Нефтегазовый потенциал Анабаро-Ленского прогиба

Геологические исследования, выполненные на севере административной территории Республики Саха (Якутия) в 1931 - 1950 гг. подразделениями Главсевморпути и в 1950-2014 гг. организациями Мингео СССР и АН СССР, Минприроды России и АН России, указывают на достаточно высокую степень нефтегазоносности рифейских, вендских, кембрийских, пермских отложений, на продолжение континентальных тектонических структур в акваторию моря Лаптевых. В результате исследований ГСЗ МОВ по региональным профилям р. Маган - р. Тарея, р. Попигай - р. Шренк и р. Угольная и - р. Лена вдоль профиля Петропавловск – Норильск – море Лаптевых, выполненных к 1987 г. СРГЭ НПО «Нефтегеофизика» установлена мощность осадочного чехла, уточнена глубина и рельеф поверхности фундамента Енисей-Хатангского, Анабаро-Ленского прогибов и Анабаро-Хатангской седловины, изучено внутреннее строение консолидированной части коры, доказано рифтовое происхождение осадочных бассейнов [3]. К 2012 г. ФГУП «Южморгеология» составлена модель строения Енисей-Хатангского регионального прогиба, Анабаро-Ленского прогиба, Анабарского свода. На месте Анабаро-Хатангской седловины, разделяющей Енисей-Хатангский региональныйо прогиб и Анабаро-Ленский прогиб по подошве мезозойских отложений, установлена крупная погребенная протерозойско-палеозойская впадина, названная Хатангской впадиной [4]. Общая площадь нефтегазоперспективных земель на суше 55-56 тысяч кв.км. [2]. Образование арктического сегмента Земли, началось в процессе распада в позднепалеозойское-мезозойское время суперконтинента Пангея [7,17]. Формирование Евразийской литосферной плиты (плита моря Лаптевых) в Евразийском бассейне продолжается и в наше время. В современных контурах Сибирская платформа на северо-западе, севере окаймлена Енисей-Хатангским региональным прогибом, отделяющим Сибирскую платформу от Таймырской складчатой области [8]. В настоящее время Сибирская платформа третий регион России после Западной Сибири и Урало-Поволжья с крупной концентрацией ресурсов нефти и газа на суше и прилегающему шельфу окраинных морей Северного Ледовитого океана (см. рис.1).



Рисунок 1. – Схема нефтегазоносности Сибирской платформы [3].

Восточная часть Енисей-Хатангского регионального прогиба (Хатангский прогиб) смыкается с Анабаро-Ленским прогибом, отделяющим на севере и северо-востоке Сибирскую платформу от плиты моря Лаптевых и Оленекской ветви Верхояно- Колымской (см. рис.2). Северные склоны Сибирской платформы имели более длительную историю погружения, чем восточные. Отсутствие на северо-востоке платформы части нижне-средне палеозойских отложений (верхний кембрий - карбон) компенсируется их присутствием на юго-востоке. Енисей-Хатангский региональный прогиб, Анабаро-Хатангская седловина, Анабаро-Ленский прогиб были заполнены этими отложениями в нижнем протерозое (палеозое)- рифее.

Рис. 2. Тектоническая схема Анабаро-Ленского мегапрогиба [11].

Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция является основной нефтегазоносной провинцией Восточной Сибири. Нефтематеринские толщи приурочены к рифейским, вендским, нижне-средне кембрийским отложениям (см. рис.3). Генерация углеводородов происходила длительное время. Интенсивная фаза реализации рассеянного органического вещества может быть отнесена к позднему рифею [9, 18]. Высокий нефтегенерационный потенциал обусловлен качеством рассеянного органического вещества в осадочных образованиях, содержащих нефтематеринские толщи и зоны промышленного нефтегазопроявления [5, 14, 15, 18]. В центральных районах Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции в рифейских отложениях сгенерировано 60-90% общего объема жидких и газообразных углеводородов [10]. Рифейские отложения также развиты на севере и северо-востоке Сибирской платформы.

Рис. 3. Сводный литолого-стратиграфический разрез Анабаро-Хатангской седловины по материалам бурения [1].

Анабаро-Ленская нефтегазоносная область. Анабаро-Ленский прогиб полностью входит в Анабаро-Ленскую нефтегазоносную область, граничащую на востоке с Анабаро-Хатангской нефтегазоносной областью севере с Лаптевской самостоятельно перспективной нефтегазоносной областью, на востоке с предверхоянской нефтегазоносной областью Лено-Вилюйской нефтегазоносной провинцией (см. рис.4).

Рис. 4. Фрагмент Карты нефтегазоносности Российской Федерации и сопредельных стран СНГ, масштаб 1:5 000 000 (ред. К.А. Клещев, А.И. Варламов) [3,11].

Стратиграфический разрез Анабаро-Ленского прогиба по данным глубокого бурения и выходам на бортах представлен рифейскими, вендскими, кембрийскими, пермскими, мезозойскими отложениями [2, 3, 11,12]. В разрезе отсутствуют ордовикские, силурийские, девонские, каменноугольные отложения. Кембрий широко представлен в в центральной части и на южном борту прогиба (Чарчыкская, Хастахская, Бурская площади глубокого бурения). На Усть-Оленекской площади ордовик и силур залегают на рифей-вендской нерасчлененной толще и перекрываются пермскими терригенными осадками. В Южной прибортовой зоне Анабаро-Ленского прогиба базальные слои комплекса рифея-кембрия сложены обломочными породами прибрежной части моря, верхние слои представлены мелководными морскими карбонатными отложениями, в том числе и рифогенными образованиями. На северном борту Анабаро-Ленского прогиба нижний рифей не вскрыт. Средний-верхний рифей и нижний палеозой представлен карбонатами с пачками терригенных глинисто-карбонатных пород (см. рис.5). На северном борту прогиба кембрий не обнаружен. Терригенно-карбонатный нижне-среднепалеозойский комплекс в Анабаро-Ленском прогибе отсутствует.

Рис. 5. Фрагмент глубинного сейсмогеологического разреза по профилю 4012504, иллюстрирующий возможные антиклинальные ловушки в морской части Анабаро-Ленской нефтегазоносной области [3].

Верхний палеозой. Вышезалегающая пермская терригенная толща выклинивается к северу. Сохраняются три пермских мегацикла (тустахский, нижне и верхне кожевничевский), распространенные от Южного Таймыра до низовьев реки Лены с направленностью циклов от морских к континентальным [3,12,13]. Мощность верхнепалеозойских отложений сохраняется в Предверхоянском прогибе, но резко возрастает до 4 км на Средневилюйском поднятии в Вилюйской синеклизе. Мезозойские отложения прослеживаются от Енисей-Хатангского регионального прогиба вдоль склонов Сибирской платформы до Вилюйской синеклизы. С низовьев реки Лены по бортам прогибов увеличивается объем континентальных отложений. Отложения триаса и мела на Сибирской платформе имеют меньшую площадь распространения чем в Енисей-Хатангском региональном прогибе. Прямые признаки нефте- и битумопроявлений были встречены в отложениях венда, кембрия, перми и мезозоя. На севере и северо-востоке Сибирской платформы известен ряд месторождений (скоплений) природных битумов (Рассохинское, Восточно-Анабарское, Силигир-Мархинское, Центрально-Оленекское, Оленекское), приуроченных к отложениям докембрия, нижнего и верхнего палеозоя и мезозоя. В осадочной толще Анабаро-Ленского мегапрогиба можно наметить следующие перспективные нефтегазоносные комплексы: рифейско-вендско-кембрийский; пермский; триасовый и юрско-неокомский [11,13]. Общая максимальная мощность отложений рифейско-вендско-кембрийский перспективного нефтегазоносного комплекса достигает 3 км. Нефтегазоносными являются терригенно-карбонатные толщи рифея, венда и кембрия. Возможно обнаружение залежей нефти и газа в карбонатных резервуарах венда и кембрия. Фрагмент глубинного сейсмогеологического разреза по профилю 4012504, иллюстрирует возможные антиклинальные ловушки в морской части Анабаро-Ленской нефтегазоносной области (см. рис.6). Потенциальными коллекторами могут служить пачки терригенных (конгломераты, песчаники) и карбонатных (кавернозные известняки и доломиты) пород кютингдинской, арымасской и дебенгдинской свит рифея, старореченской свиты венда, хастахской толщи вендско-кембрийского возраста и чабурского горизонта кембрия. Фильтрационно-емкостные свойства карбонатных пород рассматриваемых отложений колеблются в широких пределах. Кавернозные разности карбонатов обладают наиболее высокими значениями пористости – до 25,5%, а в массивных доломитах и известняках значения этого показателя составляют не более 5%. Проницаемость изменяется от сотых долей мкм² в массивных разностях до 8 мкм² в кавернозных и оолитовых доломитах. Повышенную пористость имеют трещиноватые и кавернозные доломиты, доломитовые и оолитовые известняки – от 16% до 26,4% при проницаемости до 0,85 мкм², приуроченные либо к интервалам крупных стратиграфических перерывов (основание венда, кровля венда – основание кембрия, кровля кембрия), либо следуют за ними. В песчаниках пористость изменяется от 7% до 19,6% при проницаемости до 6,3 мкм². Потенциальными флюидоупорами могут служить терригенные (алевролиты и аргиллиты) и карбонатные (плотные известняки и доломиты) пачки кютингдинской, дебенгдинской и хайпахской свит рифея, куранахского и ленского горизонтов кембрия.

Пермский перспективный нефтегазоносный комплекс является региональным для севера Сибирской платформы. Нефтепроявления в пермских отложениях известны на Улахан-Юряхской площади, С отложениями перми связано одно из крупнейших в мире Оленекское месторождение битумов. Покрышкой для пермского перспективного нефтегазоносного комплекса могут выступать прослои аргиллитов пермского возраста, а также аргиллиты индского и оленекского ярусов. В этом комплексе в терригенных разностях содержатся поровые коллекторы с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами (пористость 18-20%, проницаемость 0,3-0,6 мкм²), а также трещинного типа. Нефтегазоматеринские толщи пермского перспективного нефтегазоносного комплекса представлены терригенными отложениями морского генезиса суммарной мощностью до 1,5 км и состоят из циклически построенных глинисто-алевритовых и песчаных пачек, в различной степени насыщенных мальтами, асфальтами, асфальтитами, линзами углей и углефицированным детритом. При содержании органического вещества в материнском комплексе перми до 2,4% количество сингенетичного битумоида достигает 2%. Битумоиды относятся к остаточным, сингенетичным. В углеводородном составе битумоидов резко преобладают ароматические фракции (до 80%). Пористость отложений Пермского перспективного нефтегазоносного комплекса 7,4-19%, проницаемость 1-20 мД. Покрышкой служат аргиллиты пермского возраста.

В составе триасового перспективного нефтегазоносного комплекса потенциально нефтегазоматеринскими свитами являются глинистые отложения триаса, для которых характерны многочисленные макро- и микропроявления битумов и повышенная битуминозность разреза. В песчаных слоях триаса отмечается обогащение битумоида легкими углеводородными компонентами, наличие которых отражает миграционные процессы. В Анабаро-Ленском районе триасовые отложения представлены морскими фациями середины-конца градации МК₂ (R⁰_vt – 0,99-1,12%). Пористость песчаников триасового перспективного нефтегазоносного комплекса изменяется от 16% до 28% при проницаемости до единиц мкм² [2, 11, 13].

Породы юрско-неокомского перспективного нефтегазоносного комплекса являются одним из важных комплексов не только на континентальном обрамлении, но и, возможно, на шельфе моря Лаптевых. Отложения представлены терригенными, часто черными глинистыми породами с небольшими прослоями алевролитов и песчаников морского генезиса, в которых органическое вещество имеет смешанный (гумусово-сапропелевый) состав. Содержание органического вещества в глинистых породах составляет 0,89-1,54%, битумоид в органическом веществе характеризуется концентрациями 0,1-0,2% и имеет преимущественно метанонафтеновый состав. Отложения комплекса пронизаны большим количеством твердых и жидких битумов (мальты, метановые мальты), углеводородный состав которых близок к битумоидам и свидетельствует о сингенетичности вмещающим породам. Уровень преобразования органического вещества отложений юрско-неокомского нефтегазоносного комплекса на материковом обрамлении изменяется в соответствии с глубиной их залегания – от ПК₃-МК_1-2 до МК₃ [2, 3, 11,13]. Пористость юрских потенциальных коллекторов достигает 21% при проницаемости от 0,010 мкм²до 0,033 мкм². Выявленные залежи нефти в юрско-меловом Анабаро-Ленском прогибе приурочены к пермскому нефтегазоносному комплексу. Нефти Анабаро-Ленского прогиба - это тяжелые нефти с плотностью 0,92 г/см3, и содержанием серы- 2,16%, смол- 12,56%, асфальтенов - 9,29%.

В целом, диапазон перспективных отложений в пределах Анабаро-Ленского прогиба достаточно широк. Основные перспективы нефтегазоносности связываются с двумя перспективными нефтегазоносными комплексами: рифей-венд-нижнепалеозойским и верхнепалезойско-мезозойским. В пределах нижнего нефтегазоносного этажа наиболее перспективные толщи приурочены к верхам венда – к подошве и к верхам кембрия. На Оленекском месторождении основной покрышкой является индско-оленекская глинистая толща нижнего триаса. Мощность покрышки превышает 100 м [11, 13].

По оценке специалистов ФГУП «СНИИГГ и МС», по состоянию на 01.01.2009 ресурсы Анабаро-Ленской нефтегазоносной области составляли (геологические/извлекаемые) 1978/1062,3 млн. т. условного топлива (категории C₃+D). По данным ВНИГНИ на 01.01.2009 г., суммарная плотность ресурсов для Анабаро-Ленской нефтегазоносной области равна 39,5/21,9 тыс. т УТ/км² (см. табл. 1.).


Таблица 1. Удельная плотность ресурсов Анабаро-Ленской НГО [3].

Заключение

Интенсивная добыча в последнее десятилетие нефти и газа значительно сократила ресурсную базу жидких и газообразных углеводородов в России. Выявление новых регионов, перспективных на обнаружение залежей нефти и газа, становится одной из первоочередных задач нефтегазовой отрасли России. Наряду с геолого-поисковыми и разведочными работами на шельфе Северного Ледовитого океана необходимо проведение нефтепоисковых и разведочных работ в слабо изученных регионах Восточной Сибири. По данным геолого-геофизических исследований Внииокеангеологии, НПО «Севморгео», ОАО МАГЭ, трестом «Севморгеофизика», ФГУП «Южморгеология», выполненных на шельфе моря Лаптевых к 2015 г. накоплена большая геоинформационная база по осадочному чехлу плиты (шельфа) моря Лаптевых. Из-за отсутствия на шельфе глубоких скважин основным источником информации о возможном возрасте и природе сейсмических комплексов шельфа являются данные по сухопутным глубоким скважинам и выявленные сейсмогеологические комплексы на прилегающей суше разрезы. По нашим расчетам по состоянию на 01.01.2014 г. ресурсы Анабаро-Ленской нефтегазоносной области составляют по категории Д₁ (геологические/извлекаемые) от 1974,5/1204,5 млн. т УТ и по категории Д₂ до 2154,4/1314 млн.т. условного топлива. В Анабаро-Ленской нефтегазоносной области максимальная ежегодная добыча углеводородов в среднесрочной перспективе может достичь 60-70 млн.т. условного топлива. Ежегодный экспорт нефти по Северному морскому пути из этой нефтегазоносной области может составить около 30-40 млн. т. Программой геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) до 2020 г. предусмотрено проведение нефтепоисковых работ на севере Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции в Анабаро-Хатангской зоне, общая площадь которой составляет 94,6 тысяч кв.км. [6]. Анабаро - Хатангская зона включает северо-восток Красноярского края и северо-западную часть Республики Саха (Якутия) [6]. На данной территории выданы пока 3 лицензии: на Западно-Анабарский участок (ООО Анабаранефтегаз), Журавлиный участок (ОАО «Лукойл»), Хатангский залив (ПАО «Роснефть»). Отсутствие в данном регионе инфраструктуры для транспортировки геолого-разведочного оборудования и потенциально добываемых углеводородов сдерживает лицензирование перспективных участков. Для повышения инвестиционной привлекательности Анабаро-Хатангской зоны наряду с Анабаро-Хатангской НГО, занимающей Анабаро-Хатангскую седловину или Хатангскую впадину, и Анабаро-Ленской НГО, занимающей Анабаро-Ленский прогиб, целесообразно включить в программу лицензирования шельфовую территорию Хатангского, Анабарского и Оленекского заливов. Это позволит спланировать создание инфраструктуры для транспортировки нефти и конденсата по Северному Морскому Пути.

Литература:

1. Айрапетян С.В. и др. Отчет о результатах сейсморазведочных работ МОВ СОГТ в районе верхнего течения р. Суолема. //г. Дудинка, ПГО «Енисейгеофизика», 1987 г.

2. Арчегов В.Б. и др. Комплексный анализ критериев нефтегазоносности с целью выделения основных направлений и объектов нефтепоисковых работ в Анабаро-Ленском прогибе. //Ленинград, ВНИГРИ, 1982 г.

3. Васильева Е.А. и др. Уточнение модели строения осадочных бассейнов Лаптевоморского шельфа и зоны их сочленения со структурами Сибирской платформы. //Геленджик, ФГУП «Южморгеология, 2015 г.

4. Горшков А.С.и др. Геофизические работы на Анабаро-Хатангской седловине с целью подготовки участков лицензирования.//Геленджик,ФГУП «Южморгеология»,2012 г.

5. Вассоевич Н.Б. и др. К проблеме нефтегазообразования в докембрийских отложения. //Сборник трудов «Природа органического вещества современных и ископаемых осадков». Москва, Наука, 1973 г.

6. Герт А.А. и др. Мониторинг и анализ результатов выполнения мероприятий Программы геологического изучения и представления в пользование месторождений углеводородного сырья восточной Сибири и Республики Саха (Якутия), рекомендации покорректировке и уточнению основных программных показателей и мероприятий. //Новосибирск, СНИИГГиМС, 2013 г.

7. SPE-166815-RU. Углеводородный потенциал Енисей-Хатангской НГО в пределах Таймырского АО и степень его освоения. Дмитриевский А.Н., ИПНГ РАН, Еремин Н.А., ИПНГ РАН, Шабалин Н.А., ИПНГ РАН, //Вторая конференция SPE по разработке месторождений в осложненных условиях в Арктике, Россия Москва, 15-17 октября 2013 г., http://dx.doi.org/10.2118/166815-RU

8. Еремин Н.А., Дмитриевский А.Н., Шабалин Н.А. Актуальные проблемы развития нефтегазового сектора Таймырского автономного округа Красноярского края. //XXI Губкинские чтения «Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России», Россия, Москва РГУ им. И.М.Губкина, сб. тезисов, 24-25 марта 2016 г.

9. Ларичев А.И. и др. Разработка современной модели геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений Анабаро-Хатангской седловины и прилегающих территорий. //Санкт-Петербург, ВСЕГЕИ, 2011 г.

10. Мигурский Ф.А. и др. Оценка ресурсного потенциала нефтегазоносности Лено-Тунгуской нефтегазоносной провинции на основе моделирования процессов формирования залежей УВ и бассейнового моделирования. //Новосибирск, СНИИГГиМС, 2010 г.

11. Прокопцева С.В. и др. Комплексные геолого-геофизические работы в области сочленения Лено-Тунгуской НГП и Лаптевской НГО. //Геленджик, ФГУП «Южморгеология», 2014

12. Рубинштен В.И. Отчет о результатах сейсморазведочных работ МОГТ на Хастахской площади. //Якутск, «Ленанефтегазгеология», 1987 г.

13. Савченко В.И. и др. Уточнение модели строения осадочных бассейнов Лаптевоморского шельфа и зоны их сочленения со структурами Сибирской платформы. //Геленджик, ФГУП «Южморгеология», 2014 г.

14. Сидоренко А.В., Сидоренко Св.А. Органическое вещество в докембрийских осадочно-метаморфических породах и некоторые геологические проблемы. //Москва, Советская геология № 5, 1971 г

15. Сидоренко А.В. Гидрогеология СССР, том ХХ, Якутская АССР.// М. Недра, 1970 г.

16. Фомин А.М. Разработка элементов вероятностных моделей нефтегазовых генерационно-аккумуляционных систем района исследований на основе геолого-геохимических и геофизических данных. //Новосибирск, СНИИГГиМС, 2014 г.

17. SPE-166815-MS Hydrocarbon potential of the Enisei-Khatangsk Region with in the Taimyr Autonomous district (TAD) and the extent of its development. A.N. Dmitrievsky, OGRI RAS, N.A. Eremin, OGRI RAS, N.A. Shabalin, OGRI RAS //The second SPE arctic and extreme environments technical. Conference and exhibition. Moscow, 15-17 October 2013 (SPE AEE 2013); http://dx.doi.org/10.2118/166815-MS

18. Сидоренко Св.А. Органическое вещество и биолинтогенные процессы в докембрии. // М., Наука, 1991 г., 104 с.