Оценка углеводородного потенциала Берингова моря

Результаты геофизических исследований в Беринговом море позволили выделить и оконтурить более 18 морских и транзитных осадочных бассейнов различного размера и мощности осадочного заполнения (рис. 1). Среди них наибольшими размерами и мощностью разреза отличаются осадочные бассейны, связанные с Алеутской глубоководной котловиной, с примыкающей к ней окраинно-шельфовой зоной, а также с расположенными на шельфе зонами сопряжения подвижной платформы и альпийской складчатоорогенной области. Максимальные мощности отложений в этих бассейнах могут составлять от 6—8 км (Анадырский, Хатырский, Северо-Алеутский осадочные бассейны (см. рис. 1)) до 10—12 км и более (осадочные бассейны Наваринский и Умиак).

Максимальная мощность разреза в бассейнах внутренней платформенной области шельфа, составляющая 4—6 км или более, отмечается в бассейне Нортон (см. рис. 1). В прочих бассейнах этой области она, как правило, не превышает 1,5—2,0 км. Основной объем осадочного чехла российской части шельфа Берингова моря образован кайнозойскими отложениями (рис. 2), которые включают все элементы установленных в регионе активных углеводородных систем и с которыми связаны выявленные здесь промышленные скопления сырья. В отдельных районах шельфа, особенно во внутренних частях глубоких впадин, к кайнозойским могут подключаться верхнемеловые или нерасчлененные верхнемеловые-палеоценовые отложения, формирующие здесь основание осадочного разреза или «переходную» толщу [2]. Максимальные мощности разреза, как отмечалось выше, составляют интервал от 6—8 до 10—12 км и более, при этом их наибольшие значения фиксируются в осадочных бассейнах Наваринского и Умиак, но достаточно большие — характерны также для Анадырского и Хатырского бассейнов.

Северный шельф Берингова моря характеризуется низкой мощностью осадочного чехла, сформировавшегося в нестабильных прибрежно-морских условиях — неблагоприятных для образования качественных НГМТ (как с точки зрения накопления органического углерода, так и его последующей трансформации в кероген). Пять скважин, пробуренных в пределах американской части акватории, не дали положительных результатов, и с 1998 г., когда USGS негативно оценила перспективы территории, эта область не переоценивалась. Прикамчатская область Берингова моря, территория Олюторского залива характеризуются узким шельфом с небольшой мощностью осадочного чехла, сложной разломной тектоникой, обусловленной принадлежностью к очень активной тектонической зоне [3]. Активный геодинамический режим территории не позволил сформироваться здесь областям длительного и устойчивого прогибания. В отсутствие крупных осадочных бассейнов — потенциальных очагов УВ ожидать перспектив в пределах этой территории представляется нецелесообразным.

Крупными областями аккумуляции осадочного материала в неоген-четвертичное время в пределах южной части Берингова моря являются Алеутская и Командорская глубоководные котловины. Эти области в настоящее время не изучены сейсморазведкой в достаточной мере, чтобы выполнить бассейновое моделирование и последующую количественную оценку углеводородного потенциала [4]. Несколько региональных профилей, отработанных в этом регионе ДМНГ в 2018, к 2020 году еще находились в процессе обработки и интерпретации. Однако небольшой объем сейсморазведки, проблемы со стратиграфической привязкой горизонтов не позволят выполнить количественную оценку перспектив этой территории, даже с учетом новых данных.

Анадырский прогиб является локальным исключением, т.к. является наложенным, уходящим в область суши. Он начал формироваться как передовой перед Корякской складчатой системой, однако его прогибание не было устойчивым и значительным, а формирование осадочного чехла сопряженно со значительными неблагоприятными факторами для развития углеводородных систем и углеводородного потенциала в целом. С точки зрения нефтегазогеологического районирования территория Анадырского прогиба принадлежит Анадырско-Наваринской самостоятельной нефтегазоносной области. Основным объектом исследования в рамках настоящей статьи является морская часть Анадырского прогиба, в связи с чем рассматриваются генерационно-аккумуляционные углеводородные системы (ГАУС), расположенные в его акваториальной части.

Методика исследований

Для исследования углеводородных систем были выполнены геохимические, литологические исследования и использованы технологии моделирования с применением программных комплексов Schlumberger “PetroMod” и “QGIS”, выполнено мелкомасштабное моделирование осадочных бассейнов этого региона и их углеводородных систем. В процессе подготовки входных данных для выполнения процедур моделирования был выполнен ряд необходимых структурных построений, литолого-палеогеографических и палеодинамических реконструкций и прочих специальных исследований, позволивших определить граничные условия моделирования.

Результаты исследований

В отложениях палеогена — нижнего миоцена в акватории расположены следующие ГАУС (рис. 3): Майницко-собольковская Восточно-Анадырской впадины (I), Николаевская майницко-собольковская (II), Майницко-собольковская Лагунного прогиба (III), Соломатинская майницко-собольковская (IV), Уэлькальская майницко-собольковская (VIII), Куримская майницко-собольковская (IX), Энмеленская майницко-собольковская (X).

Все системы характеризуются синхронными НГМТ Майницкой толщи, резервуарами Собольковской свиты и флюидоупорами нижнего миоцена в соответствии с заданными условиями модели, а также одинаковым периодом формирования ловушек, который определяется особенностями развития Анадырского прогиба и фазами тектонической активизации в регионе [5]. При этом ГАУС различаются временем генерации, миграции, аккумуляции и критическим моментом, что обуславливается особенностями геологического строения каждого нефтегазогенерационного бассейна и глубиной залегания в нем НГМТ.

В таблице 1 приведена количественная характеристика углеводородного потенциала ГАУС палеогеновых отложений. В целом в акваториальной части Анадырского прогиба прогнозируется невысокий начальный генерационный потенциал: около 2 млрд т УТ. Наиболее высоким генерационным и эмиграционным потенциалом характеризуются майницко-собольковские ГАУС ВосточноАнадырской впадины, Николаевская и Лагунного прогиба.

Изученные углеводородные системы отличаются площадью и размерами очага генерации, а значит и объемами произведенных углеводородов. Максимальные удельные (на единицу площади ГАУС) объемы генерированных УВ прогнозируются в Майницко-собольковской ГАУС Восточно-Анадырской впадины, Николаевской майницко-собольковской и Майницко-собольковской Лагунного прогиба (табл. 2). Однако даже в наиболее перспективных областях перспективные земли находятся на уровне V категории, что обусловлено невысоким качеством керогена и низкими коэффициентами аккумуляции (табл. 1). По указанным показателям выделяется Николаевская майницкособольковская ГАУС, характеризующаяся расчетным коэффициентом аккумуляции на уровне 27% и повышенными удельными плотностями начальных геологических ресурсов, позволяющих отнести ее территорию к четвертой категории перспективных областей.

В большинстве ГАУС зрелость ОВ НГМТ не превышает уровня «нефтяного окна» (рис. 3). В наиболее погруженных частях очагов генерации систем Майницко-собольковской Восточно-Анадырской впадины и Николаевской майницко-собольковской НГМТ находятся в области преимущественной генерации газообразных УВ.

Соответственно различается и степень истощенности ОВ материнских пород. Выработанность керогена ГАУС прогиба Креста (VIII, IX, X) не превышает 40%. В углеводородных системах Николаевской майницко-собольковской (II), Майницко-собольковской Лагунного прогиба (III) и Соломатинской майницко-собольковской (IV) степень реализации генерационного потенциала керогена приближается к 60%, а в центральной части ГАУС Майницко-собольковской ВосточноАнадырской впадины потенциал почти полностью реализован.

Различная степень реализации генерационного потенциала углеводородных систем определяет различия периода наступления критического момента (рис. 4 и 5), который варьирует от 8 млн лет (Майницко-собольковская ГАУС Восточно-Анадырской впадины) до 3 млн лет (Соломатинская майницко-собольковская ГАУС). В целом временное соотношение периодов формирования ловушек и наступления критического момента благоприятно для всех углеводородных систем акваториальной части Анадырского прогиба.

Фазовый состав прогнозируемых скоплений УВ в пределах изучаемой территории контролируется заданным в модели с учетом результатов геохимических исследований III типом керогена, что определяет преобладание газообразных УВ в составе залежей (табл. 3).

В соответствии с выполненным ранее обоснованием элементов ГАУС в неогеновой части разреза в качестве потенциально нефтегазоматеринской толщи (НГМТ) рассматривалась гагаринская свита собольковского горизонта нижнего миоцена, в качестве резервуаров — отложения собольковской и автаткульской свит [5]. В качестве регионального флюидоупора для акваториальной части Анадырского прогиба могут выступать диатомовая толща среднего-верхнего миоцена.

В акваториальной части Анадырского прогиба, представляющей основной интерес для целей настоящей работы, выделяются восемь вероятных ГАУС (рис. 6): Корякская гагаринско-автаткульская (I), Южно-чукотская гагаринско автаткульская (II), Северо-чукотская гагаринско-автаткульская (III), Северо-николаевская гагаринско-автаткульская (IV), Южно-николаевская гагаринско-автаткульская (V), Гагаринско-автаткульская Лагунного прогиба (VI), Западно-николаевская гагаринско-автаткульская (VII), Соломатинская гагаринско-автаткульская (VIII).

Очаги генерации указанных ГАУС расположены в пределах Корякской, Чукотской, Николаевской котловин, Соломатинской впадины и Лагунного прогиба [6]. Области аккумуляции прогнозируются в пределах приподнятых областей: поднятий Беринговского и Васильевского, акваториального продолжения Туманского горста и северо-западного борта Лагунного прогиба.

Все системы неогеновой части осадочного разреза, в соответствии с заданными условиями моделирования, характеризуются синхронными НГМТ, резервуарами и покрышками, а также одинаковым периодом формирования ловушек, который определяется особенностями развития Анадырского прогиба и фазами тектонической активизации в регионе [7].

В большинстве ГАУС зрелость ОВ НГМТ не превышает уровня ранней генерации нефти. Уровня «нефтяного окна» достигли только материнские породы Корякской гагаринско-автаткульской системы и Гагаринско-автаткульской ГАУС Лагунного прогиба (рис. 6).

Все неогеновые ГАУС характеризуются крайне низкой степенью реализации генерационного потенциала своих НГМТ — не превышающего в основном 10%, что обусловлено низкой зрелостью ОВ пород. Только в Гагаринско автаткульской ГАУС Лагунного прогиба генерационный потенциал материнской породы реализован на уровне 20÷30%, а в Корякской гагаринско-автаткульской — около 40% [8].

Низкая степень реализации генерационного потенциала рассматриваемых НГМТ определяет низкие значение генерационного и эмиграционного потенциала — около 70 млрд т УТ суммарно по всем ГАУС (табл. 4).

Основной вклад в эту величину вносят Корякская гагаринско-автаткульская ГАУС и Гагаринскоавтаткульская углеводородная система Лагунного прогиба. Доля остальных систем пренебрежимо мала. Для указанных систем отмечаются относительно повышенные, но все равно очень низкие значения удельных плотностей начальных геологических ресурсов (табл. 5). Выполненные оценки позволяют охарактеризовать неогеновую часть разреза Анадырского прогиба как малоперспективные области «низкой» категории.

В неогеновых ГАУС генерация углеводородов началась около 15 млн лет назад и постепенно нарастала до 5 млн лет с разной степенью интенсивности в разных системах, а затем объемы генерированных УВ резко увеличились [9].

Эмиграция УВ из НГМТ в большинстве описываемых ГАУС началась относительно недавно — около 5млн лет назад, в период активизации процессов генерации УВ. Только в Корякской гагаринско-автаткульской, Гагаринско автаткульской Лагунного прогиба и Северо-чукотской гагаринско-автаткульской ГАУС эмиграция углеводородов началась в период с 15 по 10 млн лет назад [10].

Критический момент большинством систем преодолен около 3 млн лет назад (рис. 7), за исключением Корякской гагаринско-автакульской ГАУС, которая достигла этого события чуть раньше: 4 млн лет назад (рис. 8).

Соотношение времени формирования ловушек и критического момента благоприятно для всех систем, однако позднее наступление критического момента обусловило низкие перспективы рассматриваемого комплекса.

Качество керогена определило преобладание газовой составляющей в прогнозируемых скоплениях углеводородов (табл. 6).

Заключение

В акваториальной части Анадырского прогиба прогнозируются области от низшей категории до IV. Наиболее перспективные области IV категории расположены в центральной части прогиба — в пределах Николаевской котловины. В пределах описываемой СНГО прогнозируются два этажа нефтегазоносности — в Майницко-собольковской и гагаринско-автаткульской частях осадочного чехла.

Прогнозируемые по результатам моделирования суммарные начальные геологические ресурсы в акваториальной части прогиба могут составить около 250 млн т УТ, основная часть которых принадлежит нижнему (майнинско собольковскому) перспективному комплексу.

В составе прогнозируемых скоплений обоих комплексов, как ожидается, преобладают газообразные углеводороды.

Результаты моделирования показывают, что наиболее перспективные области, характеризующиеся меньшими геологическими рисками, располагаются в пределах северо-восточного борта Лагунного прогиба, Николаевской впадины, Васильевского поднятия и Айметовского выступа.