые признаки нефтегазоносности, такие как притоки нефти и газа в процессе бурения, не только в отложениях названных комплексов, но и других вышележащих частях разреза.

Верхнерифей-кембрийский ПНГК.

Самые древние битумопроявления севера Сибирской платформы связаны с регионально распространенными глинисто-карбонатными толщами в НГК верхнего рифея – кембрия. В этих толщах почти повсеместно содержатся горизонты с обильными нефте- и концентрированными битумопроявлениями. Так, на Оленекском поднятии первые и самые древние признаки битуминозности известны в строматолитовых известняках и доломитах дебенгдинской (верхний рифей, залегающий на отложениях складчатого фундамента) и маастахской (низы венда) свит. Битум встречается здесь в виде примазок по трещинкам и свидетельствует о его миграционной природе, однако источник битумопроявлений пока остается неясным.

Залегающие непосредственно на маастахских доломитах отложения хатыспытской и старореченской свит (венд) мощностью до 160 м и их фациальные аналоги – это глинистые водорослевые известняки, мергели, массивные и кавернозные доломиты и известняки, имеющие геохимические признаки, свидетельствующие о нефтематеринских и нефтепроизводящих свойствах этих отложений. Органическое вещество представлено исключительно водорослями и, следовательно, относится к сапропелевому типу. Его содержание в породе колеблется от 0,25 до 2,06 % и в целом увеличивается вверх по разрезу (Яшин Д.С., 1971). Степень битуминизации также возрастает по разрезу параллельно с увеличением ОВ, отражая сингенетичный характер битумоидов, и изменяется при этом в весьма широких пределах – от менее 1,0 до 82,5 % [3].

Кровля старореченской свиты (особенно ее верхние 20 м) почти повсеместно интенсивно пропитана черным вязким битумом, представляющим собой миграционный ряд гипергенного преобразования асфальтов и асфальтитов. Исходный состав ОВ вмещающих пород фитопланктонный, соответствует I-II типам керогена с высоким нефтематеринским потенциалом. Генетическое родство битумов и битумоидов и их связь с вмещающими породами подтверждаются близкими показателями УВ (в обоих преобладают ароматические структуры, в том числе и полициклические фракции – до 80 %), группового (содержание масел редко превышает 18 %) и элементного составов. По содержанию и составу масел битумоид относится к остаточному, а ОВ – к истощенному, в значительной степени уже реализовавшему свой нефтематеринский потенциал. “Остаточный” характер битумоида старореченской свиты подтверждается уровнем преобразования ОВ, который в вендском комплексе отложений на Лаптевоморской акватории гипсометрически не поднимается выше зоны апокатагенеза.

Чабурский горизонт (основание нижнего кембрия) перекрывает отложения старореченской свиты и многими исследователями этого региона также оценивается как высокопродуктивная нефтематеринская свита. Комплекс пород чабурского горизонта представлен отложениями терригенно-карбонатного состава: в основании – кварцевые песчаники, остальная большая часть комплекса – известняки и доломиты. Мощность чабурского горизонта изменяется от 50 до 120 м, и по всему его разрезу отмечаются многочисленные битумопроявления – включения твердых и хрупких битумов класса асфальтитов. Битумонасыщение пород горизонта разнообразно и представлено как порово-пятнистым, так и трещинным типами.

Содержание битума на породу в чабурском горизонте достигает 3,57 %, а битумоида – 0,016 % при Сорг в карбонатах не более 0,3 %. В составе битумов независимо от типа их насыщения содержание масел составляет чуть более 7 %, а в УВ-составе по всему разрезу чабурского горизонта доминирует легкая ароматика (до 70 %). По мнению многих исследователей, геохимические показатели отражают генетическое родство и единую природу битумов старореченской свиты и чабурского горизонта.

К типично нефтематеринской толще относятся также регионально распространенные отложения куонамской свиты нижнего – среднего кембрия, генетически подобные доманиковым образованиям Русской платформы. Их литологический состав представлен переслаиванием темно-коричневых листоватых горючих сланцев, органогенных и кремнистых известняков, известковистых аргиллитов [3]. В пачке переслаивания преобладают горючие сланцы. Видимая мощность нефтематеринского комплекса куонамской свиты составляет 20-60 м. По ряду признаков эту свиту можно отнести к отложениям с высоким УВ-потенциалом нефтепродуктивности. Этот вывод подтверждает, во-первых, доманиковый тип отложений, дефицит мощности которых скомпенсирован широким региональным распространением (на севере Сибирской платформы свиту называют маркирующим горизонтом кембрия). Во-вторых, высокое содержание ОВ – от 15,5 до 25,0 %, в составе которого существенно содержание коллоальгинита (до 28 %), и, в третьих, высокие показатели значений водородного индекса (НI составляет не менее 500 мг УВ/г Сорг) характеризуют высокий нефтематеринский потенциал данного типа отложений. В УВ-составе битумоидов куонамской свиты метанонафтеновые и ароматические фракции присутствуют примерно в одинаковом соотношении. При этом область максимума в н-алканах приходится на С16-17, что в сочетании с пристан-фитановым индексом (значительно < 1) отражает типично морские условия седиментации и накопления ОВ, а повышенная для такого типа отложений ароматичность УВ является по отношению к УВ вторичной, “наложенной” современными процессами гипергенеза.

Горючие сланцы куонамской свиты содержат многочисленные включения битумов, приуроченные к порам выщелачивания в прослоях известняков, стенкам трещин, реже – межзерновым порам. Метанонафтеновые и ароматические УВ в битумах, также как и в битумоидах, содержатся в равных соотношениях. В молекулярном составе битумов область максимума нормальных алканов, как и в битумоидах, приходится на н17, а пристан-фитановый индекс всегда < 1 [3]. В приведенных показателях нельзя не заметить близкий, практически идентичный, геохимический облик битумов и битумоидов вмещающих пород, что может характеризовать их образование единым источником и очагом генерации УВ.

Градации катагенеза ОВ куонамской свиты в пределах континентального обрамления Сибирской платформы не ниже стадии МК2, а на западной акватории шельфа моря Лаптевых из-за значительно больших глубин погружения только на крыльях Трофимовского поднятия можно предполагать уже завершающую и/или даже остаточную генерацию УВ на уровне стадий МК4-МК5. На остальных структурах шельфа генерация в нефтематеринских отложениях куонамской свиты или их аналогах уже завершена.

К потенциально нефтематеринской может быть отнесена также и лапарская свита, венчающая разрез верхнего кембрия. Ее мощность составляет более 70 м. Свита представлена кавернозными доломитами с многочисленными проявлениями битумов класса асфальта – асфальтита, содержание которых достигает 9,8 % на породу. Типы битумонасыщения – от порового до сплошного и неравномерного, но особенно обильны битумопроявления вблизи дизъюнктивных нарушений.

Общая максимальная мощность верхнерифей-кембрийского ПНГК достигает 3 км.

Коллекторские свойства пород верхнерифей-кембрийского ПНГК. Фильтрационно-емкостные свойства карбонатных пород рассматриваемых отложений колеблются в широких пределах, группируются в соответствии с литогенетическим типом пород и различаются весьма существенно. Так, кавернозные разности карбонатов обладают наиболее высокими значениями пористости – до 25,5 %, а в массивных доломитах и известняках значения этого показателя составляют не более 5 % (по В.Я.Кабанькову, Т.Н.Копыловой, В.Л.Иванову, Д.С.Сорокову). Соответствующим образом меняется и проницаемость – от сотых долей квадратных микрометров в массивных разностях до 8 мкм2 в кавернозных и оолитовых доломитах. В песчаниках с хорошо сортированными разностями обломочной части и регенерационным типом цемента пористость изменяется от 7,0 до 19,6 % при проницаемости до 6,3 мкм2. Более устойчивые значения коллекторских свойств типичны для карбонатных пород, слагающих основной объем рифей-кембрийского разреза НГК. Повышенную пористость имеют трещиноватые и кавернозные доломиты, доломитовые и оолитовые известняки – 16,0-26,4 % при проницаемости до 0,85 мкм2, приуроченные либо непосредственно к интервалам крупных стратиграфических перерывов (основание венда, кровля венда – основание кембрия, кровля кембрия), либо следуют за ними. К этим же интервалам разреза на юге шельфа моря Лаптевых приурочены и максимальные битумонасыщения пород.

Среднепалеозойский ПНГК.

Отложения ордовика – карбона в том или ином объеме предполагаются в пределах всех структур шельфа моря Лаптевых, но отсутствуют на большей части прилегающей с юга суши, за исключением устья р.Оленек. Здесь скв. 2370 вскрыты терригенно-карбонатные образования среднего ордовика и нижнего силура, представленные переслаиванием темно-серых и черных карбонатов и глинистых пород (Граусман В.В., 1995). Породы девона и карбона, изученные на о-ве Котельный, также представлены темноцветными терригенно-карбонатными разностями. На наш взгляд, можно предположить, что особенности состава и строения ордовик-каменноугольных пород, наличие карбонатной и глинистой составляющих в разрезах и, как следствие, сапропелевый тип ОВ, не исключают возможности присутствия в их составе нефтематеринских свит. Несмотря на невысокое содержание ОВ (первые проценты), его, как считают многие исследователи, достаточно для генерации УВ.

По комплексу геохимических критериев И.С.Грамберг и др. [1] справедливо считают, что к категории нефтематеринских толщ наиболее близки образования нижнего – среднего девона среднепалеозойского ПНГК, для которых характерны более высокое содержание Сорг относительно вмещающих толщ (до 5 % в аргиллитах среднего девона), повышенная битуминизация пород сингенетичной природы, а также признаки миграции УВ. В этих отложениях в скважинах Нордвик-Хатангского района на глубине 2 км содержатся высокопарафинистые битумы, а на о-ве Пионер полужидким битумом сцементированы известняковые брекчии девона. На о-ве Котельный в карбонатах нижнего и среднего девона содержатся многочисленные включения асфальтитов.

Коллекторские свойства среднепалеозойского ПНГК. В этом комплексе в терригенных разностях содержатся коллекторы поровые с хорошими фильтрационно-емкостными показателями (пористость 18-20 %, проницаемость 0,3-0,6 мкм2), а также трещинного типа. Присутствие трещинных коллекторов подтверждается обильными притоками минеральных вод из слабопроницаемых карбонатных пород в скважинах Нордвикского района и Лено-Анабарского прогиба с дебитом от 40 до 780 м3/сут соответственно.

Заключая оценку потенциальных возможностей нижнего этажа (рифей – средний палеозой), отметим, что описанные свиты являются преимущественно нефтематеринскими, способными к генерации именно жидких УВ. Перспективность этого ПНГК, наряду с сингенетичными битумопроявлениями и высокими содержаниями ОВ, подтверждается хорошими коллекторскими свойствами, выраженными в том числе обильными притоками сильноминерализованной воды с растворенным газом дебитом до 780 м3/сут. В зависимости от структурной позиции мощность нижнего этажа существенно колеблется и максимально может достигать 5 км.

Данные по катагенетическому моделированию осадочного чехла шельфа моря Лаптевых (Евдокимова Н.К. и др., 2006) свидетельствуют о том, что наиболее благоприятная для генерации и сохранности нефтяных УВ зона “нефтяного окна” (МК2-3) до настоящего времени существует в пределах вала Минина и Лено-Таймырской зоны пограничных поднятий. Здесь даже подошва верхнего протерозоя располагается на глубине от 4 до 6 км.

В среднем нефтегазоносном этаже авторами статьи по результатам работ НИИГА прогнозируется несколько ПНГК, содержащих нефтегазоматеринские толщи терригенно-глинистого состава. Наиболее благоприятными палеофациальными и палеотектоническими условиями для формирования нефтематеринских свит обладают пермская, возможно, триасовая, юрская и нижнемеловая (до неокома) толщи.

Пермский ПНГК.

Высокие перспективы и нефтегазоматеринские возможности пермских пород севера Сибири обоснованы в работах Н.А.Гедройца (1951), М.К.Калинко (1959), И.С.Грамберга и др. [1], В.Л.Иванова [2]. Пермская нефтегазоматеринская толща представляет собой терригенные отложения морского генезиса суммарной мощностью до 1,5 км, состоит из циклически построенных глинисто-алевритовых и песчаных пачек [1], в различной степени насыщенных мальтами, асфальтами, асфальтитами, линзами углей и углефицированным детритом. Битумонасыщение в породах комплекса достигает 7 %. Многочисленные макро- и микропроявления битумов установлены в Нордвикском, Енисей-Хатангском, Лено-Анабарском и Оленекском районах. Промышленная и полупромышленная нефтеносность в пермском комплексе установлена на Кожевниковском, Ильинском, Южно-Тигянском и Чайдахском месторождениях. По комплексу геохимических критериев нефть относится к тяжелой (плотность 0,92 г/см3), сернистой (2,16 %), с высоким содержанием смол (12,56 %) и асфальтенов (9,29 %) [4].

Кроме того, с отложениями перми связано одно из крупнейших в мире Оленекское месторождение битумов. Месторождение состоит из 13 битумонасыщенных пачек. Раннепермский возраст имеют 9 нижних пачек, а 4 верхние пачки относятся к поздней перми. Некоторые исследователи считают это месторождение аналогом таровых песков Атабаски в Канаде [3].

Поскольку осадконакопление пермской толщи происходило в морских и лагунно-морских условиях, то в ней присутствуют как гумусовое (углефицированные остатки высших растений), так и сапропелевое ОВ (фито- и зоопланктон). При содержании ОВ в материнском комплексе перми до 2,4 % количество сингенетичного битумоида достигает 2 %. В УВ-составе битумоида преобладают ароматические фракции. Битумоиды относятся к остаточным, сингенетичным [1]. В УВ-составе битумов также резко преобладают ароматические фракции (до 80 %), и этот показатель на первый взгляд как бы отражает генетическое подобие битумов и битумоидов вмещающих пород. Однако в керне перми Чарчыкской скважины на глубине 1498-1510 м в битумоиде были идентифицированы биомаркеры, типичные для древних нефтей Сибирской платформы – 12- и 13-метил-алканы [4], что в совокупности с УВ-составом битумоидов свидетельствует о полигенетичном смешанном генезисе УВ пермского комплекса, сформированных при широком участии миграционных процессов.

Коллекторские свойства пермского ПНГК и катагенез ОВ. Цикличное строение пермской толщи создает благоприятные условия миграции УВ из глинистых толщ и их аккумуляции в песчаных коллекторах, пористость которых колеблется от 20 до 60 %, а проницаемость достигает 0,5 мкм2.

Степень катагенеза ОВ пермской толщи на материковом обрамлении шельфа моря Лаптевых находится в пределах градаций ПК3 на периферии Лено-Анабарского прогиба и увеличивается в его центральной части до уровня МК1, максимально – МК2.

В акваториальной части шельфа в настоящее время благоприятные условия для генерации и сохранности УВ (МК1-МК2) находятся только в пределах структур вала Минина, Лено-Таймырской зоны поднятий и на Западно-Ленском куполе, где “нефтяное окно” в пермских отложениях располагается на глубине 2-3 км. На остальных структурах (Южно-Лаптевский и Омолойский прогибы, Усть-Ленский грабен, вал Минина, Трофимовское поднятие и др.) отложения перми залегают на глубине 5-6 км, а ОВ, содержащееся в них, преобразовано до уровня МК3 и более.

Триасовый ПНГК.

Из числа возможно нефтегазоматеринских и нефтепроизводящих свит нельзя исключать и глинистые отложения триаса, так как для них характерны многочисленные макро- и микропроявления битумов и повышенная битуминозность разреза. В песчаных слоях триаса отмечается обогащение битумоида легкими УВ-компонентами, наличие которых отражает миграционные процессы. Органическое вещество, изученное в небольшом объеме по материалам Енисей-Хатангского прогиба, имеет смешанный сапропелево-гумусовый состав с преобладанием гумусовых компонентов. В Лено-Анабарском районе триасовые отложения представлены морскими фациями и в них доминирует сапропелевый тип ОВ. Его содержание в аргиллитах составляет 0,5-2,7 %, а в УВ-составе преобладают преимущественно ароматические УВ.

Коллекторские свойства триасового ПНГК и катагенез ОВ. Пористость песчаников изменяется от 16 до 28 % при проницаемости до единиц квадратных микрометров. Битумы, скорее всего, имеют миграционную природу, на что указывает их приуроченность к зонам дизъюнктивных нарушений. Предположение о миграции битумов из подстилающих пермских отложений находит подтверждение присутствием непромышленной залежи нефти в отложениях среднего триаса в районе Нордвика, вскрытой скважиной на глубине 120 м в очень слабопреобразованных породах (не выше зоны ПК).

На шельфе моря Лаптевых основные черты состава и строения триасовых отложений сохраняются, но они располагаются на различной глубине и соответственно для них характерна различная степень преобразования ОВ – от МК1 до МК4.

Юрско-неокомский ПНГК.

Юрско-неокомские отложения многие исследователи этого региона рассматривают как один из важных комплексов не только на континентальном обрамлении, но и на шельфе моря Лаптевых, где мощность только юрских пород достигает 1 км и более (И.С.Грамберг, Данюшевская А.И., В.Л.Иванов, Э.Н.Преображенская и др.). Отложения представлены терригенными, чаще глинистыми черными породами с небольшими прослоями алевролитов и песчаников морского генезиса, в которых ОВ имеет смешанный (гумусово-сапропелевый) состав. Содержание ОВ в глинистых породах составляет 0,89-1,54 %, битумоид в ОВ представлен довольно выдержанными концентрациями – 0,1-0,2 % и, в отличие от триасовых и тем более палеозойских битумоидов, имеет преимущественно метанонафтеновый состав. Отложения комплекса пронизаны большим количеством твердых и жидких битумов (мальты, метановые мальты), УВ-состав которых близок битумоидам и свидетельствует о сингенетичности вмещающим породам.

В этом комплексе относительно уверенно можно выделить только газоматеринскую толщу, входящую в состав угленосной паралической формации верхней части нижнего мела (неоком). Однако на ряде площадей Анабаро-Хатангского междуречья отмечаются многочисленные нефте- и битумопроявления миграционной природы, тяготеющие к трещинам и разрывным нарушениям, что вполне позволяет допустить присутствие в составе НГК некоторой доли нефтяной компоненты. Мощность ПНГК достигает 3,0-3,5 км.

Коллекторские свойства юрско-неокомского ПНГК и катагенез ОВ. Среди юрских отложений удовлетворительными коллекторскими свойствами обладают песчаники батского и валанжинского ярусов, в меньшей степени – породы мела. Пористость юрских потенциальных коллекторов достигает максимальных значений (до 21 %) при проницаемости 0,010-0,033 мкм2.

Уровень преобразования ОВ отложений юрско-неокомского ПНГК на материковом обрамлении изменяется в соответствии с глубиной их залегания от ПК3-МК1-2 до МК3. На акватории Лаптевоморского шельфа катагенез юрско-нижнемеловых нефтематеринских пород изменяется почти также, от МК1 (на глубине 1,5-3,5 км в Южно-Лаптевском прогибе и Трофимовском поднятии) до МК2 (на глубине 3-5 км в Усть-Ленском грабене и Омолойском прогибе) и МК3 (на глубине 4-5 км в Анисинском прогибе), т.е. в настоящее время они находятся в благоприятных условиях как для генерации УВ, так и сохранения их в залежах.

Верхний этаж нефтегазоносности объединяет апт-кайнозойские отложения бассейнового комплекса.

Бассейновый ПНГК.

На востоке шельфа моря Лаптевых разрез осадочного чехла начинает бассейновый ПНГК. Фациальная природа мел-палеогеновых отложений преимущественно дельтовая и лагунно-морская. Количество Сорг, как правило, не превышает 1 % при смешанном составе ОВ. В составе ОВ доминируют гумусовые микрокомпоненты. Эти параметры позволяют рассматривать мел-палеогеновый комплекс отложений в лучшем случае как газопроизводящий.

Коллекторские свойства бассейнового ПНГК и катагенез ОВ. Разнообразный литологический состав меловых и палеогеновых пород и существенная доля дельтовых фаций свидетельствуют также и о значительном развитии гранулярных коллекторов и покрышек (глинистые толщи). Уровень преобразования ОВ этой толщи достиг только верхней зоны генерации газа и находится на градации МК1 в Южно-Лаптевском прогибе (на глубине от 1,7 км и ниже), на Трофимовском поднятии (1,6 км и ниже), в Усть-Ленском грабене (1,5 км и ниже), на валу Минина (3,0 км и ниже), а в Анисинском прогибе – градации МК2 (3,5 км и ниже).

Шельф Восточно-Сибирского моря

Осадочный чехол в северной части шельфа в блоке с каледонским основанием разделяется на три сейсмостратиграфических комплекса (ССК): среднепалеозойский (D3-C1), верхнепалеозой-мезозойский (С2-K1n) и бассейновый (апт-кайнозойский). Последний представляет весь чехол в южной части шельфа, где развит позднекиммерийский фундамент.

В этом регионе выделить и оценить ПНГК, нефтегазоматеринские свиты и коллекторы, тем более с точки зрения их потенциальных возможностей, весьма сложно даже предположительно, поскольку отсутствуют конкретные данные по обрамляющей суше. Определенными реперами в этом плане можно рассматривать лишь Новосибирские острова для западной части акватории (главным образом о-в Котельный) и о-в Врангеля – для восточной. Наиболее целенаправленно нефтегазовый потенциал осадочного чехла был рассмотрен И.С.Грамбергом и др. [1], с тех пор изученность региона, особенно геологическая, практически не изменилась.

На базе имеющегося материала более или менее уверенно можно выделить только два ПНГК – триасовый и меловой. Предполагается, что данные ПНГК представлены в полном стратиграфическом объеме.

Триасовый ПНГК.

Отложения триаса по всей площади их распространения имеют в основном терригенный состав морского генезиса – преимущественно глинистый на западе шельфа и песчано-глинистый на востоке. Мощность триасового ПНГК достигает 1,5-2,0 км и более. Высокое содержание ОВ свойственно глинистым отложениям нижнего и среднего триаса – от 2-3 до 10-21 %. В отложениях содержится битум как в виде макропроявлений, так и фиксируемый в шлифах. Геохимический анализ показал, что породы, содержащие одинаковое количество ОВ, существенно разнятся по содержанию битумоидов. Это принципиальное наблюдение, свидетельствующее о происходящих в породах процессах эмиграции УВ. В групповом составе содержание масел достигает 64 %, а в УВ преобладает метанонафтеновая фракция. Тип ОВ гумусово-сапропелевый (II тип керогена).

По литолого-геохимическим показателям триасовые отложения можно рассматривать как наиболее продуктивный источник нефтяных УВ. В большей степени это относится к восточной части шельфа, где триасовые отложения представлены переслаиванием нефтематеринских (глинистые) и коллекторских (песчаники) толщ. Мощность триасового ПНГК составляет более 1,5 км, а степень катагенеза соответствует стадии МК2.

Коллекторские свойства триасового ПНГК. Пористость песчаных пачек в изученных разрезах Новосибирских островов довольно низкая (4 %) и обязана развитию карбонатного цемента, объем которого в породе достигает 40 %. К югу от Новосибирских островов ожидается возрастание доли гранулярных коллекторов и, следовательно, улучшение их емкостных характеристик.

Отсутствие геохимических показателей в юрских отложениях крайне затрудняет их оценку. Однако данные по Чукотско-Аляскинскому региону позволяют предполагать участие этих отложений в УВ-потенциале шельфа Восточно-Сибирского моря. Определенный интерес в этом плане представляют также проявления антраксолитов в глинистых сланцах верхней юры, выявленные Г.А.Семеновым [3] на побережье Чаунской губы.

Меловой ПНГК.

Комплекс представлен ритмично чередующимися пачками вулканогенно-осадочных пород: песчаных, алевритовых, глинистых и пластов бурых гумусовых углей (мощностью до 1 м). Это типичная угленосная формация паралического типа. На о-ве Котельный мощность комплекса составляет 0,7 км, а в наиболее погруженных структурах шельфа достигает 3 км. На акватории Восточно-Сибирского моря меловой ПНГК погружен на значительную глубину – до 4-6 км. Обилие растительных остатков определило преимущественно гумусовый состав ОВ (III тип керогена), содержание которого типично для угленосных формаций – от первых процентов до 20-40 % в глинистых разностях. Содержание битумоида находится в тесном соответствии с содержанием ОВ – от тысячных долей до единиц процента (2,8). В групповом составе битумоидов преобладают смолы и асфальтены, УВ – ароматические фракции. Геохимические параметры свидетельствуют о благоприятных газоматеринских свойствах этого комплекса.

Коллекторские свойства мелового ПНГК. Средняя пористость песчаников и алевролитов довольно высокая и составляет 25 %. Однако в некоторых частях разреза из-за развития в песчаниках и алевролитах карбонатного цемента, коллекторские свойства резко ухудшаются и значения пористости снижаются до 4-5 % при практически нулевой проницаемости.

Отложения верхнего девона, карбона и перми, начинающие разрез осадочного чехла в северной половине Восточно-Сибирского моря, не выделены в качестве ПНГК из-за недостатка имеющихся данных. Можно дать их самую общую характеристику. На западе шельфа они представлены фациями морского мелководья, лагун и заливов (песчаники, алевролиты, аргиллиты, известняки) мощностью до 1 км и более. Подобный состав каменноугольных образований, видимо, сохраняется на большей части шельфа. На востоке шельфа, судя по данным о-ва Врангеля, в составе карбона растет доля карбонатных пород. Содержание Сорг в большинстве случаев не превышает 1 %, иногда в аргиллитах увеличивается до 3,9 % и даже выше. Тип ОВ преимущественно сапропелевый и подтверждается групповым составом битумоидов, в которых метанонафтеновые фракции составляют до 60-92 %. В УВ-составе также высокое содержание масел – до 76 %. Коллекторские свойства пород карбона чрезвычайно низкие – пористость составляет не более 1,5-4,0 % при практически нулевой проницаемости. На о-ве Котельный в отложениях карбона содержатся многочисленные битумопроявления. Уровень преобразования ОВ этой толщи находится в пределах градации МК3. Пермские отложения в западной части шельфа морского происхождения, судя по данным о-ва Котельный, имеют преимущественно терригенный состав с подчиненным количеством карбонатов. В направлении на восток (к о-ву Врангель) в результате интенсивного усиления катагенеза отложения перми представлены исключительно сланцами и известняками. Содержание Сорг в глинистых разностях (о-в Котельный) составляет 1,35-3,70 %, содержание битумоида коррелируется концентрацией ОВ и изменяется от 0,02 до 0,15 %. Состав ОВ смешанный – сапропелево-гумусовый. В групповом составе высокое содержание масел – 52-80 %, а в УВ – ароматических фракций. Уровень преобразования пермских отложений на о-ве Котельный находится в пределах градации МК2.

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

Шельф Чукотского моря

В основу приводимого материала положены конкретные данные, полученные американскими компаниями при бурении 62 глубоких скважин на севере Аляски в пределах национального нефтяного резерва штата (Thurston D.K., Theiss L.A., 1987) и 5 скважин, пробуренных на шельфе американского сектора шельфа, одна из которых вскрыла крупную многопластовую залежь газового конденсата и газа [5]. В пользу высоких перспектив шельфа Чукотского моря свидетельствуют многочисленные проявления нефти, газа, конденсата, встреченные в процессе бурения практически по всему разрезу осадочного чехла.

В составе осадочного чехла выделены два этажа: элсмирский (D3-K1br) и брукский (K1a-KZ). Первый развит на севере шельфа в блоке с каледонским основанием, второй – на юге в блоке с позднекиммерийским основанием. Элсмирский этаж включает в нашем понимании среднепалеозойский D (D3-C1t), палеозой-мезозойский D (С1t-K1nc) и бассейновый ССК (апт-кайнозойский).

Оценка нефтегазоматеринского потенциала базируется на данных количества Сорг, его соотношении с экстрагируемыми из пород тяжелыми УВ С15+ и уровне преобразования ОВ в единицах отражательной способности витринита (Rо).

К категории нефтегазоматеринских толщ на Аляске и шельфе Чукотского моря относятся преимущественно глинистые отложения триаса, юры и нижнего мела (баррема – альба), имеющие региональное распространение. В чехольном залегании все нефтегазоматеринские толщи находятся только на севере Чукотского шельфа (Северо-Чукотская впадина и прилегающие структуры). На юге Чукотского шельфа (в Южно-Чукотском прогибе) породы триаса, юры и баррема входят в состав фундамента. Поскольку выделение и характеристика НГК на акватории Чукотского шельфа базируются на более достоверных сведениях, а именно на результатах бурения, то термин “потенциально” не используется.

Нижнетриасовый НГК (аналог свиты Ивишак).

Полный разрез комплекса мощностью около 200 м вскрыт скв. Клондайк, Даймонд и Пид. Для данного комплекса характерен неоднородный литологический состав, в котором преобладают глинистые образования с содержанием Сорг до 8 %, водородный индекс НI составляет не менее 300 мг УВ/г Сорг, а иногда и значительно выше, и соответствует II/III типу керогена (сапропелево-гумусовый состав ОВ). Уровень преобразования ОВ на глубине около 3,5 км находится в пределах градации МК2 (Rо = 0,66-0,84).

Все глинистые пласты комплекса содержат линзы и прослои песчаников пористостью около 13 %. В восточном направлении, а также на Аляске происходит полное замещение глинистых слоев песчаниками, и на месторождении Прадхо-Бей свита Ивишак является уже основным коллектором легких нефтяных УВ.

Средне-верхнетриасовый НГК (аналог свиты Шаблик).

На шельфе комплекс вскрыт скв. Клондайк, Даймонд и Пид. Он представлен темно-серыми и черными аргиллитами, алевролитами в переслаивании с песчаниками и реже – карбонатами максимальной мощностью около 120 м. В терригенных разностях пород ОВ представлено сильно разложенным аморфным растительным детритом в количестве от 20 до 50 % (продукты разложения водорослей?), наличие которого обусловило высокий нефтематеринский потенциал отложений. При относительно невысоком содержании Сорг в глинистых породах (1,3-2,7 %) значения водородного индекса HI составляют не менее 400-450 мг УВ/г Сорг, а в карбонатах этот показатель поднимается до 600-650 мг УВ/г Сорг, что характерно для I/II типа керогена (сапропелевое ОВ).

Коллекторские свойства средне-верхнетриасового НГК и катагенез ОВ. Пористость песчаных прослоев в разрезе скважин на шельфе изменяется от 13 до 16 % при проницаемости 0,001-0,002 мкм2. Уровень преобразования ОВ нефтематеринской свиты Шаблик изменяется от МК1 до МК3 при Rо = 0,66-0,95 соответственно, при этом не обнаруживается тесной связи с глубиной залегания. Так, в скв. Клондайк катагенез ОВ на глубине 3,2 км находится в пределах градации МК1, а в скв. Пид – даже на глубине 2,9 км градация катагенеза достигает зоны МК3 или даже выходит за ее пределы.

По результатам сейсмических исследований предполагается, что в Северо-Чукотской впадине перечисленные НГК залегают на глубине > 10 км, а в бортовых зонах прогиба за счет выклинивания и сокращения мощности чехла они поднимаются на глубины 5-6 км и могут представлять нефтепоисковый интерес.

Верхнеюрско-нижнемеловой НГК (аналоги свит верхний Кингак, Купарук и Пеббл Шейл – J3 – К1b-a1).

Комплекс развит не повсеместно, на шельфе вскрыт и изучен в четырех скважинах из шести здесь пробуренных – Клондайк, Попкорн, Бюргер и Пид. Мощность комплекса изменяется от 100 до 700 м. В разрезе комплекса содержатся многочисленные нефте- и обильные газопроявления. Состав пород комплекса терригенный и представлен переслаиванием мощных пачек глинистых пород и песчаников. Перспективы комплекса подтверждены пока только открытием в американской части Чукотского шельфа крупного месторождения Бюргер, включающего залежи газа и газоконденсата в нижнемеловых отложениях на глубине около 2 км.

Содержание Сорг в глинистых отложениях составляет 1,6-5,4 %, а ОВ на 70 % состоит из микрокомпонентов растительного происхождения. Водородный индекс колеблется в пределах 100-150 мг УВ/г Сорг, что отражает гумусовую природу ОВ с газоматеринским потенциалом (кероген III типа).

Коллекторские свойства верхнеюрско-нижнемелового НГК. Породы данного комплекса имеют неплохие фильтрационно-емкостные показатели. Так, пористость коллекторов составляет 16,0-30,9 % при проницаемости 0,312-0,341 мкм2. Уровень преобразования ОВ в скважинах на глубине 2,4-2,8 км соответствует градациям МК1-МК2 при Rо = 0,6-0,8. В скважинах северного склона континентальной Аляски песчаники Купарук имеют еще более высокие фильтрационно-емкостные показатели: пористость – до 34 %, проницаемость – единицы квадратных микрометров.

По сейсмическим исследованиям можно предположить, что в Северо-Чукотской впадине данный комплекс залегает на глубине более 10 км (градация катагенеза АК), увеличиваясь к бортам до глубины 4,5-5,0 км до МК4-МК5, где по крайней мере еще могут сохраниться залежи с газовым и газоконденсатным составом флюидов. В направлении от оси впадины к бортам, вероятно, происходит последовательное выклинивание и/или сокращение мощностей нижележащих комплексов, что способно обеспечить формирование многочисленных стратиграфических и литологических ловушек.

Нижнемеловой НГК (аналоги свит Торок и Нанушук – K1a2-al).

Отложения комплекса наращивают разрез осадочного чехла на севере шельфа в Северо-Чукотской впадине и начинают его в Южно-Чукотском прогибе. Мощность комплекса колеблется от 4,0-10,0 и 1,7-2,3 км (российский сектор шельфа) до почти полного выклинивания (американский сектор). В скв. Попкорн на американском секторе шельфа сохранена только незначительная часть данного НГК, мощность которого не превышает первых метров. Комплекс представлен песчаниками, в том числе турбидитовыми, глинистыми отложениями с прослоями углей при преобладающей доли песчаных слоев. Содержание Сорг в глинистых разностях свиты Торок составляет 0,6-14,0 %, а в свите Нанушук достигает 10 %. В обеих свитах ОВ представлено углефицированными остатками высших растений и имеет гумусовую природу (кероген III типа). Гумусовая природа ОВ подтверждается также данными Rock Eval, согласно которым значения HI не поднимаются выше 100-150 мг УВ/г Сорг, что характерно для гумусового ОВ газоматеринских толщ.

Коллекторские свойства нижнемелового НГК и катагенез ОВ. Пористость гранулярных коллекторов в комплексе составляет 28-32 %, а проницаемость – 0,063-0,416 мкм2. Уровень преобразования ОВ в скважинах американского сектора шельфа достигает градации ПК3-2-МК1 на глубине от 0,9 до 2,6 км. В российском секторе шельфа Северо-Чукотской и Южно-Чукотской впадин этот комплекс располагается на большей глубине от 3 до 6 км и по модельным оценкам занимает катагенетический интервал от градации МК1 до МК5 соответственно.

Особенности осадконакопления нижнемелового НГК в Северо-Чукотской впадине. Северо-Чукотская впадина, продолжающая на восток прогиб Вилькицкого, отличается от всех структур Арктического шельфа огромными размерами и большой мощностью осадочного чехла (до 22 км). В состав осадочного чехла входят отложения от верхнего девона до квартера включительно, где на долю нижнемелового НГК приходится 11,5 км. Промышленный интерес в основном здесь представляют отложения нижнемелового НГК. Скорость седиментации этого комплекса достигает 400 м/млн лет и характерна для бассейнов понто-каспийского типа с лавинной седиментацией в условиях резкого перепада давлений. Особенности катагенетических преобразований ОВ в бассейнах с лавинной седиментацией существенно отличаются от закономерностей катагенеза в бассейнах с низкими и нормальными скоростями осадконакопления. Из-за аномально низких значений геотермического градиента в бассейнах лавинной седиментации это отличие состоит в растянутости по вертикали катагенетических зон, нечеткости и размытости их границ, когда черты предшествующей катагенетической градации длительно и устойчиво наследуются в последующем катагенетическом интервале. И, наконец, самой главной особенностью катагенеза в условиях лавинной седиментации является огромная мощность катагенетических зон, исчисляемая несколькими километрами, особенно на нижних уровнях катагенетического ряда (Неручев С.Г. и др., 1998; Грамберг И.С. и др., 2001; Алиева Э.Г., 2003). Например, в Южно-Баренцевской впадине с лавинной седиментацией в триасе мощность нижних зон катагенеза в некоторых участках достигает 4 км и более, тогда как при нормальных и низких темпах осадконакопления (60-120 м/млн лет) мощость зон катагенеза в этих же толщах не превышает первых сотен метров. А в Южно-Каспийской впадине, где скорость осадконакопления достигает 800 м/млн лет, зона генерации УВ растягивается до глубины 12-14 км. Перечисленные факты объясняются тем, что быстро накапливающаяся толща не успевает адаптироваться к меняющимся термобарическим условиям из-за быстро поступающего огромного объема “холодного” осадочного материала. Поэтому такие бассейны считают самыми “холодными” в мире (В.Я.Троцюк, С.Г.Неручев и др.) Выявление бассейнов и отрезков времени лавинной седиментации на шельфе имеет большое практическое значение. С лавинной седиментацией связаны образование крупных клиноформных тел, поступление большого количества полигенетичного органического материала, растянутость по вертикали зон катагенеза. Следствием перечисленных процессов является формирование мощного растянутого по вертикали этажа нефтегазообразования по типу Мексиканского и Персидского заливов, Бразильского шельфа, Южно-Каспийской и Южно-Баренцевской впадин, в которых нефтегазообразование растянуто до огромных глубин (10-16 км). Приняв модель катагенеза для Северо-Чукотской впадины по типу лавинной седиментации, получаем, что нижняя граница зоны мезокатагенеза расположена на глубине около 12-14 км, но не выйдет из меловых отложений. При этом суммарная мощность генерирующей толщи достигает 10 км.

Таким образом, уникальные геологические условия в Северо-Чукотской впадине способствовали тому, что достаточный для генерации уровень преобразования ОВ был достигнут не только меловыми, но и палеоценовыми отложениями. Нефтяная история в этой структуре с точки зрения образования и сохранности вероятных скоплений УВ связана в основном с историей мелового периода. Однако УВ-потенциал Северо-Чукотской впадины определяется не только потенциалом меловых и палеоценовых материнских комплексов, образующих в настоящее время генерационный очаг, но и более древних (от девона – карбона до триаса – юры). Северо-Чукотская впадина длительное время развивается как область устойчивого прогибания, в которой УВ при прогрессирующем погружении отжимались в верхние, более молодые, горизонты и/или в бортовые зоны структуры, тем самым пополняя их УВ-потенциал.

В Южно-Чукотском прогибе в качестве одного из возможных объектов следует рассматривать также отложения палеогена, так как объем позднемеловых пород в разрезе чехла минимален (0,5-0,7 км). Судя по сейсмозаписи, они имеют слоистое строение и терригенный состав. Мощные комплексы песков и конгломератов палеоген-неогенового возраста с хорошими емкостными показателями встречены в скважинах вдоль побережья моря Бофорта и залива Коцебу, а на западе Аляски третичные пески рассматриваются как основной коллектор (пористость до 29 %). В скважинах на шельфе американского сектора Чукотского моря пористость песков палеогена составляет в среднем 31 %, а проницаемость – 0,564 мкм2. Предполагается также, что ловушки УВ в третичных толщах могут быть связаны со стратиграфическим выклиниванием слоев и наличием диапировых структур.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проанализированный фактический материал позволил:

  • выделить в пределах осадочного чехла шельфов восточно-арктических морей ПНГК и НГК и детально рассмотреть в их составе возможные нефтегазоматеринские свиты;
  • охарактеризовать коллекторские свойства ПНГК и НГК и уровень катагенетического преобразования ОВ на основных структурах восточно-арктического шельфа с учетом данных берегового и островного обрамления;
  • с учетом изученности определить Лаптевский шельф как наиболее перспективный на УВ, а Северо-Чукотскую впадину как наиболее перспективную региональную структуру с лавинным типом осадконакопления, в разрезе чехла которой (по результатам бурения в американском секторе) определены конкретные НГК, охарактеризованы коллекторские свойства и установлены стадии катагенеза ОВ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Грамберг И.С. Потенциальные возможности нефтегазообразования в осадочных толщах морей Лаптевых и Восточно-Сибирского / И.С.Грамберг, В.Л.Иванов, Э.Н.Преображенская // Геология шельфа Восточносибирских морей. Сб. научных трудов НИИГА. – Л., 1976.
2. Иванов В.Л. Оленекское месторождение битумов. – Л.: Недра, 1979.
3. Клубов Б.А. Природные битумы Севера. – М.: Наука, 1983.
4. Сафронов А.Ф. Перспективы нефтегазоносности арктической части территории западной Якутии / А.Ф.Сафронов, В.С.Ситников, В.А.Каширцев, К.И.Микуленко // Российская Арктика (геологическая история, минерагения, геоэкология) / Под ред. Д.А.Додина, В.С.Суркова. – С-Пб.: Изд-во ВНИИокеангеология, 2002.
5. Undiscovered oil and gas resources, Alaska federal offshore. Editer by Kirk W.Sherwood. – Anchorage, Alaska, 1998.


©  Н.К. Евдокимова, Д.С. Яшин, Б.И.Ким, Журнал "Геология Нефти и Газа ". - 2008-2.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� �������@Mail.ru