Сибирская платформа (Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция) занимает особое место среди территорий с выявленной нефтегазоносностью. Залежи нефти и газа ассоциируются преимущественно с вендским терригенным и кембрийским карбонатным комплексами. Помимо традиционных скоплений УВ на севере платформы выявлены многочисленные битумные поля [10] и сланцевая куонамская формация [6], выступающая аналогом доманика Восточно-Европейской платформы [21].

Активное освоение Сибирской платформы началось в 2008 г. с запуском нефтепроводной системы Восточная Сибирь — Тихий океан. До этого момента промышленная добыча углеводородов практически не осуществлялась. Близость территории к материковому Китаю как одному из главных потребителей углеводородного сырья [11] стимулирует наращивание ресурсной базы Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. При этом отмечаются очевидные трудности при освоении северных районов, с точки зрения транспортной доступности которых единственной транспортной артерией служит Северный морской путь.

Гетерогенность Сибирской платформы определяет районы с разными толщинами осадочного чехла (краевые системы и центральная часть). Так, например, толщина осадочного чехла в центральной части в среднем не превышает 2–4 км, уменьшаясь до 0 км в пределах щитов. В краевых системах (КС) и рифтовых структурах толщина осадочного чехла возрастает до 5–10 км и более, что обеспечивает благоприятные условия для формирования глубоко залегающих залежей углеводородов [22]. Наибольшие перспективы открытия новых промышленно значимых месторождений УВ связывают с КС платформы, большая часть осадочного чехла которых выполнена осадками рифейского возраста, возрастающими к краю платформы (рис. 1).

Исследования последних лет показали, что в осадочных отложениях краевых систем начиная с рифейского возраста накапливались породы с повышенными концентрациями органического вещества. В этой связи наиболее остро стоит вопрос о сохранности сгенерированных, эмигрированных и аккумулировавшихся углеводородов.

Краевые системы подвержены внутриплитным деформациям, в результате которых структурные ловушки предыдущей генерации либо переформируются (в литологические, структурно-литологические и тектонически экранированные), либо разрушаются, обеспечивая перетоки УВ в верхние этажи нефтегазоносности.

В результате структурных перестроек формируется новая система ловушек. При этом в случае с Анабаро-Ленской КС основная фаза миграции УВ произошла до формирования антиклинальных поднятий [4][16], отчетливо фиксирующихся методами современной сейсморазведки. В таком случае первоочередными объектами поиска будут выступать палеоподнятия фундамента базального структурно-формационного комплекса, ассоциирующегося с начальным этапом осадконакопления.

Оценка масштабов генерации выполнена объемно-генетическим методом. Данная методика хорошо применима для регионов со слабой геолого-геофизической изученностью и позволяет установить максимальный возможный объем прогнозных ресурсов [17]. Сложность подобного прогноза заключается в неоднозначности влияния внутриплитных деформаций в передовых частях платформы.

Помимо этого, в работе используется метод Монте-Карло, который позволяет проанализировать данные при известных приблизительных входных параметрах и информации об их статистическом распределении. Для проведения анализа генерируется большое число случайных значений параметров, для каждого такого значения выполняется расчет и формируется статистическое распределение для результата. Наибольшей неопределенностью характеризуется картирование толщин осадочных отложений в условиях низкокачественной сейсморазведки, не позволяющей прослеживать отражающие границы. В условиях единичных данных, отобранных на больших расстояниях, высокой неопределенностью характеризуются концентрации ОВ в породе.

С позиций современных геохимических исследований генерация и аккумуляция углеводородов возможна при содержании органического вещества в породе от 0,5–1 %, в редких случаях понижаясь до 0,2 % [2]. При меньших концентрациях микронефть будет рассеиваться в осадочном чехле, не образуя скоплений углеводородов.

Для пород с повышенными концентрациями ОВ характерен некомпенсированный тип осадконакопления, свойственный для КС платформ, мелководных (умеренно глубоководных) карбонатных отложений и надрифтовых осадочных бассейнов. В нефтегазоматеринских свитах данных областей содержание органического вещества варьируется от пороговых значений до 15 % и более.

Еще одним важным фактором, непосредственно влияющим на масштабы генерации нефти и газа, является степень преобразованности органического вещества, а также время нахождения пород в главной зоне нефте- или газогенерации. В случае присутствия в разрезе катагенетического несогласия расположенные ниже НГМП могут не генерировать УВ [1].

Наиболее дискуссионным параметром объемно-генетического метода является величина аккумуляции углеводородов. Для решения этой задачи обычно используют эмпирически определяемый коэффициент аккумуляции — долю аккумулированных в ловушках УВ от общей их массы, образовавшейся и эмигрировавшей в коллектор [14]. Однако величину эмпирического коэффициента аккумуляции можно определить только уже для полностью разведанного бассейна или для изолированной нефтегазосборной площади с расположенной в ней ловушкой, в которой оценены промышленные запасы УВ.

Для слабоизученных объектов остается только один путь — использование коэффициентов аккумуляции, определенных для аналогичных геологических структур. Величины эмпирических коэффициентов аккумуляции разными авторами для различных геологических объектов определялись в весьма широком диапазоне — от 1–2 до 20 %, что, естественно, вносит большую неопределенность при оценке потенциальных ресурсов УВ.

К нефтегазоматеринским свитам региона рифейского возраста можно отнести мукунскую и билляхские серии, а также хастахскую свиту. Помимо этого, к НГМП по результатам исследований керна скважин Хастахская-930 и Бурская-3410 относят хайпахскую и дебенгдинскую свиты. Последующее уточнение стратиграфического положения [20] не позволяет относить результаты исследований к данным горизонтам в скважинах. В результате данные свиты не рассматривались в работе, поскольку данный вопрос требует дополнительного уточнения.

Мукунская серия представлена преимущественно обломочными породами рифейского возраста. Накопление серии началось не ранее 1680 млн лет назад, а закончилось до 1500 млн лет назад, на что указывает U-Pb возраст обломочного циркона из низов разреза и возраст даек и силлов, прорывающих доломиты вышележащей билляхской серии [9][19]. Естественные обнажения пород отмечены в пределах Анабарского щита. Состоит серия из трех свит: ильинской, бурдурской и лабазтахской. В составе отложений присутствуют гравелиты, песчаники, алевролиты и аргиллиты. Серия залегает с угловым несогласием на породах архейского возраста или нижнепротерозойских корах выветривания.

Билляхская серия рифейского возраста (1500–1400 млн лет [7]). Наиболее полный разрез представлен в районе Анабарского поднятия. Отложения связаны с мукунской серией постепенным переходом; нижняя ее граница условно проводится по появлению в разрезе первого горизонта строматолитовых доломитов [15]. Серия сложена тремя свитами: усть-ильинской, котуйканской и юсмастахской. В основании серии (усть-ильинская свита) преобладают аргиллиты и алевролиты. Далее разрез становится преимущественно карбонатным: преобладают доломиты и мергели.

Хастахская свита верхнерифейского возраста. Она выделяется пестроцветной окраской и сложена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов [5].

Ввиду слабой изученности глубоким бурением имеются точечные (единичные) данные о нефтегазоматеринских свойствах пород, что существенно ограничивает возможность моделирования процессов нефтегазообразования другими методами.

Моделирование масштабов генерации, эмиграции нефти и газа, а также плотности генерированных и эмигрировавших углеводородов проводилось с рядом допущений. Площадь распространения пород принята по результатам картирования территории миллионного масштаба, изложенных в объяснительных записках государственных геологических карт S49–52 и R49–52.

Концентрации органического вещества (Сорг) мукунской серии взяты из работы [18]. В качестве средних значений принято 2 %, максимальных — 2,5 %. Минимальные значения приняты граничными для НГМП. Для билляхской серии концентрации Сорг изменяются в диапазоне от 1,83 до 4,87 % [8], для хастахской диапазон изменения концентраций ОВ принят от 0,24 до 1,72 % [12]. Кероген всех НГМП региона относится ко II типу [3].

Широкий разброс граничных значений приводит как к недооценке, так и переоценке генерационного потенциала НГМП. Кроме того, отсутствие достаточно представительной выборки данных усиливает чувствительность результатов к одиночным аномалиям, таким как редкие зоны с экстремально высоким или низким содержанием ОВ. В итоге такие аномалии могут искажать общую картину, делая моделирование менее надежным.

Для количественной оценки объемов генерации и эмиграции приняты формулы и коэффициенты, разработанные во ВНИГРИ (Санкт-Петербургский филиал ВНИГНИ). Табличные значения [13] подобраны с учетом степени преобразованности ОВ и включают в себя: коэффициенты генерации и эмиграции нефти и газа, остаточную массу ОВ и концентрации углерода в остаточном ОВ на рассматриваемой стадии катагенеза. Применяемые коэффициенты ориентированы на кероген II типа.

Катагенетическая зрелость ОВ определена по данным историко-эволюционного анализа с моделированием температурной эволюции региона. По результатам данного моделирования построены карты катагенетической зональности по кровле нижнерифейских (рис. 2а) и верхнерифейских (рис. 2б) отложений.

Катагенез ОВ закономерно снижается по направлению к внутреннему полю платформы, что объясняется снижением глубин залегания рифейских осадочных отложений, а также снижением палеотеплового потока к центру платформы. Необходимо отметить, что нижнерифейские отложения по результатам бассейнового моделирования достигли температур и глубин процессов нефтеобразования в рифейское время и существенно реализовали свой генерационный потенциал еще до предвендской эрозии. Верхнерифейские НГМП также достигли пика нефтегазогенерации до предвендского перерыва в осадконакоплении, но в результате размыва отложений повторно верхняя часть верхнерифейских НГМП достигла условий нефтегазогенерации в позднепалеозойский-раннемезозойский этап геологического развития, что существенно могло сказаться на их генерационном потенциале.

Согласно вероятностной оценке объемно-генетическим методом отложения мукунской серии могли сгенерировать значимое количество углеводородов. Объемы генерации составляют от 11,3 до 29,3 млрд т нефти, с наиболее вероятными значениями 19,0 млрд т (рис. 3а). Объемы генерации газа оцениваются от 20,7 до 60,5 (Р50 = 37,8) трлн м3 (рис. 3б). Масштабы эмиграции составляют от 8,4 до 23,4 (Р50 = 15,1) млрд т жидких УВ (рис. 3в) и в диапазоне от 19,0 до 54,8 (Р50 = 34,6) трлн м3 газообразных (рис. 3г). Плотность генерации (Р50) оценивается от 44,4 до 349,7 тыс. т/км2 нефти и от 41,5 до 765,7 млн м3/км2 газа. Плотность эмиграции (Р50) жидких углеводородов могла составлять 2,2–286,7 тыс. т/км2 и 37,2–680,1 млн м3/км2 газообразных.

Отложения билляхской серии могли генерировать от 20,0 до 54,2 млрд т нефти с наиболее вероятными значениями 34,5 млрд т нефти (рис. 4а) и от 34,9 до 110,4 (Р50 = 66,5) трлн м3 газа (рис. 4б). Из НГМП могло эмигрировать 13,9–43,5 (Р50 = 26,1) млрд т жидких УВ (рис. 4в) и от 31,4 до 100,8 (Р50 = 60,2) трлн м3 газообразных (рис. 4г). Медианные значения плотности генерации (Р50): от 88,7 до 680,3 тыс. т/км2 нефти и от 82,9 до 1517,7 млн м3/км2 газа. Плотность эмиграции жидких УВ могла составлять 4,4–578,1 тыс. т/км2 и 74,5–1369,6 млн м3/км2 газообразных.

Хастахская свита могла генерировать жидкие углеводороды в диапазоне от 1,8 до 3,0 (с наиболее вероятными значениями 2,4 млрд т (рис. 5а)) и 2,1–3,3 (Р50 = 2,6) трлн м3 газообразных (рис. 5б). Масштабы эмиграции, полученные вероятностным анализом объемно-генетического метода, варьируют от 0,8 до 1,4 (Р50 = 1,1) млрд т нефти (рис. 5в) и 1,8–3,0 (Р50 = 2,4) трлн м3 газа (рис. 5г). Плотность генерации (Р50) составляет 42,2–337,6 тыс. т/км2 нефти и 40,1–801,1 млн м3/км2 газа. Плотность эмиграции (Р50) составляет 2,1–302,7 тыс. т/км2 и 35,9–716,7 млн м3/км2 для нефти и газа соответственно.

В результате проведенных исследований получены возможные масштабы генерации и эмиграции жидких и газообразных УВ. Суммарно выявленные НГМП рифейского возраста могли генерировать от 33,1 до 86,5 млрд т нефти и от 57,7 до 174,2 трлн м3 газа. При этом мигрировала из НГМП большая часть углеводородов: от 23,1 до 68,3 млрд т нефти и от 52,2 до 158,6 трлн м3 газа.

Данных объемов достаточно (с учетом пессимистичных оценок, что в процессе миграции рассеивалось 95–99 % углеводородов) для формирования крупных скоплений нефти и газа в верхнепротерозойской системе ловушек. Ключевым фактором выступает целостность (сохранность) древних ловушек. Длительная геологическая история региона, включавшая периоды тектонической активизации, поднятий и эрозии, могла привести к нарушению герметичности покрышек и полному или частичному разрушению ранее сформированных месторождений. Полученные результаты могут быть использованы при планировании геолого-разведочных работ на нефть и газ в пределах Анабаро-Ленской краевой системы.