Палеотектонические и палеогеографические критерии прогнозирования скоплений углеводородов в акватории Присахалинского шельфа

К настоящему времени в пределах северо-восточного шельфа Сахалина выявлено девять месторождений: пять нефтегазоконденсатных, одно газоконденсатное, два газовых и одно газонефтяное. Рядместорождений относятся к крупным: в их числе Лунское — по запасам газа и конденсата, Пильтун-Астохское и Аркутун-Дагинское — по запасам нефти. Залежи нефти и газа разведаны в стратиграфическом интервале от олигоцена до плиоцена, но подавляющее их большинство и практически все разведанные запасы сосредоточены в отложениях миоцена: дагинский, окобыкайский горизонты (нижний-средний миоцен) и нижненутовский подгоризонт (верхний миоцен). Залежи связаны с коллекторами порового типа в песчано-алевритовых пластах, разделенных глинистыми породами. Всеверной части Присахалинского шельфа (месторождения Южно-Аяшское, Одоптинское, Пильтун-Астохское, Аркутун-Дагинское и Чайвинское) все залежи УВ сосредоточены в отложениях нижненутовского подгоризонта (верхний миоцен) на глубинах от 1100 до 2900 м. Месторождения — многопластовые (10—15 пластов).

Формирование и эволюция генерационно-аккумуляционных углеводородных систем (ГАУС) в акватории Присахалинского шельфа происходили в процессе геодинамической эволюции Западно-Охотского мегабассейна, захватывающего территорию современного Сахалина и прилегающей к нему акватории. Специфику формирования, распространения и состава ГАУС Присахалинского шельфа определили особенности строения и геодинамического развития бассейнов и суббассейнов.

Разработка тектонических критериев выделения первоочередных объектов ГРР на Присахалинском шельфе базируется на палеотектонических критериях его нефтегазогеологического районирования. Эти критерии основаны на выводах, полученных в результате выполненных региональных палеотектонических исследований, а также на результатах анализа, выполненного авторами 2D- и 3D-бассейнового моделирования тектонической эволюции кайнозойского осадочного бассейна на рассматриваемой части Присахалинского шельфа и отдельных его участков.

Геологические структуры (складки, фидерные разломные зоны, поровое пространство пород и т. п.) — один из элементов ГАУС. Важнейшими представителями структурных элементов ГАУС являются антиклинали и горстантиклинали, нефтегазогеологические структуры, представляющие собой структурные ловушки антиклинального типа, в сводовых (купольных) частях которых возможно образование скоплений УВ. Очевидно, что правильный прогноз и выявление нефтегазогеологических структур могут обеспечить обоснованное выделение первоочередных объектов ГРР. Именно для этого и была поставлена задача — сформулировать набор конкретных, надежных, регионально работающих тектонических критериев прогнозирования нефтегазогеологических структур на Присахалинском шельфе.

На основе результатов выполненных работ региональные тектонические критерии прогнозирования скоплений УВ и определения первоочередных ГРР на Присахалинском шельфе можно разделить на две группы — палеотектонические иструктурно-тектонические.

К категории палеогеографических критериев прогнозирования скоплений УВ и определения первоочередных ГРР на Присахалинском шельфе могут быть отнесены палеоклиматические критерии, связанные с вариациями уровня моря (с трансгрессиями и регрессиями), и критерии, связанные с фациальной зональностью.

Результаты исследований

Палеотектонические критерии прогнозирования скоплений УВ и определения первоочередных ГРР на Присахалинском шельфе основаны на выработанных представлениях о тектонической эволюции Охотоморского региона в целом и его Присахалинской части в частности. Кроме того, для выработки этих критериев использованы результаты анализа региональной модели и анализа локальных моделей (построенных в отдельности для Киринского, Аяшского, Восточно-Одоптинского ЛУ) бассейновой эволюции. Палеотектонические критерии, в свою очередь, подразделяются на две группы.

Палеотектонические критерии первой группы основаны на разработанных авторами представлениях о периодизации формирования кайнозойского чехла на Присахалинском шельфе. Вторая группа палеотектонических критериев связана с разработанной концепцией истории образования (заложения и развития) разнотипных нефтегазогеологических структур — субширотных структур Мынгинского типа и субмеридиональных структур Киринского типа.

В соответствии с обоснованной фактическими данными, а также результатами выполненного компьютерного бассейнового моделирования выделяемые на Присахалинском шельфе субширотные и субмеридиональные нефтегазогеологические структуры формировались в разное время.

Для внутреннего строения рассматриваемого района характерно то, что комплексы кайнозойского чехла здесь сгруппированы в антиклинальные и синклинальные зоны (рис. 2), представляющие собой крупные складчатые и складчато-блоковые сооружения, разделенные грабенообразными прогибами, контролирующими очаги нефтегазообразования и зоны нефтегазонакопления.

Первые из них (субширотные нефтегазогеологические структуры — структуры Мынгинского типа) формировались одновременно с этапом накопления стратифицированных комплексов, участвующих в сложении нижнего структурного яруса кайнозойского чехла рассматриваемого района [13].

Вторые (субмеридиональные нефтегазогеологические — структуры Киринского типа) начали формироваться одновременно со стратифицированными комплексами, слагающими верхний структурный этаж кайнозойского чехла региона. Эти структуры фактически продолжают формироваться в настоящее время.

Нефтегазовые структуры Мынгинского типа представляют собой остаточные горстообразные поднятия. Они образовывались в обстановке близмеридионального растяжения во второй половине палеогенаи раннем-среднем миоцене. Формирование этих структур происходило в той части Присахалинского шельфа, которая расположена к востоку от субмеридионального Восточно-Сахалинского левого сдвига, служившего во второй половине палеогена и раннем-среднем миоцене трансформной границей Палео-Охотской микроплиты.

Структуры Мынгинского типа «запечатаны» толщей окобыкайской глины — региональным флюидоупором и в более молодых комплексах чехла не проявлены. Целевым горизонтом в нефтегазовых структурах Мынгинского типа являются коллекторы, связанные с песчаниками дагинского горизонта [11].

Таким образом, один из критериев прогнозирования скоплений УВ и определения первоочередных ГРР заключается в следующем. Обнаружение целевых объектов, связанных с породами-коллекторами, залегающими в разрезах дагинского горизонта и приуроченных к структурам Мынгинского типа, можно ожидать на востоке рассматриваемой части Присахалинского шельфа. Она расположена к востоку от субмеридионального Восточно-Сахалинского левого сдвига. Здесь развиты субширотные сбросы, формирующиеся в условиях позднепалеогенового и ранне-среднемиоценового растяжения (рис. 3а) [10].

Нефтегазовые структуры Киринского типа — конседиментационные антиклинали, образующие протяженные субмеридиональные цепочки, проявлены в самых молодых комплексах кайнозойского чехла Присахалинского шельфа в его северной прибрежной части (рис. 3б). Образование этих структур связано с правосторонней транспрессией в зоне активного позднекайнозойско-современного взаимодействия Амурской и Охотской микроплит. Целевыми объектами в нефтегазовых структурах Киринского типа являются коллекторы, связанные с песчаниками дагинского горизонта и нутовского подгоризонта.

Такое понимание строения и образования структур Киринского типа позволяет сформулировать основные критерии поисков этих структур, прогнозирования скоплений УВ в целевых объектах, связанных с этими структурами, и определения первоочередных ГРР следующим образом. Нефтегазовые структуры Киринского типа и связанные с ними целевые объекты следует прогнозировать в западной краевой части Охотской микроплиты, в полосе, приближенной к зоне ее активного взаимодействия с Амурской микроплитой (см. рис. 3б).

Структурно-тектонические критерии прогнозирования скоплений УВ и определения первоочередных ГРР на Присахалинском шельфе тоже подразделяются на две группы. Структурно-тектонические критерии первой группы связаны с морфологией нефтегазогеологических структур. Вторая группа структурно-тектонических критериев основана на результатах анализа кинематики разломов и их систем [12].

Критерии, связанные с морфологией нефтегазовых структур Мынгинского и Киринского типа, вытекают из представлений о формировании этих структур. Первые — это остаточные горстоподобные поднятия, а вторые — конседиментационные антиклинали. Критерии латеральной и вертикальной локализации структур этих генетических и морфологических типов описаны выше [10].

Вторая группа структурно-тектонических критериев прогнозирования скоплений УВ и определения первоочередных ГРР определяется кинематикой разломов и их систем. В кратком виде основные критерии этой группы могут быть сформулированы следующим образом: обнаружение структур Мынгинского типа и связанных с ними целевых объектов (дагинских коллекторов, запечатанных окобыкайскими покрышками) следует ожидать в зонах развития субширотных сбросов, отходящих на восток от Восточно-Сахалинской левосдвиговой транстенсионной зоны, активной во второй половине палеогена, раннем и среднем миоцене (рис. 4а).

Выработанное понимание строения и образования структур Киринского типа и их связь с меридионально ориентированными магистральными разломами правосдвиго-надвиговой кинематики позволяют сформулировать структурно-геологические критерии прогнозирования, поисков скоплений УВ и определения первоочередных ГРР для обнаружения в целевых объектах, связанных с этими структурами, следующим образом. Обнаружение структур Киринского типа и связанных с ними целевых объектов (дагинских и нижненутовских коллекторов, запечатанных окобыкайскими и верхненутовскими покрышками) следует ожидать в зонах развития современных сейсмически активных субмеридиональных правосторонних сдиго-надвигов, проявленных в западной краевой части Охотской микроплиты, вполосе, приближенной к зоне ее активного взаимодействия с Амурской микроплитой. Пространственно зона этих разломов расположена в прибрежной части северо-восточного Сахалина (рис. 4б) [9].

Палеогеографические критерии являются важнейшими, определяющими формирование нефтегазоматеринских толщ (НГМТ). На Присахалинском шельфе основой НГМТ являются палеогеновые угленосные отложения. Эти отложения слагают нижние горизонты кайнозойского чехла южной части Охотоморского региона, формировались в прибрежных и лагунно-континентальных обстановках и представлены в основном глинами и аргиллитами с преобладанием гумусового ОВ. Они изучены на Сахалине и прогнозируются на некоторых обширных участках Присахалинского шельфа. Углеобразование начинается в торфяном болоте и существенно зависит от климата, гидрологического режима, рельефа, состава фито- и биоценозов, геохимических условий. Известно, что климат в регионе во время формирования здесь угленосных палеогеновых толщ был теплым. Это было время так называемого климатического оптимума [1].

Другим видом прогнозируемых в рассматриваемом районе НГМТ являются олигоценовые и миоценовые органогенные кремнистые образования, представленные диатомитовой формацией.

Критерии, связанные с палеогеографическими условиями, способствующими формированию НГМТ, формулируются следующим образом. Формирование НГМТ происходит в периоды климатических оптимумов. При этом в мелководных условиях формируются углесодержащие НГМТ с гумусовым типом органического вещества, а в глубоководных условиях возможно формирование кремнисто-диатомитовых НГМТ с сапропелевым типом органического вещества [4].

В соответствии с этими критериями и данными о пространственном распространении НГМТ на Присахалинском шельфе можно выделить Пильтун-Чайвинскую и Менинскую перспективные зоны и Дерюгинскую перспективную зону с недоказанной нефтегазоностностью (рис. 5а) [8].

Палеогеографические критерии, способствующие формированию пород-коллекторов. Регионально распространенными на Присахалинском шельфе породами-коллекторами являются песчаники, слагающие выдержанные слои, участвующие в строении разрезов уйнинского и в особенности дагинского горизонтов. При этом песчанистость дагинского горизонта нарастает вверх по разрезу, что можно считать стратиграфической предпосылкой прогнозирования скоплений УВ и определения первоочередных ГРР на Присахалинском шельфе. Кроме того, песчанистость разреза дагинского горизонта на Присахалинском шельфе убывает в направлении с запада на восток (в сторону открытого моря, т. е. по мере удаления от источников сноса обломочного материала, располагавшихся преимущественно к западу от рассматриваемого района).

В связи с этим и учитывая отмеченную выше стратиграфическую поисковую предпосылку основной критерий прогнозирования скоплений УВ и определения первоочередных ГРР на Присахалинском шельфе, связанный с палеогеографическими условиями, способствующими формированию пород-коллекторов, может быть сформулирован следующим образом.

Обнаружение пород коллекторов и связанных с ними целевых объектов, залегающих в разрезах дагинского горизонта, запечатанных окобыкайскими покрышками, следует ожидать преимущественно вверхних элементах разреза этого горизонта, при этом вероятность обнаружения максимальна на западе Присахалинского шельфа и может убывать до нуля в его восточных районах, максимально удаленных от областей эрозии, поставлявших обломочный материал в осадочный бассейн (рис. 5б) [3].

В районе прогнозируемы также коллекторы, связанные с силицитами в разрезах олигоцена и нижнего миоцена. Они сформировались в относительно глубоководных условиях при угнетенном характере поступления терригенного обломочного материала. Эти коллекторы на Присахалинском шельфе скважинами не вскрыты, но они хорошо изучены на восточном Сахалине, где на Окружном и Междуреченском месторождениях коллектором служат кремни пиленгской свиты. Это означает, что еще один критерий прогнозирования скоплений УВ и определения первоочередных ГРР на Присахалинском шельфе, связанный с палеогеографическими условиями, способствующими формированию кремнистых пород-коллекторов, может быть сформулирован следующим образом. Обнаружение кремнистых пород коллекторов и связанных с ними целевых объектов, залегающих в разрезах олигоцена и нижнего миоцена, возможно в зонах, где в это время доминировали глубоководные условия с угнетенным поступлением обломочного материала [2].

Палеогеографические критерии, способствующие формированию пород-покрышек. Известно, что на Присахалинском шельфе главные породы-покрышки представлены глинистыми породами. Эти являющиеся регионально и локально распространенными флюидоупорами глинистые породы формировались как в прибрежных условиях, так и в удаленных от берега частях шельфа: в относительной глубоководной зоне бассейна осадконакопления. Важнейшим условием их накопления является спокойная обстановка и очень слабая гидродинамическая активность. Наиболее распространенной флюидоупорной толщей на Присахалинском шельфе является окобыкайская свита, сложенная в существенной степени глинами, особенно в тех местах, где ее мощность превышает 100 м. Почти все известные месторождения Присахалинского шельфа и всей Северо-Сахалинской НГО связаны с дагинскими песчаниками, залегающими под окобыкайской покрышкой [5].

Накопление окобыкайской глины происходило при региональной трансгрессии и затоплении региона. Это выразилось, в числе прочего, еще и в том, что источники сноса обломочного терригенного материала оказались исключительно удалены от области, которая находилась в пределах современного Присахалинского шельфа.

Таким образом, основной критерий прогнозирования скоплений УВ и определения первоочередных ГРР на Присахалинском шельфе, связанный с палеогеографическими условиями, способствующими формированию здесь пород-покрышек, может быть сформулирован следующим образом. Обнаружение целевых объектов, залегающих в разрезах дагинского горизонта, запечатанных окобыкайскими покрышками, следует ожидать в пределах всего Присахалинского шельфа в связи с тем, что во всем этом районе распространена окобыкайская толща, разрез которой сложен в основном глинистыми породами, являющимися породами-покрышками, надежно экранирующими УВ скопления (особенно в тех местах, где ее мощность превышает 100 м), образовавшиеся в подстилающих окобыкайскую свиту дагинских породах-коллекторах (рис. 6а).

Кроме того, глинистые породы-покрышки отмечены в разрезах нутовского горизонта. Это позволяет сформулировать еще один критерий прогнозирования скоплений УВ и определения первоочередных ГРР на Присахалинском шельфе. Обнаружение целевых объектов, залегающих в разрезах нижненутовского горизонта, запечатанных глинистыми покрышками, следует ожидать в зонах распространения глинистых пластов в верхненутовском подгоризонте (рис. 6б) [6].

Заключение

Осадочный чехол Присахалинского шельфа начинается с палеогеновых отложений и состоит из четырех структурно-формационных комплексов: нижнепалеогеновый (доолигоценовый),
верхнеолигоцен-нижнемиоценовый, среднемиоцен-нижнеплиоценовый и верхнеплиоценчетвертичный, формирование которых обусловлено проявлением определенных фаз складчатости, соответственно: ларамийской, курильской,
алеутской и сахалинской. Три комплекса: верхнеолигоцен-нижнемиоценовый, средне-верхнемиоценовый и плиоцен-четвертичный соответствуют трансгрессивно-регрессивным циклам [7].

В периоды максимальных трансгрессий (уйнийское, окобыкайское и верхненутовское время) формируются покрышки, а в периоды регрессий — коллекторские толщи (верхнедаехуриинское, дагинское инижненутовское время). Весьма перспективны в нефтегазоносном отношении нетрадиционные резервуары: баровые дельтовые комплексы, турбидиты кремнистых толщ и глубоководные конусы выноса.

Анализ разработанных палеотектонических и палеогеографических критериев позволяет обосновать выбор первоочередных объектов ГРР и предложить соответствующие рекомендации (рис. 7).

Составлены схемы с выделением зон, удовлетворяющих выработанным критериям. Для всех трех ЛУ требуется проведение стадии поисков и оценки месторождения (залежей нефти и газа) поисково-оценочного этапа ГРР на выявленных структурах и завершение на уже открытых месторождениях стадии разведки и опытно-промышленной эксплуатации разведочно-эксплуатационного этапа ГРР. В пределах ЛУ выделены наиболее перспективные структуры и намечены скважины (см. рис. 7).

Основными НГК северо-восточного Сахалина и примыкающего шельфа являются окобыкайско-нижненутовский и уйнинско-дагинский; значительные перспективы связываются с трещинными коллекторами даехуриинского комплекса. В разрезах этих НГК присутствуют три типа природных резервуаров: пластовый, массивно-пластовый и линзовидный.

ВКЛАД АВТОРОВ / AUTHOR CONTRIBUTIONS

Керимов В.Ю. — разработал концепцию статьи, подготовил текст статьи, окончательно утвердил публикуемую версию статьи и согласен принять на себя ответственность за все аспекты работы.

Кислер Д.А. — внес вклад в работу при построении и моделировании зон распространения структур Мынгинского и Киринского типа и согласен принять на себя ответственность за все аспекты работы.

Шатыров А.К. — внес вклад в работу при построении и моделировании распространения зон флюидоупоров и коллекторов горизонтов и согласен принять на себя ответственность за все аспекты работы.

Идиятуллина Э.З. — присоединилась к подготовке текста статьи, выполнила перевод на английский язык и согласна принять на себя ответственность за все аспекты работы.

Vagif Yu. Kerimov — developed the concept of the article, prepared the text of the article, finally approved the published version of the article and agreed to take responsibility for all aspects of the work.

Denis A. Kisler — contributed to the work in the construction and modeling of the distribution zones of the structures of the Mynginsky and Kirinsky types and agrees to take responsibility for all aspects of the work.

Anar K. Shatyrov — contributed to the work on the construction and modeling of the propagation of zones of fluid barriers and reservoirs of horizons and agrees to take responsibility for all aspects of the work.

Elmira Z. Idiyatullina — joined the preparation of the text of the article, translated into English and agreed to take responsibility for all aspects of the work.