Типы нефтяных систем Хатырского осадочного бассейна

C Е.В. Грецкая, Н.А. Петровская (ОАО «Дальморнефтегеофизика», Южно-Сахалинск, e-mail: E.Gretskaya@dmng.ru) Типы нефтяных систем Хатырского осадочного бассейна. Материалы XVIII Международной научной конференции (Школы) по морской геологии Москва, 16–20 ноября 2009 г ,N2, cc.48-50, http://rogov.zwz.ru/Marine%20geology%202009_t_2.pdf

Хатырский терра-аквальный осадочный бассейн располагается в пределах Беринговоморского мегабассейна, формирование которого обусловлено кайнозойской стадией геодинамического цикла развития Тихоокеанского подвижного пояса. В наземной части Хатырского осадочный бассейн в отложениях миоцена открыто yгловое месторождение нефти, а на Ямракоимской и Анольской площадях в отложениях эоцена и олигоцена выявлено два промышленных газопроявления. Нефть Углового месторождения характеризуется преобладанием стерана С29 (56 %) и повышенным отношением пристан/фитан (3,36), что позволяет сравнивать ее с нефтями, которые генетически связаны с органическим веществом смешанного типа с существенной долей гумусовых компонентов (кероген III типа). Нефти такого типа характеризуют уйнинско-дагинскую нефтяную систему Северо-Сахалинского бассейна [1].

Образование нефти происходило в условиях главной фазы нефтеобразования, соответствующих градации МК2 (MPI 1 = 0,83 % Ro). Отсутствие аналогичной геохимической информации, характеризующей рассеянное органическое вещество пород, не позволяет провести уверенную корреляцию нефть – нефтематеринская порода. Источником углеводородов нефти Углового месторождения является рассеянное органическое вещество палеогеновых отложений. В соответствие с принципами выделения и типизации нефтяных систем [2] в наземной части Хатырского осадочный бассейн можно выделить гипотетическую палеоген-среднемиоценовую нефтяную систему.

В осадочном чехле бассейна выделено четыре структурно-стратиграфических комплекса, разделенных поверхностями несогласия: палеогеновый, нижнемиоценовый, средне-верхне-миоценовый и плиоцен-четвертичный. Все региональные несогласия являются седиментационными и соответствуют началу нового трансгрессивного цикла. Отдельные зоны прогибания в пределах бассейна различаются стратиграфическим диапазоном, мощностью 2 комплексов выполнения и их составом, что предопределено их позицией в тектонических структурах надрегионального уровня и отражает эволюцию этих структур в течение кайнозойского этапа развития. Максимальная суммарная мощность осадочного выполнения достигает 7,6 км в прогибе Русакова. На большей площади бассейна отложения наследуют структурный план поверхности фундамента. Несоответствие структурных планов наблюдается в зонах, испытавших инверсию на границе палеогена и неогена.

В аквальной части бассейна отложения палеогенового комплекса распространены повсеместно. Наиболее полный объем комплекса мощность до 3,6 км фиксируется в мульде прогиба Русакова. Палеогеновый комплекс отличается значительной фациальной изменчивостью. Так, на восточном борту прогиба Русакова распространены прибрежно-морские и мелководно-морские отложения, которые по латерали замещаются склоновыми фациями и далее, к центру прогиба, относительно глубоководными отложениями бассейна. В Маллэнском прогибе в северо-западной части Хатырского осадочный бассейн палеогеновые отложения представлены переслаиванием песчано-глинистых отложений, или разнозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Отложения нижнемиоценового комплекса распространены на меньшей площади бассейна, чем палеогеновые. В прогибе Русакова в прибрежной полосе накапливались грубообломочные породы, в осевую часть прогиба осадочный материал выносился мутьевыми потоками различной плотности, в условиях неглубокого шельфа формировались песчано-глинистые отложения. Максимальная толщина нижнемиоценового комплекса 3,6 км установлена в Ленинградском прогибе.

Средне-верхнемиоценовый комплекс формировался в условиях эвстатического повышения уровня моря. Отложения комплекса, мощность которых в пределах шельфa достигает 3,0 км, трансгрессивно перекрывают разновозрастные нижележащие образования. Характер волнового поля комплекса свидетельствует о широком развитии веерных дельт, чередующихся с фациями шельфа, доля которых возрастает в направлении моря и верхней части разреза, а также широком распространении биогенно-кремнистых пород.

Отложения плиоцен-четвертичного комплекса мощностью до 1,0 км перекрывают нижележащие отложения и поднятия фундамента. Нефтяная система включает в себя линзу катагенетически зрелых нефтематеринских пород (очаг генерации), породы-коллекторы, покрышки и ловушки. Условия накопления палеогеновых и неогеновых отложений в Хатырском бассейне позволяют прогнозировать в разрезе наличие породных ассоциаций, необходимых для реализации процесса нефтегазообразования и выделения нефтяных систем.

В структуре Хатырского осадочный бассейн выделены пространственно разобщенные палеогеновая и палеоген-среднемиоценовая нефтяные системы, различающиеся нефтегеологическим режимом очага генерации углеводородов . Палеоген-средне-миоценовая система, включающая унаследованно развивающийся очаг, приурочена к устойчиво существующей с раннего палеогена области прогибания, объединяющей прогиб Русакова и Ленинградский прогиб. Палеогеновая система включает остаточный (инверсированный) очаг и выделяется в пределах Маллэнского прогиба. Прогрессивное развитие процесса нефтегазообразования было нарушено здесь воздыманием территории в позднем олигоцене. В наземной части бассейна положение подзон катагенеза находится на 1,5–2,0 км выше их первоначального положения [3], в аквальной части бассейна толщина эродированных отложений может достигать 1,0 км.

Результаты моделирования катагенетической зрелости рассеянное органическое вещество нефтематеринских пород рассматриваемых систем позволяют провести сравнительный анализ масштаба нефтегазообразования и дать прогнозную оценку состава генерируемых флюидов. Так, условия очага генерации углеводородов (градация МК1) палеогеновой системы появились в доинверсионную стадию развития. Прогибание в течение неогена сохранило пребывание нефтематеринских отложений в той же температурной зоне в течение 20 млн лет, что могло привести к увеличению катагенетической зрелости рассеянное органическое вещество в нижней части разреза до градации МК3 и соответствующей реализации его исходного углеводородов потенциала. В таких условиях из рассеянное органическое вещество смешанного состава генерируются и эмигрируют преимущественно жидкие углеводородов , формируя скопления нефти [4].

В палеоген-неогеновой системе прогиба Русакова в очаге выделяются зоны генерации нефти и конденсата (МК1-МК3) и позднекатагенетического газа (МК4-МК5). В этой нефтяной системе, характеризующейся преимущественно вертикальной миграцией углеводородов , будут широко распространены скопления газоконденсата и газа.

1. Попович Т.А., Кравченко Т.И. Генетические особенности углеводородного состава нефтей Северо-Сахалинского нефтегазового бассейна // Геология нефти и газа. 1995. № 1. С. 40-44.
2. The Petroleum System – From Source to Trap / Ed. by L.B. Magoon and W.G.Dow. AAPG. № 60. P. 655.
3. Нефтегазоносность осадочных бассейнов северо-западной части Тихоокеанского пояса. М.: Изд-во МГУ, 1991. 112 c.
4. Оценка потенциальных ресурсов углеводородов на основе моделирования процессов их генерации, миграции и аккумуляции. СПб.: Недра, 2006. 364 с.