Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Тектонические особенности и перспективы нефтегазоносности западной части шельфа моря Лаптевых

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Тектонические особенности и перспективы нефтегазоносности западной части шельфа моря Лаптевых"

На правах рукописи 005051744

Заварзина Галина Александровна

ТЕКТОНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ШЕЛЬФА МОРЯ ЛАПТЕВЫХ

Специальность: 25.00.12 — «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

АПР 2013

Санкт-Петербург - 2013

005051744

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Морская арктическая геологоразведочная экспедиция» (ОАО «МАГЭ»)

Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук, профессор Супруненко Олег Иванович

Официальные оппоненты:

Маргулис Лазарь Соломонович, доктор геолого-минералогических наук, ФГУП «ВНИГРИ», заведующий отделом

Шипилов Эдуард Викторович, доктор геолого-минералогических наук, профессор, ПГИ КНЦ РАН, главный научный сотрудник

Ведущая организация: ОАО «Севморгео»

Защита диссертации состоится «26» апреля 2013 г. в 14 ч. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 216.008.01 при Федеральном государственном унитарном предприятии «Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт» (ФГУП «ВНИГРИ») по адресу: 191104, г. Санкт-Петербург, Литейный пр.,

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГУП «ВНИГРИ» Автореферат разослан «21» марта 2013 г.

39.

Ученый секретарь диссертационного совета к. г.-м. I

Общая характеристика работы

Актуальность темы исследований: В настоящее время шельф моря Лаптевых вызывает значительный интерес у российских и иностранных нефтяных компаний как высокоперспективный на нефть и газ район арктического шельфа. Полученный в 2005-2011 гг. объем сейсморазведочных данных MOB ОГТ 2D (более 11000 пог. км) по западной, прежде мало изученной части шельфа моря Лаптевых, позволил уточнить существовавшие неоднозначные представления о геологическом строении этого региона.

Предложенная модель геологического строения западной части шельфа, построенная на основе сейсмостратиграфического и сейсмофациального анализа с учетом грави-магниторазведочных данных, является актуальной для уточнения стратиграфической схемы региона, структуры осадочного чехла, выделения зон, благоприятных для аккумуляции углеводородов, и качественной оценки перспектив нефтегазоносности.

При этом морфологические особенности строения ловушек УВ, типы которых определяются условиями их формирования, имеют практическое значение при выборе направлений и методики дальнейших геологоразведочных работ, а в целом — для уточнения ресурсных оценок и повышения инвестиционной привлекательности недр моря Лаптевых.

Степень разработанности темы: на региональном этапе изучения западной части шельфа моря Лаптевых использованы фактические данные сейсморазведки MOB ОГТ 2D в объеме 14000 пог. км, геологической съемки сопредельной территории, грави-магниторазведки и публикации по теме исследований. В разрезе осадочного чехла выделены основные отражающие горизонты, сейсмокомплексы и подкомплексы, построены структурные карты и схема тектонического районирования. На основе анализа строения сейсмокомплексов и тектонических особенностей осадочный чехол разделен на перспективные нефтегазоносные комплексы, разработана классификация потенциальных ловушек углеводородов и оценены перспективы нефтегазоносности региона.

Цель исследований - на основе новых геофизических данных изучить особенности геологического строения и оценить перспективы нефтегазоносности западной части шельфа моря Лаптевых.

Основные задачи исследований:

1. Выделить основные сейсмостратиграфические комплексы и обосновать стратиграфическую привязку отражающих горизонтов.

2. Выполнить тектоническое районирование и выявить главные типы структур.

3. Определить этапы развития и особенности осадконакопления апт-верхнемеловых-кайнозойских отложений.

4. Выделить перспективные нефтегазоносные комплексы, основные типы потенциальных ловушек УВ и выполнить прогноз их распространения в западной части шельфа моря Лаптевых.

5. Выполнить качественную оценку нефтегазоносности региона.

Научная новизна:

1. Впервые на новом фактическом материале обоснован меловой-кайнозойский возраст осадочного чехла, залегающего на складчатом основании поздних киммерид.

2. Впервые разработана сейсмофациальная модель меловых-кайнозойских отложений западной части шельфа моря Лаптевых и выделены аптско-верхнемеловой(?)-палеоценовый и палеоцен-среднемиоценовый перспективные нефтегазоносные комплексы.

3. Впервые на основе анализа волнового поля предложена классификация перспективных ловушек углеводородов, включающая структурные, литолого-стратиграфические и комбинированные ловушки. Среди структурных ловушек УВ выделены приразломные ловушки дуплексных и транспрессионных зон сдвигов.

4. Впервые выделены зоны, благоприятные для аккумуляции углеводородов, и дана качественная оценка перспектив нефтегазоносности западной части шельфа моря Лаптевых.

Теоретическая и практическая значимость работы:

1. В области региональной геологии предложена новая модель строения Лаптевоморского осадочного бассейна, конкретизирующая характер взаимоотношений его комплексов и уточняющая возраст осадочного чехла.

2. Полученные данные, которые позволяют по-новому стратифицировать комплексы осадочного чехла и определить его структуру, способствуют целенаправленному ведению нефтегазопоисковых работ.

3. Основные результаты - выделение перспективных нефтегазоносных комплексов, классификация возможных ловушек УВ, предполагаемых зон нефтегазонакопления и сейсмофациальный анализ — напрямую направлены на повышение эффективности геологоразведочных работ.

Методы исследований: сейсмосгратиграфический и структурный

анализ.

Защищаемые положения:

1. Фундаментом западной части Лаптевоморского бассейна являются дислоцированные в различной степени позднекиммерийские образования, обнажающиеся в сопредельной Верхояно-Колымской складчатой области.

2. В осадочном чехле общей мощностью до 12-14 км выделены три сейсмокомплекса: аптско-верхнемеловой(?)-палеоценовый и палеоцен(?)-среднемиоценовый - рифтовые, среднемиоцен-плейстоценовый -пострифтовый, разделенные поверхностями главных несогласий -основными отражающими горизонтами.

3. Структура бассейна определена рифтогенной системой грабенов и горстов северо-западного простирания, сегментированных сдвиговыми деформациями северо-восточного простирания.

4. Выделены два перспективных нефтегазоносных комплекса: аптско-верхнемеловой(?)-палеоценовый и палеоцен(?)-среднемиоценовый. Возможные скопления нефти и газа связываются с ловушками углеводородов антиклинального типа, преимущественно приразломными, а также литолого-стратиграфическими и комбинированными.

Степень достоверности и апробация результатов:

Работа выполнена на основе сейсморазведочных данных, полученных ОАО МАГЭ в 2005 - 2011 гг., а также переобработанных сейсмических профилей 1985-1991 гг. Кроме того, использовано большое количество геофизических (магнитных, гравиметрических и сейсморазведочных) данных, в том числе результатов их обработки и обобщений, опубликованных в научных статьях российских и зарубежных авторов.

Сбор, анализ, интерпретация и обобщение использованных при работе над диссертацией геолого-геофизических материалов проводились автором в процессе работ по составлению и подготовке к изданию Госгеолкарты - 1000/3 листов 8-48-49 (море), 8-50,51,52 по заказу Департамента по недропользованию на континентальном шельфе и Мировом океане (Департамент «Моргео»).

Личный вклад:

Интерпретация сейсморазведочных материалов проводилась автором. При этом использовались результаты ранее выполненных исследований (Иванова, 1988; Секретов, 1990; Драчев, 2001; Виноградов,

Горячев, 2000; и др.). Автором были построены структурные карты, карты мощностей и палеофациальные модели основных сейсмостратиграфических комплексов. Предложена классификация основных типов ловушек УВ и оценены перспективы нефтегазоносности западной части шельфа моря Лаптевых.

Работа апробирована в рамках объектов «Создание комплекта Госгеолкарты-1000/3 листов S-48,49 (морская часть), S-50 на основе доизучения геологического строения юго-западного сектора шельфа моря Лаптевых» (ГК-08/03/12-22), «Создание i комплекта современной геологической основы масштаба 1:1000000 листов S-51,52 на основе доизучения юго-восточного сектора шельфа моря Лаптевых» (ГК №14/03/121) и «Подготовка к изданию Госгеолкарты - 1000/3 листов S-51,52» (ГК 22/03/12-10).

Основные результаты исследований докладывались и обсуждались на научно-технических советах ОАО «МАГЭ» и международных научно-практических конференциях: «Геомодель-2009»: «Проблемы комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов», г. Геленджик, 2009; «Сочи-2011», «Сочи-2012»; «Углеводородный потенциал Дальнего Востока», г. Южно-Сахалинск, 2012; «Геология и минеральные ресурсы российской Арктики», г. Санкт-Петербург, 2012.

По теме диссертации опубликовано 7 научных работ, в том числе 6 публикаций в ведущих периодических изданиях из перечня, рекомендованного ВАК.

Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы из 111 наименований, 53 рисунков. Общий объем работы - 143 страницы.

Автор выражает глубокую благодарность и признательность научному руководителю д.г.-м.н. Супруненко О.И., генеральному директору ОАО «МАГЭ» Казанину Г.С., главному геологу Шкарубо С.И. за их внимание, помощь и ценные научные консультации. Автор признателен за помощь и консультации д.г.-м.н. Тарасову Г.А., д.г.-м.н. Ступаковой A.B., д.г.-м.н. Сенину Б.В., к.г.-м.н. Виноградову В.А., к.г.-м.н. Зуйковой О.Н., к.г.-м.н. Устинову Н.В., а также специалистам ОАО «МАГЭ» к.г.-м.н. Павлову С.П., к.г.-м.н. Шлыковой В .А., Федухиной Т.Я., Черникову С.Ф., Кадыш Т.И., Девяткиной Н.В., Дьяченко А.Б., Поштацкой А.Г., Стрижак Е.А., Ивахненко О.В.

Содержание работы

В главе 1 - «Геолого-геофизическая характеристика района исследований» приводится анализ ранее выполненных работ и литолого-стратиграфическая характеристика меловых-кайнозойских отложений материкового и островного обрамлений шельфа моря Лаптевых. Для обоснования возраста и структуры фундамента приведены данные о геологическом строении Таймыро-Североземельской, Верхояно-Колымской и Новосибирско-Чукотской складчатых областей, обрамляющих Лаптевоморскую плиту.

По результатам первого периода (1986-1997 гг.) региональных геолого-геофизических работ сложились неоднозначные представления о геологическом строении западной части шельфа моря Лаптевых, которые укладываются в три концепции. Согласно первой, в западной части расположен перикратонный массив Сибирской платформы. Осадочный чехол включает рифейско-нижнекаменноугольный, нижнекаменноугольно-нижнемеловой комплексы (параплатформенные) и верхнемеловой-четвертичный комплекс (плитный), который в восточной части шельфа залегает на позднемезозойском складчатом основании [Виноградов, 1984, 1987; Иванова, Секретов, 1989; Лазуркин, 1998, 2000]. Граница между западной и восточной зонами шельфа проходит по разлому Лазарева.

В рамках другой концепции, разделяемой автором, предполагается, что осадочный чехол шельфа моря Лаптевых повсеместно сложен эпипозднекиммерийским комплексом - аптско-позднемеловыми-кайнозойскими отложениями, залегающими в западной части на складчатом основании мезозоид Верхоянья [Драчев, 1999, 2000, 2002; Виноградов, 2000; Андиева, 2008]. Эти представления получили распространение после проведения в 1993-1994 и 1997 годах совместных исследований Федерального института природных ресурсов Германии (BGR) и «Севморнефтегеофизики» [Hinzet.al., 1998; Franke, 2001].

Третья, не столь широко известная, концепция сформулирована В.И. Устрицким [Устрицкий, 2000] со ссылкой на работу К. Фудзиты [Fujita, 1990]. По его представлениям, океанический фундамент перекрыт слабо деформированным «верхоянским» комплексом среднего карбона-нижнего мела. Выше чехол наращивается постваланжинским комплексом межгорных прогибов и кайнозойскими отложениями: палеогеновыми в грабенах и неоген-четвертичными покровными толщами.

Результаты проведенных исследований в западной мало изученной части шельфа показали, что фундаментом Лаптевоморского бассейна являются дислоцированные в различной степени позднекиммерийские

образования, обнажающиеся в сопредельной Верхояно-Колымской складчатой области. Главное несогласие связано с поверхностью денудационного среза позднекиммерийских складчатых образований, а вышележащие комплексы отложений имеют возраст не древнее апта-альба.

Глава 2 - «Сейсмостратиграфия» посвящена анализу волновой характеристики разреза и стратиграфической привязке отражающих горизонтов.

Осадочный чехол слагают три крупных сейсмокомплекса (СК): нижне-верхнемеловой(?)-палеоценовый, заключенный между отражающими горизонтами (ОГ) А-Ь2, палеоцен(?)-среднемиоценовый (ОГ Ь2-Ь4) и среднемиоцен-плейстоценовый (ОГ Ь4-дно моря). По характеру волновой картины сейсмокомплексы подразделены на подкомплексы (СПК): нижне(?)-верхнемеловой (ОГ А-Ы), верхнемеловой-палеоценовый (ОГ Ь1-Ь2), палеоцен (?)-эоценовый (ОГ Ь2-Ь3), верхнеолигоцен-среднемиоценовый (ОГ Ь3-Ь4), средне-верхнемиоценовый (ОГ Ь4-Ь5) и плиоцен-четвертичный (ОГ Ь5-Ь6), условно разделенный на две сейсмотолщи: плиоценовую, плиоцен-четвертичную (рис.1).

При отсутствии скважин глубокого бурения на шельфе моря Лаптевых стратиграфическая привязка отражающих горизонтов выполнена на основе несогласий, установленных на материковом и островном обрамлении, а также анализа разрезов скважин, пробуренных на хребте Ломоносова в Северном Ледовитом океане.

Отражающий горизонт «А» отчетливо прослеживается на профилях, расположенных в непосредственной близости от складчатого обрамления Лаптевоморского бассейна. В западной части шельфа моря Лаптевых поверхность горизонта «А» поднимается до отметок 1200 - 1100 м с тенденцией выхода через 10 - 30 км на дно моря. Результаты экстраполяции вещественно-структурных образований с прилегающей суши на шельф убеждают, что отражающий горизонт «А» не может быть ничем иным, как поверхностью денудационного среза позднекиммерийских образований и подошвой перекрывающего чехла.

В то же время ниже отражающего горизонта «А» во многих местах прослеживаются яркие протяженные рефлекторы, резко несогласные по отношению к подошве чехла и характеризующие внутреннюю слоистость подстилающих комплексов пород. Эти отражения могут быть соотнесены с терригенно-карбонатными отложениями венда-нижнего карбона, среднего карбона-нижнего мела. В позднекиммерийскую эпоху они испытали складчато-надвиговые деформации различной интенсивности, входят в состав складчатого основания и залегают под апт-альб-верхнемеловыми и кайнозойскими толщами мощностью от 4-6 до 12-14 км.

Отражающий горизонт «Ы» связан с перерывом в осадконакоплении в отложениях верхнего мела. По структуре, характеру волнового поля и сопоставлению с данными геологических исследований на суше подкомплекс Ь1-Ь2 может быть отнесен к грубообломочной терригенной угленосной формации, сформированной в результате денудации позднекиммерийских складчатых сооружений. Аналогом нижне-верхнемелового сейсмоподкомп-лекса могут быть отложения от лукумайской до чарчыкской свит альб-сеноманского возраста, распространенные в Лено-Анабарском прогибе.

Отражающий горизонт «Ь2» является опорным и прослежен как поверхность несогласия в подошве раннего палеоцена. К палеоценовым отложениям относится кора выветривания, сохранившаяся во впадинах Верхояно-Колымской складчатой области, на островах Котельный и в картировочных скважинах о-вов Бол. и Мал. Ляховский, Земля Бунге. Это дает основание предполагать, что и в пределах шельфа моря Лаптевых кора выветривания тоже широко распространена.

ОГ «ЬЗ» по характеристикам волнового поля приурочен к несогласию между эоценом и олигоценом. Косвенными данными, подтверждающими возраст ОГ «ЬЗ», является его корреляция с озерно-аллювиальными отложениями кенгдейской свиты (север Сибирской платформы), которые залегают на палеоценовой коре выветривания, и с анжуйской свитой Новосибирских о-вов.

Опорный ОГ «Ь4» связан с предсреднемиоценовым несогласием. Резкое отличие характера сейсмической записи выше ОГ «Ь4» в верхнем сейсмокомплексе чехла свидетельствует о значительных изменениях условий осадконакопления, обусловленных тектонической активизацией на шельфе моря Лаптевых и ускорением в раннем-среднем миоцене спрединга в Евразийском бассейне [Драчев, 2000; Буценко, 2006]. Подобное скачкообразное изменение характеристик осадочных пород установлено в скважинах на хребте Ломоносова [Васктапе1а1., 2006], где из разреза выпадают отложения верхнего олигоцена-нижнего миоцена. На континентальном склоне сейсмокомплекс, ограниченный ОГ«Ь4» сверху, перекрывает выступы акустического фундамента на окончании хребта Гаккеля. В прилегающих к шельфу районах суши контрастно проявлено несогласие в кровле среднемиоценовой нерпичинской свиты [Легенда..., 2000]. Соответственно, стратиграфический диапазон подкомплекса Ь3-Ь4 принимается от позднего олигоцена до среднего миоцена.

ОГ «Ь5» связан с несогласием между миоценом и плиоценом, отражающим крупную «мессинскую регрессию» Мирового океана. На прилегающей суше миоценовые отложения вскрыты Сардахской скважиной, пробуренной на о-ве Сардах-Сисе, где они несогласно перекрывают

отложения верхнего девона [Галабала, 1987]. На северном побережье о. Бол. Ляховский нижне-среднемиоценовые отложения залегают с размывом на эоцен-нижнемиоценовых.

ОГ «L6», выше которого залегают верхнеплиоцен(?)-четвертичные отложения, выделен условно.

В главе 3 - «Тектоника» рассмотрено тектоническое строение западной части Лаптевоморского бассейна. Своеобразие тектонической позиции Лаптевоморской плиты состоит в том, что она приурочена к центриклиналыюму замыканию Евразийского суббассейна и относится к торцевым окраинам, развитие которых связано с процессами раскрытия Северного Ледовитого океана.

По особешюстям рельефа складчатого основания (ОГ «А») в западной части Лаптевоморской плиты выделены Лено-Таймырская область пограничных поднятий и Западно-Лаптевская рифтовая система, а в восточной — Новосибирская система грабенов и горстов.

Лено-Таймырская область пограничных поднятий прослеживается от северной оконечности Таймыра до залива Буор-Хая. На сейсмических разрезах этой области соответствует подъем позднекиммерийского складчатого фундамента, черты строения которого отражают продолжение погребенных под верхнемеловыми и кайнозойскими отложениями складчато-надвиговых структур Восточнотаймырско-Оленекской системы, входящей в состав Верхояно-Колымской складчатой области (рис.2).

На рисунке 2 показан сейсмогеологический разрез по профилю, выходящему из Хатангского залива в море Лаптевых. Он пересекает Восточнотаймырско-Оленекскую складчато-надвиговую систему, которая резко погружается по системе ступенчатых блоков и переходит в Лено-Таймырскую область пограничных поднятий на шельфе. Глубинные разломы разграничивают блоки древней Сибирской платформы, складчатой системы киммерид и молодой Лаптевоморской плиты.

Западно-Лаптевская рифтовая система простирается с юго-востока на северо-запад. Заложение и формирование этой сложно построенной рифтовой системы связано с развитием Евразийского суббассейна. Об этом свидетельствуют как общее утонение земной коры до 25 - 22 км в осевых частях бассейна, выраженных глубокими грабенами, так и раздробленность осадочного чехла многочисленными дизъюнктивными нарушениями. Глубины залегания складчатого основания в пределах Западно-Лаптевской рифтовой системы составляют от2-5кмдо7-13кмс погружением к осевой части.

Сибирская платформа

л............ ' I I • ........... - II I .м...

Т, С

Рис.2. Сейсмогсологичсский разрез по профилю, выходящему из Хаташ скою залива в море Лаптевых, иллюстрирующий зону сочленяя Сибирской платформы и Лаптевоморской плиты

(интерпретация Г.А.Заварзиной, данные ОАО МАГЭ, 20!2)

представляют собой зоны субпараллельных разрывных нарушений северозападного простирания. Среди них выделены глубинные разломы (шовные зоны) - границы Лаптевоморской плиты и складчатых систем, региональные разломы, ограничивающие крупные тектонические элементы, и зональные, ограничивающие грабены и горсты. По кинематике они подразделены на сбросы, взбросы (надвиги) и сдвиги.

Разломы северо-восточного простирания являются секущими по отношению к разрывам северо-западного простирания и представляют собой сдвиговые зоны. На участках пересечения этими разрывами структур северозападного простирания наблюдаются смещения в плане как крупных структур и их частей, так и аномалий потенциальных полей.

Структуры западной части Лаптевоморского басссейна заложились в середине позднего мела и наиболее интенсивно развивались в кайнозойское время. При этом грабены раннего заложения, наследующие межгорные прогибы поздних киммерид, в Южно-Лаптевской зоне в большей мере компенсированы верхнемеловыми-палеоценовыми отложениями. Наиболее активно в кайнозойское время развивалась Усть-Ленская рифтовая зона, где наблюдается максимальная мощность кайнозойских отложений и сложная конфигурация грабенов и горстов. Барьером, который отделяет Усть-Ленскую рифтовую зону от Южно-Лаптевской зоны прогибов, служит Трофимовская зона поднятий.

В главе 4 - «Основные этапы развития Лаптевоморского бассейна» освещены три этапа развития региона, определившие формирование структуры осадочного чехла: рифтовые — аптско-верхнемеловой(?)-палеоценовый и палеоцен(?)-среднемиоценовый; среднемиоцен-плейстоценовый — пострифтовый.

Первая фаза рифтогенеза в области современного шельфа последовала вскоре после позднекиммерийских складчато-надвиговых деформаций на границе среднего и позднего апта. Заложение рифтогенных грабенов происходило по ослабленным зонам разломов северо-западного простирания: Восточно-Петровскому на западе, Терпейскому, Сардахскому, Быковскому на юге и Лазаревскому на востоке (рис.3).

Рифтогенные зоны в структуре бассейна прослеживаются как узкие глубокие депрессии северо-западного и северного простирания. Формирование Западно-Лаптевской рифтовой системы обеспечило по краям бассейна напряжения сжатия. На временных сейсмических разрезах в пределах Лено-Таймырской области пограничных поднятий наблюдается развитие системы ротационных блоков складчатого основания и конседиментационное заполнение асимметричных односторонних грабенов,

□*]' ш» ш< ш> ва» ^ ш» ш» сж> СИ" СЗ»

Рис.З. Тектоническая схема (сост.: Г.А.Заварзина с использованием данных: М.С.Парамонова и др., 2010ф, Заварзииа и др., 2011ф>

1 - юрско-раннемеловой окраинно-шсльфовый структурно-формационный комплекс (СФК), 2 - раннс-позднемсловой синорогснный континентальный СФК, 3 - дсвонско-срсднекаменноугольный шсльфовый СФК, 4 - срсднекамснноугольно-пермекий терри-генный СФК, 5 - триасовый шельфово-континентальный СФК. 6 - юрско-раннемеловой окраино-шсльфовый СФК, 7,8 - раннемсловой синорогснный континентальный СФК, 9 - палеогеновый континентальный СФК, 10 - кайнозойский континентально-морской СФК, 11 - грабены с преобладанием в разрезе раннс(?)-позднсмелового СФК; Грабены, наложенные на складчатые структуры Верхояно-Колымской области: 12-е незначительным преобладанием в разрезе кайнозойского СФК, 13-е преобладанием в разрезе кайнозойского СФК, 14 - глыбовые поднятия с сокращенной мощностью кайнозойского СФК, 15 - выступы древних массивов, 16 - выступы складчатых комплексов мезозоид, 17 - границы структур, не совпадающие с разломами, 18 - границы СФК, 19 - крупные погребенные интрузии основных и ультраосновных пород; Стратоизопшсы: 20 - фундамента Сибирской платформы, 21 - складчатого основания Лаптсвоморской плиты: а) достоверные, б) предполагаемые; Разрывные нарушения: 22 - шовные разломы: а) достоверные, б) предполагаемые. 23 - региональные: а) достоверные, б) предполагаемые, 24 - зональные: а) достоверные, б) предполагаемые; Разрывы по кинематике: 25 - надвиги, 26 - сбросы, 27 - сдвиги, 28 - эпицентры землетрясений, 29 - бровка шельфа

что неопровержимо свидетельствует о процессах континентального рифтогенеза на ранней стадии заложения бассейна. На конседиментационный режим формирования структур указывает значительное сокращение мощности аптско-верхнемеловых отложений вплоть до их полного выклинивания на поднятиях.

Начало второй фазы рифтогенеза (56 млн.лет назад) проявилось в конце палеоцена и связано с раскрытием Евразийского суббассейна [Богданов и др, 1998; Драчев, 2000]. В позднем палеоцене по краям Лаптевоморского бассейна активизировались Восточно-Петровский, Терпейский, Сардахский, Быковский и Лазаревский разломы. По ослабленным зонам этих разломов происходило обрушение и образование сбросо-сдвигов преимущественно с левосдвиговой кинематикой. В осевой части бассейна происходило расширение рифтогенных прогибов, возникших в конце позднего мела, и заложение новых. Темпы прогибания для большей части бассейна снизились. В то же время происходит смещение оси растяжения в восточном направлении от Южно-Лаптевской зоны прогибов к Усть-Ленскому и Северному грабенам с увеличением в них мощности кайнозойских отложений до 4 — 5,5 км.

В среднемиоценовую фазу сжатия произошло смещение и переформирование первично образованных структур. В этом состоит особенность структурной эволюции бассейна.

В главе 5 - «Перспективы нефтегазоносности» представлены основные результаты исследований: выделены два перспективных нефтегазоносных комплекса (ПНГК) - аптско-верхнемеловой(?)-налеоценовый и налеоцен(?)-среднемиоценовый, зоны возможного нефтегазонакоплення (ЗВНГН) и предложена классификация ловушек УВ.

Нижне-верхнемеловой-палеоценовый ПНГК выделен в объеме сейсмокомплскса А-Ь2 и распространен повсеместно, за исключением выступов складчатого основания. Предполагается, что отложения комплекса формировались в рифтовую стадию дифференцированного погружения бассейна. Отложения комплекса, вероятно, представлены как дельтовьми, так и прибрежно-морскими фациями и в значительной мере компенсируют глубокие впадины и грабенообразные прогибы в Притаймырской части шельфа.

Нижняя часть комплекса ранне(?)-позднемелового возраста (А-1Л), предположительно, угленосно-терригенная толща - рассматривается как материнская толща, генерирующая газ. Верхняя часть, позднемеловая(?)-палеоценовая (Ь1-Ь2), сложенная более тонким обломочным материалом, возможно, содержит коллекторы. Мощность комплекса изменяется от 0,5 км до 7 км.

Палеоцен(?)-среднемиоценовый ПНГК вьщеляется в объеме сейсмокомплекса Ь2-Ь4 и представляет собой толщу в различной степени дислоцированных и нарушенных разрывами терригенных образований, выклинивающихся севернее дельты р. Лена, на западе и востоке площади. Мощность комплекса составляет от 0,5-1,0 км до 2,5-3,5 км. В нижней части комплекса на сейсмических разрезах выделяется «акустически немая» толща, которая, вероятно, представлена пелитовыми породами. Эта толща может рассматриваться как возможная региональная покрышка для терригенных коллекторов нижне-верхнемелового-палеоценового ПНГК, а на участках погружения на глубины более 3 км (стадия «нефтяного окна» МК2 — МКз преобразования ОВ) и как генерирующая нефть и газ материнская толща.

Верхняя часть комплекса на сейсмических разрезах характеризуется чередованием средне-высокоамплитудных отражений, что, предположительно, свидетельствует о переслаивании алеврито-песчаных пород. В пределах таких типов разрезов обычно формируются пласты-коллекторы с удовлетворительными емкостными свойствами, а изменение характера волновой картины в латеральном направлении свидетельствует о том, что покрышки, вероятнее всего, носят зонально-локальный характер.

Среднемиоцен-плейстоценовый ПНГК (14-дно моря) трансгрессивно перекрывает нижележащие комплексы и развит на всей акватории. Глубина залегания комплекса на большей части площади составляет от 400 до 1200 м, максимальная мощность 1500 м. В целом перспективы комплекса невелики.

Особый интерес с точки зрения перспеюив нефтегазоносности могут представлять погребенные выступы складчатого основания в пределах Лено-Таймырской области пограничных поднятий, облекаемые осадочным чехлом. Здесь возможны скопления углеводородов не только на склонах выступа складчатого основания, но и над его сводом. В зонах слабого проявления позднекиммерийских дислокаций палеозойско-мезозойские отложения могут выступать как основное вместилище УВ, обеспечивая их подток в перекрывающие апт-верхнемеловые-палеоценовые толщи.

Рифтогенное заложение бассейна, грабен-горстовое строение, особенности формирования комплексов осадочного чехла в условиях периодических смен морского, прибрежно-морского и дельтового осадконакопления континентальным, интенсивная разрывная тектоника определили морфо-генетическое многообразие ловушек УВ.

Выделены структурные (антиклинальные), литолого-стратиграфические (неантиклинальные) и комбинированные ловушки УВ. Среди антиклинальных выделены структуры, осложненные сбросами, взбросами, и структуры сдвигов фундамента.

Антиклинали, осложненные разрывами, являются преобладающим типом ловушек. В результате переформирования первичных структур на этапе среднемиоценового проявления правосторонних сдвигов сформированы высокоамплитудные (от 100 до 600 м, площадью более 200 км") ловушки, интенсивно нарушенные сбросами, взбросами, сдвигами.

На шельфе моря Лаптевых выделены два класса сложных парагенезисов «антиклиналь-разрыв», осложненные разломами типа «веер» или «цветок» - структуры дуплексных зон сдвигов и транспрессионных зон (рис.4). К таким структурам относятся Михайловская, Николаевская, Павловская, Алексеевская, Александровская и др. Они образованы на участках пересечения первичных антиклиналей одиночными сдвигами, а также и в дуплексных зонах сжатия каждой пары эшелонированных сдвигов фундамента, имеющих в плане вид валообразных зон ромбоидальной и сигмоидальной формы.

Литолого-стратиграфический тип представлен преимущественно ловушками подошвенного прилегания и кровельного срезания.

В пределах выступов фундамента распространены комбинированные ловушки в зонах литологического замещения и выклинивания (нижне-верхнемеловой-палеоценовый ПНГК), стратиграфического срезания (палеоцен(?)-среднемиоценовый ПНГК), контролиролируемых разломами.

Большинство выявленных локальных объектов, приуроченных к линейным поднятиям и горстам субмеридионапыюго и северо-западного простирания (Центральный, Минина, Оголохский, Исайско-Ребековский, Трофимовский), объединены в зоны возможного нефтегазонакопления (ЗВНГН). Наиболее благоприятными условиями для аккумуляции и консервации УВ характеризуются Песчаноостровская, Северо-Трофимовская, Мининская, Восточно-Трофимовская и Центрально-Лаптевская ЗВНГН, где могут быть представлены ловушки всех основных типов (рис.5). Это объекты главного направления нефтегазопоисковых работ в западной части шельфа моря Лаптевых. Первоочередными локальными объектами являются локальные структуры Петровская, Николаевская, Александровская и др.

Заключение

В результате проведенных исследований на основе сейсморазведочных данных Ю с учетом материалов геологического картирования, гравиметрии, магнитометрии получены новые данные, позволяющие существенно уточнить геологическое строение западной, прежде мало изученной части шельфа.

Тип ловушки

1

Сейсмический образ

Морфологические особенности

Антиклинальная сводовая ненарушенная

Антиклинальная осложненная сбросами

осложненная взбросами

Антиклинальная дуплексных зон сдвигов

Антиклинальная транспрессион-ных зон

Рис.4. Типы структурных ловушек по сейсморазведочным данным

(Заварзина, 2012)

1 - эшелонированные правые сдвиги в чехле, отражающие сдвиги в фундаменте,

2 - оперяющие сбросо-сдвиги, 3 - сбросы, 4 - взбросы, 5 - контуры ловушек: а) в плане, б) на разрезе, 6 - линия разреза, 7 - отражающие горизонты, 8 - линия выклинивания ОГ, 9 - размыв, 10 - изолиния

[ 2СГСНТ

В' ЕЭ' ЕП3 О СП7 О СИ"

I I" I ! '» ГП» ^¡/«^//^»СЛ/»

Рис. 5. Схема нрогноза нефтсгазоносности (Парамонова и др., 201 Оф, Заварзина и др., 2011ф)

1-3 - границы: 1 - провинции, 2 - областей, 3 - районов; 4-10 - ресурсная оценка потенциально нефтегазоносных территорий и акваторий: 4 - наиболее перспективные, 5 - перспективные, 6 -срсднспсрспсктивные, 7 - малопсрспсктивныс, 8 - возможно перспективные, 9-е невыясненными перспективами, 10 - бесперспективные; 11-12 -зоны перспективные для обнаружения УВ:

II - на суше. 12 - па море; 13 - выявленные локальные поднятия в пределах шельфовых зон; 14 -граница выклинивания мсловых-палсонсновых отложений; 15 - нефтегазоводопроявления в скважинах, 16-18 - разрывные нарушения: а) достоверные, б) предполагаемые: 16 - шовные разломы (границы транерегиоиальных тектонических структур), 17 - региональные, 18 - зональные; 19 -изогипсы по отражающему горизонту «Ь2»: а) достоверные, б) предполагаемые. Элементы нсфтс-газогеологичсского районирования: 1 - Хатангско-Лснская НГТ1: 1-а - Лсно-Аиабарекая ПНГО, 1-6 -Олснскско-Нижнсленская ПНГО; II - Самостоятельная Лапгевская ПНГО: 11-а - Западно-Лаптев-ский ПНГР, 11-6 - Ленский дельтовый ПНГР,Н-в - Усть-Лснский ПНГР, Н-г - Омолойский ПНГР;

III - Новосибнрско-Чукотска ПНГП: Ш-а - Новосибирская ПНГО. Зоны перспективные для обнаружения УВ: на суше: I - Чайдах-Юряхская. 2 - Киринейская, 3 - Уэлснско-Трофимовекая, 4 - Хастахс-кая, 5 - Кираская, 6 - Улахап-Чарчыкская. 7 - Восточно-Кслнмярская, 8 - Омугуянская; на шельфе: 9 - Песчаноостровская, 10 - Рсбсковская, II- Ссвсро-Трофимовская, 12 - Восточно-Трофимовская, 13 - Мурунтасско-Ссвсродунайская, 14 - Западно-Омолойская, 15 - Мининская, 16 -Центрально-Лаптсвская. Выявленные локальные поднятия в пределах шельфовых зон: П - Песчаная, А - Анастасьев-ская, Н - Николаевская, Пл - Павловская, Ал - Алексеевская, Ас - Александровская, Мх - Михайловская, I I - Петровская, Ан -Аннинская, СД - Северо-Дунанская, И - Нкатерининская, СБ - Севсро-Белкейская, Ф- Федоровская

Западная часть шельфа моря Лаптевых является эпипозднекиммернйским осадочным бассейном, обладающим всеми чертами нефтегазоносного. В разрезе осадочного чехла выделены три основных сейсмокомплекса: рифтовые - аптско-верхнемеловой(?)-палеоценовый, палеоцен(?)-среднемиоценовый; пострифтовый - среднемиоцен-плейстоценовый.

Меловой-кайнозойский бассейн заложился на коре континентального типа. Заложение в позднем апте рифтогенных грабенов происходило по ослабленным зонам разломов (Восточно-Петровский на западе, Терпейский, Сардахский, Быковский на юге и Лазаревский на востоке), определивших простирание основных структурно-фациальных зон и зон возможного нефтегазонакопления. В результате образовалась система разломов северозападного простирания и сопряженных с ними грабенов и горстов, сегментированных сдвиговыми деформациями северо-восточного простирания.

В пределах бассейна выделяются два депоцентра осадконакопления, разделенные Трофимовской зоной поднятий: Южно-Лаптевская зона прогибов, в полной мере компенсированная аптско-верхнемеловыми-палеоценовыми отложениями, и Устъ-Ленская рифтовая зона, в которой основная часть разреза представлена кайнозойскими отложениями.

На всех этапах развития бассейна формировались различные литофациальные комплексы отложений от континентальных, прибрежно-морских, мелководно-морских до глубоководных турбидитовых фаций, благоприятных для формирования резервуаров нефти и газа.

Реконструкция основных этапов развития осадочного бассейна и сейсмофациальные модели комплексов послужили основой для выделения генетически связанных с ними типов ловушек УВ и ареалов их распространения в западной части шельфа моря Лаптевых. Впервые выделены и классифицированы сейсмические (морфологические) образы структурных, литолого-стратиграфических и комбинированных ловушек УВ.

На основе тектонического районирования составлена схема нефтегазогеологического районирования. Выделены перспективные нефтегазоносные районы (ПНГР) и зоны, перспективные для обнаружения углеводородов. Наиболее перспективными (20-30 тыс.т. н.э./км2) являются Западно-Лаптевский и Усть-Ленский ПНГР, в которых выделены Песчаноостровская, Ребековская, Северо-Трофимовская, Мининская, Восточно-Трофимовская, Мурунтасско-Северодунайская, Западно-Омолойская и Ценгрально-Лаптевская перспективные зоны с наибольшей плотностью начальных суммарных геологических ресурсов УВ (30-50 тыс.т. н.э./км').

В Северо-Трофимовской зоне выявлены крупные локальные структу-

ры: Павловская, Алексеевская, Александровская и Михайловская, с которыми связаны возможные тектонически экранированные ловушки. Всего в западной части шельфа моря Лаптевых по отражающему горизонту «L2» выявлены и намечены по отдельным профилям более 50 локальных структур. Наиболее перспективным первоочередным объектом для постановки поисково-разведочных работ является Петровская структура.

Тем не менее, остаются нерешенные задачи, среди которых можно выделить следующие.

1. Самым важным, в наибольшей мере влияющим на оценку нефтегазоносности, остается определение стратиграфического объема осадочного чехла. Даже при ограничении нижнего возрастного предела апт-альбско-верхнемеловыми отложениями, весьма существенно, какие образования преобладают в разрезе: континентальные угленосные толщи нижнего-верхнего мела или дельтовые и прибрежно-морские комплексы палеогена-неогена.

2. Вторая задача - выделение, прослеживание и картирование в нижнем этаже западной части Лаптевского шельфа полого-складчатых образований ордовика-среднего карбона и верхоянского комплекса: перми-триаса, а в грабенах - юры-нижнего мела и оценка их возможного вклада в нефтегазовый потенциал бассейна.

На основании этого рекомендуется:

1. Продолжить региональное изучение Лаптевоморского бассейна комплексными геофизическими исследованиями (сейсморазведка MOB ОГТ 2D, грави-магниторазведка) в южном и восточном районах шельфа.

2. Первоочередными районами для проведения поисковых работ являются Северо-Трофимовская, Мининская и Восточно-Трофимовская зоны.

3. С целью изучения нефтегазоносности бассейна и стратификации осадочного чехла пробурить параметрическую скважину. Благоприятными районами для заложения скважины могут быть Песчаноостровская и Мурунтасско-Северодунайская зоны.

Список работ, опубликованных по теме диссертации:

Публикации в изданиях, реферируемых ВАК:

1. Шкарубо С.И., Заварзина Г.А. «Стратиграфия и характеристика

сейсмических комплексов осадочного чехла шельфа моря

Лаптевых». Нефтегазовая геология. Теория и практика.-2011.—Т.6.—

№2.-http://www.nptp.ru/rub/2/14 2011 .pdf

2. Заварзина Г.А., Ивахненко О.В., Зуйкова О.Н.

«Западнолаптевоморский шельф: геологическое строение и

перспективы нефтегазоносности». Разведка и охрана недр. 2012. №4. С.25-30.

3. Заварзина Г.А. «Основные структурные элементы и перспективы нефтегазоносности западной части шельфа моря Лаптевых». Геология нефти и газа. 2012. №3. С.7 — 14.

4. Заварзина Г.А., Шкарубо С.И. «Тектоника западной части шельфа моря Лаптевых». Нефтегазовая геология. Теория и практика.-2012-Т.7.-№3 -http://www.ngtp.ru/rub/4/39 2012.pdf

5. Заварзина Г.А. «Типы потенциальных ловушек и распространение их в западной части шельфа моря Лаптевых». Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2012 — Т.7. — №4.-http://www.ngtp.rU/rub/5/64_2012.pdf

6. Заварзина Г.А. «Цикличность седиментации и основные этапы формирования кайнозойского осадочного чехла Поморского прогиба». Разведка и охрана недр. 2011. №2. С.21 - 25.

Другие статьи и материалы научно-практических конференций:

7. Kirilova-Pokrovskaya Т.А., Djyachenko A.B., Zavarzina G.A. «Application of AVO analysis to seismic records on the Laptev Sea Shelf», Geological Society, London, Memoirs 2011.doi: 10.1144/M35.24. v. 35. P. 359-368.

8. Заварзина Г.А., Кириллова T.A., Дьяченко А.Б. «Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Притаймырской части шельфа моря Лаптевых», «Геомодель-2009», г. Геленджик.

9. Шкарубо С.И., Заварзина Г.А. «К вопросу о стратификации осадочного чехла западной части шельфа моря Лаптевых», г. Сочи, 2011.

10. Заварзина Г.А., Шкарубо С.И. «Тектонические критерии выделения зон нефтегазонакопления западной части шельфа моря Лаптевых», г. Сочи, 2012.

11. Шкарубо С.И., Заварзина Г.А. «Строение Лаптевоморского шельфа: от стратификации горизонтов к потенциальным ловушкам УВ», «Углеводородный потенциал Дальнего Востока», г. Южно-Сахалинск, 2012.

12. Казанин Г.С., Шкарубо С.И., Черников С.Ф., Кириллова-Покровская Т.А., Заварзина ГА., Зуйкова О.Н. «Результаты современного этапа изучения Лаптевоморского шельфа: от гипотез к новым фактам и проблемам», «Геология и минеральные ресурсы российской Арктики», г. Санкт-Петербург, ФГУП «ВНИИОкеангеология», 2012.

Подписано в печать 18.03.2013 г. Форм. бум. 60x84 1/16. Печ. л. 1,25. Тираж 100. Заказ № 45.

Изготовлено в полиграфическом салоне. 191014, г. Санкт-Петербург, ул. Жуковского, д. 26.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Заварзина, Галина Александровна, Мурманск

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «МОРСКАЯ АРКТИЧЕСКАЯ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНАЯ ЭКСПЕДИЦИЯ»

(ОАО «МАГЭ»)

На правах рукописи

04201356755

И

ЗАВАРЗИНА ГАЛИНА АЛЕКСАНДРОВНА

ТЕКТОНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ШЕЛЬФА МОРЯ ЛАПТЕВЫХ

Специальность 25.00.12 - геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

к

Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Научный руководитель: Супруненко Олег Иванович,

доктор г.-м. н., профессор.

МУРМАНСК - 2013

ОГЛАВЛЕНИЕ

Оглавление........................................................................................................................................................................................2

Введение..............................................................................................................................................................................................3

1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА ИССЛЕДОВАНИЙ..........................................................................................................................................................8

1.1. Краткий физико-географический очерк....................................................................................8

1.2. Геолого-геофизическая изученность..........................................................................................9

1.3. Геологический очерк................................................................................................................................17

2. СЕЙСМОСТРАТИГРАФИЯ..................................................................................................................................39

2.1. Волновая характеристика разреза..........................................................................................................39

2.2. Стратиграфическая привязка отражающих горизонтов....................................................47

3. ТЕКТОНИКА........................................................................................................................................................................57

3.1. Тектоническое районирование....................................................................................................................62

3.2. Разломная тектоника............................................................................................................................................78

4. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ РАЗВИТИЯ ЛАПТЕВОМОРСКОГО БАССЕЙНА................82

5. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ........................................................................................99

5.1. Нефтегазогеологическое районирование..........................................................................................99

5.2. Перспективные нефтегазоносные комплексы и катагенетическая модель осадочного чехла................................................................................................................................................................102

5.3. Прямые признаки нефтегазоносности................................................................................................106

5.4. Косвенные признаки нефтегазоносности........................................................................................109

5.5. Возможные типы ловушек и зоны нефтегазонакопления..................................................112

5.6. Перспективы нефтегазоносности............................................................................................................125

ЗАКЛЮЧЕНИЕ....................................................................................................................................................................129

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ......................................................................................................................................131

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ..........................................................................................................................................132

СПИСОК РИСУНКОВ................................................................................................................................................141

ВВЕДЕНИЕ

Многолетние геолого-геофизические исследования, выполненные в пределах арктических континентальных окраин, доказали наличие целого ряда перспективных осадочных бассейнов. Последующее бурение привело к открытию уникальных и крупных месторождений У В на шельфе Баренцева и Карского морей. Однако в северных областях этих морей и во всех восточно-арктических морях бурение не проводилось, и представление о их строении базируется, в основном, на результатах геофизических работ и геологической съемки островов.

Особенно много дискуссионных вопросов в трактовке геологического строения и истории развития моря Лаптевых, несмотря на то, что изучение акватории шельфа моря Лаптевых началось более 25 лет назад. Разнообразие и противоречивость моделей строения осадочного чехла и, соответственно, эволюции региона обусловлены не только субъективными представлениями авторов; определяющей причиной является чрезвычайно сложная разломная структура Лаптевоморского бассейна, расположенного в зоне сочленения древней Сибирской платформы и срединно-океанического хребта Гаккеля.

Анализ накопленных геофизических материалов позволил сделать вывод о сложном геологическом строении региона. В результате проведения региональных сейсморазведочных работ были выявлены отрицательные структуры с мощностью осадочного чехла более 10 км -Южно-Лаптевский прогиб, Усть-Ленский и Омолойский грабены, а также крупные положительные элементы: Лено-Таймырская зона пограничных поднятий, Трофимовское и Центрально-Лаптевское поднятия. Сочетание отрицательных и положительных структур, а также высокая вероятность развития в разрезе осадочного чехла мощных палеодельтовых комплексов создают благоприятные условия для генерации У В.

Актуальность темы исследований: В настоящее время шельф моря Лаптевых вызывает значительный интерес у российских и иностранных нефтяных компаний как высокоперспективный на нефть и газ район арктического шельфа. Полученный в 2005-2011 г.г. объем сейсморазведочных данных МОВ ОГТ 21) (более 11000 пог. км) по западной, прежде мало изученной части шельфа моря Лаптевых, позволил уточнить существовавшие неоднозначные представления о геологическом строении этого региона.

Предложенная модель геологического строения западной части шельфа моря Лаптевых, построенная на основе сейсмостратиграфического и сейсмофациального анализа с учетом грави-магниторазведочных данных, является актуальной для уточнения стратиграфической

схемы региона, структуры осадочного чехла, выделения зон, благоприятных для аккумуляции углеводородов, и качественной оценки перспектив нефтегазоносности. При этом морфологические особенности строения ловушек УВ, типы которых определяются условиями их формирования, имеют практическое значение при выборе направлений и методики дальнейших геологоразведочных работ, а в целом - для уточнения ресурсных оценок и повышения инвестиционной привлекательности недр моря Лаптевых.

Степень разработанности темы: на региональном этапе изучения западной части шельфа моря Лаптевых использованы фактические данные сейсморазведки MOB ОГТ 2D в объеме 14000 пог. км, геологической съемки сопредельной территории, грави-магниторазведки и публикации по теме исследований. В разрезе осадочного чехла выделены основные отражающие горизонты, сейсмокомплексы и подкомплексы, построены структурные карты и схема тектонического районирования. На основе анализа строения сейсмокомплексов и тектонических особенностей осадочный чехол разделен на перспективные нефтегазоносные комплексы, разработана классификация потенциальных ловушек углеводородов и оценены перспективы нефтегазоносности региона.

Цель исследований - на основе новых геофизических данных изучить особенности геологического строения и оценить перспективы нефтегазоносности западной части шельфа моря Лаптевых.

Основные задачи исследований:

1. Выделить основные сейсмостратиграфические комплексы и обосновать стратиграфическую привязку отражающих горизонтов.

2. Выполнить тектоническое районирование и выявить главные типы структур.

3. Определить этапы развития и особенности осадконакопления апт-верхнемеловых -кайнозойских отложений.

4. Выделить перспективные нефтегазоносные комплексы, основные типы потенциальных ловушек УВ и выполнить прогноз их распространения в западной части шельфа моря Лаптевых.

5. Выполнить качественную оценку нефтегазоносности региона.

Научная новизна:

1. Впервые на новом фактическом материале обоснован меловой-кайнозойский возраст осадочного чехла, залегающего на складчатом основании поздних киммерид.

2. Впервые разработана сейсмофациальная модель меловых-кайнозойских отложений западной части шельфа моря Лаптевых и выделены аптско-верхнемеловой(?) - палеоценовый и палеоцен-среднемиоценовый перспективные нефтегазоносные комплексы.

3. Впервые на основе анализа волнового поля предложена классификация перспективных ловушек углеводородов, включающая структурные, литолого-стратиграфические и комбинированные ловушки. Среди структурных ловушек У В выделены приразломные ловушки дуплексных и транспрессионных зон сдвигов.

4. Впервые выделены зоны, благоприятные для аккумуляции углеводородов, и дана качественная оценка перспектив нефтегазоносности западной части шельфа моря Лаптевых.

Теоретическая и практическая значимость работы:

1. В области региональной геологии предложена новая модель строения Лаптевоморского осадочного бассейна, конкретизирующая характер взаимоотношений его комплексов и уточняющая возраст осадочного чехла.

2. Полученные данные, которые позволяют по-новому стратифицировать комплексы осадочного чехла и определить его структуру, способствуют целенаправленному ведению нефтегазопоисковых работ.

3. Основные результаты: выделение перспективных нефтегазоносных комплексов, классификация возможных ловушек УВ, предполагаемых зон нефтегазонакопления и сейсмофациальный анализ - напрямую направлены на повышение эффективности геологоразведочных работ.

Методы исследований: сейсмостратиграфический и структурный анализ.

Защищаемые положения:

1. Фундаментом западной части Лаптевоморского бассейна являются дислоцированные в различной степени позднекиммерийские образования, обнажающиеся в сопредельной Верхояно-Колымской складчатой области.

2. В осадочном чехле общей мощностью до 12-14 км выделены три сейсмокомплекса: аптско-верхнемеловой(?)-палеоценовый и палеоцен(?)-среднемиоценовый - рифтовые, среднемиоцен-плейстоценовый - пострифтовый, разделенные поверхностями главных несогласий - основными отражающими горизонтами.

3. Структура бассейна определена рифтогенной системой грабенов и горстов северозападного простирания, сегментированных сдвиговыми деформациями северо-восточного простирания.

4. Выделены два перспективных нефтегазоносных комплекса: аптско-верхнемеловой(?)-палеоценовый и палеоцен(?)-среднемиоценовый. Возможные скопления нефти и газа связываются с ловушками углеводородов антиклинального типа, преимущественно приразломными, а также литолого-стратиграфическими и комбинированными.

Степень достоверности и апробация результатов:

Работа выполнена на основе сейсморазведочных данных, полученных ОАО МАГЭ в 2005 - 2011 гг., а также переобработанных сейсмических профилей 1985 - 1991 гг. Кроме того, использовано большое количество геофизических (магнитных, гравиметрических и сейсморазведочных) данных, в том числе результатов их обработки и обобщений, опубликованных в научных статьях российских и зарубежных авторов.

Сбор, анализ, интерпретация и обобщение использованных при работе над диссертацией геолого-геофизических материалов проводились автором в процессе работ по составлению и подготовке к изданию Госгеолкарты - 1000/3 листов 8-48-49 (море), 8-50,51,52 по заказу Департамента по недропользованию на континентальном шельфе и Мировом океане (Департамент «Моргео»).

Личный вклад:

Интерпретация сейсморазведочных материалов проводилась автором. При этом использовались результаты ранее выполненных исследований (Иванова, 1988; Секретов, 1990; Драчев, 2001; Виноградов, Горячев, 2000; и др.). Автором были построены структурные карты, карты мощностей и палеофациальные модели основных сейсмостратиграфических комплексов. Предложена классификация основных типов ловушек УВ и оценены перспективы нефтегазоносности западной части шельфа моря Лаптевых.

Работа апробирована в рамках объектов «Создание комплекта Госгеолкарты-1000/3 листов 8-48,49 (морская часть), 8-50 на основе доизучения геологического строения юго-западного сектора шельфа моря Лаптевых» (ГК-08/03/12-22), «Создание комплекта современной геологической основы масштаба 1:1000000 листов 8-51,52 на основе доизучения юго-восточного сектора шельфа моря Лаптевых» (ГК №14/03/12-1) и «Подготовка к изданию Госгеолкарты - 1000/3 листов 8-51,52» (ГК 22/03/12-10).

Основные результаты исследований докладывались и обсуждались на научно-технических советах ОАО МАГЭ и международных научно-практических конференциях: Геомодель-2009: «Проблемы комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов», г. Геленджик, 2009; «Сочи-

2011», «Сочи-2012»; «Углеводородный потенциал Дальнего Востока», г. Южно-Сахалинск, 2012 г.; «Геология и минеральные ресурсы российской Арктики», г. Санкт-Петербург, 2012.

По теме диссертации опубликовано 12 научных работ, в том числе 6 публикаций в ведущих периодических изданиях из перечня, рекомендованного ВАК.

Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы из 111 наименований, 53 рисунков. Общий объем работы - 143 страницы.

Автор выражает глубокую благодарность и признательность научному руководителю д. г.-м. н. Супруненко О.И., генеральному директору ОАО МАГЭ Казанину Г.С., главному геологу Шкарубо С.И. за их внимание, помощь и ценные научные консультации.

Автор признателен за помощь и консультации д. г.-м. н. Тарасову Г.А., д. г.-м. н. Ступаковой A.B., д. г.-м. н. Сенину Б.В., к. г.-м. н. Виноградову В.А., к. г.-м. н. Зуйковой О.Н., к. г.-м. н. Устинову Н.В., а также специалистам ОАО «МАГЭ» к. г.-м. н. Павлову С.П., к.г.-м. н. Шлыковой В.А., Федухиной Т.Я., Черникову С.Ф., Кадыш Т.Н., Девяткиной Н.В., Дьяченко А.Б., Поштацкой А.Г., Стрижак Е.А., Ивахненко О.В.

1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА

ИССЛЕДОВАНИЙ

1.1. Краткий физико-географический очерк

Район исследований площадью 285 тыс. км" расположен в западной части шельфа моря Лаптевых (рис. 1.1).

80 100 120 140 160

• 'і*,'. > V:

200 км і-1

Рис. 1.1. Физико-географическая схема расположения района исследований

Шельф моря Лаптевых представляет собой полого наклонную к северу подводную равнину, рассеченную глубокими желобами речных долин, переходящими в нижней части материкового склона в каньоны. Преобладающие глубины моря в районе исследований составляют 20 - 50 м. Верхняя кромка материкового склона располагается на глубине 100 м.

Климат района суровый арктический с продолжительной (9 - 9,5 месяцев) зимой и коротким холодным летом. Средняя температура января от -40°С на суше до -30°С на побережье и в пределах акватории. Лето холодное с частыми туманами и моросящими дождями.

Ветры зимой - преимущественно южных и юго-восточных направлений, летом -северных и северо-восточных. Годовое количество осадков колеблется от 200 до 300 мм. Максимум их выпадает в июле - сентябре в виде дождя. Снеговой покров на суше появляется в середине сентября и сохраняется до второй половины мая, а на побережье до середины июня.

Круглый год в море Лаптевых наблюдается наличие ледовых полей, однако летом, начиная с конца июля, значительная часть акватории освобождается ото льда в направлении с юга на север и с востока на запад. У побережья лед сохраняется до начала августа. Толщина льда к концу зимы на море достигает 1,5 - 2,0 м.

Акватория моря является значительным водосборным бассейном рек Хатанга, Анабар, Оленек, Лена и Яна, оказывающих большое влияние на скорость (до 25 см/год) и состав осадкообразования. Характер распределения донных отложений моря Лаптевых соответствует его глубинам: до 10 - 20 м преобладают крупнозернистые пески с добавлением гальки и валунов, на больших - песок становится мелкозернистым и возрастает его илистость.

1.2. Геолого-геофизическая изученность

Геологическая изученность сухопутной части региона неравномерна. Первые сведения о его строении получены экспедицией А.Л. Чекановского (1874 - 1875 гг.), которая доказала участие палеозойских и мезозойских отложений в строении Лено-Оленекского междуречья. В дальнейшем район изучался A.A. Бунге (1885 г.), Э.В. Толлем (1894 г.), К.А. Воллосовичем (1908 - 1909 гг.), С.Г. Пархоменко (1921 г.), которыми были получены дополнительные сведения о его геологии, геоморфологии и угленосности отложений.

Систематические и планомерные геологические исследования начаты в конце 1930-х годов Горно-Геологическим управлением в составе «Главсевморпути» (ГГУ ГУСМП), а с 1948 г. и НИИГА. Целью исследований являлось выяснение перспектив района на нефть, газ, уголь и

возможности их добычи для снабжения топливом кораблей и портов. В течение 1941 - 1953 гг. геологи ГГУ ГУСМП И.П. Атласов, Д.С. Гантман, П.И. Глушинский, К.К. Демокидов, Т.П. Кочетков и др. выполнили геологосъемочные работы масштабов 1:1 ООО ООО и 1:200 ООО в пределах Северо-Сибирской низменности и кряжа Прончищева. Закартированные ими пермские, триасовые и юрские отложения расчленены до отделов. Меловые отложения разделены на морские и континентальные. В процессе картирования этой территории изучен ряд антиклинальных структур, открыто Улахан-Юряхское угольное месторождение. Здесь же, на крупной антиклинали, выявленной в 1949 г. В.А. Руцковым, трестом «Арктикразведка» в 1950 - 1953 гг. п