CC BY
48УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ОЧАГОВ ГЕНЕРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ И СКОПЛЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА НА ТЕРРИТОРИИ СИБИРСКОГО СЕГМЕНТА КОНТИНЕНТАЛЬНОЙ АРКТИКИ
Статья посвящена условиям формирования очагов генерации углеводородов на территории Сибирского сегмента континентальной Арктики Российской Федерации. Для исследования генерационно-аккумуляционных углеводородных систем (ГАУС) авторами были проведены геохимические исследования нефтегазоматеринских толщ и моделирование углеводородных систем. В статье показаны модели созревания органического вещества (ОВ) верхнеюрских отложений в Большехетской впадине, модели эволюции очагов нефтегазообразования и миграции УВ в Курейской синеклизе. Проведен расчет объемов генерации углеводородов (УВ).
широко развивались автономные очаги нефтегазообразования, для исследования которых авторами были обобщены результаты геохимических исследований нефтегазоматеринских толщ, а также произведены расчеты с применением технологии бассейнового моделирования.
Основными нефтегазома-теринскими толщами на северо-востоке Западной Сибири в меловых и юрских ГАУС являются яновстанская, малышевская, гольчихинская, нижнехетская свиты, содержащие слои, обо -гащенные аквагенным ОВ (тип II) [6, 8, 12]. Наличие в отложениях юры и мела преимущественно гумусового органического вещества, генерировавшего газообразные углеводороды, предопределило преобладание газовых залежей. На исследуемой территории открыто большое количество газовых месторождений (Мессояхское, Нижнехетское, Джангодское и др.), установлены значительные скопления газового конденсата (Зимнее, Казанцевское, Юж-но-Солешшское и другие ме -сторождения). Несмотря на это,
УДК 550.8
B.Ю. Керимов1,
e-mail: [email protected];
М.А. Лобусев2,
e-mail: [email protected];
А.В. Бондарев1,
e-mail: [email protected];
C.Г. Серов1,
e-mail: [email protected]
1 Кафедра теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина (Москва, РФ).
2 Кафедра промысловой геологии нефти и газа РГУ нефти и газа (НИУ)
им. И.М. Губкина (Москва, РФ).
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ГЕНЕРАЦИОННО-АККУМУЛЯЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ СИСТЕМЫ, СИБИРСКАЯ ПЛАТФОРМА, КОНТИНЕНТАЛЬНАЯ АРКТИКА, НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКАЯ ТОЛЩА, ОЧАГ НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ.
На территории континентальной Арктики Российской Федерации (КАРФ) (рис. 1), границы которой определены указом Президента РФ В.В. Путиным от 02.05.2014 г. № 296 «О сухопутных территориях Арктической зоны Российской Федерации», за последние 45 лет извлечены гигантские объемы УВ - около 17,3 млрд т н.э.
ГАУС и скопления УВ на тер -ритории Сибирского сегмента КАРФ (северного обрамления Сибирских платформ) формировались за счет очагов нефте -газообразования, как развитых на этой территории, так и граничащих с ней, на Восточно-Сибир -ской платформе и Западно-Сибирской плите и прилегающих территориях Арктических морей. В тектонических элементах раз -личного ранга, таких как Южно-Карская впадина, Надым-Та-зовская и Ямало-Гыданская синеклизы, Енисей-Хатангский и Лено-Анабарский прогибы, Усть-Енисейская и Большехет-ская впадины, Центрально-Таймырский желоб и прилегающая Курейская синеклиза и др., в отдельные геологические периоды
V.U. Kerimov1, e-mail: [email protected]; M.A. Lobusev2, e-mail: [email protected]; A.V. Bondarev1, e-mail: [email protected]; S.G. Serov1, e-mail: [email protected]
1 Department of theoretical foundations of prospecting and exploration of oil and gas, Gubkin Russian State University of Oil And Gas (Moscow, RF).
2 Department of commercial oil and gas geology, Gubkin Russian State University of Oil And Gas (Moscow, RF).
Conditions of formation of hydrocarbon generation and oil and gas accumulations on the Siberian segment of the continental Arctic
The article is devoted to the conditions of formation of hydrocarbon generation in the territory of the Siberian segment of the continental Arctic of the Russian Federation. For study of generation-accumulation petroleum systems (GAUS) the authors performed geochemical studies of source rocks and petroleum systems modeling. The article shows the model organic matter maturation of the upper Jurassic deposits of the Bolshekhetskaya depression, models of the evolution of pockets of oil and gas generation and migration of hydrocarbons in the Kureika syneclise calculated volumes of hydrocarbon generation.
KEYWORDS: PETROLEUM SYSTEMS, SIBERIAN PLATFORM, CONTINENTAL ARCTIC, OIL-AND-GAS SOURCE ROCK.
Рис. 1. Континентальная Арктика Российской Федерации. В квадрате - Сибирский сегмент КАРФ
запасы жидких УВ на этой терри -тории также велики. В пределах Енисей-Хатангской НГО промышленные запасы нефти выявлены на Пайяхском и Байкаловском месторождениях, западнее, в
Гыданской НГО, крупные ско -пления жидких углеводородов обнаружены на Восточно-Мессо -яхском месторождении. Южнее, в Пур-Тазовской НГО, открыты уникальные скопления нефти в
пределах Ванкоро-Гагульской группы поднятий. По данным ряда исследователей [1-16], в юрско-меловом разрезе Ени-сей-Хатангского регионального прогиба (ЕХРП) и прилегающих
территориях в отличие от центральных и южных районов Западно-Сибирского бассейна ОВ имеет смешанный состав - наряду с аквагенным (бактерио- и планктоногенным) ОВ, образующимся непосредственно в осадочном бассейне, с суши по -ступали массы терригенного ОВ, источником которого являлась высшая наземная растительность. Источником нефти уникальной по запасам Ванкорской группы месторождений могут являться стратиграфические аналоги верхнеюрской баже-новской свиты - яновстанская и гольчихинская свиты.
Авторами статьи обобщены и интерпретированы результаты геохимических исследований юрско-меловых отложений северо-восточной части Западно-Сибирской плиты и Ени-сей-Хатангского регионального прогиба (рис. 2). Исследования были проведены в разных научных организациях: РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, ИГиРГИ, ОИГГиМ, ИГНГ.
При оценке нефтегенерацион-ных свойств отложений главную роль играют такие критерии, как степень обогащенности их органическим веществом, состав органического вещества и его катагенетическая преобразован-ность.
Как следует из левого столбца графиков рис. 2, по степени обогащенности ОВ в юрско-ме-ловых отложениях, согласно классификации К.Е. Петерса [3], выделяются интервалы всех категорий - бедные, удовлетворительные, богатые и очень богатые. По степени катагене-тической преобразованности (правый столбец) ОВ в основном находятся в незрелой зоне или в зоне генерации газа. Однако в ряде скважин - Ушаковская 1, Турковская 2, Горчинская 1 - ОВ находится в зоне нефтяного окна.
Результаты пиролиза ОВ для образцов мезозойских отложе-
а о,1
Богатый богатый
Удовлетворительный »V
Бедный ^
Очень бедный
а о,1
?
а о,1
Удовлетворительный
* «й
Богатый »
Удовлетворительный » богатый
♦ Бедный
Очень бедный
Богатый
Удовлетворительный * ♦ Очень
Бедный ♦ богатый
Очень бедный
Богатый
♦
Удовлетворительный ♦ ♦ Очень
богатый
Бедный
Очень бедный
♦ _____ ация газа ™.в„':,Й
♦ нефтяное
* * • ♦ ♦ УВ и/или
скв. Юнс 318
^ ♦ генерация газа зрелый
нефтяное
лый
генерация гг ♦ ♦
Рис. 2. Интерпретация результатов пиролиза ОВ юрско-меловых отложений Енисей-Хатангского прогиба и северо-восточной части Западно-Сибирской плиты
ний Енисей-Хатангской и Пур-Та-зовской НГО показали, что Т
' тах
закономерно возрастает с увеличением глубины отложений и степени катагенетической преобразованности ОВ. Привязка значений Т к шкале катагенеза ОВ,
тах '
разработанной по данным отражательной способности витри-нита, показала, что количество присутствующего в мезозойских отложениях гумусового ОВ достаточно для генерации газа, а примесь сапропелевого ОВ в со -
ставе алеврито-глинистых отложений не затушевывает влияние гумусовой части ОВ.
В северной части Западно-Сибирского бассейна в Ямало-Тазов-ской мегасинеклизе докембрий-ско-палеозойский фундамент залегает на глубине 9-10 км и более. На территории Ямало-Гы -данской синеклизы в глубоко-погруженных горизонтах имеют развитие палеозойский, триасовый и нижне-среднеюрский нефтегазоносные комплексы.
В Большехетской и Гыданской мегавпадинах, разделяемых надпорядковой структурой -Мессояхским порогом, фундамент погружается на глубины более 8 км. В Ямало-Гыданской и Большехетской синеклизах формируются ГАУС с несколькими автономными очагами нефтега-зообразования.
Одним из перспективных направлений поисков скоплений УВ на территории Надым-Тазовской синеклизы являются надрифто-вые прогибы и сопредельные районы с вышележащими ниж-не-среднеюрскими и подстилающими осадочно-вулканогенными комплексами: Ярудейский, Ко-ротчаевский(Колтогорско-Урен-гойский) и Ен-Яхинский, вскрытые глубокими и сверхглубокими скважинами.
Большой интерес на территории севера Западной Сибири представляют геохимические исследования ОВ и их катагене -тическая преобразованность в глубоко покруженных горизонтах в глубоких и сверхглубоких скважинах. В северной части Западной Сибири пробурены сверхглубокие и глубокие параметрические скважины: Ен-Яхинская СГ-7 на Уренгойском мегавале, Тюменская СГ-6 в осе -вой части Нижнепурского мега -прогиба, Геологическая-35 и Ень-Яхинская-356 в Нижнепурском мегапрогибе, Уренгойская-673, 410, 411, Самбургская-700, Яру-дейская-38 и Надымская-7 в Яру -дейском межгорном прогибе и др.
Катагенетическая преобразованность ОВ в юрско-меловых отложениях на разных структурах Енисей-Хатангского регионального прогиба подчиняется единой закономерности. При этом в разных тектонических структурах одинаковое нарастание степени катагенеза ОВ наблюдается на разных глубинах, что связано прежде всего с разной интенсивностью неоген-четвертичного размыва на террито-
рии Енисей-Хатангского прогиба и северо-восточной части Запад -но-Сибирской плиты.
Геохимические исследования показали широкое развитие неф-тегазоматеринских пород на глубинах 4,0-6,5 км. В осадочных триасовых отложениях выявлены высокие и среднепродук-тивные нефтегазоматеринские породы, обогащенные ОВ преимущественно гумусового типа. В юрских глубокопогруженных отложениях определены продуктивные и среднепродуктивные нефтегазоматеринские породы, обогащенные ОВ гумусового типа (Ен-Яхинская СГ-7). По данным пиролиза, нефтяной потенциал пород практически реализован ^ 0,03-0,54 мг/г) при подстадии апокатагенеза АК1. В отложениях тюменской свиты в аргиллитах и алевролитах чаще всего встреча -ются очень высокие (более 10%), высокие (3-4%) и средние (1-2%) концентрации Сорг.
В глубокопогруженных отложениях в разрезе СГ-6 выделены четыре нефтегазоматеринские свиты (НГМ-свиты) с промышленным потенциалом генерации УВ (плотность ОВ - более 1 млн т/ км2). Проведенный анализ позволяет отнести Ен-Яхинский и Колтогорско-Уренгойский (Ко-ротчаевский) прогибы к территориям, высокоперспективным для поисков газа в глубокопогруженных отложениях. НГМ-свиты в этих прогибах характеризуются общими сходными чертами, такими как доминирование ОВ в основном гумусового типа, мощности НГМП в свитах - более 100 м, близкие значения плотности содержания ОВ. Изучение катагенетической преобразован-ности ОВ-пород указывает на то, что НГМ-свиты в прогибах практически полностью реализовали свой нефтяной потенциал более 100 млн лет назад и активно участвовали в процессах газообразования.
В Надым-Тазовской синеклизе по результатам изученных раз-
резов глубоких и сверхглубоких скважин Большехетская впадина и Уренгойский мегавал, Ен-Яхин-ский и северная часть Колтогор -ско-Уренгойского надрифтового прогиба оцениваются как высокоперспективные районы для поисков газовых и газоконден-сатных скоплений в глубокопогруженных отложениях.
В результате проведенных геохимических исследований [6] определены концентрации остаточного органического углерода в аргиллитах и алевритистых аргиллитах нижнехетской и шура-товской свит, которые изменяются от 0,22 до 7,67%. Усредненные значения С в нижнехетской
орг
свите выше (1,06% на породу), чем в ее стратиграфическом ана -логе шуратовской свиты (среднее значение - 0,92% на породу). В ряде скважин в нижней части нижнехетской свиты выделяются отдельные маломощные слои, в которых Сорг содержится в повышенных концентрациях - 1,023,68% на породу. Закономерности распределения содержаний органического углерода по площади выражены слабо. Увеличе -ние концентраций отмечается в скважинах, пробуренных в Большехетской мегасинеклизе и Центрально-Таймырском желобе, являющихся очагами нефтегазо-образования. Нефти меловых отложений гигантской по запасам Ванкорской группы месторождений характеризуются низкими значениями соотношений концентраций нормальныхалканов состава С27 и С17, примерно равными концентрациями стеранов С27-С29, повышенным содержанием хейлантанов с преобладанием гомологов Таким
23 26
образом, генезисом ванкорской нефти служит аквагенное ОВ морских бассейнов. Нефтема-теринскими для этой нефти являлись отложения яновстанской свиты верхней юры, достигшие главной зоны нефтеобразования в Большехетском очаге нефтега-зообразования.
Рис. 3. Модели созревания ОВ верхнеюрских отложений в Большехетской впадине: а) к концу нижнемеловой эпохи; б) к концу мелового периода; в) к концу лютетского века эоценовой эпохи; г) к концу эоценовой эпохи; д) к концу олигоценовой эпохи; е) к концу серравалийского века миоценовой эпохи; ж) к концу плиоценовой эпохи; з) к настоящему времени
Моделирование процессов генерации УВ в пределах Большехетской впадины, на территории которой развиты несколько авто -номных очагов нефтегазообразо-вания, питающих скопления УВ на территории впадины,и на тер -ритории северного обрамления Западно-Сибирской плиты позволило выделить следующие зоны: незрелая - 0-0,55 Ro,%; ранней нефти - 0,55-0,7 Ро,%; основная
нефтяная - 0,7-1 [}о,%; поздней нефти - 1-1,3 Ро,%; жирного газа - 1,3-2 [}о,%; сухого газа -2-4 [}о,%; перегретых пород ->4 Ро,%.
Созданные модели генерации и миграции УВ показали, что Большехетская мегасинекли-за является одной из крупных ГАУС с несколькими очагами нефтегазообразования, генерирующими огромное количество
жидких углеводородов, в том числе обеспечившими формирование крупного Ванкорского месторождения. Материнские породы мегионской (в нижней части разреза) и баженовской свит практически повсеместно лежат в поздней зоне генерации нефти. Наиболее погруженные их части попали в окно генерации жирного газа, а приподнятые бортовые все еще находятся в зоне основной нефти. Моделирование процесса созревания ОВ показывает, что генерация углеводородов происходила неравномерно (рис. 3). При этом надо отметить, что степень зрелости ОВ не зависит от его содержания в породе. Основные же показатели - температура, давление и другие факторы, влияющие на скорость реакции генерации УВ. Генерация углеводородов в материнских пластах верхней юры начинается с середины раннего мела, в позднем мелу - плиоцене объемы генерации несколько больше. Пик генерации приходится на эоцен - олигоцен. Последние 13 млн лет генерация происходила в малых масштабах в связи с эрозией и понижением температур разреза. По площади генерация также развита неравномерно. Так, к концу раннего мела в наиболее погруженной части бассейна степень преобразования органического вещества в материнских толщах достигала 16%, а через 9 млн лет - уже 25%, в то время как южная, приподнятая часть изменила степень преобразования с 2 до 3%. В плиоцене - эоцене степень зрелости уже достигала 45-60% в погруженных частях бассейна, что является переходом через критическую точку в 50% и наиболее активной генерацией. В бортовых частях впадины зрелость достигла 17%, а в центральном поднятии - 31%. К середине олигоцена степень зрелости в погруженных частях бассейна увеличилась всего до 65%, в то время как в бортовых и
центральных зонах степень пре-образованности достигла 25 и 46% соответственно.
Из этого следует, что генерация УВ в период «поздний эоцен -ранний олигоцен» происходила преимущественно в бортовых и центральных зонах впадины. К середине миоцена (13 млн лет назад) степень преобразован-ности органического вещества достигла максимума и составила 70% в погруженных частях, 54% -в центральной части и 33% - в бортовой. В дальнейшем материнские породы генерировали углеводороды в малых количествах в связи с неогеновой эрозией и охлаждением разреза.
В Большехетской впадине с на -чалом генерации в мегионской и баженовских свитах (~100 млн лет назад) углеводороды поступали в коллекторские пласты ачимовской толщи и коллекторские пласты БТ9-14. Миграция про -исходит в газообразной форме, с растворенной нефтью. В связи с низкими экранирующими свойствами флюидоупоров присутствует просачивание УВ через них и формирование залежей выше по разрезу. Уже на этом этапе формирования залежей начинается просачивание газа через покрышки в вышележащие пласты, однако объемы просачи -вания относительно малы. Фор -мирование преимущественно нефтяных залежей связано с низкими экранирующими свойствами флюидоупоров, задерживающих в основном жидкие углеводороды и пропускающих газ. В результате этого залежи из нефтегазовых и газонефтяных превращались в нефтяные. Крупные зоны аккумуляции жидких углеводородов приурочены к террасам, ограничивающим крупные глубокие депрессии. При этом значительная часть УВ выходит за пределы моделирования вверх по бортовым склонам впадины.
Проведенная оценка и моделирование процессов миграции
Рис. 4. Расположение и развитие очагов нефтегазообразования на территории Курейской синеклизы (по профилю «Алтай - Северная Земля»): а) 500 млн лет назад; б) 350 млн лет назад; в) 251 млн лет назад (до внедрения интрузий); г) 250 млн лет назад (в момент внедрения интрузий); д) 249,95 млн лет назад (50 тыс. лет после интрузий); е) в настоящее время
и аккумуляции УВ в Большехетской впадине свидетельствуют о том, что сгенерированные УВ, заполнив существующие ловушки, мигрировали за пределы впадины и формировали залежи в прибортовых мегавалах.
Превышение массы сгенерированных УВ над массой суммар -ных аккумуляций, по примерным оценкам, в среднем более чем в 5 раз свидетельствует о перепол -нении существующих ловушек и миграции большого количества УВ вверх по восстанию пластов за пределы впадины. В такой ситуации следует ожидать, что
ловушки, находящиеся в ачимовской, заполярной свитах, а также в пластах верхней юры при соблюдении условия герметичности на протяжении своего развития будут заполнены угле -водородами.
Как было отмечено выше, ГАУС и входящие в их состав скопления УВ на территории Сибирского сегмента континентальной Арктики формировались также за счет очагов нефтегазообразования, расположенных на Сибирской платформе. В период верхнего протерозоя и фанерозоя в Сибир-ской платформе в ее северном
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ: Тектоническое элементы:
Я - Ямало-Тазовская мегасинеклиза: Я4 - Бованенковский мегавал; Я5 - Харасовайско-Крузенштернский мегавал; Я6 - Тамбейский мегавал; Я7 - СевероЯмальский мегавал; Я8 - Преображенский мегавал; Я9 - Юрацкий мегавал; Я10 - Геофизический мегавал; Я11 - Гыданский свод; Я12 - Адерпаютский мегавал; Я13 - Нижнемессояхский мегавал; Я15 - Сузунский мегавал; Я16 - Тазовский мегавал; Я17 - Мангазейская зона поднятий; Я18 - Верхнетолькинский свод; Я 19 - Термокарстовый выступ; Я20 - Русско-Часельский мегавал; Я21 - Южно-Ямальский мегавал; Я22 - Медвежий мегавал; Я23 - Ямбургский мегавал; Я24 - Юраханоский мегавал; Я25 - Уренгойский мегавал; Я26 - Северный свод; Я27 - Етыпурский мегавал; Я28 - Вэнгапурский мегавал; Я33 -Среднеямальский мегавал; О - Обская региональная терраса; Т - внешний тектонический пояс; Т2 - Поетаяхинский мегавал; Е - Енисей-Хатангский региональный прогиб; Е1 - Притаймырская моноклиналь; Е2 - Таймырский выступ; Е3 - Янгодо-Горбинский выступ; Е4 - Танамо-Малохетский мегавал; Е4-1 -Соленинское куполообразное поднятие; Е4-2 - Малохетский вал; Е5 - Рассохинский мегавал; Е5-3 - Джагодское куполообразное поднятие; Е5-4 - Тундровый вал; Е5-5 - Волочанский вал; Е5-6 - Курьинское куполообразное поднятие; Е6 - Центрально-Таймырский мегапрогиб; Е7 - Балахнинский мегавал; Е7-7 -Кабулахский вал; Е7-8 - Балахнинский вал; Е7-9 - Владимировский вал; Е8 - Богдинско-Жданинский мегапрогиб; К - Курейская синеклиза; К1 - Путорянский выступ; К1-4 - Ледянский структурный мыс; К1-5 - Верхнекуреский структурный мыс; К-1 - Южно-Пясинское куполообразное поднятие; К-3 - Кыстыхтахское куполообразное поднятие; К-6 - Хантайский структурный мыс; А - Анабарская антеклиза; А1 - Анабарский мегасвод Нефтегазогеологическое районирование:
VI - Енисейско-Анабарская НГП: УИ - Енисейско-Хатангская НГО; УГ2 - Анабаро-Хатангская НГО; VIII - Ленотунгусская НГП: УШ.7 - Северо-Тунгусская НГП; УШ.9 - Анабарская НГО; УШ.13 - Турухано-Норильской СНГР; X - Западно-Сибирская НГП; X. 1 - Ямальская НГО: Х.1-1 - Малыгинский НГР; Х.1-2 - Тамбейский НГР; Х.1-3 - Нурминский НГР; Х.1-4 - Южно-Ямальский НГР; Х.1-5 - Щучьинский НГР; Х.2 - Гыданская НГО: Х.2-1 - Северо-Гыданский НГР; X.2-2 - Гыданский НГР; Х.2-3 - Напалковский НГР; Х.2-4 - Мессовский НГР; Х.4 - Фроловская НГО: Х.4-1 - Ярудейская; Х.5 - Надым-Пуртазовская НГО: Х.5-1 - Надымский НГР; Х.5-2 - Уренгойский НГР; Х.5-3 - Губкинский НГР; Х.5 -5Вэнгапурский НГР; Х.6 - Пур-Тазовский НГО: Х.6-1 - Сузинский НГР; Х.6-2 - Большехетский НГР; Х.6-3 -Мангазейский НГР; Х.6-4 - Тазовский НГР; Х.6-5 - Харампурский НГР; Х.11 - Северо-Ямальская НГО; Х.12 - Западнокарская НГО; Х.13 - Восточно-Карская ПНГО; Х.18 - Еголуй-Туруханская НГО Очаги генерации углеводородов:
1 - Большехетский; 2 - Курейский; 3 - Надым-Тазовский; 4 - Центрально-Таймырский; 5 - Ямало-Гыданский
Рис. 5. Карта тектоники и нефтегазоносности Сибирского сегмента континентальной Арктики Российской Федерации (авт. Лобусев М.А., Керимов В.Ю., Серов С.Г. В работе использованы материалы ВНИГНИ, ИНГГ СО РАН и др.)
обрамлении развивалось несколько очагов образования УВ с различным по генерационному потенциалу и составу исходных органическим веществом.
Самый северный очаг нефте-газообразования Сибирской платформы - Котуйский - связан с усть-ильинской свитой Р^,
расположен на северо-западном и западном склонах Анабарской антеклизы и, возможно, в северо-восточной части Тунгусской (по венду и нижнему-среднему палеозою Курейской) синекли-зы. Усть-ильинская свита -самый древний НГМГ в чехле платформы.
В качестве нефтепроизводя-щих толщ наибольший интерес представляют рифейские породы складчатого обрамления Сибирской платформы: Енисейского кряжа (шунтарская, токминская, сухохребтинская свиты) и Патом-ского нагорья (рифейские [хайвер-гинская, бугарихтинская, джемку-
канская, валюхтинская] и вендские [жербинская и тинновская] свиты). Обширный солеродный бассейн, существовавший в венде - раннем кембрии на юге Сибирской платформы и распространявшийся до полосы барьерных рифов между Анабарским и Алданским сводовыми поднятиями, определил развитие здесь наиболее благоприятных условий как для генерации, так и для аккумуляции и сохранения нефтяных и газокон -денсатных месторождений.
Докембрийские нефти, сгенерированные в Енисейском, Бай-китском и Байкало-Патомском очагах, по набору и распределению биомаркеров, изотопному составу углерода, содержанию металлов и другим геохимическим показателям достаточно однотипны и формировались за счет аквагенного морского органического вещества в бассейнах с повышенной соленостью и восстановительной обстановкой в диагенезе осадков. Другой докембрийский очаг неф-теобразования существовал в Суханском бассейне и был связан с вендскими (хатысытская свита битуминозных известняков) отложениями. На северном обрамлении Сибирской платформы с уверенностью выделяется юрский очаг, реализовавший свои генерационные возможности уже в меловое время.
Как показывают результаты бассейнового моделирования,
скопления УВ-систем, нефти и газа на территории северного обрамления Восточно-Сибирской платформы могли формироваться за счет миграции УВ в северном направлении из очагов генерации, находящихся в Курейской синеклизе. При моделировании северной части профиля распространенные здесь нефтематеринские породы были наделены характеристиками, соответствующими усредненным параметрам куонамской свиты: содержание органического углерода - 4%; водородный индекс -200 мг/г; второй тип керогена. Моделирование ГАУС позволило определить расположение и развитие очагов нефтегазообразования (рис. 4) на территории Курейской синеклизы (по профилю «Алтай - Северная Земля»).
Моделирование УВ-систем в зоне сочленения Енисей-Ха-тангского регионального прогиба и Западно-Сибирского мега-бассейна свидетельствует о том, что огромные объемы углеводородов были сгенерированы нижнеюрскими отложениями. Миграция газообразных углеводородов предшествовала образованию верхнеюрского регионального флюидоупора.
Образовавшиеся чуть позднее редкие скопления нижнеюрской нефти могли разрушиться в свя -зи с переформированием структурного плана в позднемеловую эпоху, деятельностью дизъюнк-
тивной тектоники и в результате воздействия других факторов. Вероятнее всего, значительное количество легкого газа и нефти в открытых месторождениях связано со среднеюрскими материнскими формациями. Велик вклад и яновстанской свиты, ор -ганическое вещество которой в кампане начало генерировать уже жидкие углеводороды.
Таким образом, ГАУС в исследуемой территории и входящие в их состав скопления УВ формировались за счет очагов нефтегазообразования,расположенных как на территории се-верного обрамления Сибирских платформ (континентальной Арктики), так и на Восточно-Сибир -ской платформе и Западно-Сибирской плите и прилегающих территориях арктических морей (рис. 5). В тектонических элементах различного ранга, таких как Южно-Карская впадина, Надым-Тазовская и Ямало-Гы-данская синеклизы, Енисей-Ха-тангский и Лено-Анабарский прогибы, Усть-Енисейская и Большехетская впадины, Центрально-Таймырский желоб и прилегающая Курейская си-неклиза и др., в отдельные геологические периоды широко развивались ГАУС с автономными очагами нефтегазообразования, являющимися источниками для формирования скоплений УВ на территории Сибирского сегмента континентальной Арктики. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Гончаров И.В., Кринин В.А., Самойленко В.В. и др. К вопросу о генерационном потенциале яновстанской свиты северо-востока Западной Сибири // Химия нефти и газа: Материалы VII международной конференции. Томск: Изд-во Института оптики атмосферы СО РАН, 2009.
С. 26-30.
2. Гордадзе Г.Н., Керимов В.Ю., Гайдук А.В. и др. Углеводороды-биомаркеры и углеводороды алмазоподобного строения из позднедокембрийских и нижнекембрийских пород Катангской седловины (Сибирская платформа) // Геохимия. 2016 (на стадии публикации).
3. Ермолкин В.И., Керимов В.Ю. Геология и геохимия нефти и газа: Учебник для вузов. М.: ООО «Издательский дом Недра», 2012. 460 с.
4. Керимов В.Ю., Бондаров А.В. Условия формирования и перспективы поисков скоплений углеводородов в меловых и юрских отложениях Большехетской впадины // Нефтяное хозяйство. 2014. № 6. С. 86-90.
5. Керимов В.Ю., Бондаров А.В., Осипов А.В., Серов С.Г. Эволюция генерационно-аккумуляционных углеводородных систем на территории Байкитской антеклизы и Курейской синеклизы (Восточная Сибирь) // Нефтяное хозяйство. 2015. № 5. С. 39-42.
6. Ким Н.С. Органическая геохимия нижнемеловых отложений Енисей-Хатангского регионального прогиба // Материалы IX Междунар. науч. конгр. «Интерэкспо ГЕО-Сибирь-2013». Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2013. Т. 1. С. 101-105.
7. Конторович А.Э., Бахтуров С.Ф., Башарин А.К. и др. Разновозрастные очаги нафтидообразования и нафтидонакопления на СевероАзиатском кратоне // Геология и геофизика. 1999. Т. 40. № 11. С. 1676-1693.
8. Ларичев А.И., Рязанова Т. А., Меленевский В.Н. и др. Органическая геохимия среднеюрско-нижнемелового разреза восточного борта Большехетской впадины // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2003. № 11. С. 4-13.
9. Мельников Н.В. Венд-кембрийский соленосный бассейн Сибирской платформы (Стратиграфия, история развития). Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2009. 146 с.
10. Филипцов Ю.А., Давыдова И.В., Болдушевская Л.Н. и др. Взаимосвязь материнских пород и нефтей в мезозойских отложениях северо-востока Западно-Сибирской плиты на основе изучения углеводородов-биомаркеров и катагенеза органического вещества // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2006. № 5-6. С. 52-57.
11. Фомин А.Н. Катагенез органического вещества и нефтегазоносность мезозойских и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна. Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2011. 331 с.
12. Фомин А.Н., Ким Н.С., Каширцев В.А., Меленевский В.Н. Катагенез РОВ мезозойских отложений западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба по биомаркерным, пиролитическим и углепетрографическим данным // Успехи органической геохимии: Материалы Всерос. науч. конф. Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2010. С. 338-342.
13. Kerimov V.Y., Bondarev A.V. Conditions of formation and prospecting for hydrocarbon accumulations in the Cretaceous and Jurassic deposits of the Bolshekhetskaya depression. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2014, No. 6, pp. 86-90.
14. Kerimov V.Y., Bondarev A.V., Osipov A.V., Serov S.G. Influence of intrusive processes on formation of petroleum systems and their evolution in the territory of Baikit anticlise and Kureiskaya syneclise // Geomodel 2015 - 17th Scientific-Practical Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development, 2015, pp. 589-593. DOI: 10.3997/2214-4609.201414006.
15. Kerimov V.Y., Bondarev A.V., Osipov A.V., Serov S.G. Evolution of petroleum systems in the territory of Baikit anticlise and Kureiskaya syneclise (Eastern Siberia) // Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2015, No. 5, pp. 39-42.
16. Kerimov V.Y., Kuznetsov N.B., Bondarev A.V., Serov S.G. New directions for petroleum exploration on Siberian Platform // Geomodel 2015 - 17 th Scientific-Practical Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development, 2015, pp. 579-583. DOI: 10.3997/2214-4609.201414004.
REFERENCES
1. Goncharov I.V., Krinin V.A., Samoylenko V.V. et al. K voprosu o generacionnom potenciale yanovstanskoj svity severo-vostoka Zapadnoj Sibiri [On generation potential of Yanov Stan strata of Western Siberia north-east]. Ximiya nefti i gaza: Materialy VII mezhdunarodnoj konferencii [Oil and gas chemistry: Materials of VII International Conference]. Publishing house of the Atmospheric Optics Institute of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, Tomsk, 2009, pp. 26-30.
2. Gordadze G.N., Kerimov V.Yu., Gayduk A.V. et al. Uglevodorody-biomarkery i uglevodorody almazopodobnogo stroeniya iz pozdnedokembrijskix i nizhnekembrijskix porod Katangskoj sedloviny (Sibirskaya platforma) [Hydrocarbons-biomarkers and hydrocarbons of diamond-like structure from the Late Cambrian and the Lower Cambrian rocks of Katanga saddle (Siberian platform)]. Geoximiya = Geochemistry, 2016. (At the stage of publication).
3. Yermolkin V. I., Kerimov V.Yu. Geologiya i geoximiya nefti i gaza [Oil and gas geology and geochemistry]. College textbook. Publishing House Nedra LLC, Moscos, 2012, 460 pp.
4. Kerimov V.Yu., Bondarov A.V. Usloviya formirovaniya i perspektivy poiskov skoplenij uglevodorodov v melovyx i yurskix otlozheniyax Bol'shexetskoj vpadiny [Conditions of formation and prospects of searching the hydrocarbon accumulations in the Cretaceous and Jurassic deposits of Bolshekhetskaya depression]. Neftyanoe xozyajstvo = Oil household, 2014, No. 6, pp. 86-90.
5. Kerimov V.Yu., Bondarov A.V., Osipov A.V., Serov S.G. E'volyuciya generacionno-akkumulyacionnyx uglevodorodnyx sistem na territorii Bajkitskoj anteklizy i Kurejskoj sineklizy (Vostochnaya Sibir') [Generation and accumulation of hydrocarbon systems evolution in the territory of Baykitskaya Anteclise and Kureyskaya Syneclise (Eastern Siberia)]. Neftyanoe xozyajstvo = Oil household, 2015, No. 5, pp. 39-42.
6. Kim N.S. Organicheskaya geoximiya nizhnemelovyx otlozhenij Enisej-Xatangskogo regional'nogo progiba [Organic Geochemistry of Lower Cretaceous deposits of Yenisei-Khatanga regional down fold]. Materialy IX Mezhdunar. nauch. kongr. «Intere'kspo GEO-Sibir'-2013» [Materials of IX International Scientific Congress. Interexpo GEO-Siberia-2013]. Petroleum Geology and Geophysics Institute of Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, Novosibirsk, 2013, Vol. 1, pp. 101-105.
7. Kontorovich A.E., Bakhturov S.F., Basharin A.K. et al. Raznovozrastnye ochagi naftidoobrazovaniya i naftidonakopleniya na Severo-Aziatskom kratone [Uneven-aged chambers of naphthide formation and naphthide accumulation on North Asia craton]. Geologiya i geofizika = Geology and geophysics, 1999, Vol. 40, No. 11, pp. 1676-1693.
8. Larichev A.I., Ryazanova T.A., Melenevskiy V.N. et al. Organicheskaya geoximiya sredneyursko-nizhnemelovogo razreza vostochnogo borta Bol'shexetskoj vpadiny [Organic geochemistry of Middle Jurassic-Lower Cretaceous section of Bolshekhetskaya Depression East Edge]. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanyx i gazovyx mestorozhdenij = Geology, geophysics and development of oil and gas fields, 2003, No. 11, pp. 4-13.
9. Melnikov N.V. Vend-kembrijskij solenosnyj bassejn Sibirskoj platformy (Stratigrafiya, istoriya razvitiya) [Vendian-Cambrian salt-bearing basin of Siberian platform (Stratigraphy, developmental history)]. Publishing house of Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, Novosibirsk, 2009, 146 pp.
10. Filiptsov Yu.A., Davydova I.V., Boldushevskaya L.N. et al. Vzaimosvyaz' materinskix porod i neftej v mezozojskix otlozheniyax severo-vostoka Zapadno-Sibirskoj plity na osnove izucheniya uglevodorodov-biomarkerov i katageneza organicheskogo veshhestva [The relationship of parent rocks and oil in the Mesozoic deposits of the north-east of the West Siberian plate based on the study of hydrocarbons-biomarkers and organic matter katagenesis]. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanyx i gazovyx mestorozhdenij = Geology, geophysics and development of oil and gas fields, 2006, Nos. 5-6, pp. 52-57.
11. Fomin A.N. Katagenez organicheskogo veshhestva i neftegazonosnost' mezozojskix i paleozojskix otlozhenij Zapadno-Sibirskogo megabassejna [Organic matter katagenesis and oil-and-gas-bearing capacity of Mesozoic and Paleozoic deposits of the West Siberian megabasin]. Petroleum Geology and Geophysics Institute of Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, Novosibirsk, 2011, 331 pp.
12. Fomin A.N., Kim N.S., Kashirtsev V.A., Melenevskiy V.N. Katagenez ROV mezozojskix otlozhenij zapadnoj chasti Enisej-Xatangskogo regional'nogo progiba po biomarkernym, piroliticheskim i uglepetrograficheskim dannym [Decaying organic matter katagenesis of Mesozoic deposits of western part of Yenisei-Khatanga regional down fold by biomarker, pyrolytic and coal petrographic data]. Uspexi organicheskoj geoximii: Materialy Vseros. nauch. konf. [Organic geochemistry success: Materials of All-Russian Scientific Conference]. Petroleum Geology and Geophysics Institute of Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, Novosibirsk, 2010, pp. 338-342.
13. Kerimov V.Y., Bondarev A.V. Conditions of formation and prospecting for hydrocarbon accumulations in the Cretaceous and Jurassic deposits of the Bolshekhetskaya depression. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2014, No. 6, pp. 86-90.
14. Kerimov V.Y., Bondarev A.V., Osipov A.V., Serov S.G. Influence of intrusive processes on formation of petroleum systems and their evolution in the territory of Baikit anticlise and Kureiskaya syneclise // Geomodel 2015 - 17th Scientific-Practical Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development, 2015, pp. 589-593. DOI: 10.3997/2214-4609.201414006.
15. Kerimov V.Y., Bondarev A.V., Osipov A.V., Serov S.G. Evolution of petroleum systems in the territory of Baikit anticlise and Kureiskaya syneclise (Eastern Siberia) // Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2015, No. 5, pp. 39-42.
16. Kerimov V.Y., Kuznetsov N.B., Bondarev A.V., Serov S.G. New directions for petroleum exploration on Siberian Platform // Geomodel 2015 - 17 th Scientific-Practical Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development, 2015, pp. 579-583. DOI: 10.3997/2214-4609.201414004.
