Формирование УВ-систем и прогноз нефтегазоносности шельфа моря Лаптевых

Акватория моря Лаптевых в настоящее время является регионом с недоказанной нефтегазоносностью

МАЛЫШЕВ Н.А., БОРОДУЛИН А.А., ОБМЕТКО В.В., БАРИНОВА Е.М., ИХСАНОВ Б.И.
ОАО «НК «Роснефть», Россия

Акватория моря Лаптевых в настоящее время является регионом с недоказанной нефтегазоносностью. Однако в пределах его обрамления открыты Нордвикское и Южно-Тигянское газонефтяные месторождения, Оленекское и Хорбосуонско-Кутюнгдинское месторождения битумов. Многочисленные нефтегазопроявления в обрамлении моря Лаптевых отмечены в широком стратиграфическом интервале разреза – от рифея до неогена.

В данной работе приведены результаты прогноза нефтегазоносности непосредственно акватории и оценки влияния геологических рисков, основанные на комплексном моделировании формирования УВ-систем. Исходя из представлений авторов о составе осадочного чехла на шельфе моря Лаптевых и истории развития региона, оценка геологических рисков и перспектив нефтегазоносности выполнена для пермско-кайнозойской части разреза.

Ниже приводится характеристика основных нефтематеринских толщ пермско-кайнозойского интервала разреза и прогноз их распространения на шельфе моря Лаптевых. В отложениях кожевнической свиты перми богатые органическим веществом (ОВ) известковистые глины отмечены в Ленно-Анабарском прогибе. Они отлагались в лагунных и прибрежно-морских условиях. Учитывая постепенное углубление бассейна в направлении современной акватории моря Лаптевых, на шельфе ожидается широкое развитие пермских нефтематеринских пород. По имеющимся определениям содержание органического углерода (Сорг) в пермских глинах изменяется от 0,55 до 3,7%. В породах преобладает ОВ сапропелевого типа с небольшой примесью растительного материала [2].

На Новосибирских островах максимальное содержание Сорг (до 10% и более) отмечено в нижнетриасовых отложениях [3]. ОВ сапропелевого типа, характеризуется очень высокими значениями водородного индекса (HI). Учитывая широкое развитие депрессионных нижнетриасовых отложений в обрамлении и, наиболее вероятно, на шельфе моря Лаптевых, а также высокий нефтегенерационный потенциал пород, раннетриасовые отложения рассматриваются нами в качестве основной нефтематеринской толщи в акватории.

Повышенные содержания ОВ в нижне-среднеюрских отложениях (0,5-2%) отмечены в пределах Енисей-Хатангской седловины [2]. Тип ОВ зависит от приуроченности пород к различным фациальным зонам – преимущественно сапропелевый в мелководно-шельфовых и смешанный гумусо-сапропелевый в континентальных и прибрежных отложениях. Учитывая преимущественное распространение мелководно-шельфовых, реже депрессионных фаций на шельфе моря Лаптевых, прогнозируемое по результатам палеореконструкций, нижне-среднеюрские отложения способны оказать значительное влияние на нефтегазонасыщенность разреза.

В верхнеюрско-раннемеловых породах повышенные содержания ОВ (до 19,54%) связаны обычно со значительной примесью углистого материала. Однако в разрезе отмечаются также мелководно-морские отложения со смешанным гумусо-сапропелевым типом ОВ [2]. В верхнемеловом интервале разреза ожидается преимущественное развитие континентальных фаций, и, несмотря на повышенные значения Сорг (0,66-2,82%), ОВ преимущественно гумусового типа и характеризуется низкими значениями HI [2]. В этой связи юрско-меловые породы рассматриваются как преимущественно газоматеринские.

В кайнозойском разрезе обогащенные ОВ породы известны в эоценовых отложениях (азоловые слои). Содержание Сорг в образцах диатомитов, отобранных в скважинах М0002 и М0004 на хребте Ломоносова, изменяется от 1 до 3% [4]. ОВ относится к сапропелевому типу. Учитывая довольно высокие значения Сорг и глубины залегания палеогенового комплекса в депоцентрах прогибания до 4-5 км, эоценовые отложения могут оказать значительное влияние на нефтегазоносность разреза, тем более что генерация нефти в кремнистых отложениях начинается уже на стадии протокатагенеза (ПК3).

В истории формирования осадочного чехла моря Лаптевых, по нашим представлениям, выделяется три основных этапа развития: пермско-раннемеловой перикратонный (в западной части), для которого были характерны относительно невысокие значения теплового потока и преимущественно морское осадконакопление; позднемеловой-раннемиоценовый синрифтовый с активным прогибанием в депоцентрах, высокими значениями теплового потока и скоростями седиментации; среднемиоцен-четвертичный пострифтовый, для которого характерно постепенное уменьшение значений теплового потока и скоростей седиментации. Переход от перикратонного этапа к синрифтовому сопровождался предсеноманским предрифтовым воздыманием региона с амплитудой размыва по результатам палеореконструкций до 3 км.

Для комплексного понимания истории развития региона, степени зрелости нефтегазоматеринских пород, наличия условий для генерации, миграции и аккумуляции УВ на шельфе моря Лаптевых в программе TemisSuite было проведено 2D и 3D-моделирование формирования УВ-систем. В связи с отсутствием скважин в акватории и невозможностью калибровки модели, для понимания возможных сценариев было проведено многовариантное моделирование с различными характеристиками нефтегазоматеринских толщ, теплового потока и проводимости разрывных нарушений во времени.

Литологические модели строения чехла были составлены для терригенно-карбонатного (пермско-юрского) и терригенного (мел-кайнозойского) типов разрезов на основе проведенных палеогеографических реконструкций с учетом постепенного уменьшения зернистости осадков при переходе от континентальных к депрессионным фациям. Значения теплового потока приняты по аналогии с существующими замерами на суше и в северо-восточной части моря Лаптевых [1]. Расчеты проводились с постоянными (45, 65 и 85 мВт/м²) и дифференцированным во времени значениями теплового потока (20 мВт/м² на дорифтовом этапе, 100 мВт/м² в период активного рифтогенеза и 65 мВт/м² в пострифтовое время).

Все рассчитанные модели указывают на УВ-насыщенность большей части разреза. По результатам моделирования в зависимости от величины теплового потока пермские нефтематеринские породы начали реализовывать свой генерационный потенциал в среднетриасово-позднеюрское время, раннетриасовые – в юрско-позднемеловое, а вышележащие нефтематеринские породы – на синрифтовом этапе (поздний мел-кайнозой).

Существенное негативное влияние на сохранность залежей УВ оказывало предсеноманское воздымание региона. В результате размыва и в дальнейшем, в связи с отсутствием в разрезе надежных флюидоупоров, могло происходить значительное разрушение и переформирование залежей УВ. Наиболее сильно оно отмечается в моделях с высокими значениями теплового потока. Однако моделирование с более вероятным дифференцированным распределением теплового потока во времени показывает, что основные нефтематеринские породы в значительной мере реализуют свой генерационный потенциал после увеличения теплового потока и при активном прогибании в процессе рифтогенеза, что позволяет прогнозировать преимущественную сохранность залежей УВ. Влияние остальных менее значительных размывов при моделировании нами не учитывалось в связи с их малоамплитудностью.

Моделирование с учетом различной проводимости разломов во времени показывает УВ-насыщенность сводов структур даже при постоянной высокой проводимости дизъюнктивов с позднего мела по настоящее время. Это связано с тем, что максимальные амплитуды разрывных нарушений отмечены на крыльях структур. Их своды, как правило, менее дислоцированы, а поднятия имеют значительные амплитуду и размеры. В этой связи можно сделать вывод, что в регионе имелись все условия для формирования и сохранности залежей УВ, несмотря на активную разломную тектонику.

По результатам 2D и 3D-моделирования породы пермско-раннемелового комплекса к настоящему времени полностью реализовали свой генерационный потенциал (в депоцентрах прогибания), либо находятся в главной зоне газогенерации (ГЗГ) (на поднятиях). Основная генерация УВ при этом происходила в ГЗН. Породы позднемелового-кайнозойского комплексов в депоцентрах прогибания находятся в ГЗН, либо в начале ГЗГ и по большей части только реализуют свой потенциал.

По результатам анализа структурного плана установлено, что основная часть ловушек сформировалась до активной миграции УВ из нефтематеринских пород, реже одновременно, что в целом благоприятно для формирования и сохранности залежей УВ.
По результатам 2D и 3D-моделирования, а также исходя из прогнозного ареала распространения, типов и степени зрелости нефтегазоматеринских толщ, сделан прогноз преимущественной нефтенасыщенности пермско-ранемеловой и преимущественной газонасыщенности позднемеловой-кайнозойской части разреза.

Исходя из результатов моделирования, анализа структурного плана, толщин осадочного чехла, представлений о распространении коллекторов и нефтематеринских толщ, амплитуды предсеноманского размыва на палеоподнятиях, было проведено нефтегазогеологическое районирование рассматриваемого региона. В его пределах выделены Западно-Лаптевская, Центрально-Лаптевская, Анисинская и Омолойская потенциально нефтегазоносные области (ПНГО), ПНГО континентального склона и Восточно-Лаптевская малоперспективная нефтегазоносная область.

Наибольшие перспективы при этом связываются нами с Западно-Лаптевской и Центрально-Лаптевской ПНГО, расположенными на бортах крупных очагов генерации УВ и характеризующимися значительными толщинами осадочного чехла. ПНГО континентального склона, Анисинская и Омолойская представляют значительный интерес для поисков залежей нефти и газа, но нуждаются в существенном доизучении. Восточно-Лаптевская область оценивается нами как малоперспективная.

Литература
S.S.Drachev, N.Kaul, V.N.Beliaev. Eurasia spreading basin to Laptev Shelf transition: structural pattern and heat flow. Geophys. J. Int. (2003) 152, 688–698
Е.А. Васильева и др. Геологическое строение и перспективы моря Лаптевых по данным сейсморазведки 2D и бурения на прилегающей суше. Мурманск, работа СМНГ, 2007.
В.К. Дорофеев, М.Г. Благовещенский, А.Н. Смирнов, В.И. Ушаков. Новосибирские острова: Геологическое строение и минерагения. С.-П., ВНИИГиМРМО, 1999.
Е.А. Гусев, Э.М. Бугрова, М.А. Каминский, З.И. Глейзер, А.А. Крылов. Палеогеновые отложения хребта Ломоносова. Геолого-геофизические характеристики литосферы Арктического региона. СПб, ВНИИОкеангеология, 2006. Вып. 6. с. 162-168.

Нефть и газ арктического шельфа-2008: материалы конференции