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 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).

Рис. 5. Распределение удельной плотности генерации УВ (Qген, млн т УТ/км2) на современном этапе развития НГМТ для керогена II типа: А — мелового, В — палеогенового; для керогена III типа: Б — мелового, Г — палеогеновогоFig. 5. Distribution of the specific density of hydrocarbon generation (Qgen, mln. t CC/km2) at the present stage of development of OGMT for type II kerogen: A — Cretaceous, Б — Paleogene; for type III kerogen: B — Cretaceous, Г — Paleogene

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.

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.