Тектоническое районирование шельфа Восточно-Сибирского и Чукотского морей на основании комплексной интерпретации геолого-геофизических данных

Источник: Журнал «PROнефть»

Г.А. Заварзина, к.г.-м.н., Д.С. Шапабаева, Р.Р. Мурзин, О.А. Захарова, Д.А. Колчанов Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Шельф Восточно-Сибирского моря находится на региональной стадии изучения. Наименьшей изученностью сейсмическими методами характеризуется восточная часть шельфа. Ранее представления о его геологическом строении базировались в основном на данных геологической съемки островов и прилегающей суши, а также на интерпретации потенциальных полей.

В результате комплексного анализа геолого-геофизических данных (морской сейсморазведки, аэрогравимагниторазведки, материалов геологической съемки островов) специалистами ООО «Газпромнефть НТЦ» выполнено тектоническое районирование Восточно-Сибирского и Чукотского морей. Проведенные исследования выполнялись с целью выделения перспективных объектови оценки их нефтегазоносностив пределах Северо-Врангелевского лицензионного участка (СВЛУ).

Общая характеристика геологического строения региона

В тектоническом отношении рассматриваемый регион включает Восточно-Арктическую эпикаледонскую платформу и Новосибирско-Чукотскую эпипозднекиммерийскую плиту (рис. 1). Границей между этими структурами является региональный разлом Врангеля [1–3].


Рис. 1. Схема тектонического районирования Восточно-Сибирского и Чукотского морей в пределах СВЛУ:
I – Центрально-Арктическая область реликтовых структур: I-A – впадина Подводников, I-Б – поднятие Менделеева, I-В – рифт Чарли, I-Г – Чукотское поднятие - I-Г1 – рифт Нортвинд, I-Г2 – хребет Нортвинд, I-Д – Канадская котловина; II – Восточно-Арктическая платформа: II-A – поднятие Де-Лонга - II-A1 – Жаннетский горст, II-A2 – Восточно-Жоховский горст, II-Б – Северо-Чукотский мегапрогиб - II-Б1 – Западная впадина, II-Б2 – Восточно-Сибирская ступень, II-Б3 – Восточная впадина, II-Б4 – Северо-Дремхедская ступень, II-Б5 – Дремхедский грабен - II-Б51 – Западно-Дремхедская ступень, II-Б6 – Северо-Врангелевская ступень (прогиб), II-В – Чукотско-Бофортская область, II-В1 – Северо-Чукотское поднятие, II-В2 – трог Ханна, II-В3 – Южно-Чукотское поднятие, II-В4 – свод Барроу, II-В5 – прогиб Колвилл; III – Новосибирско-Чукотская плита: III-А – Котельническое поднятие, III-Б – Новосибирский мегапрогиб, III-Б1 – Благовещенская терраса, III-Б2 – Новосибирский грабен, III-Б3 – Илин-Юрский грабен, III-Б4 – Мельвильская впадина, III-Б5 – Медвежинское поднятие, III-В – Барановско-Певекская зона блоковых поднятий и впадин, III-В1 – Северная терраса, III-В2 – Барановское поднятие, III-В3 – Южно-Барановская седловина, III-В4 – Певекское поднятие, III-В5 – Айонская впадина, III-Г – Врангелевско-Геральдско-Брукская зона блоковых поднятий и впадин, III-Г1 – Пегтымельский прогиб, III-Г2 – Шелагско-Мамонтовское поднятие: III-Г21 – Западно-Врангелевский выступ, III-Г22 – Южно-Дремхедская ступень, III-Г23 – Шелагский свод, III-Г24 – Северо-Шелагский вал, III-Г25 – Западно-Мамонтовская ступень, III-Г26 – Мамонтовский свод, III-Г27 – Песцовый грабен, III-Г3 – поднятие Врангеля, III-Г4 – впадина Биллингса, III-Г5 – Южно-Чукотский прогиб: III-Г51 – впадина Шмидта, III-Г52 – выступ Лонга, III-Г53 – Энурминский свод, III-Г54 – впадина Хоуп, III-Г6 – поднятие Геральда: III-Г61 – неизвестный грабен, III-Г62 – грабен Эванса, III-Г63 – вал Тигара, III-Г7 – поднятие Брукса, III-Г71 – вал Коцебу, III-Г72 – впадина Коцебу

Складчатый фундамент Восточно-Арктической платформы сложен интенсивно дислоцированными осадочными, магматическими и метаморфическими породами, относящимися предположительно к периоду от верхнего протерозоя до верхнего девона [2, 4–7]. Отложения разреза осадочного чехла по сейсморазведочным данным прогнозируются в диапазоне от нижнего карбона(?) до кайнозоя. Толщина чехла изменяется от 5-12 до 18-20 км, увеличиваясь с юга на север и с запада на восток. Боʹльшая часть разреза осадочного чехла представлена отложениями мела и кайнозоя.

На позднекиммерийском складчатом основании Новосибирско-Чукотской плиты залегают осадочные комплексы от апта до кайнозоя. Толщина их составляет 0,5–2 км на поднятиях и до 5–7 км в прогибах.

Таким образом, исходя из структурно-формационного анализа пород, распространенных на прилегающей суше и островном обрамлении, акустический фундамент в пределах СВЛУ объединяет разновозрастные образования от протерозоя до апта-альба нижнего мела, дислоцированные в каледонскую и позднекиммерийскую фазы тектогенеза.

Комплексный анализ геолого-геофизических данных

Район СВЛУ характеризуется существенной дифференциацией глубин залегания поверхности складчатого фундамента от 0,5 - 2 км на поднятиях до 12 - 20 км в прогибах.

Тектоническое районирование выполнялось на основе анализа рельефа поверхности складчатого фундамента, закартированного по сейсморазведочным данным с учетом результатов аэрогравимагниторазведки. Ввиду ограниченного объема сейсмических данных на шельфе Восточно-Сибирского моря основу тектонического районирования составили результаты аэрогравимагниторазведки. Анализ потенциальных полей позволил уточнить границы основных тектонических элементов в пределах участка и положение дизъюнктивных нарушений, играющих существенную роль в формировании блоков фундамента и структуры осадочного чехла.

Главными структурными элементами на площади СВЛУ являются Северо-Чукотский мегапрогиб (СЧМП) на севере и Врангелевско-Геральдско-Брукская зона (ВГБЗ) блоковых поднятий и впадин на юге, которые различаются как по возрасту складчатого фундамента, так и по толщине осадочного чехла и последовательности слагающих его сейсмокомплексов. Эти региональные элементы отчетливо выделяются в структуре аномалий потенциальных полей (рис. 2).


Рис. 2. Карта аномалий гравитационного поля в редукции Буге (ЗВВ – Западно-Врангелевский выступ): дизъюнктивные нарушения:
1 – сбросы; 2 – надвиги и взбросы; 3 – сдвиги; 4 – сбросо-сдвиги

ВГБЗ блоковых поднятий и впадин выделена в пределах Новосибирско-Чукотской эпипозднекиммерийской плиты. С запада на восток в пределах ВГБЗ обособляются Пегтымельский прогиб, Западно-Врангелевский выступ, Южно-Дремхедская ступень, Шелагский свод, Северо-Шелагский вал, Западно-Мамонтовская ступень и Гусиный грабен (см. рис. 1).

Гравитационное поле в пределах ВГБЗ характеризуется чередованием положительных и отрицательных зон, четкой линейностью и высокими градиентами на краях локальных аномалий [8]. Положительным аномалиям соответствуют поднятия, отрицательным – впадины и прогибы, которые также закартированны по сейсморазведочным данным (см. рис. 2). При этом в гравитационном поле наблюдаются разноориентированные аномалии. Так, на о. Врангеля и в юго-восточной части СВЛУ преобладают северо-восточные тренды простирания изолиний, в западной части СВЛУ – северо-западные, на остальной акватории – северные (см. рис. 2). Дискордантное взаимоотношение аномалий гравитационного поля в пределах ВГБЗ свидетельствует о сложном строении складчатого фундамента, внутренняя структура которого контролируется тектоническими нарушениями северо-восточного, северо-западного и меридионального направлений.

Разломы северо-восточного направления в пределах складчатой ВГБЗ интерпретируются как надвиги с правосдвиговой компонентой, которая проявляется смещением аномалий вдоль границ позднекиммерийских блоков. Выделенные дизъюнктивные нарушения подтверждаются и сейсморазведочными данными.

Характер нарушений позволяет предположить, что позднекиммерийская структура ВГБЗ формировалась в обстановке сжатия в северо-восточном направлении в период от средней юры до позднего мела. Основные деформации относятся к раннему мелу – палеоцену [9]. Разрывы северо-западного и широтного направлений представлены преимущественно сбросами и сбросо-сдвигами. Они контролируют борта прогибов и грабенов.

В составе Восточно-Арктической платформы на площади СВЛУ выделены две отрицательные структуры: Дремхедский грабен и Северо-Чукотский мегапрогиб.

Дремхедский грабен расположен между Западно-Врангелевским выступом и Северо-Шелагским валом. Структура слабо изучена сейсморазведкой, поэтому северная граница грабена проведена условно. В гравитационном поле грабен выражен отрицательными значениями аномалий субширотного простирания. В осевой зоне грабена в гравитационном поле выделяется положительная аномалия от 2 до 20 мГал, которая, вероятно, связана с выступом складчатого фундамента (см. рис. 2).

Положение грабена, его размеры и характер сочленения с СЧМП пока до конца не ясны, что обусловлено слабой сейсмической изученностью. Толщина осадочного чехла в грабене составляет 10-12 км и к северу увеличивается. Можно предположить, что он развивался после среднеюрской инверсии и, следовательно, сформирован верхнеюрско-нижнемеловым, апт-верхнемеловым и кайнозойским комплексами пород. Наличие палеозойских комплексов в основании осадочного чехла остается дискуссионным.

Северо-Чукотский мегапрогиб – самая крупная структура шельфа Восточной Арктики – простирается с запада на восток. Его западный борт примыкает к поднятию Де-Лонга, восточный – к Северо-Чукотскому поднятию (см. рис. 2). На юге региональный разлом Врангеля отделяет его от ВГБЗ. На севере мегапрогиб раскрывается в котловину Подводников.

В центральной части СЧМП наблюдаются крупные отрицательные аномалии гравитационного поля, отвечающие отдельным депрессиям в рельефе поверхности фундамента. В структуре аномалий гравитационного поля на южном борту СЧМП выделяется зона субширотного простирания, фиксирующая положение поперечных разломов. Эти разломы проявляются как сбросо-сдвиги, по которым поверхность фундамента погружается в северном направлении до глубины 18-20 км. Возможно, СЧМП со второй половины раннего мела (апт-альб) формировался под влиянием процессов растяжения, связанных с развитием структур Северного Ледовитого океана.

В связи со слабой изученностью северной части акваторий Восточно-Сибирского и Чукотского морей геологическое строение СЧМП остается неясным. Прогиб относится к типу внутриконтинентальных осадочных бассейнов, толщина осадков достигает 15-20 км (рис. 3). Механизм образования таких структур является дискуссионым. В настоящее время существуют две основные концепции его строения.


Рис. 3. Геолого-геофизический разрез по профилю RU2-1400-RU1-1400 (а) и схема положение профиля (б)

Одни исследователи предполагают, что подобные структуры формируются вследствие растяжения литосферы, возможно, ее раскола и образования коры океанического типа [4], другие считают, что причиной погружения коры во впадинах подобного типа является утонение коры, вызванное подъемом магматического плюма [3, 10].

Результаты моделирования гравитационного поля под СЧМП показывают заметное утонение консолидированной коры до 1,5-2,0 км, особенно ее верхней части, при относительно высокой плотности – 2,70 г/cм3 [11]. При этом на временных разрезах по профилям, расположенным вкрест простирания структуры, не наблюдается признаков растяжения в виде крупных сбросовых дислокаций в бортовых зонах мегапрогиба, что противоречит гипотезе растяжения литосферы (см. рис. 3). По своему строению СЧМП сходен с нефтегазоносными сверхглубокими бассейнами, приуроченными к Прикаспийской, Южно-Каспийской впадинам и Восточно-Баренцевскому мегапрогибу [10].

Характеристика перспективных участков

Проведенные комплексные геолого-геофизические исследования позволили уточнить строение ранее выделенных локальных структур и выявить новые перспективные объекты.

Одним из наиболее интересных участков является южная бортовая зона СЧМП – Западно-Мамонтовская ступень (рис. 4). Она изучена несколькими сейсмическими профилями МОВ ОГТ. Глубины залегания складчатого основания изменяются от 4 до 12 км. Ступень ограничена сбросами северо-западного и сбросо-сдвигами субширотного направлений с амплитудой смещения от 1–3 до 5–7 км. Разрез осадочного чехла в пределах ступени представлен верхнеюрско-нижнемеловым, аптским, апт-альбским, верхнемеловым и кайнозойским комплексами пород. Толщина верхнеюрско-нижнемеловых отложений, кровля которых находится на глубине 9–10 км, составляет 1–2 км. Основную часть чехла образуют терригенные отложения мела, максимальная их толщина достигает 7 км. Толщина кайнозойских отложений – 3–5 км.


Рис. 4. Геолого-геофизический разрез по профилю ES10Z22_m (положение профиля показано на рис. 3, б)

В результате интерпретации данных сейсморазведки в пределах ступени в меловых и кайнозойских отложениях выявлено несколько перспективных локальных структур, осложненных дизъюнктивными нарушениями. Время формирования ловушек – поздний мел-палеоцен. Сквозные нарушения, осложняющие Западно-Мамонтовскую ступень, могли как привести к разрушению и переформированию залежей, так и стать барьером для флюидов.

К наиболее перспективным участкам с точки зрения поиска и разведки углеводородов также относятся бортовые зоны Дремхедского грабена, но ввиду его слабой изученности в меловых-кайнозойских отложениях выявлены всего две антиклинальные структуры и зона развития литолого-стратиграфических ловушек. Анализ условий седиментации в сочетании с перерывами в осадконакоплении дает возможность ожидать здесь широкое развитие ловушек неструктурного типа и в связи с этим определенные сложности в оценке перспектив нефтегазоносности СВЛУ.

Результаты тектонического анализа позволяют предположить, что основными очагами нефтегазо-генерации углеводородов в пределах участка являются СЧМП и Дремхедский грабен, а их бортовые зоны – областями вероятной аккумуляции углеводородов.

Ввиду отсутствия пробуренных скважин в регионе нет прямых данных об элементах углеводородных систем, в том числе о нефтегазоматеринских толщах (НГМТ). Скважины, пробуренные в американском секторе Чукотского моря (Крэкерджек, Попкорн, Бургер, Клондайк, Диамонд), расположены в пределах другой структурно-формационной зоны.

Вместе с тем проведенные палеогеографические реконструкции и литолого-фациальная характеристика отложений дают возможность предположить, что формирование осадочных комплексов от нижнего карбона(?) до кайнозоя в пределах СЧМП и Дремхедского грабена происходило в морских и прибрежно-морских условиях, благоприятных для образования НГМТ.

С целью выделения перспективных объектов и оценки перспектив нефтегазоносности СВЛУ выполнено численное моделирование углеводородных систем. В условиях значительной неопределенности исходной геологической информации, использованной для моделирования, а также отсутствия калибровочных данных был применен вариативный подход. С учетом регионального характера исследований решалась задача оценки зрелости потенциальных НГМТ в разрезе (в том числе к моменту формирования ловушек), контролируемой тепловой историей бассейна. Рассмотрены сценарии с постоянными значениями базального теплового потока от 40 до 60 мВт/м2.

Реконструкция тепловой эволюции Северо-Чукотского бассейна показала, что для всех сценариев теплового режима степень катагенетической преобразованности органического вещества (ОВ) НГМТ нижнекаменноугольно-среднепермского (?), верхнепермско-нижнеюрского и верхнеюрско-нижнемелового комплексов в наиболее погруженной части бассейна соответствует зоне апокатагенеза на современном этапе развития углеводородных систем. В прибортовых частях бассейна нижнемеловая НГМТ только в случае пониженных значений (40 мВт/м2) теплового потока может в настоящее время находиться в главной зоне газообразования (ГЗГ) (рис. 5).


Рис. 5. Схема катагенетической зрелости ОВ по профилю ES10Z22_m при базальном тепловом потоке 40 мВт/ м2

Потенциальные НГМТ отложений аптского, аптальбского и верхнемелового комплексов находятся в ГЗГ. Катагенетическая зрелость ОВ НГМТ нижней части кайнозойского комплекса соответствует главной зоне нефтеобразования (ГЗН).

В наиболее погруженной части Дремхедского грабена вероятные НГМТ нижнекаменноугольно-среднепермского(?) и верхнепермско-нижнеюрского комплексов также в настоящее время являются перезрелыми или находятся на поздней стадии главной фазы газообразования.

Верхнеюрско-нижнемеловой, аптский и апт-альбский комплексы находятся на стадии преимущественной генерации газа, а верхнемеловой комплекс – на стадии преимущественной генерации нефти. ОВ кайнозойского комплекса является «незрелым» [12].

Предварительные результаты моделирования также указывают на высокую вероятность миграции углеводородов (при наличии резервуаров) в бортовые зоны СЧМП и Дремхедского грабена.

Таким образом, источником углеводородов для перспективных объектов Западно-Мамонтовской ступени могут являться потенциальные меловые и кайнозойские НГМТ.

Как известно, на всей площади Восточно-Арктического региона интенсивно проявился кайнозойский аплифт, амплитуда которого, по разным данным, составила от 0,5 до 3,0 км [9, 13]. Это геологическое событие могло оказать влияние на развитие углеводородных систем – формирование ловушек и сохранность залежей. Так, в скважинах, пробуренных в американском секторе Чукотского моря, получены непромышленные притоки углеводородов. Возможно, отсутствие крупных скоплений углеводородов в северной части Аляскинского шельфа обусловлено неблагоприятным фактором соотношения времени генерации, миграции, аккумуляции углеводородов и формирования ловушек.

В пределах российской части Восточно-Арктического региона аплифт хотя и проявился, о чем свидетельствует отсутствие меловых и кайнозойских отложений на о. Врангеля, но его амплитуда в СЧМП была значительно меньше [9]. Результаты комплексной интерпретации геологических данных, выполненной в рамках настоящего исследования, свидетельствуют о том, что кайнозойский аплифт в пределах Северо-Чукотского бассейна не оказал отрицательного влияния на сохранность залежей. Это повышает вероятность обнаружения значительного углеводородного потенциала на рассматриваемых площадях в пределах СВЛУ и снижает геологические риски.

Заключение

Проведенные комплексные геолого-геофизические исследования в пределах Северо-Врангелевского лицензионного участка позволили определить как общий структурный план региона, так и морфологиюосновных структур и перспективных объектов.

Численное бассейновое моделирование дало возможность определить зоны наиболее вероятной аккумуляции углеводородов. К ним относятся Западно-Мамонтовская ступень и бортовые зоны Дремхедского грабена, где могут быть обнаружены скопления как жидких, так и газообразных углеводородов.

Наличие крупных структур и благоприятные структурно-фациальные обстановки осадконакопления указывают на значительный углеводородный потенциал СВЛУ. Основными объектами поиска являются ловушки структурно-тектонического и литолого-стратиграфического типов в верхнемеловом и кайнозойском комплексах.

Вместе с тем существуют определенные риски, связанные со степенью зрелости нефтегазоматеринских отложений и наличием покрышек, способные существенно повлиять на оценку начальных суммарных ресурсов углеводородов. В связи с этим необходимо дальнейшее изучение района СВЛУ с применением современных комплексных геофизических методов (гравимагниторазведки и сейсморазведки), сейсмостратиграфического анализа, седиментационного и бассейнового моделирования, позволяющих полномасштабно оценить потенциальные геологические риски и повысить достоверность нефтегазогеологического прогноза.

Список литературы

1. Петровская Н.А., Савишкина М.А. Сопоставление сейсмокомплексов и основных несогласий в осадочном чехле шельфа восточной арктики//Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2014. – Т. 9. – № 3. –http://www.ngtp.ru/rub/4/39_2014.pdf.

2. Хаин В.Е., Филатова Н.И., Полякова И.Д. Тектоника, геодинамика и перспективы нефтегазоносности Восточно-Арктических морей и их континентального обрамления. – М.:Наука, 2009. – С. 193-203.

3. Drachev S.S., Malyshev N.A., Nikishin A.M. Tectonic history and petroleum geology of the Russian Arctic Shelves: an overview// Arctic Petroleum Geology. Petroleum Geology Сonference series. – 2010. – V. 7. – P. 591-619.

4. Богданов Н.А., Хаин В.Е. Тектоническая карта Баренцева моря и севера Европейской части России. Масштаб 1:2 500 000. Объяснительная записка. – М.: Институт литосферы РАН, 1996.

5. Результатыструктурно-тектонического районирования потенциальных полей Северного Ледовитого океана при составлении новой циркумполярной тектонической карты Арктики / В.Ю. Глебовский, А.А. Черных, В.Д. Каминский, В.А. Поселов //Геолого-геофизические характеристики литосферы Арктического региона. Труды ВНИИОкеаногелогия. – 2012. – Вып. 8. – С. 20-29.

6. К обоснованию стратиграфической привязки опорных сейсмических горизонтов на Восточно-Арктическом шельфе и в области Центрально-Арктических поднятий// Л.А. Дараган-Сущова, Н.Н. Соболев, Е.О. Петров [и др.]//Региональная геология и металлогения. – 2014. – № 58. – С. 5-21.

7. Перспективы поисков нефти и газа на шельфе Восточно-Сибирского моря /Г.А. Заварзина, Р.Р. Мурзин, Д.Ш. Шапабаева, О.А. Захарова // Труды VII Международной научно-практической конференции и выставки. Санкт-Петербург. 2016.

8. Проблемы тектоники и углеводородный потенциал российского сектора Чукотского моря/В.Е. Вержбицкий, С.В. Малышева, С.Д. Соколов [и др.]. //Нефтяное хозяйство. – 2012. – №12. – С. 8-13.

9. Остров Врангеля: геологическое строение, минерагения, геоэкология / под ред. М.К. Косько и В.И. Ушакова. – СПб.: ВНИИОкеангеология, 2003. – 137 с.

10. Артюшков Е.В. Образование сверхглубокого Северо-Чукотского прогиба вследствие эклогитизации нижней части континентальной коры. Перспективы нефтегазоносности // Геология и геофизика. – 2010. – Т. 51. – № 1. – С. 61-74.

11. Савин В.А., Пискарев А.Л. Строение земной коры восточной части Восточно-Сибирского моря // Геолого-геофизические характеристики литосферы Арктического региона. Труды ВНИИОкеангеология. – 2012. – Вып. 8. – С. 41-44.

12. Шапабаева Д.Ш., Заварзина Г.А., Захарова О.А. Геологическое строение и оценка перспектив нефтегазоносности Восточно-Сибирского моря на основе моделирования углеводородных систем // ТрудыVI Международной научно-практической конференции «Геокрым» – проблемы нефтегазовой геологии и геофизики. Алушта. 2016.

13. PetroleumSystem Modeling of Northern Alaska /O. Schenk, K.E. Peters, L.B. Magoon, K.J. Bird in K. E. Peters, D. J. Curry, and M. Kacewicz, eds.//Basin Modeling: New Horizons in Research and Applications: AAPG Hedberg Series, 2012. – N. 4. – P. 317– 338.


Авторы статьи:  Г.А. Заварзина, к.г.-м.н., Д.С. Шапабаева, Р.Р. Мурзин, О.А. Захарова, Д.А. Колчанов Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку