Моделирование ГАУС континентального шельфа Восточно-Сибирского моря
Мамедов Р.А.

ФГБОУ ВО «Российский
государственный
геологоразведочный университет
имени «Серго Орджоникидзе»
В статье рассмотрен континентальный шельф Восточно-Сибирского моря для прогнозирования перспективных нефтегазоносных объектов с помощью бассейнового моделирования. Построена структурно-тектоническая модель по четырем основным осадочным комплексам: доаптский, верхнемеловой, палеогеновый, неоген-четвертичный.
На территории Восточно-Сибирского моря на стадии прогнозирования месторождений нефти и газа выявлены две нефтегазоматеринские толщи (НГМТ): апт-верхнемеловая и палеогеновая. Показаны области аккумуляции углеводородов и выделены перспективные нефтегазовые комплексы: верхнемеловой, палеогеновый, неогеновый.
Восточно-Сибирское море представляет значительный интерес с точки зрения поисков углеводородов (УВ), однако оценка его углеводородного потенциала (УВП) затруднена в силу слабой геофизической изученности и отсутствия скважин. В таких условиях часто применяют метод геологических аналогий.

Восточно-Сибирское море (ВСМ), представляющее собой часть Арктического шельфа России, расположено между Новосибирскими островами и островом Врангеля. Шельф ВСМ выровненный и очень однообразный (рис. 1). На этом фоне выделяются пологие валообразные возвышенности. Они сосредоточены на западе ВСМ (поднятия Анжу и Ляховского) и востоке (поднятие Врангеля).
Рис. 1. Соотношение океанографических и геолого-геоморфологических (орографических) границ Арктических морей России (по В.Ю. Керимову, Б.В. Сенину, В.И. Богоявленскому и др., 2016) [2].

1- континентальные области;
2 - шельфовые области;
3 - глубоководные области (континентальные склоны;
3 - подводные хребты; океанические котловины)
4 - океанографические границы (согласно постановлению ЦИК СССР от 26.06.1935 г.);
5 - обобщенная граница шельфовой зоны;
6 - исследуемый район
Восточно-Сибирского моря.
В пределах шельфа ВСМ выделяются два надпорядковых тектонических элемента: Новосибирская эпикиммерийская (эпимезозойская) плита и Гиперборейская краевая плита с каледонским и частично более древним фундаментом. В Восточно-Сибирском море обширные площади дна характеризуются глубиной менее 30 м. В северном и восточном направлениях они медленно нарастают до 60 м. На внешнем шельфе, где уклоны дна увеличиваются, отметки достигают 200–300 м. Рельеф дна преимущественно морской аккумулятивный со следами субаэральной речной сети [1].

Для решения геолого-геофизической задачи в 2011–2012 гг. полевая геофизическая партия ОАО «МАГЭ» выполнила интерпретацию данных сети сейсмических профилей на территории ВСМ. На основании геолого-геофизических данных, в разрезе осадочного чехла выделено 4 сейсмических комплекса: апт-альбский (синрифтовый), верхнемеловой (синрифтовый), палеоцен-эоценовый (пострифтовый) и олигоцен-четвертичный (пострифтовый). Установлено наличие двух фаз рифтинга на территории ВСМ: основной, имевшей место в апт-альбское время, и дополнительной — позднемеловой [3]. Соответственно предполагается, что возраст самых древних пород осадочного бассейна — позднемеловой.

Восточно-Сибирский осадочный бассейн описывается как область, заполненная терригенными отложениями, максимальная мощность которых может достигать 8 км. Возраст осадочных отложений варьируется от позднемелового до четвертичного [4].

Для формирования структурно-тектонического каркаса модели осадочного бассейна ВСМ использованы структурные построения масштаба 1:1 000 000, выполненные специалистами ОАО «МАГЭ» в 2013 г.

Построенная структурная модель охватывает акватории ВСМ и включает четыре основные поверхности: поверхность консолидированного фундамента, предаптское несогласие, подошву кайнозоя, а также современный рельеф дна (рис. 2).
Рис. 2. Структурно-тектонические модели континентальной окраины шельфа Восточно-Сибирского моря.


1 — по подошве консолидированного фундамента;
2 — по кровле предаптского несогласия;
3 — по кровле верхнемеловых отложений;
4 — по подошве олигоцена;
5 — по кровле неоген-квартера;
6 — поверхность дна моря.
Сформированная модель включает, таким образом, четыре основных осадочных комплекса: доаптский, верхнемеловой, палеогеновый, неоген-четвертичный.

Для выявления и оценки нефтегазоносности осадочных комплексов бассейна было проведено бассейновое моделирование 3D. При этом были привлечены следующие параметры и решены важные научные задачи:

  • отбор и подготовка входных данных;
  • наполнение модели информацией (загрузка данных);
  • восстановление истории погружения бассейна;
  • расчет катагенетической преобразованности пород и определение зрелости нефтегазоматеринских толщ (НГМТ);
  • расчеты объемов генерации УВ;
  • оценка путей миграции, объемов
  • скоплений УВ;
  • качественная и количественная оценка скоплений УВ.
На Новосибирских островах, по данным работы [5], в пределах мезозойско-кайнозойских отложений выделяются две толщи, для которых характерно повышенное содержание органического вещества, что позволяет отнести их к потенциально НГМТ. Для апт-верхнемеловой потенциальной НГМТ характерно содержание органического вещества (ОВ) около 2 %, представленного керогеном III типа, что свидетельствует об их газоматеринском потенциале. Для потенциальной НГМТ палеогенового возраста содержание ОВ составляет > %, оно представлено керогеном III–II типа, который может быть потенциально нефтематеринскими. Таким образом, благодаря полученным данным был проведен расчет отражательной способности витринита (рис. 3).
Рис. 3. Модель отражательной способности витринита/%R0
Результаты выполненного моделирования показали, что уже к началу апта большая часть нижнемеловых отложений Новосибирского прогиба находилась в температурных условиях, соответствующих главной зоне генерации газа, и к палеогену перезрела. В настоящее время в прибортовых частях прогиба возможна генерация газа и только доаптские осадки Северо-Врангелевского прогиба находятся в главной зоне нефтегенерации.

Апт-верхнемеловые отложения всех изучаемых бассейнов могли генерировать углеводороды уже к началу палеогена: газ — в нижней, нефть — в средней части разреза. На современном этапе развития бассейнов самые зрелые отложения прогнозируются в Новосибирском прогибе, где на большей части территории они перегреты. Палеогеновые породы в настоящее время во всех бассейнах способны генерировать как жидкие, так и газообразные УВ. Максимальная зрелость отмечается в центральной и северо-западной частях Новосибирского бассейна (рис. 4).
Рис. 4. Степень преобразованности органического вещества
(TR, %) нижнемеловых и палеогеновых отложений

Следует отметить, что распределение показателя степени зрелости (TR, %) в пределах области моделирования отражает различия в тектонической эволюции изучаемых осадочных бассейнов и, в частности, скоростей их погружения.

Быстрое погружение и высокие скорости осадконакопления осадочных бассейнов во второй половине мела и в палеогене привели к тому, что процессы генерации УВ начались практически сразу после формирования НГМТ. На рубеже мела и палеогена эти процессы в апт-верхнемеловой толще существенно активизируются, а к началу олигоцена замедляются (рис. 5). Для палеогеновой НГМТ отмечается последовательное нарастание генерационного потенциала. Генерация и эмиграция углеводородов из неогеновой нефтегазоматеринской толщи началась в конце миоцена[6; 7; 8; 9].
Рис. 5. График сгенерированных УВ НГМТ осадочных бассейнов Восточно-Сибирского моря
Предварительные результаты моделирования также указывают на высокую вероятность миграции углеводородов в бортовые зоны Северного переокеанического и Новосибирского прогибов. Миграция углеводородов происходила по ограничивающим рифты разломам и вдоль предаптского несогласия.

Тип флюида в прогнозируемых скоплениях контролируется типом и зрелостью органического вещества очагов генерации.

Основными объектами поиска на континентальном шельфе ВСМ являются ловушки структурно-тектонического и литолого-стратиграфического типов в верхнемеловом и кайнозойском комплексах.

Прогнозируемые по результатам моделирования скопления углеводородов в гипотетических резервуарах мелового и палеогенового возраста изображены на рис. 6.
Рис. 6. Прогнозируемые скопления УВ в резервуарах верхнемелового и палеогенового комплекса
Наиболее вероятные области аккумуляции УВ в резервуарах апт-верхнемелового комплекса Новосибирского бассейна располагаются преимущественно в их прибортовых частях на глубинах более 5 км. Для комплекса в целом доля жидких УВ в резервуарах составляет около 25 % при втором типе керогена и доля газообразных УВ 73 % — при третьем.

В палеогеновом комплексе скопления углеводородов прогнозируются преимущественно в северо-западной и центральной части, в меньшей степени — в прибортовых. Глубины залегания перспективных объектов менее 5 км. Доля жидких УВ в прогнозируемых скоплениях соответственно 80 % — при втором типе керогена и доля газообразных УВ составила 17 % — при третьем.
ИТОГИ
В результате применения технологии моделирования генерационно-аккумуляционных углеводородных систем (ГАУС) на территории ВСМ была создана структурно-тектоническая модель осадочного чехла, модель катагенетической преобразованности горных пород, генерации, миграции и модель аккумуляции УВ. Сформированная модель включает четыре основных осадочных комплекса: доаптский, апт-верхнемеловой, палеогеновый, неоген-четвертичный.
На территории ВСМ на стадии прогнозирования месторождений нефти и газа выявлено две нефтегазоматеринские толщи: апт-верхнемеловая и палеогеновая. Быстрое погружение и высокие скорости осадконакопления осадочных бассейнов во второй половине мела и в палеогене привели к тому, что процессы генерации УВ начались практически сразу после формирования НГМТ.
Произведен расчет аккумуляций УВ в 11 крупных скоплениях и выделено три перспективных нефтегазовых комплекса: верхнемеловой, палеогеновый и неогеновый. Для верхнемелового перспективного нефтегазоносного комплекса (ПНГК) характерна в основном аккумуляция газообразных флюидов, а для палеогенового ПНГК — жидких УВ.
ВЫВОДЫ
Проведенный анализ свидетельствует о высоком углеводородном потенциале недр ВСМ и позволяет выделить наиболее перспективные участки и объекты, а также наметить направления дальнейших исследований геолого-разведочных работ на нефть и газ.
ЛИТЕРАТУРА
1. Грамберг И.С., Иванов В.Л., Погребицкий Ю.Е. Геология и полезные ископаемые России. Арктические и дальневосточные моря. Санкт-Петербург: ВСЕГЕИ, 2004. Т. 5. Кн. 1. С. 24, 403–428.

2. Керимов В.Ю., Сенин Б.В., Богоявленский В.И., Шилов Г.Я. Геология, поиски и разведка месторождений углеводородов на акваториях Мирового океана. М.: Недра, 2016. С. 27.

3. Корчагина Т.В., Казанин Г.С.,
Шкарубо С.И. Отчет по объекту изучение геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов континентальной окраины Восточно-Сибирского моря // МАГЭ. 2013. С. 262–270.

4. Драчев С.С., Малышев Н.А., Никишин А.М. Тектоническая история и нефтегазовая геология арктических регионов России: обзор // Нефть. Геологическая конф. Сер. 2010. Т. 7. С. 591–606.

5. Керимов В.Ю., Лавренова Е.А., Щербина Ю.В., Мамедов Р.А. Структурно-тектоническая модель фундамента и осадочного чехла Восточно-Арктических акваторий // Геология и разведка. 2020. № 1. С. 19–29.

6. Соболев П., Франке Д., Гедике С. и др. Разведывательные исследования органической геохимии и петрологии палеозойско-кайнозойских потенциальных нефтематеринских пород Новосибирских островов, Арктическая Россия // Морская и нефтяная геология. 2016.
Т. 78. С. 30–47.

7. Шенк О., Магун Л.Б., Бёрд К.Дж., Петерс К.Э. Моделирование нефтяных систем северной Аляски: новые горизонты в исследованиях и применениях: серия AAPG Hedberg. 2012. № 4. С. 317–338.

8. Петерс К.Э., Карри Д.Дж., Кацевич М. Бассейновое моделирование: новые горизонты в исследованиях и применениях // AAPG Hedberg. 2012. № 4. С. 317–338.

9. Хаускнехт Д.В. Нефтяные системы, основанные на значительных новых открытиях нефти в гигантской меловой (апт-сеноманской) клиноформе на арктической Аляске // AAPG. 2019. №103(3). С. 619–652.
Р.А. Мамедов

ФГБОУ ВО «Российский государственный геологоразведочный университет имени
«Серго Орджоникидзе», Москва, Россия

rus_mamedow@mail.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Представленная работа основана на результатах обобщения геологоразведочных работ с применением современных технологий бассейнового анализа и численного бассейнового моделирования. Для формирования модели структурно-тектонического каркаса осадочных бассейнов Восточно-Сибирского моря были использованы структурные построения масштаба 1:1000000, выполненные специалистами ОАО «МАГЭ» в 2013 г.
восточно-Сибирское море, бассейновое моделирование, генерация, нефтегазоматеринские толщи, миграция, аккумуляция, углеводороды
Р.А. Мамедов. Моделирование генерационно-аккумуляционных углеводородных систем континентального шельфа Восточно-Сибирского моря // Экспозиция Нефть Газ. 2020. №5. С. **–**. DOI: 10.24411/2076-6785-2020-10095
16.09.2020
УДК 622.24
DOI: 10.24411/2076-6785-2020-10098
Рекомендованные статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33
Made on
Tilda