CC BY
119
УДК 553.98-.55i.462.32 (268.5)
Вестник СПбГУ. Сер. 7,2007, вып. !
Д. С. Яшин, Б. И. Ким, О. И. Супруненко, Н. К. Евдокимова НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ПРОВИНЦИИ
И ОБЛАСТИ ВОСТОЧНО-АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА РОССИИ
Результаты районирования фундамента, выполненные с учетом анализа потенциальных полей и геологической информации по береговому и островному обрамлениям, позволили выделить в пределах шельфов Восточно-Арктических морей области с различным возрастом консолидации основания: гренвильским, каледонским, ранне-и позднекиммерийским [1]. Это предопределило развитие различного стратиграфического диапазона осадочного чехла в их пределах - рифейско-кайнозойского, среднедевонско-кайнозойского, юрско-кайнозойского и апт-кайно-зойского. По строению чехол представлен двумя комплексами - бассейновым апт-кайнозойским, общим для всех шельфов, и промежуточным параплатформенным. Между комплексами нет угловых несогласий, отмечается лишь смещение в плане оси прогибания бассейнового комплекса относительно подошвы чехла.
Таким образом, представляется возможным на качественно новом уровне провести границы выделявшихся здесь ранее [2-4] потенциально-нефтегазоносных провинций (ПНГП) - Новосибирско-Чукотской и Восточно-Арктической, а также Лаптевской (самостоятельной) перспективной области (ПНГО). В статье приведены их описание и оценка нефтегазоматеринского потенциала различных частей разреза осадочного чехла.
Лаптевская ПНГО охватывает западную и центральную части одноименного шельфа и рассматривается как экваториальное продолжение Сибирской платформы, высокая перспективность которой является доказанной, о чем свидетельствуют примыкающие с юга к шельфу нефтегазоносные бассейны [2] с многочисленными проявлениями углеводородов (УВ). В разрезе чехла Лаптевской ПНГО присутствуют три этажа нефтегазоносности: нижний (PR32-Cit) - преимущественно карбонатный, средний (Civ-Kiii) и верхний (Kia-Kz) - терригенные.
В нижнем этаже наиболее перспективными на нефть и газ являются породы венда и кембрия. Они представлены кавернозными доломитами в кровле венда (пористость до 25%) и терригенно-карбонатными породами основания кембрия (пористость 11-21%, проницаемость до 1300 млД), а также кавернозными доломитами кровли кембрия. Эти породы характеризуются регионально выдержанной битуминозностью. Кроме того, поисковый интерес вызывают терригенно-карбонатные отложения девона, обладающие высокой битуминозностью на о-ве Котельном. Максимальная мощность пород нижнего этажа существенно колеблется, зависит от его структурной позиции и может достигать 5,0 км. Наиболее благоприятную для образования жидких УВ степень катагенеза органического вещества (ОВ) (МК3) можно ожидать в пределах вала Минина и Лено-Таймырской зоны поднятий, где подошва верхнего протерозоя располагается на глубинах 4,0-6,0 км.
В среднем этаже нефтегазоносное™ наиболее благоприятными палеофациальными и палеотектоническими условиями для генерации и аккумуляции УВ обладают пермские отложения, состоящие из чередующихся глинистых и песчаных пачек, что создает благоприятные условия миграции УВ из глинистых толщ и их аккумуляции в песчаных коллекторах, пористость которых колеблется от 20 до 60%. Сейсмическое профилирование, выполненное на Лаптевском шельфе, подтвердило принципиальную общность строения пермского разреза на суше и в акватории. В пределах большинства структур отложения перми предполагаются на глубинах около 5-6 км, т. е. в благоприятных для образования жидких УВ условиях (МК3). Наиболее информативным может быть вскрытие пермских отложений в пределах вала Минина, где они предполагаются на глубинах около 2,5-3 км (МК1-МК2), а минимальная глубина их залегания (1,5-2 км) возможна в пределах Лено-Таймырской зоны поднятий и на Западно-Ленском куполе.
Нельзя исключать из числа перспективных и песчано-глинистые образования триаса. Приуроченность битумо-проявлений в основном к разломам и трещинам свидетельствует о миграции УВ из нижележащих (пермских?) толщ. Пористость песчаников изменяется от 16 до 28%, а проницаемость измеряется сотнями миллидарси.
Верхний этаж нефтегазоносное™ объединяет отложения бассейнового комплекса. Разнообразие литологиче-ского состава меловых пород позволяет прогнозировать наличие как коллекторов (при значительной роли дельтовых фаций), так и покрышек (глинистые толщи). Последние в пределах отрицательных структур (исключая Южно-Лаптевский прогиб) располагаются на глубинах около 5,0 км и при степени катагенеза ОВ (МКг-МКз) могут являться продуцентами жидких УВ. Вышележащие более глинистые палеогеновые образования могут играть роль не только покрышки для возможных меловых залежей УВ, но и при погружении на глубину до 3 км (Усть-Ленский грабен, Омолойский прогиб) продуцировать разнообразные УВ. Плиоцен-чеггвертачные отложения, вследствие покровного характера, алеврито-глинистого состава и практически не затронутые тектоническими нарушениями, рассматриваются как покрышка.
Все крупные структуры области (Южно-Лаптевский, Омолойский и Северо-Лаптевский прогибы, Устъ-Лен-ский грабен, валообразные поднятия - Трофимовское, Лено-Таймырское и Минина) считаются крупными очагами генерации и аккумуляции УВ преимущественно нефтяного ряда. К наиболее перспективным отнесены Трофимовское поднятие, вал Минина и Западно-Ленский купол. Характерной особенностью Лаптевской ПНГО является
© Д. С. Яшин, Б. И. Ким, О. И. Супруненко, Н. К. Евдокимова, 2007
отсутствие в ее пределах бесперспективных земель. К косвенным подтверждениям перспективности структур ПНГО относятся установленные в донных осадках шельфа аномальные (до 2,3 см3/кг при фоне менее 0,05 см3/кг) содержания УВ-газов. Доминирует метан. Вместе с тем наличие заметного количества гомологов (до бутана включительно), а также в ряде проб аргона и гелия (Усть-Ленский грабен) могут свидетельствовать о миграции УВ-газов из нижележащих нефтегазоносных толщ.
Новосибирск о-Ч укотская ПНГП охватывает восточную часть Лаптевского шельфа и южные части шельфов Восточно-Сибирского и Чукотского морей. Провинция подразделяется на две ПНГО - Новосибирскую и Южно-Чукотскую, осадочный чехол которых повсеместно представлен отложениями бассейнового (К^-Кг) комплекса.
Новосибирская ПНГО включает восточную часть Лаптевского шельфа и южную часть шельфа Восточно-Сибирского моря. Большую часть области занимают малоперспективные земли. К перспективным землям разной категории относятся прогибы Анисинский и Толля (Лаптевский шельф), а также Санга-Балаганский - с мощностью осадков до 5 км, расположенный северо-восточнее о-ва Фаддеевского.
Особняком стоит приразломный Анисинский прогиб (с мощностью осадков до 11 км), наложившийся на Котельнический срединный массив, где ожидается чехольный комплекс, аналогичный Лаптевской ПНГО (РЯ32-Кг). Большая часть отложений промежуточного комплекса (РЯ3г-К1П) располагается на глубине более 6,0 км и вряд ли может представлять практический интерес (степень катагенеза МК4.5). Основным возможным объектом исследования в прогибе и в целом в пределах ПНГО являются нижнемеловые (аптские) - кайнозойские отложения и прежде всего палеогеновые образования. Они характеризуются глинисто-песчаным составом, располагаются на глубинах 2,0-5,0 км в благоприятных условиях генерации УВ (МКНИКз).
Ю ж н о-Ч укотская ПНГО занимает южную часть Чукотского шельфа и структурно приурочена к крупному Южно-Чукотскому прогибу. Наиболее перспективный объект исследования - восточная приосевая часть прогиба, осложненная структурно замкнутыми по изопахите 2 км впадинами - Хоуп (мощность чехла 8,0 км), Колючинской и Южно-Шмидтовской (с мощностью чехла до 5,0 км) и другими, с разделяющими их валообраз-ными поднятиями. Впадины в осевых частях осложнены грабенами, которые представляют локальные осадочные микробассейны, выполненные отложениями нижнего мела.
Возможным источником УВ в разрезе нижнего мела, по данным американских исследователей, могут быть глинистые образования формации Торок (апт-альб), а потенциальными коллекторами - турбидитовые песчаники этой же формации. Во всех шельфовых скважинах (американский сектор) они содержат проявления нефти. В качестве основного объекта на поиски УВ в пределах Южно-Чукотского прогиба следует рассматривать отложения палеогена. В упоминавшихся выше скважинах они сложены в основном песками мощностью до 200 м со средней пористостью 31% и проницаемостью 564 млД. Близкие величины пористости отмечаются и в вышележащих отложениях.
О возможной перспективности впадины Хоуп может свидетельствовать наличие в ее восточной части (российский сектор) крупной (площадь 1500-2000 км2) аномальной зоны УВ-газов в донных осадках и придонной воде. Содержание метана в осадках достигает 15-53 см3/кг, а сумма гомологов - 0,1 см3/кг при фоновых количествах соответственно 0,05 и 0,001 см3/кг [5].
В о с т о ч н о-А рктическая ПНГП занимает северные части шельфов Восточно-Сибирского и Чукотского морей и включает в себя две ПНГО: Де-Лонга (на западе) и Северо-Чукотскую (на востоке). Осадочный чехол областей состоит из двух комплексов: промежуточного и бассейнового.
ПНГО Де-Лонга практически не изучена сейсмическими методами. Сведения о строении и составе чехла отсутствуют и прогнозируются на основе двух реперов (островов Котельного и Врангеля) и единичного сейсмического профиля. Чехол представлен промежуточным (С2-К[П) и бассейновым (К^-Кг) комплексами осадков. Интерес в нефтегазоносном отношении представляют терригенно-карбонатные отложения карбона и терригенные отложения триаса, а также меловой и палеогеновый комплексы. По общегеологическим соображениям к наиболее перспективным относится крупный, имеющий разломную природу Новосибирский прогиб, выполненный мощным (до 10-11 км) осадочным чехлом и осложненный впадинами и разделяющими их поднятиями. К весьма перспективным также относятся северный и восточный склоны поднятия Де-Лонга и Северная структурная терраса с мощностью чехла до 5-7 км.
Север о-Ч укотская ПНГО развита на севере Чукотского шельфа, перспективы нефтегазоносности которого в настоящее время доказаны открытием в нижнемеловых отложениях газоконденсатного месторождения Бюргер (американский сектор). Структурно область приурочена к Северо-Чукотской впадине прогиба Вилькиц-кого с мощностью осадков до 22 км. Чехол состоит из промежуточного (Бз-К^) и бассейнового (К,Ьг-Кг) комплексов осадков. Большая часть чехла (до 15-17 км) сложена меловыми - палеогеновыми отложениями, мощность которых (вместе с подстилающими палеозойскими образованиями) сокращается в прибортовых частях прогиба до 3-5 км, что позволяет рассматривать эти участки шельфа как наиболее перспективные. К весьма перспективным следует отнести также склоны Дремхедского прогиба с мощностью чехла до 9 км. Особенностью области является широкое присутствие диапировых структур.
Основываясь на разрезах скважин в американском секторе, к основным генераторам УВ отнесены глинистые образования триаса (формации Ивишак, Шаблик) и юры (формация Кингак). Присутствующие в разрезе песчаники
Купарук (J3-K1) рассматриваются как наилучшие резервуары (пористость - до 33%, проницаемость - тысячи мил-лидарси).
В разрезе нижнего мела основные источники УВ - баррем-аптские сланцы формации Пеббл Шейл и Торок, а потенциальные резервуары - песчаники из этих формаций (пористость - 16-22%, проницаемость - 49 млД), в которых зафиксированы проявления нефти. Весьма высоко американские исследователи оценивают емкостной потенциал отложений позднего мела-неогена (пористость - 31%, проницаемость - около 500 млД). Источниками УВ для них могут быть не только баррем-аптские отложения, но и более древние глинистые образования [6].
Рассмотренный материал и степень его изученности позволяют отнести к наиболее перспективным и первоочередным объектам для нефтегазопоисковых работ Лаптевскую и Северо-Чукотскую ПНГО. Географическое положение и развитая транспортная инфраструктура порта Тикси логически предопределяют начать эти работы с шельфа моря Лаптевых.
Summary
Yashin D. S„ Kim В. /., Suprunenko О. I., Evdokimova N. K. Oil-and-gas bearing provinces and areas of the East-Arctic shelf of Russia.
An oil geological zoning of the East-Arctic shelf of Russia is adduced. The evaluation of oil-and-gas content of the sedimentary cover in the defined perspective oil-and-gas bearing provinces and areas is given.
Литература
1. Геология и полезные ископаемые России. Т. 5: Арктические и дальневосточные моря. Кн. 1: Арктические моря / Ред. И. С. Грамберг, В. Л. Иванов, Ю. Е. Погребицкий. СПб., 2004. 2. Грамберг И. С., Супруненко О. И. Нефтегазоносные и перспективные осадочные бассейны Евразийской континентальной окраины России // Российская Арктика: геологическая история, минерагения, геоэкология / Гл. ред. Д. А. Додин, В. С. Сурков. СПб., 2002. 3. Лазур-кинД. В., Супруненко О. И. Нефтегеологическое районирование Восточно-Арктического шельфа России // Отеч. геология. 1996. № 5. 4. Лазуркин Д. В., Павлов А. В. Перспективы нефтегазоносности Восточно-Арктического шельфа России (моря Лаптевых, Восточно-Сибирское и Чукотское) //Геология и полезные ископаемые шельфов России / Гл. ред. М. Н. Алексеев. М, 2002. 5. Яшин Д. С. Распределение углеводородных газов в донных осадках Арктических морей России // Там же. 6. Thurston D. К., Theis L. A. Geologic report for the Chukchi Sea Planning Area, Alaska. Regional geology, Petroleum geology and Enviromentai Geology. US Department of the Interior MMS. Alaska, OCS Region, Anchorage Alaska, 1987.
Статья принята к печати 16 октября 2006 г.
