Условия формирования и эволюция нефтегазоматеринских толщ Восточно-Сибирской потенциально нефтегазоносной провинции

Шельфовая область Восточно-Сибирского моря принадлежит Новосибирско-Чукотской (она же Новосибирская или Восточно-Сибирская) потенциально нефтегазоносной провинции, очертания которой однозначно не установлены (рис. 1). Существует вариант ее продолжения в северную область Чукотского моря вплоть до северного склона Аляски и вариант ее ограничения на востоке посредством поперечной структуры, связанной с зоной сопряжения Медвежинско-Шелагской зоны поднятий и Дремхедским прогибом. Каждый из вариантов, очевидно, может рассматриваться в качестве рабочей гипотезы. В данном обзоре принят последний вариант как наиболее соответствующий природному делению Восточно-Арктического шельфа на отдельные моря как по внешним географическим и геоморфологическим признакам, так и по структуре подошвы осадочного чехла в той мере, в которой она на сегодня изучена [8][9].

В принятых очертаниях в составе провинции может быть выделено до пяти потенциально нефтегазоносных областей: Усть-Индигирская, Медвежинско-Шелагская, Новосибирско-Благовещенская, Восточно-Сибирская и Де Лонга. Среди них наибольшими мощностями разреза от 2,0 до 12,0 км и более и, возможно, его наибольшим стратиграфическом интервалом, а также ожидаемой перспективностью выделяются две последних области.

В карбонатно-терригенных отложениях кембрия-силура отмечены находки «метаморфокеритов» — органического вещества, потерявшего подвижность и способность к растворению в органических растворителях.

В карбонатных породах девонского возраста зафиксированы признаки миграции УВ в виде локальных скоплений битумов по трещинам и остаткам раковин. Высокое содержание ОВ и битумов отмечаются также на некоторых участках развития каменноугольных и пермских пород в терригенных отложениях юры и мела.

Кроме того, в мелких картировочных скважинах, вскрывших отложения от юры до антропогена, на Земле Бунге (о-в Котельный), на островах Фаддеевском и Новая Сибирь, а также в проливах Санникова и Дм. Лаптева обнаружены проявления газа [13], содержащие метан и его тяжелые гомологи.

Выделение нефтегазоносных комплексов в этой провинции, как считает подавляющее большинство исследователей, пока преждевременно, поэтому в качестве потенциально нефтегазоносных выделяют комплексы, отвечающие крупным стратиграфическим подразделениям: палеозою, мезозою и кайнозою. При этом на севере провинции, в зонах развития древнего фундамента, предполагается развитие с разной полнотой всех трех комплексов, а на юге — только верхов мезозойского и кайнозойского комплекса.

В палеозойской части разреза в качестве возможных нефтегенерирующих толщ рассматриваются, по аналогии с Новосибирскими островами, битуминозные отложения нижнего-среднего девона. Породы верхнего девона имеют низкое содержание ОВ, но в связи с преобладанием глинистой составляющей рассматриваются как потенциальные флюидоупоры.

В качестве нефтематеринских толщ, по результатам исследований на островах и экстраполяции этих результатов на акваторию [9], рассматриваются, в частности, терригенно-карбонатные отложения карбона, где содержание С_орг. составляет 1,0—3,9 % и преобладает преимущественно сапропелевый тип ОВ.

Генерационный потенциал отложений перми связан с ОВ гумусового состава (С_орг. 1,3—3,7 %), что при низкой битуминозности позволяет относить эти отложения к газоматеринским.

Триасовые отложения, по данным указанных исследований, могут рассматриваться как основные нефтегазоматеринские толщи Восточно-Сибирского моря. Они характеризуются высоким содержанием С_орг — до 10 %, морским генезисом, большой мощностью отложений и смешанным составом ОВ. Глинистые отложения триаса выступают также в качестве хороших флюидоупоров [1—4].

Геохимические данные по юрским отложениям отсутствуют, однако по аналогии с прилегающим регионом Чукотского моря предполагается, что они также могут принимать участие в формировании УВ потенциала акватории [8][13].

Угленосная толща мела с содержанием С_орг. до 20% и ОВ гумусового типа выступает в качестве газогенерирующей толщи.

При оценке нефтегазоносности и ресурсов Восточно-Сибирского моря в качестве аналога все исследователи рассматривают провинции бассейнов Северного склона Аляски и моря Бофорта [6—8], имеющих заметное сходство в истории геологического развития. Мегабассейн Северного склона Аляски охватывает синнадвиговый бассейн Колвилл с мощной мел-кайнозойской молассой и расположенный на шельфе Чукотского моря трог Ханна с элсмирским и рифтовым комплексом (верхний девон-баррем) и Чукотскую платформу с нижнебрукскими (апт-верхний мел) отложениями.

В нефтегазоносной провинции Северного склона Аляски, включая прилегающую акваторию Чукотского и Бофорта морей, с 1946 по 2001 г. открыто 65 месторождений УВ [7]. Анализ информации показывает, что месторождения, открытые на Северной Аляске, находятся в различных возрастных нефтегазоносных комплексах: от среднепалеозойских (миссисипская свита каменноугольных отложений)до кайнозойских отложений. На рисунке 2 показаны нефтегазоносные формации, принятые американскими специалистами по Северной Аляске.

Методика исследований

Для оценки углеводородного потенциала изучаемых акваторий в рамках настоящей работы 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 [9—12].

Результаты исследований

Результаты проведенных исследований показали, что ключевым фактором, контролирующим развитие углеводородных систем, является скорость погружения бассейнов и мощность формируемых комплексов перекрывающих пород.

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

В связи с изложенным 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 выполненного моделирования показали, что в настоящее время в прибортовых частях прогиба возможна генерация газа, и только апт-верхнемеловые осадочные толщи Новосибирского и Северо-Врангелевского прогибов находятся в главной зоне нефтегенерации.

Апт-верхнемеловые отложения всех изучаемых бассейнов могли генерировать углеводороды уже к началу палеогена: газ — в нижней, нефть — в средней части разреза (рис. 3А).

Палеогеновые породы в настоящее время во всех бассейнах способны генерировать как жидкие, так и газообразные УВ. Зрелость ОВ палеогена Новосибирского бассейна соответствует главной зоне нефтеобразования (рис. 3Б).

На рисунке 4 приведены карты распределения степени преобразованности меловой НГМТ для керогена второго типа (рис. 4А) и третьего типа (рис. 4В).

Видно, что к настоящему времени НГМТ полностью реализовала свой потенциал на большей части территории всех бассейнов вне зависимости от типа керогена. Незначительные отличия отмечаются вбортовых частях прогибов, где НГМТ с керогеном III типа слабее трансформирована.

Для нефтегазоматеринских пород палеогена влияние типа керогена на степень преобразованности НГМТ значительно, и оно тем больше, чем меньше глубина их залегания и, соответственно, зрелость ОВ (рис. 4Б, Г). В целом чем меньше зрелость ОВ, тем меньше реализован генерационный потенциал НГМТ, содержащей III тип керогена.

Следует отметить, что распределение показателя TR в пределах области моделирования отражает различия в тектонической эволюции изучаемых осадочных бассейнов и, в частности, скоростей их погружения.

В соответствии с индексом TR моделируемых НГМТ распределены удельные плотности генерации и эмиграции УВ (рис. 5). Наиболее высокие плотности генерации и эмиграции УВ в меловом комплексе прогнозируются в пределах Новосибирского прогиба. Для НГМТ, содержащей II тип керогена, эти показатели составляют порядка 20—30 млн т УТ (рис. 5А) и 10—15 млн т УТ — для III типа (рис. 5В). Впалеогеновом комплексе максимальные удельные плотности генерации и эмиграции (на уровне 25—40 и 15—25 млн т УТ для второго и третьего типов керогена соответственно) (рис. 5Б и Г).

Динамика реализации генерационного и эмиграционного потенциала изученных НГМТ представлена на рисунках 6 и 7. Быстрое погружение и высокие скорости осадконакопления осадочных бассейнов во второй половине мела и палеогене привели к тому, что процессы генерации и эмиграции УВ 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 и эмигрировавших УВ.

Заключение

В Новосибирском бассейне основные очаги генерации УВ находятся в апт-верхнемеловом и палеогеновом 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.

Наиболее вероятные области аккумуляции УВ в резервуарах апт-верхнемелового комплекса Новосибирского бассейна располагаются преимущественно в их прибортовых частях на глубинах около 5 км.

В палеогеновом комплексе скопления углеводородов прогнозируются преимущественно в центральных частях изученных бассейнов и в меньшей степени — в прибортовых. Глубины залегания перспективных объектов от 5—6 км в центральных частях до 2—3 — в прибортовых. 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.