Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Состояние геолого-геофизической изученности Анадырского бассейна 7
ГЛАВА 2. Геологическое строение Анадырского бассейна 10
2.1. Современная структура 10
2.2. Литолого-стратиграфическая характеристика 15
2.3. Палеогеография 23
ГЛАВА 3. Нефтегазоносность 28
ГЛАВА 4. Методика геохимических исследований 37
ГЛАВА 5. Условия формирования и реализации потенциала органического вещества 45
5.1. Распределение и фациально-генетическая принадлежность ОВ 45
5.2. Типы органического вещества и его катагенетическая зональность 56
ГЛАВА 6. Геохимическая характеристика углеводородных флюидов 80
ГЛАВА 7. Корреляция состава нефтей и органического вещества материнских пород 97
ГЛАВА 8. Особенности формирования состава нефтей с высоким отношением пристан/фитан 106
ГЛАВА 9. Перспективы нефтегазоносное Анадырского бассейна 117
Заключение 137
Список использованой литературы
- Литолого-стратиграфическая характеристика
- Палеогеография
- Типы органического вещества и его катагенетическая зональность
- Особенности формирования состава нефтей с высоким отношением пристан/фитан
Введение к работе
Актуальность работы По существующим оценкам бассейны северо-востока России обладают существенными ресурсами углеводородов В пределах Берингова моря и смежных участков суши выделяется 8 осадочных бассейнов, из которых лишь Анадырский по текущему состоянию геолого-геофизической изученности является промьшшенно нефтегазоносным и представляет собой один из наиболее перспективных районов для развития нефтегазопоисковых работ
Анадырский нефтегазоносный бассейн расположен в северо-западной части Тихоокеанского региона, занимает территорию Нижнеанадырской низменности и открывается в акваторию Анадырского залива В пределах бассейна выделены три наиболее перспективных участка Западно-Озерный, Верхне-Телекайский и Лагунный, открыто 2 нефтяных, 1 газовое и 1 нефтегазоконденсатное месторождение Но, несмотря на полученные серьезные положительные результаты, вопрос о реальных перспективах Анадырского бассейна требует дополнительных исследований
Одним из важнейших элементов прогноза нефтегазоносности является изучение условий образования углеводородов и выяснение источников их генерации В этой связи проведение комплексных геохимических исследований, направленных на выделение нефтематеринских толщ, оценку нефтематеринского потенциала отложений, а также вьшснение генетической природы нефтей, является особенно актуальным
Цель и задачи исследования. Основной целью представленной работы являлась оценка генерационного и эмиграционного углеводородных потенциалов осадочного разреза Анадырского бассейна, являющихся важнейшими показателями при оценке перспектив нефтегазоносности В задачи работы входило
-
Установление характера распределения основных геохимических параметров по разрезу бассейна и выделение нефтематеринских толщ,
-
Оценка нефтематеринского потенциала отложений и установление степени его реализации,
-
Оценка перспектив нефтегазоносности бассейна по критерию генерации,
-
Выяснение генетической природы нефтей с высоким соотношением пристан/фитан
Научная новизна и практическая значимость.
В данной работе на новейшем аналитическом уровне определены генетические и катагенетические параметры нефтематеринских (НМ) толщ, сделана попытка выяснения генетической природы нефтей На обширном аналитическом материале показано, что генерация жидких углеводородов (УВ) имела место в неогене, а возможно, и продолжается в настоящее время Масштабы этой генерации достаточны для образования промышленных залежей При этом газовая составляющая неизменно превалирует над жидкой на территории бассейна На базе данных по основным геохимическим характеристикам произведен подсчёт прогнозных ресурсов углеводородов на основе расчётных параметров генерационного и эмиграционного углеводородных потенциалов Установлены районы с повышенными перспективами по критерию генерации
В работе защищаются следующие положения:
1 Установлено, что по величине исходного генерационного потенциала осадочные
толщи Анадырского бассейна представляют следующий ряд в порядке убывания майницкая
свита, ягельная тогада, гагаринская свита, телекайская толща Максимальным потенциалом
обладают отложения майницкой свиты и ягельной толщи, которые генерировали УВ в
количествах, позволяющих сформировать промышленные скопления углеводородов
2 Установлено, что бассейн является в равной степени как нефте-, так и
газогенерирующим На современном этапе бассейн преимущественно газоконденсатный и
газовый вследствие нахождения основных нефтематеринских толщ в главной зоне газообразования
-
Формирование нефтей с высоким отношением пристан/фитан, свойственным Анадырскому и другим бассейнам Тихоокеанского пояса, обусловлено рядом причин -генетическими (наличие специфических форм биопродуцентов) и катагенетическими (образование в угленосных толщах на заключительных этапах ГФН)
-
По критерию генерации к участкам с повышенными перспективами отнесены крупные зоны прогибания - Майницкий прогиб, Великореченская котловина, Проточный прогиб, Лагунный прогиб
Фактический материал и методологическая основа работы. Работа выполнена на базе материалов геологических и геохимических исследований, проведенных в пределах Анадырского бассейна советскими, а в последующем российскими организациями Использованы производственные и научно-тематические отчеты чукотских геологических предприятий, работавших на рассматриваемой территории в 60-90 гг, находящиеся в официальных фондах российских государственных организаций Помимо этого, приняты во внимание некоторые научные обобщения и выводы, приведенные в опубликованных научно-технических работах (статьях, монографиях и т д) российских и зарубежных геологов Часть данных заимствована из открытых публикаций, а также из научных отчетов МГУ им М В Ломоносова (2004-2006 г), ВНИГРИ (2002-2003 г ) Также значительная часть данньк была получена автором и коллегами на базе лаборатории органической геохимии кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ им MB Ломоносова Кроме того, использован каменный материал, любезно предоставленный сотрудниками ВНИГРИ Были выполнены определения С0рг (90 обр), пиролиз по методу Rock Eval (65 обр), химико-битуминологический анализ (горячая и холодная экстракция 83 обр), определение группового состава битумоидов (83 обр) и нефтей (14 обр), хроматогафический анализ битумоидов (83 обр) и нефтей (14 обр), хроматомасс-спектрометрия (17 обр), анализ бензиновых фракций нефти методом газожидкостной хроматографии (12 обр), ядерный магнитный резонанс метаново-нафтеновой части нефтей и битумоидов (8 обр), выделение концентратов НОВ (15 обр ), анализ элементного состава битумоидов (135 обр) и керогена (15 обр) Анализы выполнены в лабораториях кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых, в лабораториях ВНИГНИ, Москва, геологической службы Дании GEUS, и института нефтехимического синтеза ИНХС им А В Топчиева РАН, Москва
Публикации и апробация работы. Основные положения диссертации изложены в 2 статьях и 7 тезисах, доложены на конференциях Ломоносов-2006, Ломоносов-2007, 68th EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE Vienna-2006, 69th EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE London-2007, Международной научно-практической Конференции Теологические проблемы развития углеводородной сырьевой базы Дальнего Востока и Сибири", Санкт-Петербург-2006, 23rd International Meeting on Organic Geochemistry - Torquay-2007, а также докладывались на заседаниях кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых и аспирантских семинарах
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 9 глав и заключения, изложенных на 156 страницах, иллюстрирована 57 рисунками, содержит 17 таблиц Список использованной литературы включает 145 наименований Диссертация выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ
Литолого-стратиграфическая характеристика
Анадырский нефтегазоносный бассейн расположен на суше Чукотского полуострова и континентальном шельфе Берингова моря. Он простирается в субширотном направлении на 750 км при ширине около 150 км и имеет площадь около 70 тыс. км , причем около 70% этой площади находится под водами Анадырского залива. Континентальная часть бассейна соответствует Нижне-Анадырской низменности.
Предположения о нефтегазоносности Анадырской впадины в разные годы высказывались в отчетах при проведении геологических съемок. Впервые на перспективность бассейна в отношении нефтегазоносности указали В.Г.Васильев, И.Е.Драбкин и В.А.Титов (Васильев и др., 1959; Васильев, 1961). В 1963г. коллективом авторов под руководством И.О.Брода была опубликована карта нефтегазоносных бассейнов Дальнего Востока, Северо-Востока СССР и сопредельных территорий Якутии и Аляски и статья к ней (Брод и др., 1963). В статье была дана характеристика Анадырского бассейна на основе проведенных к тому времени рекогносцировочных исследований. В 1971г. под редакцией А.А.Трофимука вышла монография «Нефтегазоносные бассейны Дальнего Востока СССР», в которой дана более полная характеристика бассейна.
Территория Анадырского бассейна в 50-60-е гг. 20 века охвачена мелкомасштабной геологической съемкой, гравиметрической съемкой масштабов 1:1000000 и 1:200000, аэромагнитной съемкой масштаба 1:200000. В последующие десятилетия отдельные районы Анадырской впадины и прилегающие участки ее горно-складчатого обрамления покрыты гравиметрической и аэромагнитной съемками масштаба 1:50000.
В наземной части Анадырского бассейна и его горного обрамления на 25-ти площадях в период с 1967 до 2004 гг. (с перерывом в работах с 1992 по 2001 гг.) пробурены 64 скважины глубиной от 1106 до 3502 м. Общий размер проходки этих скважин составляет 143,2 тыс.м.
Геологическое строение обрамлений бассейна и его внутренняя структура в наиболее изученной наземной части освещены значительным комплексом геологоразведочных работ (Агапитов Д.Д. и др., 1996). Здесь за 15 лет (1976 - 1990гг.) отработано чуть более 13 тыс. пог. км. сейсмических профилей МОГТ, на 24 площадях пробурено 58 глубоких скважин (1968 - 1991гг.). Вплоть до 1991г. всеми работами по поискам нефти и газа руководил непосредственно Д.И.Агапитов. Первая параметрическая глубокая скважина пробурена в Анадырской впадине на Озернинском поднятии в 1967г. Она дала возможность расчленить верхнюю часть разреза. По результатам геологоразведочных работ установлены многочисленные нефтегазоносные структуры.
В пределах бассейна выделяются три наиболее перспективных участка (Агапитов, 1989): Западно-Озерный, Верхне-Телекайский и Лагунный. На Западно-Озерном участке располагается одноименное газовое месторождение, разведанные запасы которого - свыше 5 млрд. м газа. Месторождение подготовлено к промышленному освоению. В пределах Верхне-Телекайского участка выявлены три месторождения (Верхне-Телекайское газоконденсатное, Верхне-Эчинское и Ольховое нефтяные), ряд перспективных нефтегазоносных структур.
Перечисленные месторождения не исчерпывают нефтегазовый потенциал Нижне-Анадырской низменности, однако геологическое строение суши не позволяет надеяться на открытие крупных месторождений. Значительно большие перспективы намечаются для восточной части Анадырского бассейна, располагающейся под водами Анадырского залива Берингова моря (Агапитов, 1998).
В период 1992 - 2000гг. нефтегазопоисковые работы во впадине не проводились и уже в новом веке возобновились на лицензионной основе силами ОАО «Сибнефть». Был переработан значительный массив сейсмических данных, пробурено 7 разведочных скважин на Западно-Озерном газовом месторождении, в 2001г. пройдена Лахтакская скважина (2864 м), впервые осветившая разрез Лагунного прогиба (Маргулис и др., 2002). Акваториальная (восточная) часть Анадырского бассейна покрыта достаточно регулярной сетью комплексных геофизических региональных и выборочно поисковых сейсмических профилей (16200 пог. км.), отработанных трестом «Дальморнефтегеофизика» (1982 -1990гг.). В 2001г. по заказу ОАО «Сибнефть» при новом техническом оснащении здесь пройдены региональные сейсмические профили и проведены детальные работы на Центральном и Беринговском участках. Общий объем работ составил около 6000 пог. км. Летом 2002 г. в присводовой части Центральной структуры, в 180 км от берега пройдена первая в российском секторе Берингова моря нефтепоисковая скважина (2785 м) (Маргулис и др., 2003).
Материалы буровых работ проанализированы и обобщены в тематических отчетах Д.И.Агапитова, Ю.К.Бурлина, Р.А.Вахрушкина, Г.Г.Войкова, В.Е.Глотова, А.Д.Девятиловой, Б.А.Дементьева, В.В.Иванова, Е.П.Свистунова, Е.Н.Костылева, А.Е.Мохова, В.Г.Мужикова, Л.О.Пилипенко, И.В.Шабатина, Л.С.Маргулиса, М.К.Иванова (Северо-Восточное ТГУ, СВ КНИИ, МГУ, СО ВНИГРИ), а также в производственных отчетах Чукотской НРЭ. Отдельные специальные вопросы геологии Анадырской впадины (коллекторские свойства пород, оценка запасов УВ, стратиграфические схемы) рассмотрены в отчетах сотрудников Камчатской тематической экспедиции ПГО «Сахалингеология» (Н.Е.Бугаева, Л.И.Митрофанова, А.И.Юрочко и др.). Проблемы стратиграфии, литологии, геохимии ОВ и перспектив нефтегазоносное кайнозойских отложений в той или иной степени освещались в докторских диссертациях Ю.К.Бурлина, В.В.Иванова, С.Ф.Бискэ, в кандидатских диссертациях С.ПЛевшуновой, В.В.Иванова, В.В.Донцова, В.Е.Глотова, Т.В.Преображенской, В.Т.Крымсаловой, О.В.Щербань, Д.Д.Агапитова.
Палеонтологические и палеоботанические исследования органических остатков в керне скважин за 25-летний период буровых работ вели специалисты различных организаций: О.Н.Петров (ГИН АН СССР), А.Д.Девятилова, В.И.Волобуева, Т.В.Преображенская, В.Т.Крымсалова, А.Ф.Ефимова, Г.Г.Филиппова (СВТГУ), И.Н.Кузина (СО ВНИГРИ), И.Г.Пронина (ВНИГРИ), В.П.Тузов, Л.И.Митрофанова, Н.М.Грохотова, В.И.Медлянов (ПГО «Сахалингеология»), Т.А.Казьмина (Новосибирское ТГУ), А.В.Алабушева, И.А.Загрузина, А.П.Милов (СВ КНИИ), М.В.Муратова, Т.Л.Невретдинова (Анадырская ГРЭ), Б.В.Белая, С.Л.Хайкина (ЦЛ СВТГУ), Л.И.Кондинская (НТГУ), Г.Х.Кабанова, Л.А.Филимонова (ВостСибНИИГиМС).
Работы указанных выше специалистов создавали стратиграфический каркас, с которым соотносились все результаты исследований в области литологии, стратиграфии, органической геохимии.
Палеогеография
Нижние части разреза палеогена представлены преимущественно мелкогалечными конгломератами, состоящими из обломков осадочных пород. В районе бухты Угольной в составе гальки присутствуют эффузивы и гранитоиды. Выше залегают песчано-алевритовые отложения континентального и прибрежно-морского происхождения, содержащие угольные пласты рабочей мощности. Песчаники бухты Угольной по составу граувакковые, сложены, иногда нацело, обломками кремнистых, эффузивных и метаморфизованных пород (глинисто-сланцевые породы). В разрезе нижней части палеогеновых отложений залегает ряд песчаных пачек. Песчаники сложены кварцем, полевыми шпатами, обломками пород. На северном окончании хр. Рарыткин в районе мыса Телеграфического в разрезе палеогена (эоцен?) залегает мощная пачка (150-200 м) темно-серых мелкозернистых неплотных песчаников и песков аркозового состава. Также, как и в меловых отложениях, развитие коллекторов подобного кварц-полевошпатового типа, очевидно, характерно для северной части депрессии.
Разрезы кайнозойских отложений, вскрытых скважинами, различаются в южных и северных районах бассейна. Ягельная толща ( i-jag) палеоцен-раннеэоценового возраста мощностью от 389 м до 2200 м (максимальные мощности вскрыты в скв. Ягельная-1) и усть-чирынайская свита (Р/ис/г) среднеэоценового возраста мощностью 0-802 м (максимальные мощности вскрыты на Измайловской площади) являются терригенными по составу, к северу сменяются вулканогенными и туфогенно-осадочными породами танюрерского стратиграфического горизонта ("свиты) (?i-2tn) палеоцена - нижнего эоцена. Максимальные мощности танюрерской свиты - 663 м - вскрыты в скв. Береговая Р-12. В северной и восточной частях Анадырской впадины эта толща представлена лавами базальтов, андезитов, дацитов и туфами общей мощностью в несколько сотен м. В разрезе скв. Центральная-1, пробуренной в Восточно-Анадырском прогибе на шельфе, вулканогенно-осадочная толща вскрыта в интервале 2785-2635 м. Она представлена пачками грубообломочных туфов и туффитов андезито-базальтов. Пачки разделены пакетами частого переслаивания глин и алевролитов, содержащих пласты угля.
Песчано-глинистые отложения среднего эоцена распространены в юго-западной части. Вскрыты они и на Западно-Озерной площади, где представлены чередующимися прослоями песчаников, алевролитов и конгломератов мощностью 670 м. В низах ягельной толщи обнаружены отпечатки Trochodendroides arctica Berry, Protophyllum efmultinerve fesq., Meliosma aff. Ishikariana, Querewcia angulata Krysht., свидетельствующие, по мнению В.И.Медюлянова, о палеогеновом возрасте пород. Палинокомплексы, выделенные из осадочных и туфогенно-осадочных отложений танюрерского горизонта, в разрезах Ягельной, Восточно-Озерной, Вязкой и Береговой площадей, содержат споры Lygodium japoniciforme Sphagnum putillum Drosh. et Purt, Selaginella ef. Utriculosa Krasn., S. orbiculata Krasn., Gleichenia sp., Microlepia sp., Leiotriktes sp., Cybotium sp. Пыльца голосеменных представлена семействами Taxodiaceae и Ріпосеае. В составе покрытосеменных встречены Corpylopsis compacta Sam., Ulmoideipites tricostatus And., U. Krempii And, U. Planeraeformis And. В нижней и средней частях разреза отложений танюрерского горизонта доминируют споры (45-80%), количество пыльцы покрытосеменных не превышает 4-19%. В верхах разрезов резко изменяются количественные соотношения: в комплексах количество спор снижается до 10%. Н.М.Грохотова считает, что нижний комплекс является палеоценовым, а верхний -раннеэоценовым.
В ягельных отложениях обнаружены фораминиферы Bathysiphon rzehakini, Ammodiseus glafratus Cushm et Javr. По заключению Л.И.Митрофановой, эта микрофауна имеет палеоценовый возраст.
Майницкая глинисто-песчано-алевритовая свита (Р23- з) предположительно залегает после перерыва на среднеэоценовых отложениях. Ее возраст Ю.Б.Гладенковым определяется как средне-верхнеэоценовый-олигоценовый. Л.С.Маргулис и др. (2003) ограничивают ее возраст эоценом. Общая мощность отложений свиты составляет несколько сот метров. В разрезе скв. Центральная -1 на шельфе она составляет 359 м. По-видимому, до размыва она составляла два километра или более в наиболее погруженных участках в южных районах бассейна.
В наиболее полных разрезах майницкая свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты, которые различаются. В нижней преобладают алевритовые глинистые породы и алевролиты мощностью 0-2109 м, при этом максимальные мощности вскрыты в скв. Эчинская Р-18; в верхней большую роль играют песчаники мощностью 0-780 м (в западной части Нижнеанадырской впадины в скв. Рябиновая К-9 мощности достигают максимальных величин). Осаждение материала нижней подсвиты происходило в условиях высоко энергетических обстановок, очевидно, в условиях склона бассейна. В породах с неясной слоистостью рассеяны плохо окатанные обломки галечной размерности туфогенных, кремнистых и других пород. В отложениях свиты отмечается цикличность, мощность циклов составляет десятки метров.
В верхней подсвите глинистые и песчано-глинистые алевролиты с прослоями аргиллитов сменяются вверх по разрезу мелкозернистыми песчаниками, присутствуют и существенно глинистые пачки, которые в разрезе майницкой свиты рассматриваются как нефтематеринские породы. В Лагунном прогибе песчанистость отложений свиты возрастает.
Ведущей группой ископаемых организмов в описываемых отложениях являются фораминиферы, комплекс которых насчитывает 43 вида. На долю фораминифер, впервые появляющихся в данном комплексе, приходится 30 видов, при этом более чем для половины ареал распространения ограничивается майницким горизонтом (Агапитов, 1989). К характерным формам относятся Rhabdammina ef. Pectinata Volosh, Lenticulina ef. Washingtonensis Beck, Glandulina elliptica Reuss, Pseudoglandulina nalpeesis Ran. Самые встречающиеся виды - Bathysiphon eocenicus Cushm. Et Hanna, Trochammina vitrea serova, cyclammina placenta (Reuss), Pseudoglandulina inflate (Born.).
В целом, по мнению Л.И.Митрофановой, палеонтологическая характеристика указывает на их среднеэоценовый возраст.
Граница между майницкой и вышележащей собольковской свитами связана с предполагаемым перерывом и стратиграфическим несогласием на рубеже олигоцена и миоцена.
Отложения раннего миоцена представлены породами собольковской свиты Это по преимуществу песчаные породы прибрежного и мелководно-морского образования, формировавшиеся за счет усиленного сноса материала в бассейн речными системами; в некоторых участках накопились повышенные мощности, происходило формирование дельтовых комплексов, береговых валов и баровых тел. Отложения свиты в максимальных мощностях развиты в юго-западных участках наземной части бассейна. Максимальная вскрытая мощность собольковсой свиты на Верхне-Телекайском месторождении составляет 1426 м. В районах, приближенных к Предрарыткинскому прогибу, мощность отложений свиты ориентировочно превышает 900 м.
В палеонтологическом отношении собольковская свита является практически «немой». Выявленные в немногочисленных образцах обедненные споро-пыльцевые спектры отражают прогрессирующее похолодание, начавшееся в олигоцене (Баранова, 1979): роль пыльцы голосеменных Picea sp., Tsuga sp., Sequoia sp., Abies sp., Larix sp., Taxodium sp. увеличивается до 80%, среди покрытосеменных доминируют Alnus sp.,Betula sp., Carpinus sp.
Типы органического вещества и его катагенетическая зональность
Нефти Верхне-Телекайского месторождения малосернистые, малосмолистые и высокопарафинистые. Газ имеет сугубо углеводородный состав; примеси азота и углекислого газа не превышают 1-3%. Сероводород в газах отсутствует. Дебиты газа достигают 127-144 тыс.м3/сут, дебиты нефти -до 177 м3/сут.
В 2003 г. на Верхне-Телекайском месторождении пробурена разведочная скважина №10 и проведено вертикальное сейсмическое профилирование.
Верхне-Эчинское нефтяное месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке, располагающейся в непосредственной близости от Верхне-Телекайского месторождения. Верхне-Эчинская антиклиналь имеет субширотное простирание и нарушена серией низкоамплитудных разрывов. В ее сводовой части выделяются два основных тектонических блока. Представляющая практический интерес залежь нефти обнаружена в восточном блоке и приурочена к кровле автаткульской свиты нижнего-среднего миоцена, сложенной, в основном, мелкозернистыми туфогенными песчаниками. Залежь структурная, тектонически экранированная. Глубина залегания кровли продуктивного горизонта в своде -1406м, общая высота залежи - 119м.
Дебиты притоков нефти из различных интервалов залежи колеблются от первых м /сут на низких динамических уровнях до 24 м /сут на переливе через штуцер 10 мм. Нефть Верхне-Эчинского месторождения является легкой, малосернистой, малосмолистой и высокопарафинистой.
Западно-Озерное газовое месторождение располагается в 100 км к югу от г.Анадырь и приурочено к одноименной куполовидной пологой складке площадью 68,0 км2, установленной в отложениях среднего-верхнего миоцена (рис. 3.3). Максимальная высота складки - 100-1 Юм. Разрывные нарушения в продуктивной части разреза не установлены. Газовые залежи приурочены к песчано-глинистым отложениям среднего-верхнего миоцена и размещаются в интервале глубин 360-942м. В этом интервале установлены 16 продуктивных горизонтов, вмещающих залежи газа, в том числе два верхних горизонта - в верхнемиоценовой эчинской свите и 14 - в отложениях озернинской свиты среднего-верхнего миоцена. Максимальная концентрация запасов газа (33%) установлена в интервале глубин 600-700м. В целом, месторождение образуют 13 структурных пластово-сводовых залежей и 3 комбинированные структурно-литологические залежи. Продуктивные горизонты сложены полимиктовыми мелкозернистыми песчаниками и смешанными алевро-песчаными породами с открытой пористостью 27-32%. Роль экранов выполняют непроницаемые пачки глинистых алевролитов и глин. Газовые залежи размещаются в относительно маломощных пластах, эффективные толщины которых колеблются от 1 до 17 м. Основные запасы газа (88%) сосредоточены в 8 наиболее крупных залежах.
Рабочие дебиты газовых пластов лежат, в среднем, в диапазоне 30-100 тыс.м /сут. Максимальные дебиты притоков газа достигают 150-250 тыс.м3/сут. Газы всех продуктивных горизонтов являются, в основном, метановыми (содержание метана - 97-99% объема). Сероводород в газах не обнаружен. В настоящее время идет освоение месторождения. В течение 2002 г. на месторождении пробурено 4 эксплуатационных скважины - Р-101, 102, 103 и 104. В 2003 г. проперфорирована и запущена в опытную эксплуатацию скважина Р-103.
Ольховое нефтяное месторождение выявлено близ южной границы Анадырского бассейна и приурочено к структурной ловушке, образованной комбинацией брахиантиклинальной складки и разрывного нарушения, которое, по имеющимся данным, представляет собой взброс или крутопадающий надвиг (рис. 3.4). Месторождение открыто в лежачем крыле взброса к северу от плоскости разрыва единственной поисковой скважиной. Тектонически экранированные залежи нефти обнаружены в двух пластах, залегающих в разрезе гагаринской свиты нижнего миоцена в диапазоне глубин 1943-2274 м. Эффективная толщина верхнего продуктивного горизонта в точке вскрытия оценивается в 7 м, нижнего горизонта - в 23 м, а высота каждой из нефтяных залежей, очевидно, превышает 600 м.
Продуктивные горизонты сложены туфогенными песчаниками, включающими прослои гравелитов и крупнозернистых алевролитов. Притоки нефти характеризуются невысокими дебитами, не превышающими 4 м /сут. Нефти Ольхового месторождения имеют плотность от 0,85 до 0,87 г/см , являются малосернистыми, парафинистыми, но, в отличие от Верхне-Телекайского месторождения, смолистыми и смолисто-асфальтеновыми. Верхне-Телекайское и Верхне-Эчинское месторождения относятся к категории мелких, а Западно-Озерное газовое по своим запасам приближается к средним месторождениям. Суммарные геологические запасы месторождений (С1+С2) составляют 35 млн. т. у.т.
Кроме описанных месторождений промышленные притоки газа получены на Мирной структуре. Газовая залежь встречена здесь в автаткульской свите (1375-1445 м). Приток газа составил 54 тыс. м / сут.
Итак, промышленная нефтегазоносность Анадырского бассейна связана практически со всеми свитами миоценового разреза. Залежей УВ не обнаружено только в елисеевской свите, выполняющей для значительной части бассейна роль флюидоупора. Перспективны и палеогеновые отложения.
Роль наиболее широко распространенной покрышки может играть глинисто-алевритовая елисеевская свита и ее аналоги, трансгрессивно перекрывающие нижне-среднемиоценовые резервуары. Елисеевская свита хорошо коррелируется с подобными морскими преимущественно тонкообломочными образованиями других бассейнов Дальнего Востока. Все они характеризуют этап среднемиоценового высокого стояния уровня моря и рассматриваются как наиболее выдержанные флюидоупоры. На Сахалине и его шельфе эти (окобыкайские) породы бронируют дагинские резервуары, содержащие около 30% всех активных запасов Северо-Сахалинского НГБ. В Анадырском бассейне елисеевская свита служит покрышкой для залежей Верхне-Эчинского месторождения и неразведанной залежи Мирной структуры.
В целом Анадырский бассейн обладает достаточно высоким потенциалом нефтегазоносное (1313/840 млн.т у.т.). Л.М.Гома и др.(1998) дана дифференцированная количественная оценка ресурсов УВ по 12 расчетным участкам и 15 возможно нефтегазоносным зонам. В качестве эталонных приняты Озернинская и Телекайская зоны с открытыми месторождениями.
На суше наиболее перспективными для поисков скоплений УВ, кроме эталонных зон является Лагунная зона (плотность ресурсов 64 тыс.т/км), где выявлено 18 положительных локальных структур
В экваториальной части Анадырского бассейна наибольший интерес для поисков месторождений УВ представляют два хорошо фиксирующихся поднятия, расположенные на юго-восточном замыкании Восточно-Анадырской впадины - Центральное и Беринговское. Толщина осадков на поднятиях оценивается в 3-5 км, причем большая их часть приходится на неогеновый комплекс. Площадь Центрального поднятия - 750 км , ГСР 164/142 млн.т у.т., плотность 219/106 тыс.т/км2, Беринговского - 550 км2, НСР - 82/53 млн. т у.т., плотность 149/96 тыс.т/км . На Центральном поднятии прогнозируется открытие месторождений с ресурсами УВ до 100 млн. т у.т. (Гома и др., 1998).
Особенности формирования состава нефтей с высоким отношением пристан/фитан
Среди всех алкановых биомаркеров отношение Pr/Ph является коэффициентом, наиболее надежно определяющим генетический тип исходного ОВ и условия его накопления (Петров, 1995, Peters at Moldowan, 1993). Величина этого отношения в собольковской свите варьирует очень широко от 0,30 до 6,22. По величине этого коэффициента все изученные образцы были подразделены на две основные группы, соответствующие разным типам исходного ОВ. I группа - Pr/Ph 3 - с существенной долей континентального ОВ и II группа - Pr/Ph 3 - преимущественно морское ОВ (рис. 5.10). На диаграмме Кеннона-Кассоу, отражающей фациальные условия накопления исходного ОВ на основе соотношения изопреноидных и н-алканов (І-С19/П-С17) и (і-Сго/п-Сі8), изученные образцы попадают в поле смешанного и континентального ОВ (рис 5.9). В первую группу попадают образцы с основным максимумом как на С22, так и на С , В II группе главный максимум фиксируется на Сго, дополнительные на Сів, С25.
Качественный состав стеранов и терпанов ОВ отличается незначительно (рис. 5.10). По характеру распределения стеранов (ионы m/z 217 и m/z 218) все изученные образцы можно четко разделить на две группы, соответствующие группам, выделенным по алкановому генетическому показателю - отношению пристан/фитан. I-C19/n-CI7
Первая, наиболее многочисленная группа, характеризуется преобладанием стерана С29, типичное распределение стеранов Сг7:С28:С29 - 29:30:41, иногда с большей долей этилхолестана (25:26:49). Повышенные концентрации стерана С29 отражают значительный вклад в исходное ОВ восков высших растений (Петров, 1995, Тиссо, Вельте,1981, Moldovan et al., 1985). Вторая группа образцов характеризуется практически равным соотношением стеранов, типичное распределение С27:С28:Сг9- 34:32:34, иногда с несколько повышенной концентрацией Сг8 - 32:35:33. Подобный характер распределения стеранов, по мнению К.Е. Петерса и М. Молдована, свидетельствует о смешанном типе ОВ и морских условиях его седиментации (Peters and Moldovan, 1993). Для всей группы образцов характерно резкое преобладание гопанов над стеранами, отражающее высокую степень бактериальной переработки исходного ОВ.
Гопаны из большей части образцов характеризуются повышенной концентрацией Сзо, которая варьирует от 35 до 46%. Концентрации биологического изомера - a(322R по всему ряду гопанов С31-С35 во всех образцах несколько ниже, чем измера С3 - af322S. Закономерного снижения концентрации био-изомеров вниз по разрезу не отмечается. Отношение норгопан/гопан (Г29/Г30) варьирует во всех образцах ОВ незначительно (0,47-0,66), оно заметно меньше единицы, что является показателем морской природы исходного ОВ (Moldovan et al., 1985).
На графике зависимости водородного индекса от Ттах (рис. 5.11) образцы обладают И-Ш типом керогена, смешанное ОВ с различной долей гумусовой составляющей. Плиоценовые и миоценовые породы на большей части Анадырского бассейна характеризуются невысокой степенью преобразованности. Породы гагаринской и собольковской свит находятся на градации катагенеза ПКз-МКь Палеогеновые отложения практически полностью находятся в зоне нефтяного окна. Ту же картину мы видим по диаграммам, построенным по отражательной способности витринита по скважинам из разных районов.
Петрографический состав рассеянного органического вещества (РОВ) в отложениях палеогенового и неогенового возраста изучался под микроскопом в шлифах, приготовленных из концентратов нерастворимого ОВ (НОВ). Исследования показали, что НОВ состоит из бесструктурной основной массы и форменных элементов, в той или иной степени сохранивших исходную структуру.
НОВ рарыткинской свиты представлен переходной разностью от витринита к фюзиниту. Цвет керогенов коричневато-серый, что указывает на преобладание гумусовой составляющей. Керогены более преобразованы, в отраженном свете имеют высокий рельеф. Майницкая свита представлена микстинитом с редкими включениями витринита. Цвет керогенов коричневато-серый, что указывает на большое количество гумусовой составляющей, а также высокую степень катагенетической преобразованности керогена.
Большая часть НОВ (более 95%) образцов собольковской свиты представлена бесструктурной сапропелевой массой, сложенной коллоальгинитом (рис. 5.14). Она представляет собой полностью разложившиеся водоросли, которые потеряли черты исходной структуры. В проходящем свете коллоальгинит имеет желтый цвет различных оттенков - от светло-желтого до рыжего и коричневато-желтого. В отраженном свете коллоальгинит серый. В скрещенных николях он всегда изотропен.
