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).

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).

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).

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).

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].

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.

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.