Нефтегазоматеринские толщи в составе осадочного чехла шельфов Восточной Арктики Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК 553.98:551.462.32 (268.5) Вестник СПбГУ. Сер. 7,2007, вып. 1

Н. К. Евдокимова, Д. С. Яшин, О. И. Супруненко, Б. И, Ким

НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКИЕ ТОЛЩИ

В СОСТАВЕ ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА ШЕЛЬФОВ ВОСТОЧНОЙ АРКТИКИ

Стратификация сейсмических профилей, выполненная в пределах шельфов Восточно-Арктических морей России, позволяет с учетом разрезов берегового и островного обрамлений не только прогнозировать литологический состав отложений, слагающих сейсмокомплексы, но и в первом приближении судить о наличии нефтегазоматерин-ских свит в разрезе осадочного чехла. Важнейшее значение в этой оценке приобретает вещественный состав отложений и данные о генетическом типе и содержании органического вещества (ОВ) и органического углерода (С^). Геохимическая составляющая прогноза нефтегазоносности сводится к экстраполяции на шельф информации по окружающей суше, включающей в основном сведения по многочисленным битумопроявлениям и месторождениям нефти и газа на акватории (американский сектор Чукотского моря). В настоящей работе описание нефтегазомате-ринских свит на шельфах Восточно-Арктических морей приводится по конкретным акваториям с учетом различного стратиграфического диапазона осадочного чехла.

В составе осадочного чехла Лаптевоморского шельфа в блоке с гренвильским основанием по аналогии с севером Сибирской платформы можно прогнозировать наличие нескольких регионально развитых преимущественно нефтематеринских свит [1]. Они могут быть стратиграфически приурочены к отложениям верхнего рифея-венда (литофациальные аналоги хатыспытской и старореченской свит глинисто-карбонатного состава с содержанием исходного ОВ до 1,0-1,5% ) и нижнего-среднего кембрия (фациально-литологические аналоги куонамской свиты доманикового типа с Сорт до 24%). В карбонатном комплексе палеозоя прогнозируются еще несколько нефтематеринских свит, сложенных пачками черных глинистых карбонатов ордовика-нижнего силура, девона, раннего карбона. Наиболее перспективными представляются образования нижнего-среднего девона, в которых содержание Сорт достигает 5%.

В верхнепалеозойско-нижнемеловом терригенном комплексе также можно ожидать развития нефтегазомэте-ринских толщ на нескольких стратиграфических уровнях: нижняя пермь, возможно средний триас и юра [1-3]. Генетический потенциал пермской нефтегазоматеринской толщи подтвержден открытием уникального Оле-нёкского месторождения битумов и рядом более мелких месторождений и проявлений нефти в южной части Ха-тангского залива. Содержание Сорг в глинистых разностях перми составляет не менее 2,4%, тип ОВ - смешанный (гумусово-сапропелевый). Накопление пермских осадков происходило в условиях достаточно крупного морского бассейна, что позволяет предположить и широкое региональное распространение этой толщи. Существенно глинистые отложения триаса, с точки зрения нефтегазообразования, также могут представлять определенный интерес, так как для них характерны многочисленные макро- и микропроявления битумов и в целом повышенная битуми-нозность. Нефтематеринский потенциал юрских отложений достаточно высок в Енисей-Хатангском и Лено-Анабарском прогибах, где они являются основными генераторами углеводородов (УВ). Юрские материнские толщи имеют морской генезис и содержат большое количество макро- и микробитумопроявлений, их мощность достигает, по некоторым оценкам, 1 ООО м. Предполагается, что, по крайней мере, в южной части Южно-Лаптевского прогиба нефтяной потенциал юрских отложений сохраняется таким же, как в Лено-Анабарском и Енисей-Хатангском прогибах. Таким образом, главными чертами нефтегазообразования на Лаптевоморском шельфе являются широкий стратиграфический диапазон развития нефтегазоматеринских свит, повышенная битуминозность разреза чехла, признаки многоэтапной миграции УВ и, как следствие, практически сквозной характер макро-и микробитумопроявлений (от верхнего протерозоя до юры включительно).

О распространении нефтематеринских толщ на шельфе Восточно-Сибирского моря и тем более их особенностях судить сложно, поскольку отсутствует не только конкретная геологическая информация, но и даже материалы сейсмического профилирования. Возможно, по данным, полученным для Новосибирских островов (о-в Котельный) на западе шельфа и о-ва Врангеля на востоке, нефтегазоматеринские толщи могут быть приурочены к терригенно-карбонатным отложениям карбона, где содержание Сорг составляет около 1-3,9% [1]. Фациально-литологический состав осадков позволяет предполагать развитие преимущественно сапропелевого типа ОВ. В разрезах карбона на островах отмечаются многочисленные битумопроявления. Потенциал отложений перми связан с ОВ гумусового состава (Сорг 1,3-3,7), что с учетом крайне низкой битуминозности позволяет отнести их к газоматеринским.

Геолого-геохимические показатели триасовых отложений свидетельствуют о том, что они могут являться основной нефтегазоматеринской толщей на шельфе Восточно-Сибирского моря. Это подтверждается высокими содержаниями Сорг (до 10%), морским генезисом и значительной мощностью (до 1,5 км) осадков, смешанным составом ОВ и наличием большого количества макро- и микробитумопроявлений [4].

Отсутствие геохимических показателей в юрских отложениях крайне затрудняет оценку их свойств, но, судя по данным для Чукотско-Аляскинского региона, где потенциал юры оценивается достаточно высоко [5], можно предполагать участие их в УВ-потенциале шельфа Восточно-Сибирского моря. Угленосный тип повсеместно раз-

© Н. К. Евдокимова, Д. С, Яшин, О. И. Супруненко, Б. И. Ким, 2007

витых меловых отложении и высокое содержание Сорг {до 20%) гумусового ОВ свидетельствуют об их высоком газовом потенциале.

Таким образом, при существующей в настоящее время степени изученности Восточно-Сибирского шельфа наиболее близко понятию нефтематеринских отложений по комплексу признаков соответствуют образования триаса, а газоматеринских - мела.

В южной части Чукотского шельфа потенциально газоматеринскими являются глинистые и углисто-глинистые отложения апт-альба (литофациальные аналоги формации Торок на Аляске), в которых (судя по данным для залива Коцебу) содержание Сорг составляет около 1,2-2,8%. Преимущественно гумусовый состав ОВ и его содержание в относительно повышенных концентрациях предполагают неплохой газовый потенциал этих отложений. Можно предположить, что определенный вклад в него вносят также глинистые верхнемеловые и палеогеновые отложения [5]. Перспективность Южно-Чукотского прогиба подтверждается также длительно существующими устойчивыми газогеохимическими аномалиями в донных осадках одних и тех же районов.

Прогноз нефтегазоматеринских толщ в Северо-Чукотской впадине возможен только методом аналогий с американским сектором Чукотского шельфа, где на акватории было пробурено 5 скважин и по ним имеется прекрасный аналитический материал. Анализ кернового материала показал, что к нефтематеринским свитам могут быть отнесены темно-серые и черные глинистые отложения триаса, содержащие до 8% С0рг (фациально-литологические аналоги формаций Ивишак и Шаблик) и глинистые отложения юры (аналоги формации Кингак) с 1,3-2,7% С0рг. Значительное количество (до 70%) аморфно-растительных водорослевых компонентов в ОВ этих толщ, по мнению американских геологов [6], подтверждает их высокий нефтематеринский потенциал. Суммарная мощность триасовых и юрских нефтематеринских толщ в скважинах американского сектора Чукотского моря достигает 400-640 м.

В меловом комплексе осадков к нефтематеринским породам относятся глинистые толщи баррема (фациально-литологические аналоги формации Пеббл Шейл) и апт-альба (аналоги формации Торок). В первом случае содержание Сорг составляет 1,6^5,4%, во втором - 0,6-1,4%. Альбские преимущественно углистые отложения (фациаль-ные аналоги группы Нанушук), в которых Сорг достигает 10%, завершают ряд материнских толщ в СевероЧукотской впадине. Углистый состав и высокое содержание ОВ определяют эти толщи как весьма перспективные для газообразования.

Таким образом, впервые на существующем фактическом материале оценены потенциальные возможности нефтегазоматеринских свит в разрезах разновозрастного осадочного чехла шельфов восточной Арктики. Фациаль-но-литологический состав осадков в каждом конкретном случае обусловливает развитие того или иного типа ОВ, что с учетом низкой или высокой битуминозности, в свою очередь, позволяет отнести отложения к нефте- или газоматеринским.

Summary

Evdokimova N. К., Yashin D. S., Suprunenko О. /., Kim В. I. Oil and gas source rocks in the sedimentary cover of the East Arctic shelf.

In a sedimentary cover of the East Arctic sea shelf up to 7 oil and gas source rocks are predicted. All Paleozoic and its most of Mesozoic rocks are rich in a sapropel type of organic matter that makes evident high predominantly oil potential. Gas source potential is predominantly caracteristic for Cretaseous deposits, in which the content of the humus organic matter amounts to 20%.

Литература

1. Грамберг И. С., Иванов В. Л., Преображенская Э. Н. Потенциальные возможности нефтегазообразования в осадочных толщах морей Лаптевых и Восточно-Сибирского // Геология шельфа Восточно-сибирских морей: Труды Науч.-исслед. ин-та геологии Арктики. Л., 1976. 2. Иванов В. Л. Оленёкское месторождение битумов (геологическое строение и условия формирования). Л., 1979. 3. Калинко М. К. История геологического развития и перспективы нефтегазоносности Хатангской впадины // Труды Науч.-исслед. ин-та геологии Арктики. Л., 1959. Т. 104. 4. Новосибирские острова. Геологическое строение и минерагения / Под ред. В. И. Ушакова. СПб., 1999. S. Toison R. В, Srtucture and stratigraphy of the Hope Basin, Southen Chukchi Sea, Alaska // Cirmus-Pasific Conncil for Energy and Mineral Resources Earth Science Series. 1987. Vol. 6. 6. Undiscovered Oil and Gas Resources. Alaska Federal Offshore / Ed. by Kirk W. Sherwood. Alaska, 1998.

Статья принята к печати 16 октября 2006 г.