Юрские отложения южной части Карского моря являются одним из наиболее перспективных объектов для поисков углеводородов. Их нефтегазоносность доказана на прилегающей суше в районе п-ова Ямал, где в отложениях юры открыт ряд крупных месторождений нефти и газа. В данной работе на основе сейсмофациального и генетического моделирования процессов седиментации сделана попытка выявить основные зоны нефтегазонакопления.

Сейсмофациальное моделирование проведено на основе создания каркасной сети из девяти региональных профилей (рис. 1), на которых отложения юры, включая отложения баженовской свиты, заключены между отражающими горизонтами Ia и Б. В их составе выделяются следующие сейсмические комплексы: нижнеюрский (Ia-T₄), среднеюрский (Т₄-Т₁), верхнеюрский (Т₁-Б), подразделяющийся на два подкомплекса - абалакско-васюганский (Т₁-Б₁) и баженовский (Б₁-Б).

Карты мощностей и структурные карты, построенные по результатам интерпретации сейсмических материалов, позволили провести моделирование процессов седиментации и выявить зоны выклинивания отдельных сейсмокомплексов, зоны размыва и отсутствия отложений. На основании литологической характеристики разрезов, вскрытых скважинами в пределах суши, с учетом характера распределения мощностей отдельных комплексов составлена сейсмофациальная модель юрского комплекса (рис. 2, 3).

По результатам моделирования можно предположить, что накопление отложений ранней юры происходило в процессе начальной трансгрессивной фазы осадконакопления, явившей собой смену субконтинентального триасового режима седиментации на мелководно-морской раннеюрский (см. рис. 2). По условиям седиментации раннеюрский бассейн подразделяется на две крупные зоны. Первая (I) расположена в северо-восточной части территории с мощностями осадков от 0 до 900 м и представляет собой довольно пологую часть шельфа. Вторая зона (II) с мощностями осадков до 1300 м представляет собой впадину в пределах шельфа с довольно крутыми, судя по сгущенности изопахит, бортами, скорее всего осложненными тектоническими нарушениями. В пределах последней явно шло формирование подводных конусов выноса. В пределах первой зоны прослеживается смена режимов седиментации от субконтинентальных до прибрежных и мелководно-морских. Выделяются зоны накопления баровых песчаников. Вторая зона является зоной формирования подводных конусов выноса терригенного материала. Основными источниками сноса для этой зоны служат молодые орогены Новой Земли и Пай-Хоя.

Среднеюрское время характеризуется двумя крупными этапами седиментации. В первой половине среднеюрского времени продолжает развиваться трансгрессия морского бассейна, о чем свидетельствует расширение его границ и увеличние мощностей осадков (см. рис. 2), а к концу среднеюрского времени в седиментологической истории среднеюрского бассейна наступает тектонически застойный период. Это то, что в секвентной стратиграфии называют SMW - стояние моря, когда трансгрессивный этап начался, но так и не достиг своего максимума. Этот период будет продолжаться и в течение части позднеюрского времени.

Среднеюрский бассейн седиментации продолжает наследовать основные черты раннеюрского. В северной части территории выделяется зона пологого шельфа (I), где идет накопление преимущественно песчаного материала в условиях неглубокого моря. Мощности осадков достигают 300–700 м. В южной части территории располагается более глубокая часть шельфа (II), с запада и юга круто наклоненная, на севере и востоке несколько более пологая. Мощности осадков здесь достигают 1,5 км. В ее пределах шло активное формирование подводных конусов выноса терригенного материала.

Градация в его распределении предположительно классическая: в проксимальной части формируются песчаники и алевролиты с преобладанием первых (IIа), в дистальной – алевролиты и глины (IIб).

Позднеюрское время можно четко подразделить на два периода седиментации. Первый период в стратиграфическом плане охватывает абалакско-васюганское время, второй соответствует времени формирования баженовской свиты.

В течение абалакско-васюганского времени контуры бассейна седиментации остаются прежними. Сохраняется также и разделение бассейна на две зоны (рис. 3). Но характер осадков, слагающих эти зоны, должен кардинально измениться. Исходя из распределения мощностей, можно сделать вывод, что в течение среднеюрского времени бассейн седиментации практически заполнился осадочным материалом. Этому способствовал спокойный тектонический режим, в результате которого к началу позднеюрского времени мы уже имеем в северной части (I) практически континентальные условия седиментации с развитием, скорее всего, озерных (Iб) и болотных (Iа) фаций с мощностью осадков не более 50 м. В южной части территории (II) условия седиментации мелководно-морские, при которых в центральной части отлагались, скорее всего, фации речной дельты и небольших конусов выноса (IIб) с мощностью осадков до 250 м, а в остальной части - междельтовые отложения (IIа) с мощностью осадков не более 150 м.

Баженовское время характеризуется мелководно-морским режимом седиментации и началом пока еще не очень активной тектонической деятельности (рис. 3). Об этом свидетельствует характер распределения мощностей, когда буквально рядом формируются отложения мощностью 50 и 160 м. Исходя из их анализа, можно сказать, что наиболее активное погружение испытывала северо-восточная часть территории. В южной части процесс погружения бассейна седиментации шел не столь быстро. Но тем не менее разделить его на две зоны уже не представляется возможным. Следует отметить тот факт, что баженовский бассейн седиментации представлял собой мелководную шельфовую равнину со слабой тектонической деятельностью, в процессе которой, как правило, по тектоническим разломам в морской бассейн поступали пересыщенные кремнекислотой водные растворы. Это обычно способствует развитию кремневых водорослей в мелководных бассейнах с терригенной седиментацией. Исходя из этого, можно предположить, что наряду с терригенными осадками в баженовское время могли формироваться и кремнистые разности.

Моделирование седиментационных процессов в пределах южной части Карского моря в юрское время позволило выделить предполагаемые зоны развития улучшенных коллекторов (см. рис. 2, 3) и на этой основе наметить участки акватории, перспективные для поисков как структурных, так и неструктурных и комбинированных ловушек углеводородов. Для выявления таких участков была применена широко используемая за рубежом методика Play, когда в пределах исследуемой территории выявляются зоны, сочетающие в себе совпадение ряда позиций, необходимых для положительного прогноза нефтегазоносности: структурный фактор, высокие коллекторские характеристики, достаточная мощность предполагаемой продуктивной толщи, наличие зон генерации углеводородов и т.д.

Для выявления перспектив нефтегазоносности нами были использованы три фактора: мощность сейсмокомплекса, предполагаемые зоны развития высокоемких коллекторов и структурный фактор. Для определения характера распространения перспективных зон в акватории использованы карты коллекторов, карты мощностей и структурные карты. По результатам исследований выявлены две крупные перспективные зоны.

Перспективы нефтегазоносности. Для выявления перспектив нефтегазоносности продуктивных и перспективных комплексов осадочного чехла южной части Карского моря была отработана методика составления карт перспектив на основе сопоставления трех видов исследований: структурной характеристики изучаемого района, характера распределения мощностей перспективного комплекса и его коллекторских характеристик. Для этого были использованы составленные в рамках данной тематики структурные карты, карты изопахит и карты коллекторов. Путем совмещения изогипс и изопахит выявлялись участки территории, наиболее благоприятные для вертикально-латеральной миграции и аккумуляции углеводородов из центров их генерации. На основе каркасной сети сейсмических профилей были определены вспомогательные элементы, необходимые для построения карт перспектив: линии начала выклинивания коллектора, зоны эрозионного среза отложений комплекса, характер распространения флюидоупоров и т. д. За пределами линии начала выклинивания коллектора на основе сопоставления всех вышеперечисленных факторов определялись зоны возможного развития литологических и стратиграфических ловушек углеводородов. В той части исследуемой акватории, где коллектор присутствует в полном объеме, на основе литофациального моделирования и прогнозирования коллекторских характеристик объекта выявлялись зоны, благоприятные для формирования структурных ловушек углеводородов. В пределах перспективных участков акватории оценивались также перспективы локальных объектов, выявленных по результатам сейсмических исследований.

По результатам проделанной работы можно с определенной долей уверенности сказать, что в акватории южной части Карского моря выделяются три крупные перспективные зоны по отложениям юры (рис. 4). Первая находится в северной части акватории (I), вторая охватывает юг и юго-запад (II), а третья расположена в западной моноклинальной части акватории (III). Если перспективы первой северной зоны связаны с различными типами седиментации: мелководно-прибрежными отложениями, небольшими конусами выноса, отложениями баров - и, как следствие, с формированием различных типов коллекторов, то перспективы южной зоны связаны с крупными подводными конусами выноса терригенного материала. Перспективы таких зон определяются наличием трансгрессивно-регрессивных трактов, в составе которых в периоды регрессий формируется пласт-коллектор, а в периоды трансгрессий - перекрывающая его локальная или зональная покрышка. Перспективы северной и южной зон в основном будут связаны со структурами III порядка. Третья зона - это зона формирования литологического выклинивания пластов-коллекторов, поскольку на продолжении всей геологической истории формирования мезозойского осадочного чехла она представляла собой моноклиналь. С другой стороны, трансгрессивно-регрессивное развитие бассейна седиментации сформировало здесь довольно обширные зоны размыва отложений. Таким образом, третья зона перспективна на предмет формирования в ней ловушек неструктурного типа.

Следует отметить, что перспективы нефтегазоносности юрских отложений в южной части Карского моря довольно высоки. Это подтверждается открытием в Предновоземельской НГО нового уникального по запасам нефтегазоконденсатного месторождения Победа на Университетской площади. Здесь по результатам бурения скважины № 1 установлена промышленная нефтегазоносность среднеюрского и нижнеюрского нефтегазоносных комплексов. В пласте Ю2-6 средней юры (интервал 1624,6 м) запасы нефти категории С₂ (геологические/извлекаемые) составляют 435,102/65,265 млн т, извлекаемые запасы растворенного газа категории С₂ - 13,249 млрд м³. В пласте Ю10-11 нижней юры (интервал 1851,8 м) запасы нефти категории С₁ составляют 4,064/0,610 млн т, категории С₂ - 427,651/64,148 млн т. Извлекаемые запасы растворенного газа категории С₁ - 0,124 млрд м³, категории С₂ - 13,022 млрд м³.

Кроме того, промышленная нефтегазоносность среднеюрских отложений установлена также и на приямальском шельфе Ямальской НГО. На морском продолжении Харасавэйского месторождения выявлены залежи в отложениях средней юры. В пласте Ю2 (интервал 3280–3305 м) установлена газоконденсатная залежь с запасами свободного газа категории С₂ - 954 млн м³, конденсата - 174/118 тыс. т (геологические/извлекаемые). В пласте Ю3 (интервал 3310–3335 м) также выявлена газоконденсатная залежь. Здесь запасы свободного газа категории С₂ составляют 4116 млн м³, конденсата - 750/511 тыс. т (геологические/извлекаемые). Необходимо отметить, что открытие месторождения Победа приурочено к третьей прогнозируемой нами зоне, что подтверждает успешность проведенных исследований.

Перспективы нефтегазоносности отложений юрского комплекса отражены на карте распределения плотностей ресурсов углеводородов на шельфе южной части Карского моря (рис. 5), построенной по данным количественной оценки, проведенной по состоянию на 01.01.2009.

Таким образом, основываясь на результатах проведенного анализа, можно с определенной долей уверенности утверждать, что первоочередными объектами поисков углеводородов в южной части Карского моря, с одной стороны, могут быть наиболее крупные локальные объекты, расположенные в пределах выделенных перспективных зон (Викуловская, Петровская, Анабарская, Вилькицкого), а с другой - не только отложения мелового возраста, но и юрские отложения, которые в пределах этой части акватории залегают на глубинах, вполне доступных для бурения.

Ссылка на статью:

Зуйкова О.Н., Кириллова Т.А., Арутюнян С.С., Карпова С.В. Перспективы нефтегазоносности юрских отложений южной части Карского моря // 70 лет в Арктике, Антарктике и Мировом океане. Сборник научных трудов (под ред. В.Д. Каминского, Г.П. Аветисова, В.Л. Иванова). СПб.: ВНИИОкеангеология, 2018. C. 239-246.