Моделирование углеводородных систем и количественная оценка углеводородного потенциала восточно-арктических морей

Основываясь на полученных результатах моделирования и бассейнового анализа, выполненного на предыдущем этапе работ [3][6][7][9][11][12][14], для всех изученных осадочных комплексов были построены карты (ГАУС), графики основных геологических событий, выполнена оценка их углеводородного потенциала объемно-генетическим методом (рис. 1—8, табл. 1—9). В пределах области моделирования в апт-верхнемеловом осадочном комплексе выделяются пять гипотетических углеводородных систем (рис. 1):

• «Лаптевоморская аптская» ГАУС, расположенная полностью в акватории моря Лаптевых;
• «Новосибирская аптская» ГАУС, расположенная к северу от Новосибирских островов;
• «Восточно-Сибирская аптская» ГАУС, расположенная в центральной части Восточно-Сибирского моря;
• «Дремехедская аптская» ГАУС, расположенная в акватории Восточно-Сибирского моря к западо от о. Врангеля;
• «Северо-Чукотская аптская» ГАУС, расположенная в российской части Чукотского моря.

Все выделенные ГАУС занимают значительные площади — более ста тысяч квадратных километров (за исключением Дремехедской) и включают крупные очаги генерации углеводородов, обеспечивающие значительный начальный углеводородный потенциал: от ~400 миллиардов до почти триллиона т УТ в общей сложности в зависимости от качества нефтегазоматеринских пород (табл. 1, 2). Наиболее высоким начальным потенциалом характеризуются Северо-Чукотская и Лаптевоморская углеводородные системы.

Как отмечено в предыдущих работах по данной тематике [5][6][10][12][14][15], НГМТ, резервуары и флюидоупоры всех ГАУС прогнозируются в нижней части апт-верхнемелового комплекса (рис. 2). НГМТ всех систем характеризуются высокой зрелостью и перегреты в центральных областях очагов генерации. Процессы генерации, миграции и аккумуляции углеводородов начались уже позднем меле и продолжаются до настоящего времени в существенно редуцированном виде, т.к. критический момент большинство ГАУС преодолели в период около

40-60 млн лет назад — в палеоцене-эоцене (рис. 2а-г). Исключение составляет Северо-Чукотская ГАУС, которая преодолела критический момент уже во второй половине мела (85 млн лет назад), что обусловлено быстрым погружением и чрезвычайно высокими скоростями осадконакопления (рис. 2д).

В соответствии с современными представлениями о геологическом развитии региона (А.М. Никишин, К.Ф. Старцева, В.Е. Вержбицкий и др., 2019) здесь выделяются два основных периода складчатости: 66-45 и 34-20 млн лет. С этими периодами мы связываем основные этапы формирования ловушек и переформирования ранее образованных скоплений углеводородов.

В этом смысле исключение составляют Лапте- воморская и Новосибирская ГАУС, в которых тектоническая активность, связанная с рифтогенезом, начавшаяся во второй половине мела, продолжается практически непрерывно до настоящего времени (рис. 2а, б).

Анализ графиков основных геологических событий ГАУС апт-верхнемелового комплекса показывает, что все они характеризуются неблагоприятным соотношением времени формирования ловушек и критического момента ГАУС.

Системы преодолели критический момент задолго до завершения тектонической активности в регионе. Это могло привести, с одной стороны, к рискам заполнения ловушек, образованных на более поздних стадиях тектонической активизации, с другой — к разрушению ранее сформированных скоплений УВ. Поскольку интенсивность проявления складчатости и ее латеральный и временной экстент варьировали в пределах изучаемой площади, указанные риски также распределены неравномерно и должны уточняться в рамках детализированных работ. Для этого прежде всего необходимы детальные структурные построения и палеотектонические реконструкции с выходом на численное моделирование, опирающиеся на более плотную, чем региональная, сеть сейсмических профилей.

Прогнозируемый фазовый состав скоплений УВ определяется начальными характеристиками типа керогена нефтегазоматеринских пород и особенностями эволюции углеводородных систем: интенсивностью процессов вторичного крекинга, переформированием залежей.

Для всех изученных ГАУС апт-верхнемелового осадочного комплекса основным фактором является тип керогена, за исключением Лаптевоморской.

Интенсивный вторичный крекинг, обусловленный высоким тепловым потоком и быстрым погружением бассейна в палеогене, обусловил преобладание газообразной составляющей в составе прогнозируемых скоплении вне зависимости от типа органического вещества (табл. 3).

Средний коэффициент аккумуляции УВ систем апт-верхнемелового комплекса в зависимости от типа керогена составляет 1—2%. Максимальными коэффициентами характеризуются Восточно-Сибирская и Дремехедская ГАУС (табл. 1). Тип органического вещества определяет также и общие начальные прогнозные геологические ресурсы систем. При условии преобладания второго типа керогена максимальные объемы (около 6.5 млрд т УТ) прогнозируются в пределах Восточно-Сибирской и Северо-Чукотской ГАУС. В случае третьего типа наиболее высокие значения ожидаются в Лаптевоморской (2,7 млрд т УТ), Восточно-Сибирской и Северо-Чукотской (по 2,5 млрд т УТ) углеводородных системах (табл. 1).

В соответствии с полученными оценками удельных плотностей начальных прогнозных ресурсов территории изученных ГАУС относятся к категории перспективных земель III (Северо-Чукотская, Восточно-Сибирская, Дремехедская) и IV (Новосибирская и Лаптевоморская) типов.

В палеогеновом (палеоцен-эоцен) осадочном комплексе выделены три ГАУС (рис. 3):

• «Лаптевоморская палеоцен-эоценовая», расположенная целиком в пределах моря Лаптевых;
• «Восточно-Сибирская палеоцен-эоценовая», расположенная в центральной части ВосточноСибирского моря;
• «Северо-Чукотская палеоцен-эоценовая», расположенная к северу от о. Врангеля.

Среди выделенных ГАУС Лаптевоморская — самая большая по площади, ее большую часть занимает крупный очаг генерации УВ (табл. 4, 5).

Суммарный начальный генерационный потенциал углеводородных систем палеогеновой части осадочного чехла может составлять от 350 млрд до 1 трлн т УТ в зависимости от типа керогена (табл. 4, 5). Подавляющая часть этого потенциала приходится на Лаптевоморскую ГАУС.

Основные элементы углеводородных систем (НГМТ, резервуары, флюидоупоры) прогнозируются в основании палеогена (рис. 4).

Зрелость ОВ в очагах Восточно-Сибирской и Северо-Чукотской углеводородных систем соответствует уровню нефтяного окна и поздней генерации нефти. На большей площади очага генерации Лаптевоморской ГАУС органическое вещество существенно более зрелое — способно генерировать газообразные УВ или перегрето.

Все три системы в значительной степени реализовали свой потенциал и преодолели критический момент в период от 28 до 15 млн лет назад (рис. 8—10). Раньше всех этот этап достигнут Лаптевоморской ГАУС, позже всех — Северо-Чукотской, что обусловлено особенностями теплового режима и скоростями погружения осадочных бассейнов. Продолжающийся в палеогене рифтогенез и высокие скорости осадконакопления отличают Лаптевоморский бассейн от остальных в этот период геологического развития.

Соотношение времени формирования ловушек и критического момента крайне благоприятно для Северо-Чукотской и Восточно-Сибирской ГАУС, т.к. тектоническая активность завершилась до достижения этими системами критического момента.

Соответственно, сформированные ловушки могут быть полностью заполненными и риск переформирования и разрушения залежей отсутствует. Для Лаптевоморской ГАУС такие риски прогнозируются с учетом установленного соотношения критического момента и тектонической активности в пределах области распространения системы.

Отмеченные закономерности согласуются с полученными оценками коэффициентов аккумуляции. Так, для Лаптевоморской углеводородной системы коэффициент аккумуляции почти на порядок ниже по сравнению с Восточно-Сибирской и Северо-Чукотской (табл. 4), что, возможно, обусловлено значительным вторичным крекингом и разрушением ранее сформированных залежей.

Однако, несмотря на эти неблагоприятные факторы, в ловушках Лаптевоморской ГАУС прогнозируются максимальные начальные геологические ресурсы углеводородов — около 17 млрд т УТ. Второй по величине ресурсного потенциала является Северо-Чукотская углеводородная система — 11,3 млрд т УТ. Ресурсный потенциал Восточно-Сибирской ГАУС составляет около 4,5 млрд т УТ.

Ожидаемый фазовый состав прогнозируемых скоплений УВ в отложениях палеоцена-эоцена приведен в таблице 6. Критическим фактором, определяющим соотношение фаз, является тип керогена. Присутствие в нефтегазоматеринских породах ОВ морского типа определяет преобладание жидких УВ.

Значительное количество газообразных УВ ожидается в скоплениях Лаптевоморской ГАУС: от 31 до 67% в зависимости от качества органического вещества.

При условии наличия второго типа керогена в НГМТ Восточно-Сибирской и Северо-Чукотской ГАУС прогнозируемые скопления будут содержать преимущественно жидкие углеводороды.

В соответствии с полученными оценками удельных плотностей начальных прогнозных ресурсов территории Восточно-Сибирской и Лаптевоморской ГАУС относятся категории перспективных земель IV категории, Северо-Чукотской — III категории.

В олигоцен-миоценовой части осадочного чехла в пределах области моделирования выделена одна генерационно-аккумуляционная система, расположенная в акватории моря Лаптевых (рис. 5). Для целей моделирования нефтегазоматеринские толщи, резервуары и флюидоупоры определены в основании осадочного комплекса (рис. 6). Площадь системы составляет около 350 тыс. кв. км. Очаг генерации занимает третью часть этой территории. Зрелость органического вещества в очаге варьирует от незрелого до уровня, соответствующего «нефтяному окну». Критический момент преодолен системой около 3 млн лет назад, что является благоприятным фактором для формирования и сохранности прогнозируемых скоплений УВ.

ГАУС характеризуется высокими расчетными коэффициентами аккумуляции (табл. 7), по сравнению с углеводородными системами более древних комплексов, рассмотренными выше. Большинство прогнозируемых скоплений расположено к юго-востоку от очага генерации. Ожидаемые прогнозные начальные геологические ресурсы ГАУС могут составить приблизительно от 10 до 33 млрд т УТ в зависимости от типа керогена.

Фазовый состав прогнозируемых скоплений углеводородов определяется качеством органического вещества, а также уровнем его зрелости. Совокупность этих факторов обеспечивает высокую вероятность обнаружения преимущественно жидких УВ в ловушках неогенового комплекса (табл. 9).

Региональный характер сейсмических работ и, как следствие, структурных построений не позволил в рамках региональной модели оценить углеводородный потенциал клиноформных отложений кайнозойского комплекса, широко распространенных в северо-восточной части Восточно-Сибирского моря и сопредельной территории Северо-Чукотского прогиба.

Оценка геологических рисков

Оценка геологических рисков и вероятности открытия месторождения выполнена с использованием методики, широко применяемой нефтяными компаниями [14]. Методика предусматривает комплексный анализ геологической информации о нефтегазоматеринских породах, резервуарах, покрышках и включает четыре основных фактора:

• наличие и свойства нефтематеринских толщ, включая их мощность, количество и выдержанность слоев, распространение, сведения о газо- и нефтепроявлениях, типе керогена, насыщенности и зрелости ОВ;
• наличие и свойства резервуара, его литология, распространение, история развития, латеральная выдержанность, мощность и вертикальная цикличность, гетерогенность, коэффициенты пористости и проницаемости, трещиноватость, диагенетические характеристики;
• наличие ловушки, включая достоверность ее обнаружения по геофизическим данным, тип ловушки, тип и качество покрышки;
  соотношение времени формирования ловушек и процесса генерации, миграции аккумуляции УВ, включая сохранность залежи.

Термин «геологический риск» определяет вероятность открытия промышленных скоплений УВ (вероятность геологического успеха) и оценивается как произведение вероятностей четырех независимых факторов:

1) вероятность наличия зрелой нефтематеринской породы (Р_source);

2) вероятность наличия резервуара (Р_reservoir);

3) вероятность наличия ловушки (Р_trap);

4) вероятность благоприятного фактора времени (геохронология) (P_dinamics).

P_g = Р_source × Р_reservoir × Р_trap × P_dinamics,

где P_g — вероятность геологического успеха.

Вероятность обнаружения промышленных притоков УВ оценивается по шкале от 0,01 до 0,99. Анализ рисков выполняется при первоначальном анализе доступной геологической информации и пересматривается при получении новых данных.

Для стандартизации метода оценки геологических рисков анализ геологической информации проводится с использованием так называемого «контрольного листа» (табл. 10), который включает блоки, соответствующие четырем факторам риска.

В результате составляется таблица рисков, строки которой содержат оценку каждого из факторов риска как «неблагоприятного» (0,1÷0,3) «спорного» (0,3÷0,4), «нейтрального» (0,5), «обнадеживающего» (0,5÷0,7) или «благоприятного» (0,7÷0,9).

Вычисление вероятности геологического успеха выполняется с точностью до третьего знака после запятой. На основании эмпирических данных геологические риски разделены на категории:

1) очень низкий риск (0,5÷0,99) — все факторы объекта оцениваются как «благоприятные»;

2) низкий риск (0,25÷0,5) — все факторы оцениваются как «обнадеживающие» и «благоприятные»;

3) умеренный риск (0,125÷0,25) — два или три фактора — от «обнадеживающих» до «благоприятных»; один или два — от «обнадеживающих» до «нейтральных»;

4) высокий риск (0,063÷0,125) — один или два фактора — «обнадеживающие»; два или три «нейтральные» или от «нейтральных» до «обнадеживающих»;

5) очень высокий риск (0,01÷0,063) от двух до трех факторов не выше «нейтральных» — при одном или двух — «сомнительном» или «нейтральном».

Как отмечалось ранее, в отсутствие признаков нефтегазоносности осадочного чехла в пределах акваториальной части Восточной Арктики все рассматриваемые углеводородные системы относятся к разряду гипотетических.

Существенные неопределенности в части вещественного состава отложений, обусловленные отсутствием скважин в пределах изучаемой территории, не позволили закартировать и надежно охарактеризовать необходимые элементы углеводородных систем. Вместе с тем анализ палеогеографических условий формирования отложений позволяет предполагать их присутствие в составе всех основных комплексов осадочного чехла.

С учетом изложенного признак наличия в разрезе резервуаров всех трех изученных комплексов оценен как «обнадеживающий» со значением вероятности 0,6.

Несмотря на отсутствие информации о качестве и количестве органического вещества в составе осадочного чехла, результаты выполненного моделирования с применением вариативного подхода показали, что вне зависимости от типа керогена, при средних величинах С_орг. в отложениях, потенциальные НГМТ способны к насыщению УВ перспективных объектов. Поэтому фактор «Оценка НГМТ» описан как «обнадеживающий» (0,7).

Активный геодинамический режим, проявление нескольких фаз складчатости в пределах изучаемой территории обеспечили благоприятные условия для формирования ловушек антиклинального типа в осадочных бассейнах, которые хорошо фиксируются даже на структурных картах в региональном масштабе. Однако в отсутствие информации о вещественном составе отложений оценка качества покрышки не может быть оценена выше 0,5 («нейтральный»). Соответственно, общий риск по фактору «Оценка ловушки» соответствует минимальному признаку — 0,5.

Учитывая полученные результаты моделирования, изученные ГАУС существенно различаются в части оценки фактора «Геохронология». Неблагоприятное соотношение времени критического момента и формирования ловушек для аптских ГАУС обусловило высокие риски в части сохранности залежей, поэтому фактор «Геохронология» оценен как «неблагоприятный» со значением 0,3 для всех углеводородных систем апт-верхнемелового комплекса. Для ГАУС кайнозойской части разреза в зависимости от соотношения времени критического момента и установленных фаз складчатости в осадочных бассейнах фактор «Геохронология» оценен как «благоприятный» со значениями 0,6÷0,7 (рис. 7).

Таким образом, вероятность геологического успеха для меловых отложений сопряжена с высокими рисками (P_g = 0,063). Вероятность открытия месторождений в кайнозойской части разреза — выше (от 0,126 до 0,147), что соответствует умеренному риску.

Схемы нефтегеологического районирования региона работ и оценка потенциала наиболее перспективных зон нефтегазонакопления и поисковых объектов

В соответствии с нефтегазогеологическим районированием, выполненным ФГБУ «ВНИГНИ» в 2012 г., территория исследования располагается в пределах двух потенциально нефтегазоносных провинций — Восточно-Арктической и Новосибирско-Чукотской и включает Лаптевоморскую самостоятельную нефтегазоносную область (рис. 8).

В соответствии с районированием 2012 г. бóльшая часть изучаемой территории характеризуется невысокими перспективами и относится к землям низшей категории. Перспективы севера моря Лаптевых и крайнего северо-запада Восточно-Сибирского моря оценены на качественном уровне. Только Северо-Чукотский бассейн, соответствующий Северо-Чукотской ПНГО, отнесен к землям IV категории.

Проведенные в рамках настоящего проекта бассейновый анализ и моделирование основаны на всей наиболее современной и доступной геолого-геофизической информации. Это позволило существенно уточнить оценку углеводородного потенциала акваторий Восточной Арктики и выполнить нефтегазогеологическое районирование на качественно новом уровне.

В частности, уточнены границы потенциально нефтегазоносных провинций и областей в соответствии с установленными границами осадочных бассейнов и генерационно-аккумуляционных углеводородных систем (рис. 9). С учетом выполненной по результатам моделирования оценки углеводородного потенциала увеличена категория перспективности земель на большей части рассматриваемой территории. Центральные области Северо-Чукотского, Восточно-Сибирского и Лаптевоморского бассейнов отнесены к землям третьей категории, их прибортовые части — к четвертой. Площадь земель низшей категории существенно сократилась (рис. 9).

Лаптевоморская самостоятельная нефтегазоносная область включает единственный одноименный бассейн. В пределах описываемой СНГО прогнозируются три этажа нефтегазоносности: апт-верхнемеловой, палеоцен-эоценовый и олигоцен-миоценовый, удельные плотности ресурсов которых составляют 8,17, 34,27 и 62,44 тыс. т УТ/кв. км соответственно. Территория Лаптевоморской СНГО относится к землям III и IV категорий. В составе скоплений прогнозируется значительная доля газообразных углеводородов.

Восточно-Арктическая ПНГП включает ПНГО Де-Лонга и Северо-Чукотскую.

Восточно-Сибирский осадочный бассейн принадлежит ПНГО Де-Лонга. В пределах изученной части ПНГО прогнозируются два этажа нефтегазоносности: апт-верхнемеловой и палеоцен-эоценовый. Удельные плотности ресурсов мелового и палеогенового комплексов могут составить 25,87 и 34,4 тыс. т УТ/кв. км соответственно. Территория Восточно-Сибирского бассейна относится к перспективным землям III и IV категорий. Прогноз фазового состава скоплений связан со значительными неопределенностями и будет контролироваться типом керогена в нефтегазоматеринских толщах.

Северо-Чукотская ПНГО включает два осадочных бассейна: Дремехедскую впадину и Северо-Чукотский прогиб.

В Дремехедской впадине скопления УВ прогнозируются только в апт-верхнемеловой части разреза с удельными плотностями ресурсов 20,03 тыс. т УТ/кв. км, что соответствует землям IV категории.

Область в пределах Северо-Чукотского прогиба практически полностью отнесена к перспективным землям III категории. Значительный ресурсный потенциал ожидается в меловой и особенно в палеогеновых частях разреза, удельные плотности ресурсов которых, по нашей оценке, могут составить 27,55 и 77,71 тыс. т УТ/кв. км соответственно. Фазовый состав залежей будет зависеть от типа органического вещества потенциальных НГМТ.

С учетом изложенного в пределах изучаемой территории наиболее перспективными являются Лаптевоморская СНГО и Северо-Чукотская ПНГО.