CC BY
82
УДК 553.98::551.462.32(571.66)
Геохимические предпосылки нефтегазоносности кайнозойских отложений западнокамчатского шельфа
ТА Кирюхина1 , А.А. Соловьёва1*, ИА Санникова1, А.А. Франчук2
1 МГУ им. М.В. Ломоносова, 119991, Российская Федерация, г. Москва, Ленинские горы, д. 1
2 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1
* E-mail: zasol@mail.ru
Тезисы. Актуальность детального изучения западнокамчатского шельфа обусловлена схожестью его геологического строения со строением Северо-Сахалинского нефтегазоносного бассейна (НГБ), тогда как на шельфе Сахалина открыты нефтяные и газовые месторождения, рентабельные для промышленной разработки. Оба бассейна приурочены к краевым частям Охотоморской плиты.
В настоящее время на западнокамчатском шельфе пробурены две скважины. Для оценки нефтегазового потенциала акваториальной части Западно-Камчатского НГБ и продуктивности нефте-газоматеринских толщ проведены комплексные геохимические анализы образцов керна и шлама из морских скважин. В результате в кайнозойских отложениях шельфа установлены нефтегазомате-ринские толщи в породах снатольской, вивентекско-утхолокской и кулувенской свит.
Механизм формирования нефтеносности смещен в акваторию моря. Ожидается увеличение нефтяной составляющей в залежах, поскольку из кайнозойского разреза выпадает часть отложений, содержащая органическое вещество гумусового типа, но появляются глинистые и глинисто-кремнистые толщи, несущие органическое вещество сапропелевого типа.
Для нефтегазоматеринских пород очаги нефтегазообразования могли сформироваться на наиболее погруженных участках территории: в центральной и северо-западной частях Колпаковского прогиба. Наиболее перспективные структуры для геолого-поисковых работ располагаются в пределах Крутогоровской зоны поднятий.
Область западнокамчатского шельфа является нефтегазоперспективной с точки зрения наличия нефтегазоматеринских толщ, но вопрос наличия здесь коллекторских горизонтов остается малоизученным.
Ключевые слова:
геохимия, кайнозой,
нефтегазоносность, нефтегазо-материнские толщи, Западная Камчатка, шельф Охотского моря.
Континентальная часть Западно-Камчатского нефтегазоносного бассейна (НГБ) относится к хорошо изученным в нефтегеологическом отношении территориям. Менее изученная часть бассейна располагается в акватории на шельфе Охотского моря, основная информация о строении которого основана на сейсмических данных. Актуальность детального изучения западнокамчатского шельфа обусловлена схожестью геологического строения с северо-восточным сахалинским шельфом, где открыты и успешно разрабатываются нефтяные и газоконденсатные месторождения (проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2»). Оба бассейна приурочены к краевым частям Охотоморской плиты.
В настоящее время на западнокамчатском шельфе пробурены две скважины, которые при испытании коллекторских горизонтов снатольской свиты не дали притоков. Для оценки нефтегазового потенциала акваториальной части Западно-Камчатского НГБ и продуктивности нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) как элемента углеводородной системы проведен комплексный геохимический анализ образцов керна и шлама из морских скважин. Образцами охарактеризован разрез скважины до глубины 3000 м от снатольской свиты палеогена до неогена.
Геохимические исследования охватывали определение содержания органического углерода (Сорг); пиролиз рассеянного органического вещества (РОВ) методом Rock-Eval1; экстрагирование битумоида с определением его группового состава; анализ распределения н-алканов и изопреноидов в насыщенных фракциях битумоидов; анализ распределения углеводородов-биомаркеров стеранового и тритерпанового рядов
См. http://www.vinci-technologies.com/images/contenu/documents/RockEval6.pdf
в насыщенных фракциях битумоидов методом газожидкостной хромато-масс-спектрометрии (ГЖХ); выделение из пород нерастворимого РОВ и его анализ; определение мацерального состава керогена, отражательной способности витринита (или других мацералов) петрографическим методом; определение степени катагенеза и генетического типа, условий накопления и фоссилизации РОВ.
Геологическая позиция
Западно-Камчатский осадочный бассейн охватывает западную, охотскую, часть Камчатского п-ова. Структурно-фациальная зона представляет собой краевой прогиб, образовавшийся на краю Охотской платформы [1]. Западно-Камчатский НГБ выполнен кайнозойскими терригенными, терригенно-туффито-кремнистыми и угленосными образованиями. Его основными структурными элементами являются (с юга на север): Колпаковская впадина, Ичинский прогиб, Тигильский анти-клинорий и Паланская впадина. В акватории Охотского моря установлено несколько антиклинальных структур 2-го порядка: Кшукская, зона Центральных поднятий, Тхулукская, Лиманская, Крутогоровская, Калавоямская и другие.
Палеоген-неогеновые отложения в бассейне несогласно перекрывают верхнемеловые толщи. Мощность осадочного чехла в наиболее погруженных сухопутных участках бассейна достигает 5-6 км. В палеогеновых отложениях выделяются хулугунская (Р2), напанская (Р2— Р2), снатольская (Р|—Р|), ковачинская (Р2-Р2), аманинская (Р|—Р|) и гакхинская (Р|—Р^) свиты. Неогеновая система представлена отложениями утхолокской (Р32), вивентекской (Р2), кулу-венской (N1), ильинской (N2), какертской (N2), этолонской (Ы;2—^) и эрмановской (N1) свит.
При нефтегазопоисковых работах в Западной Камчатке пробурены 87 глубоких скважин. Промышленная нефтегазоносность выявлена только в континентальной части Колпа-ковского прогиба, где открыты четыре газо-конденсатных месторождения: Кшукское, Нижне-Квакчикское, Средне-Кунжикское и Северо-Колпаковское. Продуктивными являются следующие горизонты: средне-верхне-эоценовый (снатольская и ковачинская свиты), верхнеолигоценовый (утхолокская свита) и средне-верхнемиоценовый (этолонская и эр-мановская свиты). Непромышленные притоки
зафиксированы по всему разрезу. Основной тип коллектора поровый. Нефтегазопроиз-водящими считаются терригенные образования эоцена-олигоцена, а также кремнистые и кремнисто-глинистые образования [2].
Геохимические исследования
Впервые глинистые меловые породы описаны как потенциально нефтегазоматерин-ские М.Б. Беловой с соавторами (1961 г.). Активные геохимические исследования отложений и флюидов Западной Камчатки начались в 1980 г. после открытия промышленной нефтегазоносности на Кшукской площади. Исследованием зрелости, катагенетиче-ской преобразованности отложений, свойств флюидов, а также геотермических параметров в Западно-Камчатском регионе занимались Е.П. Свистунов, О.В. Крылов, Е.Е. Карнюшина, Ю.К. Бурлин, Т.Ю. Тронова (1982—1991 гг.). Непосредственно изучение НГМТ на территории Западной Камчатки, а также корреляцию их с флюидами в залежах проводили в разные годы Т.А. Ботнева (1973 г.); А.Э. Конторович, О Ф. Стасова (1978 г.); О.К. Баженова (1990 г.); В.Н. Астафьев, С.М. Богданчиков, Э.Г. Коблов, Ю.С. Мавринский, В.В. Харахинов [3]; П.Ф. Волгин, В .И. Исаев, В.Ю. Косыгин [4]; В.А. Лобкова, Е.И. Кудрявцева, Е.В. Грецкая. По результатам выполненных геохимических исследований в разрезе акваториальной части Западно-Камчасткого НГБ выделены три НГМТ: снатольская, вивентекско-утхолокская и кулувенская (рис. 1).
Снатольская свита (Р2) сложена переслаиванием песчаников, алевролитов с кремнистыми включениями и аргиллитов. Медианное балловое содержание битумоида — 3 балла, наибольшую часть составляют тяжелые масляные битумоиды. Содержание Сорг в породах свиты достигает 1,07 %. Показатель ^ (количество миграционно способных углеводородов (УВ)) изменяется от 0,01 до 2,04 мг/г, а показатель (количество УВ, аналитически сгенерированное из остаточного органического вещества (ОВ) — керогена) варьируется от 0,06 до 1,84 мг/г, при таких значениях генерационный потенциал пород определяется как низкий (бедный). Значения индекса продуктивности Р1 = £/(51 + S2) (степень выработанности керогена) могут изменяться в диапазоне от 0,09 до 1, значения Р1, равные 0,1—0,4, отвечают условиям главной зоны
St
I
<u
о <u с; го IZ
100 i 200 i 300 i 400 i 500 | 600 i 700 800 i 900 i 1000 1100-i 1200| 1300-= 1400 150016001700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400i 2500-j 2600-i 2700
2800S
2900-Ё 3000
Кулувенская свита
Диаграммы ван Кревелена
с0рг 0,46-2,07 % Tmax 420-435 °С PI 0,04-0,3
0,015-0,097 тип ОВ
i V - 0.50
II -----у ! / / R°- 0.7Е
1 1 /
' 1 1 i\
1 1 1 1
Е 1 1
1*
Вивентекско-утхолокская свита
400 420 440 460 480 500
"С
0,27-0,75 % Tmax 427-437 °С PI 0,08-0,19 B „ 0,067-0,26 тип ОВ
Г \
v -0,50
/ R°-0.7i
II / /
i * \ /
i i i\
* 1 ! - л i i
ill f {
Снатольская свита
^opr 0,03-1,07 %
420-438 °C
PI 0,09-1
Byfi 0,063-2
II-III тип OB
Литология:
A | туфоалевролит алевролит Люминесцентно-битумологический анализ
туфопесчаник песчаник Легкий битумоид
| 1 11 известняк уголь (бело-голубой)
] песок гравий Маслянистый битумоид
| глина В сланцы (голубо-желтый)
| аргиллит кремнистые включения Маслянистый битумоид
| & | углистый детрит обломки раковин (бежево-желтый)
| S | включения пирита
480 500
"С
Рис. 1. Характеристика нефтегазоматеринских отложений по скв. 1-Первоочередная. Диаграммы ван Кревелена (тип ОВ: I - сапропелевый; II - смешанный гумусово-сапропелевый; III - гумусовый; R0 - отражательная способность витринита). Вхб - битумоидный коэффициент, с
г
нефтеобразования (ГЗН), при отсутствии миграции. Температура максимального выхода УВ при пиролизе керогена Тмакс варьирует от 420 до 438 °С, что говорит о слабой зрелости исследуемых отложений и их нахождении в начале нефтяного окна или в зоне прото-катагенеза. Породы характеризуются значениями водородного индекса (Н1) — 64—263 миллиграмма УВ на грамм Сорг, кислородного индекса (01) — 7—350 миллиграммов УВ на грамм Сорг. Как видно на соответствующей диаграмме ван Кревелена (см. рис. 1), тип ОВ является смешанным с преобладанием гумусовой составляющей.
По результатам ГЖХ в снатольской свите выделены битумоиды двух типов. Первый тип встречен в образцах с глубин 2852 и 2860 м. Для него характерен выход н-алканов С15—С35 с максимумом в высокомолекулярной области и явным преобладанием нечетных н-алканов, что говорит об участии в формировании исходного ОВ преимущественно форм континентального генезиса и слабой преобразован-ности ОВ. Второй тип битумоидов получен из образцов с глубин 2847—2849, 2890—2895, 2995—3000 м и отличается смещением максимума в сторону н-алканов С23—С25, а также значительным выходом изопренанов, что может указывать на формирование исходного ОВ в прибрежно-морских условиях (рис. 2). Этот факт подтверждается результатами изотопного анализа. Как показано на рис. 3, часть образцов из снатольской свиты попадают в область ОВ, образованного в континентальных условиях, а часть — в морских. Близкое расположение к линии раздела может свидетельствовать о смешанном типе вещества.
По результатам биомаркерного анализа в ряду терпанов отмечается отсутствие три-циклических УВ, а среди пентациклических преобладает гопан Н30 и фиксируется олеанан в близких концентрациях.
Признается связь олеанана с высшими растениями, которые получили развитие в поздне-меловое время, что не исключает возможности генерации УВ в меловых отложениях. Среди стерановых преобладает стеран С29, что говорит о формировании ОВ в мелководных условиях при преобладании континентальной органики. Низкое значение фенантренового индекса свидетельствует о слабой катагенетической зрелости.
Вивентекско-утхолокская свита (Р2-^)
представлена аргиллитами с прослоями туфо-
песчаников, туфоалевролитов. Преобладающий тип битумоида в образцах этой свиты - маслянистый битумоид А (МБА). Балловое содержание в пределах свиты равно 3. Содержание Сорг изменяется от 0,27 до 0,75 %. Значения S1 изменяются от 0,05 до 0,42 мг/г, а S2 варьируют от 0,41 до 3,97 мг/г, при таких значениях генерационный потенциал определяется как удо-влетворительный. Значения PI могут изменяться в диапазоне 0,08-0,19. Величина Гмакс варьирует от 427 до 437 °С, что свидетельствует о низкой зрелости исследуемых отложений и их нахождении в самом начале «нефтяного окна». Породы характеризуются значениями HI в диапазоне 152-529 мг/г, OI - в диапазоне 17-157 мг/г. Согласно соответствующей диаграмме ван Кревелена (см. рис. 1), тип ОВ вивентекско-утхолокской свиты смешанный (II-III). Широкий разброс значений HI свидетельствует о частой смене условий накопления ОВ. Соотношение стабильных изотопов насыщенной и ароматической фракций битумоида вивентекско-утхолокской свиты по распределению сходно с аналогичным соотношением для снатольской свиты (см. рис. 3).
По результатам ГЖХ в вивентекско-утхолокской свите выделен один тип битумо-ида из образцов, охватывающих часть разреза на глубине с 2645 по 2815 м. Битумоид этих пород охарактеризован выходом нормальных ал-канов С12-С35. Максимум распределения смещен в среднемолекулярную часть с преобладанием С20-С23, где превалируют четные гомологи. В высокомолекулярной части преимущественно встречаются нечетные С27, С29, С31, что свидетельствует о наличии липидных компонентов наземной растительности (см. рис. 2). По сравнению с предыдущей толщей наблюдается увеличение количества изопреноид-ных структур, что характерно для кремнистых толщ незначительной степени зрелости. Повышенные концентрации пристана могут быть обусловлены наличием в разрезе углей.
По результатам биомаркерного анализа в составе групп терпанов основной процент составляют гопановые и трициклано-вые УВ. Среди гопановых преобладает гопан (Н30), несколько ниже концентрации норгопа-на (Н29). Среди стеранов максимальная концентрация зафиксирована для холестана С27, концентрации стеранов состава С28 и С29 примерно равны, в высоких концентрациях отмечены диастераны (наибольшая концентрация - С27).
Рис. 2. Типы битумоидов в кайнозойских отложениях из скв. 1-Первоочередная: расшифровку литологического состава пород см. в экспликации к рис. 1; гистограммы на графиках справа показывают
выход соответствующих изопреноидов; ПО — образец
Среди триароматических стероидов преобладает ТА С26, что характерно для зоопланктона. Небольшое значение фенантреновго индекса, наряду с показателями соотношений высоко-и низкомолекулярных УВ, а также моно- и три-ароматических УВ, свидетельствует о низкой катагенетической зрелости ОВ свиты.
Кулувенская свита (N0 сложена переслаиванием туфоалевролитов и туфопесчаников
с аргиллитами, имеются прослои известняка. Балловое содержание битумоида в свите колеблется от 1 до 3. Легкий битумоид в пределах свиты с увеличением глубины последовательно сменяется маслянистым. Содержание Сорг изменяется от 0,46 до 2,07 %. Значения изменяются от 0,07 до 1,72 мг/г, а £2 варьируют от 0,41 до 5,11 мг/г. При таких значениях потенциал определяется как удовлетворительный.
ПС,
> 2
о л
<с„
О ''
о
г£>
о
Свиты:
О эрмановская О этолонская О какертская О кулувенская О вивентекско-утхолокская О снатольская
31 29 27 25 23 21
Насыщенные УВ
Рис. 3. Соотношение стабильных изотопов 13С насыщенной и ароматической фракций битумоида в образцах из скв. 1-Первоочередная
Значения Р! могут изменяться от 0,04 до 0,3. Величина Тмакс меняется в диапазоне 420435 °С, что говорит о слабой зрелости исследуемых отложений и их нахождении в самом начале «нефтяного окна». Породы характеризуются значениями Ш в диапазоне 86-488 мг/г, М - 29-169 мг/г. Распределение значений Ш показывает наличие по крайне мере двух типов ОВ: III - гумусовый и II - смешанный гумусово-сапропелевый (см. рис. 1). Отложения по результатам изотопного анализа попадают в область ОВ, образованного в морских условиях, что, возможно, связано с неудачной выборкой образцов (см. рис. 2).
Битумоиды кулувенской свиты разделяются на три типа. Первый тип характеризуется длинным рядом н-алканов Сп-С33 с преобладанием максимумов в низкомолекулярной части, а также большим обилием изопренанов. Концентрации изопренанов превышают концентрации н-алканов, что может быть связано с большим количеством кремнистой составляющей (см. рис. 2). Второй тип характеризуется выходом н-алканов с С13 по С33 со смещением максимума в сторону среднемолеку-лярных структур, а также преобладанием нечетных С27, С29, С31 в области высокомолекулярных структур. Концентрация изопрена-нов несколько снижена по сравнению с первым типом, но по-прежнему остается высокой (см. рис. 2). Третий тип битумоида, который
представлен единичным образцом, характеризуется очень малыми концентрациями изопре-ноидов на фоне преобладания нечетных С27, С29, С31, что характерно для незрелого гумусового исходного ОВ (см. рис. 2).
Битумоиды в пределах толщи распределены неравномерно и «переслаивают» друг друга, что может свидетельствовать об отложении кулувенской свиты в условиях частой смены обстановок осадконакопления.
По результатам ГЖХ терпановые УВ представлены в основном гопанами. Среди них преобладает гопан Н30, несколько ниже концентрации норгопана Н29. Степень зрелости ОВ по соотношению моретанов триноргопана и трис-норгопана (Тб /Тт) небольшая.
Среди стерановых УВ распределение гомологов С27, С28, С29 в образцах кулувенской свиты неоднозначно. В первых двух образцах явно преобладает этилхолестан С29, указывая на гумусовую природу ОВ, а в других это преобладание не столь очевидно. Распределение перегруппированных стеранов схоже.
Таким образом, битумоиды кулувенской свиты, несмотря на разнородность состава, были генерированы из ОВ преимущественно гумусовой природы в прибрежно-морских условиях.
Историко-геологическое моделирование процессов генерации и эмиграции УВ по морской скважине (Ш) и профилю (2Б), проходящему вдоль шельфа Западной Камчатки, показало, что ОВ снатольской, вивентекско-утхолокской и кулувенской свит в основном слабо зрелое и находится на стадии катагенеза ПК3-МК1 (рис. 4). В единичных образцах определена стадия МК2, что связано с переотложенным витринитом.
Индекс трансформации керогена (TR) для этих свит колеблется от 10 до 30 %. Максимальных значений он достиг в плейстоцене за счет резкого повышения геотемператур в плиоцене, которое связано с Сахалинской складчатостью (рис. 5).
Возможное существование залежей УВ при недостаточной зрелости НГМТ рассматривалось различными исследователями на примерах Камчатки и присахалинского шельфа. Именно наличие кремнистой составляющей в разрезе дает «толчок» к ранней генерации УВ. При переходе формы опала-А в опал-КТ происходит отжим пластовых вод, которые выносят уже сформировавшиеся в НГМТ углеводороды [5].
23
27
29
31
0,4 0,6 0,8 R°, %
1000-
2000-
3000
Q, гравий N2, гравий
N2, песчаник
N2
песчаник
сланец
уголь
сланец
уголь
конгломерат сланец
эрмановская свита,песчаник эрмановская свита,песчаник эрмановская свита, сланец
этолонская свита, сланец этолонская свита, сланец этолонская свита, сланец какертская свита, вулканический туф какертская свита, сланец какертская свита, песчаник кулувенская свита, вулканический туф кулувенская свита, известняк кулувенская свита, сланец вивентекская свита, вулканический туф вивентекская свита, известняк снатольская свита, сланец снатольская свита, песчаник
Рис. 4. Катагенетическая зрелость ОВ пород осадочного разреза по глубине, скв. 1-Первоочередная: ГЗН — главная зона нефтеобразования
Плейстоцен Четвертичная система
Палеоген
Неоген
О 200
о
й
а
£
5Т
Эоцен
Олигоцен
Миоцен
Плиоцен
H
100
40
30
20
10
0
Время, млн лет
Рис. 5. Распределение пластовых температур по времени в ходе геологической истории осадочного разреза, скв. 1-Первоочередная. Серединаэоцена, снатольская свита, песчаник
0
0
Перспективы нефтегазоносности
В разрезе Западно-Камчатского НГБ выделено несколько НГМТ с хорошими нефтегазомате-ринскими свойствами (рис. 6). Отложения ти-гильской серии (напанская и снатольская свиты), содержащие ОВ преимущественно гумусового типа, и ковачинской серии, обогащенные смешанным ОВ (гумусового и сапропелевого типа), на большей части акватории являются газогенерирующими. Очаг генерации связан с максимумом прогибания во впадине
Тинро. Зона битумогенерации простирается в южной части исследованной территории, захватывая часть Крутогоровской зоны поднятий. Отложения вышли из ГЗН и реализовали свой потенциал, что доказывается результатами исследования образцов из скв. Первоочередная (отложения снатольской свиты обладают низким остаточным генерационным потенциалом). Такая же картина наблюдается на продолжении Колпаковского прогиба в акватории, хотя не исключена возможность генерации УВ
_1-=1-!-и-1
Верхняя граница:
— ГЗН
— ГЗГ
го о
а б в
Рис. 6. Схема расположения очагов иефте- и газогенерации в отложениях: а - тигильекой (напанекая, снатольская свиты) и ковачинской серий; б - воямпольской серии (вивентекско-утхолокская, кулувенская свиты); в - этолонской и эрмановской свит. ГЗГ - главная зона газонакопления
в наименее прогнутых участках. Такие участки фиксируются в районе Большерецкого поднятия и в Крутогоровской и Северо-Тундровой зонах (см. рис. 6а).
Отложения воямпольской серии (вивен-текская, утхолокская и кулувенская свиты), содержащие ОВ от чисто гумусовых разностей в углистых толщах до сапропелевых, распространены на всей акватории. Отложения воям-польской серии находятся в зоне нефтеобра-зования. И хотя она имеет меньшую площадь по сравнению с нижележащими отложениями, депоцентр прогибания также тяготеет к впадине Тинро (см. рис. 6б). В наиболее благоприятных условиях для аккумуляции остаются структуры Крутогоровской зоны поднятий. Кроме того, за счет латеральной миграции УВ нефтяного ряда могли образовать газоконденсатные с нефтяной оторочкой скопления в структурах Тхулунской, Центральной и Лиманской.
Образования ильинско-какертской и это-лонской свит, обогащенные ОВ сапропелевого состава, находятся в зоне протокатагенеза или в начале ГЗН, и начало процессов генерации УВ отмечается только в Колпаковском прогибе. Отложения этолонской и эрмановской свит на большей части акватории и суши относят к незрелым. Только в самой юго-западной части акватории выделяется небольшой участок, где отложения находятся на начальных градациях катагенеза. Очаг значительно сокращен по площади и не захватывает суши (см. рис. 6в).
Подсчет ресурсов УВ производился по ан-тикилинальным складкам, подготовленным к глубокому бурению, объемным методом. Локальные структуры выделены сейсмораз-ведочными работами, а их площадь рассчитана в программном пакете лгс01б. Предполагаемые залежи будут газоконденсатными или газокон-денсатными с нефтяной оторочкой в верхних горизонтах разреза. Наиболее перспективной зоной является Крутогоровская зона поднятий, которая включает Крутогоровское, Калаваямское, Северо- и Южно-Крутогоровское поднятия. Для Крутогоровской структуры сумма локальных ресурсов для тигильской, ковачинской и воямпольской серий составляет 194,4 млн т у. т., для Калаваямской - 163,7 млн т у. т. В целом, по всем перечисленным локальным поднятиям Крутогоровской зоны ресурсы составляют 435,6 млн т у.т.
Следующие по значимости для поисковых работ объекты - Тхулунская и Лиманская
зоны поднятий, которые могли аккумулировать УВ всех этапов генерации в кайнозойских отложениях за счет латеральной и вертикальной миграции. Суммарные ресурсы Тхулунской зоны составляют 105,3 млн т у.т., однако они разбросаны по нескольким локальным поднятиям. Такая же ситуация складывается для группы Центральных поднятий, суммарные ресурсы которой - 75,1 млн т у.т., но отдельно по структурам эти ресурсы недостаточны для бурения скважин.
***
Таким образом, на шельфе Западно-Камчатского НГБ в результате геохимической интерпретации полученных данных в кайнозойских отложениях установлены нефтегазо-материнские толщи в породах снатольской, вивентекско-утхолокской и кулувенской свит. Степень преобразования НГМТ находится на стадиях катагенеза П^-МК^. В снатольской и кулувенской свитах обнаружены миграционные битумоиды, что может служить признаком выявления насыщенных горизонтов.
Благоприятные условия формирования нефтеносности отмечены в акватории моря, поскольку здесь из кайнозойского разреза выпадает часть отложений, содержащая ОВ гумусового типа, а появляются глинистые и глинисто-кремнистые толщи, несущие ОВ сапропелевого типа, катагенетическая трансформация которого обеспечивает генерацию преимущественно нефтяных УВ.
Очаги нефтегазообразования могли сформироваться в наиболее погруженных участках территории: в центральной и северо-западной (район раскрытия в прогиб Тинро) частях Колпаковского прогиба. Наиболее перспективные для геолого-поисковых работ структуры располагаются в пределах Крутогоровской зоны поднятий. Следующие по значимости структуры - Тхулунская, Лиманская и группа Центральных поднятий, однако ресурсы УВ могут быть рассредоточены по нескольким локальным поднятиям и недостаточны для промышленного освоения.
Исходя из геохимических данных о нефте-газоматеринских толщах западнокамчатско-го шельфа эта область является нефтегазопер-спективной. Но если рассматривать нафтид-ную систему в целом, то возникает проблема наличия коллекторских горизонтов с удовлетворительными фильтрационно-емкостными
свойствами (ФЕС). В процессе прогноза коллекторов на акватории необходимо учитывать повышенную степень заглинизированности тех горизонтов, которые на суше обладают удо-
влетворительными показателями ФЕС, а также особенности строения и локального распространения хороших коллекторов, связанных с дельтовой системой [2].
Список литературы
1. Геология СССР. Т. XXXI: Камчатка, Курильские и Командорские острова. — М.: Недра, 1964.
2. Белонин М.Д. Разведочный потенциал Западной Камчатки и сопредельного шельфа (нефть и газ) / М.Д. Белонин, Ю.Н. Григоренко, Л.С. Маргулис и др. — СПб.: Недра, 2003. — 119 с.
3. Астафьев В.Н. Нефтегазоносные бассейны Охотоморского региона / В.Н. Астафьев, С.М. Богданчиков, Э.Г. Коблов и др. // Доклады 1-й Международной конференции «Нефтегазоносные бассейны Западно-Тихоокеанского региона и сопредельных платформ: сравнительная геология, ресурсы и перспективы освоения». — СПб.: ВНИГРИ, 1998. — С. 56—62.
Волгин П.Ф. Нефтегазоносность верхнемеловых отложений южной части Сахалина / П.Ф. Волгин, В.И. Исаев, В.Ю. Косыгин // Тихоокеанская геология. — 2003. — № 1. — С. 61—67.
Баженова О.К. Образование нефти на небольших глубинах / О.К. Баженова // Геология нефти и газа. — 1990. — № 7. — С. 2—5.
Geochemical precondition for the oil and gas potential of the offshore Cenozoic deposits in Western Kamchatka
T.A. Kiryukhina1 , A.A. Solovyeva1*, LA. Sannikova1, A.A. Franchuk2
1 Lomonosov Moscow State University, Bld. 1, Leninskiye gory, Moscow, 119991, Russian Federation
2 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd # 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
* E-mail: zasol@mail.ru
Keywords: geochemistry, Cenozoic Era, oil and gas potential, Western Kamchatka, shelf of the Okhotsk Sea.
Abstract. Topicality of detailed studying of the Western-Kamchatka continental shelf is stipulated by similarity of its geological structure with the structure of Northern-Sakhalin shelf, where the profitable industrial oil and gas fields have been discovered. Both Western-Kamchatka and Northern-Sakhalin oil-gas-bearing basins (OGBs) relate to the marginal sites of Okhotsk Sea plate.
Nowadays, two wells have been drilled offshore Western Kamchatka. To estimate oil and gas potential of the offshore part of Western-Kamchatka OGB and productivity of the petrol-and-gas-genetic thicknesses, a complex geochemical analysis of core and detritus from the marine wells has been carried out. As a result, the petrol-and-gas-genetic thicknesses have been found in the Cenozoic offshore sediments within the rocks of snatolskaya, viventeksko-utkholokskaya and kuluventskaya suites.
Pattern of petroleum generation is displaced in the direction of sea waters. It is expected that the oil component of deposits will increase, because the Cenozoic column loses some sediments containing the humus organic matter, but there are argillaceous and argillaceous-silicic thicknesses bearing the sapropelic organic matter.
Concerning the petrol-and-gas-genetic rocks, the centers of oil and gas generation could form at the most loaded sites of the territory, namely in the central and north-western parts of Kolpakovskiy depression. The most promising structures are located within Krutogorovskaya zone of positive structures.
Western-Kamchatka offshore is an oil-and-gas-promising area regarded in the lite of the petrol-and-gas-genetic thicknesses, but existence of reservoir horizons has not been studied in details yet.
References
1. Geology of the USSR. Kamchatka, Kurile and Commander Islands [Geologiya SSSR. Kamchatka, Kurilskiye i Komandorskiye ostrova]. Moscow: Nedra, 1964, vol. XXXI. (Russ.).
2. BELONIN, M.D., Yu.N. GRIGORENKO, L.S. MARGULIS et al. Prospecting potential of Western Kamchatka and the contiguous shelf (petroleum and gas) [Razvedochnyy potentsial Zapadnoy Kamchatki i sopredelnogo shelfa (neft i gaz)]. St.-Petersburg: Nedra, 2003. (Russ.).
3. ASTAFYEV, V.N., S.M. BOGDANCHIKOV, E.G. KOBLOV et al. Oil-gas-bearing basins of the Okhotsk-Sea region [Neftegazonosnyye basseyny Okhotomorskogo regiona]. In: Proc. of 1st International conference "Oil-gas-bearing basins of Western Pacific Sea region and the contiguous platforms: comparative geology, resources and outlooks for developing" [Neftegazonosnyye basseyny Zapadno-Tikhookeanshogo regiona i sopredelnykh platform: sravnitelnaya geologiya, resursy i pespectivy osvoyeniya ]. St.-Petersburg: All-Russia Petroleum Research Exploration Institute (VNIGRI), 1998, pp. 56-62. (Russ.).
4. VOLGIN, P.F., V.I. ISAYEV and V.Yu. KOSYGIN. Oil-gas-bearing capacity of the Upper-Cretaceous deposits in the southern part of Sakhalin [Neftegazonosnost verkhnemelovykh otlozheniy yuzhnoy chasti Sakhalina]. Tikhookeanskaya geologiya (Russian journal of Pacific geology). 2003, no. 1, pp. 61-67. ISSN 0207-4028. (Russ.).
5. BAZHENOVA, O.K. Generation of petroleum at shallow depths [Obrazovaniye nefti na nebolshikh glubinakh]. Geologiya nefti i gaza. 1990, no. 7, pp. 2-5. ISSN 0016-7894. (Russ.).
