Условия формирования и эволюция нефтегазоматеринских толщ Лаптевской нефтегазоносной провинции

В составе Лаптевской потенциально нефтегазоносной провинции с известной степенью условности выделяются четыре потенциально нефтегазоносных области: Лено-Таймырская, Центрально-Лаптевская, Северо-Лаптевская и Вос-
точно-Лаптевская, или Лено-Омолойская, которые различаются по структуре и некоторым сейсмогеологическим особенностям осадочного разреза и, вероятно, будут различаться по характеру и объемам нефтегазопродуктивности (рис. 1).

Рис. 1. Карта нефтегазоносности Лаптевской потенциально нефтегазоносной провинции (выкопировка из карты нефтегазоносности РФ и сопредельных стран СНГ [1])
Fig. 1. Map of oil and gas potential of the Laptev potentially oil and gas province (part of the copy from the oil and gas potential of the Russian Federation and neighboring countries of the Commonwealth of Independent States [1])

Все известные на сегодня проявления нефтяных углеводородов установлены на прилегающей с юга суше (Лено-Анабарское междуречье, правобережье Хатангского залива), а также на востоке шельфа (о-ва Котельный и Бельковский).

Залежи нефти (непромышленные) обнаружены в устьевой части Хатангского залива на его восточном берегу в пермо-триасовых отложениях на глубинах 1200—1600 м (Р1—2) и 120 м (Т2) (мелкие месторождения — Нордвигское, Южно-Тигянское). Максимальный дебит составил 12,3 м³/сутки (Р1). Нефть тяжелая. Наблюдавшееся в процессе опытной эксплуатации резкое падение дебитов скважин вызвано, видимо, ограниченными размерами залежи.

Битумопроявления (выполнение пустот, трещин, сплошное насыщение) наблюдались в скважинах, пробуренных в прибрежной зоне Лено-Анабарского прогиба, в обнажениях на Оленекском поднятии и на о-вах Котельный и Бельковский в породах верхнего протерозоя, палеозоя (кембрий, девон-пермь) и мезозоя (Т, J). Наиболее значительные и пространственно выдержанные (до 200 км) проявления локализуются в приконтактовой зоне верхнего протерозоя — нижнего кембрия, в кровле верхнего кембрия и в перекрывающих доломиты кембрия песчаниках перми, что зафиксировано как геологическими работами, так и глубоким бурением (рис. 2).

Рис. 2. Схема расположения скоплений природных битумов Оленекского месторождения битумов [9]
Скопления и месторождения битумов: А — Рассохинское, Б — Восточно-Анабарское, В — Силигир-Мархинское, Г — Центрально-Оленекское, Д — Оленекское; 1 — четвертичные отложения, 2 — юрские, 3 — триасовые, 4 — пермские, 5 — верхнекембрийские (лапарская свита), 6 — среднекембрийские (тюессалинская свита); 7 — граница выхода разновозрастных отложений; 8 — разломы; 9—11 — концентрации битумов в пермских отложениях (мас.%): 9 — 5%, 10 — 2—5%, 11 — <2%.
Fig. 2. Location of natural bitumen accumulations of the Olenek bitumen deposit [9]
Accumulations and deposits of bitumen: A — Rassokhinskoe, B — Vostochno-Anabarskoe, C — Siligir-Markhinskoe, G — Central-Olenekskoe, D — Olenekskoe; 1 — Quaternary deposits, 2 — Jurassic, 3 — Triassic, 4 — Permian, 5 — Upper Cambrian (Lapar suite), 6 — Middle Cambrian (Tyuessalinskaya suite); 7 — boundary of the release of sediments of different ages; 8 — faults; 9—11 — concentration of bitumen in Permian sediments (wt.%): 9 — 5%, 10 — 2—5%, 11 — < 2%.

В доломитах протерозоя битумы выполняют поры и каверны в кровле разреза, но отсутствуют в подобных же кавернозных породах ниже по разрезу. Высокой и одновременно хорошо выдержанной по разрезу битуминозностью характеризуются песчаники и доломиты нижнего кембрия, несогласно перекрывающие битуминозные карбонаты протерозоя. Мощность битуминозных песчаников не менее 5,0 м.

Таким образом, в зоне контакта протерозоя и нижнего кембрия наблюдается отчетливо выраженная стратиграфическая залежь, контролируемая не разрывными нарушениями, как бы много их ни было, а поверхностью несогласия. Разнообразный характер битумопроявлений характерен также для карбонатных пород верхнего кембрия на севере Оленекского поднятия. Кавернозность и битуминозность этой части разреза хорошо выдержана по площади, о чем свидетельствуют скважины, пробуренные севернее — в Лено-Анабарском прогибе. Мощность битуминозных зон варьирует от 3—4 до 60—70 м.

Крупное месторождение твердых битумов располагается на севере Оленекского поднятия в песчаниках перми. Буровыми работами выявлено 5 залежей мощностью до 25 м, прослеживающихся на десятки километров по простиранию. В разрезе триаса проявления нефтяных углеводородов встречаются реже. Наиболее значительные отмечены на крайнем западе района, на Гуримисской площади, где вскрыты пропитанные нефтью пласты песчаников среднего триаса мощностью до 9 м.

На о-ве Котельный битумопроявления наиболее часто встречаются в породах нижнего-среднего девона и триаса. В разрезе триаса скопления битумов наблюдались также в базальтах, где они выполняют многочисленные пустоты. Проявления газа установлены в пермских и среднетриасовых отложениях, В вышележащих (J, K) породах битум не отмечен во вскрытых бурением в северной части Анабаро-Хатангского междуречья. Дебит достигал соответственно 3000 и 10 000 м³/сут. В этом же районе (р. Анабар) установлен постоянно действующий естественный выход горючего газа на дневную поверхность, приуроченный к тектоническому нарушению (дебит 2—3 м³/сут). Наличие в составе газа гелия говорит о его глубинной природе. Газопроявление с дебитом до 20 м³/сут отмечено в пермских отложениях, вскрытых скв. Р-1 вблизи устья р. Оленек.

Газохимическое изучение донных осадков Лаптевского шельфа (320 проб) выявило наличие в 55 из них аномальных (превышающих фон) содержаний углеводородных газов (УВГ). Их количественный разброс (0,05—2,3 см³/кг) в большинстве своем не зависит от состава осадков и содержания в них Сорг, колеблющегося около значений в 1,0%. В распределении аномальных концентраций углеводородных газов намечается отчетливый структурный контроль. Значительная их часть располагается в пределах отрицательных структур с повышенной мощностью чехла, вблизи разломов и на граничных участках крупных структурных элементов, которые (границы) в большинстве случаев имеют разломную природу. Наличие заметного количества гомологов (до бутана включительно) и часто невысокая величина отношения метана к гомологам, опускающаяся в Усть-Ленском грабене до 0,16 (доминирует бутан) — особенности не характерные для газов биохимической природы. Принципиально важным является совпадение аномальных зон по метану и тяжелым углеводородам, а также обнаружение в газовой смеси в Усть-Ленском грабене аргона и гелия, источник которых, скорее всего, имеет глубинную природу. Напомним в этой связи о сейсмичности Лаптевского шельфа вообще и Усть-Ленского грабена в частности, магнитуда землетрясений в пределах которых достигает 6 баллов [11]. Приведенные данные могут свидетельствовать о миграционной природе значительной части аномальных содержаний УВГ и о возможной нефтегазоносности недр.

Согласно данным публикаций [10] в разрезе провинции выделяется до трех главных потенциально нефтегазоносных комплексов, в том числе: нижний, вендско-каменноугольный (венд-турне), преимущественно карбонатный; средний, каменноугольно-нижнемеловой (визе-неоком) терригенный и верхний мел-кайнозойский, также терригенный.

В составе нижнего комплекса по аналогии с прилегающими территориями в качестве наиболее перспективных рассматриваются породы венда и кембрия. Они представлены кавернозными доломитами в кровле венда (пористость до 25%) и терригенно-карбонатными породами низов кембрия (пористость 11—21%, проницаемость до 1,3 мкм²), а также кавернозными доломитами кровли кембрия.

Породы характеризуются регионально выраженной битуминозностью. Поисковый интерес представляют также терригенно-карбонатные отложения девона, характеризующиеся высокой битуминозностью на о-ве Котельный. Максимальная мощность пород нижнего комплекса может достигать 5,0 км. Наиболее благоприятную для образования жидких УВ степень катагенеза ОВ (МК3) согласно Б.И. Киму и др. [10] можно ожидать в пределах вала Минина и Лено-Таймырской зоны поднятий, где подошва верхнего протерозоя располагается на глубине 4—6 км.

В среднем потенциально нефтегазоносном комплексе наиболее перспективными считаются 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 Лаптевоморском 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. В пределах вала Минина они предполагаются на глубине около 2,5—3,0 км, 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%.

В верхнем нефтегазоносном комплексе прогнозируются как высококачественные коллекторы, связанные с развитием дельтовых фаций отложений, так и достаточно мощные глинистые покрышки. Последние в пределах отрицательных структур (исключая Южно-Лаптевский прогиб) располагаются на глубине около 5,0 км и по предполагаемой степени катагенеза ОВ [10] могут являться продуцентами жидких УВ. Вышележащие глинистые палеоценовые образования могут играть роль не только покрышки для возможных меловых залежей УВ, но и генерировать разнообразные УВ при погружении на глубину до 3 км (Усть-Ленский грабен, Омолойский прогиб). Плиоцен-четвертичные отложения вследствие их алеврито-глинистого состава рассматриваются в качестве региональной покрышки.

Нефтегазоматеринские отложения нижнего потенциально нефтегазоносного комплекса стратиграфически приурочены к отложениям верхнего рифея-венда, имеющим глинисто-карбонатный состав и содержащим до 1,0—1,5% ОВ, а также к доманикоидным отложениям среднего кембрия с содержанием Сорг. до 24%. В карбонатном комплексе палеозоя, согласно материалам публикаций [10], прогнозируются 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 среднем нефтегазоносном комплексе нефтегазоматеринские толщи предполагаются на стратиграфических уровнях нижней перми, среднего триаса и юры. Генерационный потенциал пермских отложений подтверждается открытием уникального Оленекского битумного месторождения, а также мелкими месторождениями и проявлениями нефти на южном побережье Хатангского залива моря Лаптевых. Содержание Сорг. в глинистых отложениях перми может достигать 2,4% при гумусово-сапропеловом типе ОВ.

Для глинистых отложений триаса также характерна повышенная битуминозность. Юрские отложения являются основным генератором углеводородов в Енисей-Хатангском и Лено-Анабарском прогибах [13, 14].

Результаты моделирования условий генерации УВ [10] показывают, что Центрально-Лаптевская область является одним из основных очагов генерации преимущественно нефтяных УВ, в котором зона генерации (MK1—MK5) расположена на глубине от 1,5 до 7,0 км, а интервал «нефтяного окна» (МК2—МК3) мощностью 2,2—2,5 км представлен перспективными отложениями от девона (локально) до триаса включительно. Залежи нефти различного химического состава могут быть приурочены как к бортам Центрально-Лаптевского прогиба, так и к его центральным частям на глубине от 3 км и более.

В пределах наиболее погруженных зон Омолойского прогиба (Восточно-Лаптевская ПНГО) 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 на его центриклинальном замыкании условия главной фазы генерации УВ в названных комплексах наступили значительно позднее — в конце раннего мела. Главная фаза нефтеобразования в Омолойском прогибе 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 назад, когда сформировались апт-альбские и палеоценовые коллекторы. Это позволяет сделать вывод о том, что залежи нефти будут ограничены интервалом глубин 2,5—4,0 км.

Значительный стратиграфический диапазон нефтегазоматеринских толщ, особенности структуры и вещественного состава отложений характеризуются благоприятным сочетанием коллекторских и флюидоупорных толщ, наличием признаков структурного и генетического сходства в развитии исходно-рифтогенных бассейнов моря Лаптевых [2—6]

Методика исследований

Для оценки углеводородного потенциала изучаемых акваторий в настоящей работе выполнено численное бассейновое моделирование. С учетом существенных неопределенностей в части вещественного состава пород в модели были выделены гипотетические углеводородные системы в основании каждого комплекса. Расчет выполнен в двух вариантах с разными типами керогена НГМТ, соответствующими гумусовому и сапропелевому ОВ.

Результаты исследований

Результаты проведенных исследований показали, что ключевым фактором, контролирующим развитие углеводородных систем, является скорость погружения бассейнов и мощность формируемых комплексов перекрывающих пород, а также геотермическое поле моря Лаптевых.

Существует всего пять точек измерений теплового потока в его северной части — в районе котловины Амундсена — и четыре измерения в континентальной и островной частях (рис. 3). Представленная карта распределения теплового потока не противоречит региональным особенностям распределения теплового потока для Арктического сегмента Земли, который определяется сочетанием чередований субмеридиональных поясов высокого и низкого теплового потока — в глубоководных котловинах с субширотными поясами относительно повышенного (52—80 мВт/м²) и низкого (от 26—52 мВт/м²) теплового потока почти вдоль всего периметра шельфовой области Америки и Евразии.

Рис. 3. Схема теплового потока моря Лаптевых (по данным АО «Союзморго», 2019)
Fig. 3. Scheme of the heat flow of the Laptev Sea (according to the data of the JSC «Soyuzmorgo», 2019)

Анализ палеогеографических условий формирования отложений позволяет предполагать присутствие элементов углеводородных систем в составе всех основных комплексов осадочного чехла.

Результаты выполненного моделирования показали, что апт-верхнемеловые отложения всех изучаемых бассейнов могли генерировать углеводороды уже к началу палеогена: газ — в нижней, нефть — в средней части разреза. На современном этапе развития бассейнов самые зрелые отложения прогнозируются в море Лаптевых, где на большей части территории они перегреты (рис. 4а).

Палеогеновые породы в настоящее время во всех бассейнах способны генерировать как жидкие, так и газообразные УВ. Максимальная зрелость отмечается в Лаптевоморском бассейне. Зрелость ОВ палеогена соответствует главной зоне нефтеобразования (рис. 4б).

Органическое вещество нижней части неоген-четвертичного комплекса прогрето до уровня «нефтяного окна» в Лаптевоморском бассейне (рис. 4в). Отложения, распространенные в пределах акватории моря Лаптевых, могли генерировать УВ около 5,3 млн лет назад. Показатели степени преобразованности ОВ, удельные плотности генерации и эмиграции УВ, характеризующие гипотетические НГМТ, определяются в том числе и типом керогена. Как уже отмечалось, в условиях существенной неопределенности в части вещественного состава осадочного чехла изучаемых бассейнов в рамках настоящего исследования применен вариативный подход, и моделирование выполнялось в двух вариантах: для керогена II и III типов.

Рис. 4. Распределение отражательной способности витринита (R0, %) на современном этапе развития НГМТ: а — апт-познемелового; б — палеогенового; в — неогенового возрастов
Fig. 4. Distribution of vitrinite reflectance (R0, %) at the present stage of development of oil and gas source rock: a — apt-late Cretaceous; б — Paleogene; в — Neogene ages

На рисунке 5 приведены карты распределения степени преобразованности меловой НГМТ для керогена второго типа (рис. 5а) и третьего типа (рис. 5г). Видно, что к настоящему времени НГМТ полностью реализовала свой потенциал на большей части территории всех бассейнов вне зависимости от типа керогена. Незначительные отличия отмечаются в бортовых частях прогибов, где НГМТ с керогеном III типа слабее трансформирована.

Для нефтегазоматеринских пород палеогена и неогена влияние типа керогена на степень преобразованности НГМТ значительно, и оно тем больше, чем меньше глубина их залегания и, соответственно, зрелость ОВ (рис. 5б, д и в, е). В целом чем меньше зрелость ОВ, тем меньше реализован генерационный потенциал НГМТ, содержащей III тип керогена. Это особенно заметно при анализе карт степени преобразованности НГМТ отложений неогена (рис. 5е).

Рис. 5. Распределение степени преобразованности ОВ (TR, %) на современном этапе развития НГМТ для керогена II типа: а — мелового, б — палеогенового и в — неогенового возрастов; для керогена III типа:
г — мелового, д — палеогенового и е — неогенового возрастов
Fig. 5. Distribution of the degree of transformation of organic matter (TR, %) at the present stage of development of oil and gas parent rocks for kerogen type II: а — Cretaceous, б — Paleogene and в — Neogene ages; for kerogen type III: г — Cretaceous, д — Paleogene and e — Neogene ages

Следует отметить, что распределение показателя TR отражает различия в тектонической эволюции изучаемых осадочных бассейнов и, в частности, скоростей их погружения [13, 14]. В рифтовом бассейне моря Лаптевых скорость погружения в палеогене-неогене обусловила большие объемы накопленных осадков и, как следствие, бóльшую зрелость ОВ и способность НГМТ к генерации и эмиграции углеводородов, чем в соседних бассейнах [12].

В соответствии с индексом TR в НГМТ распределены удельные плотности генерации и эмиграции УВ (рис. 6). В меловом комплексе, содержащем II тип керогена, эти показатели составляют порядка 20—30 и 10—15 млн т УТ — для III типа (рис. 6а, г). В Лаптевоморском бассейне в палеогеновом комплексе максимальные удельные плотности генерации и эмиграции (на уровне 25—40 и 15—25 млн т УТ для второго и третьего типов керогена соответственно) ожидаются. Остальные изучаемые бассейны существенно уступают акватории моря Лаптевых как по показателям удельных плотностей, так и по объемам генерации в целом — с учетом площади бассейна, вовлеченной в генерационный процесс (рис. 6б, д). Незначительная генерация углеводородов прогнозируется в неогеновой части разреза в северной части бассейна моря Лаптевых (рис. 6в, е).

Рис. 6. Распределение удельной плотности генерации УВ (Qген, млн т УТ/км²) на современном этапе развития НГМТ для керогена II типа: а — мелового, б — палеогенового и в — неогенового возрастов; для керогена III типа: г — мелового, д — палеогенового и е — неогенового возрастов
Fig. 6. Distribution of the specific density of hydrocarbon generation (Qgen, million tons of standard fuel / km²) at the present stage of development of oil and gas source rocks for kerogen of type II: а — Cretaceous, б — Paleogene and в — Neogene ages; for kerogen type III: г — Cretaceous, д — Paleogene and е — Neogene ages

Динамика реализации генерационного и эмиграционного потенциала изученных НГМТ представлена на рисунках 7 и 8. Быстрое погружение и высокие скорости осадконакопления осадочных бассейнов во второй половине мела и палеогене привели к тому, что процессы генерации начались практически сразу после формирования НГМТ. На рубеже мела и палеогена эти процессы в апт-верхнемеловой толще существенно активизируются, а к началу олигоцена замедляются. Для палеогеновой НГМТ отмечается последовательное нарастание генерационнно-эмиграционного потенциала. Генерация и эмиграция углеводородов из неогеновой нефтегазоматеринской толщи началась в конце миоцена. В модели с III типом керогена наблюдается аналогичная динамика при существенно меньших объемах сгенерированных УВ.

Рис. 7. График генерации УВ НГМТ в Лаптевоморском бассейне. Кероген II типа
Fig. 7. Schedule of hydrocarbon generation in oil-gas source rocks in the Laptev Sea basin. Kerogen type II

Рис. 8. График генерации УВ НГМТ в Лаптевоморском бассейне. Кероген III типа
Fig. 8. Schedule of hydrocarbon generation in oil-gas source rocks in the Laptev Sea basin. Kerogen type III

Заключение

В Лаптевоморском бассейне основные очаги генерации УВ находятся в палеогеновом и неогеновом комплексах. Области наиболее вероятной аккумуляции углеводородов сохраняются вне зависимости от типа органического вещества. Результаты моделирования отличаются в части соотношения жидких и газообразных УВ в прогнозируемых залежах, — в случае III типа керогена количество газовой составляющей увеличивается.

В Лаптевоморском бассейне кроме прибортовых зон выделяется крупная область в центральной части бассейна, где залежи углеводородов ожидаются на глубинах более 5 км. В палеогеновом комплексе скопления углеводородов прогнозируются преимущественно в центральных частях изученных бассейнов и в меньшей степени — в прибортовых. Глубины залегания перспективных объектов составляют от 5—6 км в центральных частях до 2—3 км — в прибортовых. В неогеновом комплексе скопления УВ ожидаются преимущественно в пределах Лаптевоморского бассейна. В центральной и южной части Лаптевоморского бассейна во всех комплексах вне зависимости от типа керогена ожидаются газовые залежи, что обусловлено повышенным тепловым потоком и, как следствие, высокой степенью преобразованности ОВ нефтегазоматеринских пород.

Анализ полученных результатов показывает, что наиболее перспективным является Лаптевоморский бассейн. Значительный углеводородный потенциал ожидается в клиноформах палеогена Восточной Арктики. В настоящее время этот комплекс недооценен, и для проведения ресурсной оценки требуется дополнительное изучение, включая детальное картирование его внутреннего строения.