Нефтегазоматеринские толщи Лаптевоморского региона

Лаптевоморский осадочный бассейн расположен в восточной части Российской Арктики, между южным окончанием срединно-океанического хребта Гаккеля на севере и расположенными полуколь- цом складчато-надвиговыми сооружениями п-ова Таймыр, Оленекско-Бегичевской зоны и Верхояно-Чукотской области, обрамляющими его соответственно на западе, юге и востоке. В крайней югозападной части моря Лаптевых (Хатангский залив)

GEOCHEMICAL SURVEYS

развит комплекс пород северной окраины Сибирской платформы в стратиграфическом объеме от рифея до нижнего мела. В соответствии с принятой авторами статьи концепцией, на большей части моря Лаптевых повсеместно развит позднекиммерийский (верхоянский) складчатый фундамент, на котором залегает рифтогенный комплекс, сложенный апт-кайнозойскими либо только кайнозойскими отложениями [1–3].

В составе комплекса пород Сибирской платформы нефтегазоматеринские толщи (НГМТ) развиты в широком стратиграфическом диапазоне — от рифея до мела. Они детально изучены как в естественных обнажениях пород на дневной поверхности, так и по результатам глубокого бурения и подробно описаны предыдущими исследователями [4-10]. Вместе с тем аптско(?)-кайнозойский интервал разреза, развитый на большей части шельфа моря Лаптевых, до настоящего времени практически не изучен современными геохимическими методами, что крайне затрудняет прогноз развития элементов УВ-систем на шельфе.

Косвенным признаком присутствия «работающих» НГМТ на шельфе моря Лаптевых могут служить проявления природных газов с примесью УВ, отмеченные в картировочных скважинах, пробуренных в проливе Дмитрия Лаптева (район Новосибирских островов) и на прилегающем к островам архипелага шельфе [5, 8, 11]. В скв. 6 на юге о-ва Земля Бунге из олигоцен-миоценовых отложений наблюдалось фонтанирование горючего газа с дебитом 60 м3/сут. Химический анализ газа позволил выделить в его составе метан, этан, пропан, бутан и другие УВ [8].

При донном опробовании непосредственно на шельфе моря Лаптевых в 70 пробах из 350 обнаружены аномально высокие концентрации УВ-газов (более 0,05 см3/кг), в трех из них концентрации превышают 1 см3/кг. В пределах Юж-но-Лаптевского прогиба в пробах выявлены аномально высокие концентрации этана, пропана и бутана, которые практически не образуются биогенным путем. Повышенные концентрации аргона и гелия в пробах также свидетельствуют в пользу миграционной природы УВ-газов. Отметим также, что большинство проб с аномально высокими концентрациями УВ-газов отобраны в зонах разрывных нарушений [8].

В настоящей статье представлены предварительные результаты изучения НГМТ мел-кайно-зойского возраста по материалам геологических экспедиций, проведенных ПАО «НК «Роснефть» с 2012 по 2019 г. совместно с ФГУНПП «Аэрогеология», ГИН РАН, Всероссийским научно-исследовательским геологическим институтом им. А.П. Карпинского, ФГБУ «ВНИИОкеангеология», а также по данным малоглубинного стратиграфического бурения в северо-восточной части шельфа моря Лаптевых в 2021 г. с последующим комплексным лабораторно-аналитическим исследованиям керна, проведенным совместно с Фондом «Национальное интеллектуальное развитие» (Иннопрактика) [2, 3].

Геологические особенности региона

Сложность изучения мелового и кайнозойского интервалов разреза связана в первую очередь со слабой обнаженностью этих толщ в естественных выходах на дневную поверхность региона. Так, отложения нижнего и верхнего мела можно наблюдать на арх. Новосибирские острова, палеогена и неогена — там же и в Кенгдейском и Кунгинском грабенах Северного Приверхоянья, а также они вскрыты неглубокими картировочными скважинами (рис. 1, 2). В разрезах стратиграфических скважин, пробуренных в северо-восточной части шельфа моря Лаптевых, установлены нижнемеловые и палеоген-чет-вертичные отложения. Следует отметить, что по результатам малоглубинного стратиграфического бурения нижнемеловые (верхнебарремско-нижне-аптские) толщи входят в состав складчатого основания, на котором со значительным перерывом и угловым несогласием залегает комплекс отложений чехла, датированный в интервале ранний палеоцен – плейстоцен [3].

Результаты геохимических исследований ОВ

Нижнемеловые отложения на арх. Новосибирские острова представлены терригенно-угленосными разностями балыктахской свиты апт-ско-альбского возраста [4]. По результатам замеров отражательной способности витринита ( R _о = 0,5– 0,57 %) и пиролитического параметра — температуры максимального выхода УВ ( Т _мах = 412–427 ^оС) — степень зрелости ОВ в изученных образцах глинистых отложений соответствует начальной стадии мезокатагенеза (МК₁), т. е. породы отличаются относительно низкой степенью зрелости керогена.

Значения водородного индекса (HI) составляют в среднем около 80 мг УВ/г Сорг и лишь по единичным глинистым образцам достигают 129 и 196 мг УВ/г Сорг. Глинистые разности раннемелового возраста характеризуются низким и удовлетворительным генерационным потенциалом (значения их остаточного потенциала (S2) изменяются от 0,98 до 3,74 мг УВ/г породы. Угли и углистые породы при существенно более низких значениях HI (30– 95 мг УВ/г Сорг) обладают очень высоким и превосходным генерационным потенциалом. Значения S2 по ним варьируют от 20 до 62 мг УВ/г породы. На модифицированной диаграмме Ван-Кревеле-на (рис. 3 A) ОВ большинства пород относится к III типу керогена и лишь один образец попадает в зону с типом керогена II-III (смешанный).

Для изучаемых нижнемеловых отложений предложена кинетическая модель преобразования ОВ по образцам балыктахской свиты (о-в Котельный). Расчеты кинетических спектров осуществлялись на основе пирограмм образцов после экстракции при разных скоростях нагрева (5, 10, 15, 20, 25 °С/мин) от 300 до 700 °С. Обработка экспе-

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Рис. 1. Расположение ключевых точек наблюдения

Fig. 1. Location map of study area

1 — стратиграфические скважины; 2 — лицензионный участок ПАО «НК»Роснефть»; 3 — точки отбора образцов

1 — stratigraphic well; 2 — Rosneft License Area; 3 — sampling point

риментальных данных проведена в ПО MussHunter Workstation с помощью математических алгоритмов, описанных ранее [12–14]. Анализ кинетики преобразования ОВ в углистых образцах показал, что углистые разности характеризуются ранним началом генерации УВ (при энергии активации 44–46 ккал/моль и максимуме частоты реакции на энергии активации 48-52 ккал/моль) (см. рис. 3 B).

В разрезе стратиграфических скважин нижнемеловые отложения барремско-аптского возраста входят в состав складчатого основания. Органическое вещество в породах преимущественно гумусового (III) и гумусово-сапропелевого (II-III) типов. Породы в значительной мере уже реализовали свой нефтегенерационный потенциал, значения Т _max в них достигают 456 °С, остаточное содержание С_орг изменяется от 1,09 до 2,23 % при довольно низких значениях HI, не превышающих 85 мг УВ/г С_орг. Остаточный генерационный потенциал также невысокий, значения S₂ варьируют от 0,54 до 1,38 мг УВ/г породы, в среднем составляя 0,83 мг УВ/г породы.

Верхнемеловые отложения на арх. Новосибирские острова представлены вулканогенно-терригенными угленосными образованиями дере- вянногорской свиты (рис. 4) туронско-коньякского возраста [7, 15]. Породы характеризуются низкой степенью зрелости (ПК2-МК1), показатель отражательной способности витринита Rо изменяется от 0,22 до 0,57 % (при среднем значении VR = 0,38 %). По результатам пиролитических исследований степень зрелости (Tmax) имеет широкий диапазон значений — от 384 до 432 ºС (в среднем 417 ºС), что также свидетельствует о низкой степени преобразованности ОВ.

Для терригенных (глинистых) верхнемеловых разностей содержание С_орг не превышает 1,4 %, составляя в среднем 0,74 %. Около половины исследованных образцов содержит крайне низкое количество ОВ высокой степени окисленности (OI от 41 до 195 мг СО 2 /г С_орг), а значения их остаточного генерационного потенциала варьируют от 0,27 до 1,83 мг УВ/г породы, т. е. от низкого до удовлетворительного (рис. 5 A). Только для двух углисто-глинистых образцов значения параметра S₂ достигают 7,82 и 8,08 мг УВ/г породы. Из этого поля выбивается лишь один образец глины, отобранный на о-ве Новая Сибирь специалистами ВСЕГЕИ в 2011 г. [10]. Содержание С_орг в нем составляет 5,74 %, значения HI — 333 мг УВ/г С_орг, а показатель S₂ — 19,12 мг УВ/г

GEOCHEMICAL SURVEYS

Рис. 2. Обобщенная литолого-стратиграфическая схема мел-кайнозойских отложений моря Лаптевых и его обрамления Fig. 2. Generalized lithologic and stratigraphic chart of Cretaceous-Cenozoic deposits of the Laptev Sea and its neighbourhood

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Рис. 3. Результаты пиролиза (A) и кинетики преобразования (B) ОВ в нижнемеловых углистых образцах с арх. Новосибирские острова

Fig. 3. Results of pyrolysis (A) and transformation kinetics (B) of OM in Lower Cretaceous carbonaceous samples taken from New Siberian Islands Archipelago

1 — нижний мел балыктахская свита K₁a-al; 2 — C₁; 3 — C₂–C₅; 4 — C₆–C₁₄; 5 — C₁₅₊

1 — Lower Cretaceous Balyktakhsky Formation K₁a-al; 2 — C₁; 3 — C₂–C₅; 4 — C6–C₁₄; 5 — C₁₅₊

Рис. 4. Разрез деревянногорской свиты, о-в Новая Сибирь (фото ГИН РАН)

Fig. 4. Outcrop of Derevyannogorsky Formation interval on Novaya Sibir’ Island (image courtesy of GIN RAS

GEOCHEMICAL SURVEYS

Рис. 5. Характеристика генерационного потенциала пород (A), типа ОВ (B) и кинетический спектр преобразования ОВ отложений (C) верхнемелового разреза из обнажений на о-ве Новая Сибирь

Fig. 5. Characteristics of rock hydrocarbon-generating potential (A), OM type (B), and kinetic spectrum of OM transformation of Upper Cretaceous rocks (C) from the outcrops on Novaya Sibir’ Island

1 — деревянногорская свита K₂t-k

1 — Derevyannogorsky Fm K₂t-k

породы. Помимо обедненных ОВ глинистых образцов, из отложений деревянногорской свиты были отобраны образцы углей и углистых пород. Они, напротив, характеризуются высоким содержанием ОВ. Значения Сорг в них достигают 53,8 %, а параметр S2 — 34,5 мг УВ/г породы. Во всех исследованных верхнемеловых углистых образцах значения HI попадают в поле керогена III типа (см. рис. 5 B). Значения УВ-потенциала в образцах не превышают 117 мг УВ/г Сорг, составляя в среднем 70,5 мг УВ/г Сорг. Анализ кинетики преобразования ОВ верхнемеловых отложений с о-ва Новая Сибирь (см. рис. 5 C), показал широкий разброс значений энергии активации от 46 до 70 ккал/моль со средним значением 52 ккал/моль.

Вопрос о генерации жидких УВ в угленосных толщах в настоящее время дискуссионен [16–18]. Наиболее распространена точка зрения, что генерировать УВ нефтяного ряда может не весь уголь, а только его липоидная составляющая (воски, споры, пыльца, кутикула, смоляные тела и др.) и компоненты группы липтинита [18]. В целом нефти в пределах угленосных бассейнов высокопарафинистые, а угли, с которыми пространственно и генетически связаны скопления нефти, характеризуются повышенными содержаниями липтинитовых компонентов (5–35 %).

Палеоценовые отложения изучены для оценки нефтегазоматеринского потенциала в естественных обнажениях на о-ве Новая Сибирь (нижняя часть анжуйской свиты) и по керну стратиграфических скважин. Наиболее обогащенные ОВ породы анжуйской свиты с о-ва Новая Сибирь (рис. 6) и их одновозрастные аналоги в стратиграфических скважинах обладают высоким остаточным генерационным потенциалом. Они представлены углями и углистыми образованиями, часто с включениями остатков слабопреобразованной древесины. Породы содержат большое количество ОВ (С_орг до 57,69 %), значения водородного индекса (HI) составляет 50-453 мг УВ/г С_орг) и перекрывают на диаграмме Ван-Кревелена поля керогена II, II/III и III типов (рис. 7 A). В углистых образцах значения генерационного потенциала составляет 2,71–261 мг УВ/г породы (при среднем значении 94,06 мг УВ/г породы), в глинистых породах он изменяется от 0,52 до 213,5 мг УВ/г породы (при среднем значении 13,71 мг УВ/г породы).

По данным пиролиза значения Tmax в отложениях анжуйской свиты палеоцен-эоценового возраста изменяются в широком диапазоне — от 356 до 426 °С в углистых образцах и от 407 до 437 °С в глинистых, т. е. зрелость пород не превышает стадии катагенеза МК1. Значения Tmax в глинах в целом выше, чем в углях и во всех разрезах ОВ глин преобразовано выше, чем ОВ углей. Это явление известно и описано ранее во многих работах, и оно связано с так называемым эффектом матрицы, когда при одних и тех же палеотемпературах воздействия на ОВ в концентрированной (угли) и рассеянной формах оно преобразовано до разных градаций катагенеза. Известно, что показатели Ro витринита в углях и углистых включениях в песчаниках и аргиллитах в одном разрезе имеют разные значения (самые низкие характерны для углей).

Результаты кинетических исследований ОВ бурого угля с мыса Высокий о-ва Новая Сибирь (см. рис. 7 B) показали, что максимум в спектре распределения энергий активаций приходится на интервал 50–52 ккал/моль, а сам спектр характеризуется относительно узким диапазоном распределения. Как правило, такие значения максимума энергии активации типичны для ОВ, накапливавшегося в сильновосстановительных условиях морских либо озерных фаций, и отвечают керогену II типа. При достижении высоких стадий термической зрелости это ОВ способно генерировать жидкие УВ.

Эоценовые отложения наиболее широко распространены в обрамлении моря Лаптевых. Они развиты в Кенгдейском и Кунгинском грабенах Се-

Рис. 6. Угленосный разрез танетского яруса на м. Высокий, о-в Новая Сибирь (фото ГИН РАН)

Fig. 6. Coal-bearing interval of Tanetsky Stage on Vysokiy Cape, Novaya Sibir’ Island (image courtesy of GIN RAS)

GEOCHEMICAL SURVEYS

Рис. 7. Характеристика типа ОВ (A) и кинетический спектр преобразования ОВ (B) отложений палеоцен-эоценового разреза (анжуйская свита, танетский и ипрский ярусы) из обнажений на о-ве Новая Сибирь

Fig. 7. Characteristics of OM type (A) and kinetic spectrum of OM transformation (B)

of Paleocene-Eocene interval (Anzhuisky Fm, Tanetsky and Iprsky stages) from the outcrops on Novaya Sibir’ Island