Содержание к диссертации
Введение
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
- Геолого-геофизическая изученность
- Геологический очерк
- Стратиграфическая привязка отражающих горизонтов
- Перспективные нефтегазоносные комплексы и катагенетическая модель осадочного чехла
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 А.А. 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 1:1 000 000 и 1:200 000 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. пробурены на нефть колонковые (24 скважины глубиной 312 - 550 м) и поисково-разведочные скважины. В керне скважин обнаружены битумопроявления. В одной из скважин отмечены газопроявления. Разведочной скв. Р-1 глубиной 1781 м вскрыты нижне-верхнепермские и нижнетриасовые отложения.
В эти же годы в нижнем течении р. Оленек структурно-картировочным бурением изучено и оконтурено уникальное Оленекское месторождение битумов.
Результатом первого этапа геологических исследований континентальной части района явилась изданная Государственная геологическая карта и карта полезных ископаемых листов S-50 - 52 в масштабе 1:1 000 000 (1954 г.).
Второй этап (конец 1950-х - 1970-е гг.) геологоразведочных работ характеризуется постановкой геологических и геофизических съемок нового поколения, сопровождавшихся тематическими исследованиями по стратиграфии, тектонике, а также целенаправленными поисками нефти и газа.
В 1960 - 1969 гг. геологами НИИГА Г.К. Видмин-Лобзиным, Д.А. Вольновым, С.Ф. Духаниным и др. проведены геологосъемочные работы масштаба 1:200 000, сопровождавшиеся картировочным бурением и большим объемом аналитических исследований. Составленные ими на основе новых стратиграфических схем и широкого использования материалов аэрофотосъемки геологические карты отличаются большим объемом детальной информации.
Третий этап (с 1980-х годов по 2001 г.) связан с завершением среднемасштабных (1:200 000) геолого-геофизических работ. Получены новые данные о магматизме, стратиграфии палеозойских, мезозойских и кайнозойских отложений региона.
В 1977 - 1978 гг. трестом «Якутскнефтегазразведка» (В.Ю. Шлодзик, Е.А. Келле, С.С. Оксман, Е.Н. Янковский, В.Н. Мельников и др.) проведена гравиметрическая съемка масштаба 1: 200 000, а в 1978 - 1992 гг. ПГО «Ленанефтегазгеология» выполнены региональные и детальные сейсмические работы МОВ ОГТ (С.С. Шатов, B.C. Шатова, В.Н. Рубинштейн, В.Н. Григорьев, Р.А. Ковалева и др.) и пробурены три скважины: Чарчыкская параметрическая (скв. П-1) глубиной 3100 м, Хастахская (скв. 930) глубиной 3500 м и Усть-Оленекская (скв. 2370) глубиной 3605 м (рис. 1.2). Скважинами пройдены меловые, юрские, триасовые, пермские, кембрийские и, частично, рифей-вендские отложения. В Усть-Оленекской скважине непосредственно под пермскими отложениями впервые вскрыты силурийские и ордовикские карбонатные породы, которые с размывом залегают на вендских слоях. Изучением разрезов скважин, их расчленением и корреляцией занимались геологи ПГО «Ленанефтегазгеология» В.В. Граусман, Л.В. Баташанова, В.Н. Винокуров, Т.В. Савина и др. [92, 93].
В 2001 г. издана Государственная геологическая карта РФ масштаба 1:1000 000 (новая серия) листов S-50 - 52 (Быковский) под редакцией А.Ю. Егорова, Е.П. Сурмиловой, P.O. Галабалы, в которой отражены современные представления об особенностях геологического строения и полезных ископаемых региона, в т.ч. хребта Прончищева и западной части Лено-Анабарского прогиба.
Четвертый этап (с 2003 г.) характеризуется постановкой работ по созданию комплектов Госгеолкарты-1000/3 на листах S-48 (2003 г.) и S-49 (2004 г.) с проведением полевых прогнозно-минерагенических исследований. В 2006 г. была завершена под редакцией В.Ф. Проскурнина легенда Таймыро-Североземельской серии листов Государственной геологической карты РФ масштаба 1:1 000 000 (третье поколение) [103].
Лаптевоморский шельф. Бурение на шельфе не проводилось. Широко использованный метод донного опробования осадков (начатый в 1930-х годах) позволил изучить строение и состав поздненеоплейстоцен-голоценовых осадков.
В 1937 - 1948 гг. М.М. Ермолаевым, Н.А. Беловым (АНИИ) собран обширный материал по шельфу моря Лаптевых. Результаты исследований вошли в обобщающую работу по стратиграфии донных отложений Арктического бассейна [9].
Результаты комплексных исследований грунтов моря Лаптевых, проводенных НИИГА, отражены в работах Ю.П. Семенова (1968, 1971). На основании аналитических исследований дана детальная характеристика донных отложений, составлена геоморфологическая карта моря Лаптевых масштаба 1:2 500 000.
Геофизические исследования в пределах моря Лаптевых начаты Полярной опытно-методической высокоширотной воздушной партией НИИГА в 1963 г. Первые площадные гравиметрические исследования масштаба 1:2000 000 проводились авиадесантным способом со льда по сети 30x30 км. На основании этих материалов составлена Тектоническая карта морей Лаптевых, Восточно-Сибирского и Чукотского с прилегающей сушей в масштабе 1:2500 000 (В.А. Виноградов, Г.И. Гапоненко, В.Н. Шимараев, И.М. Русаков и др., 1968).
Геологический очерк
Укинская свита (альб) распространена от правобережья р. Уэле до устья Лены. Нижняя и верхняя части разреза сложены песчаниками, алевролитами, аргиллитами с пластами угля и сидеритовыми конкрециями, средняя - песчаниками. Мощность свиты от 25 - 60 м до 260 м.
В восточной части моря Лаптевых нерасчлененные нижнемеловые отложения берриасса-валанжина видимой мощностью 308 м распространены на о-вах Столбовой, Котельный и Мал. Ляховский (рис. 1.8). На о. Столбовой они наращивают толщу верхней юры и по лито логическому составу разделены на две толщи: нижняя представлена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с преобладанием песчаников, верхняя - глинистыми породами [28]. На северо-востоке о. Мал. Ляховский песчано-глинистые отложения предположительно валанжина видимой мощностью около 200 м представлены переслаивающимися песчаниками, алевролитами, аргиллитами.
На о-вах Мал. Ляховский и Столбовой в разрезе нерасчлененных верхнеюрско-нижнемеловых (оксфорд-валанжин) отложений выделена ритмично построенная песчаниково-аргиллитовая толща турбидитов мощностью около 1100 м.
Нижнемеловые (апт-альб) отложения о. Котельный общей мощностью 500 м представлены глинами, алевритами и алевролитами, песками и песчаниками с прослоями и линзами конгломератов, туфами кислого состава и туфопесчаниками, пластами каменного угля мощностью до 2,5 м.
Верхнемеловая менгюряхская свита (сеноман) в Лено-Анабарском прогибе с размывом залегает на укинской свите и сложена песчаниками. Мощность отложений менгюряхской свиты увеличивается с запада на восток от 40 до 200 м.
Чарчыкская свита (сеноман) распространена в центральной части Лено-Анабарского прогиба. Она сложена в основном песчаниками с обломками окаменелой древесины, галькой известняков, аргиллитов, кварцитов и окремнелых пород. Общая мощность разреза свиты 230 м.
Верхнемеловые отложения (сеноман-турон) вскрыты картировочными скважинами на Земле Бунге и о. Фаддеевском. Они залегают несогласно на более древних отложениях и представлены аргиллитоподобными глинами и алевритами, включающими прослои песков, галечников, изредка песчаников и бурых углей [28].
Кайнозойские отложения незначительно распространены в пределах материкового и островного обрамления моря Лаптевых. Они слагают осадочный чехол между устьями рек Анабара и Оленека, в дельте Лены и заполняют небольшие грабены Верхояно-Колымской складчатой области. На архипелаге Новосибирских островов, в проливах, на островах Бол. и Мал. Ляховский кайнозойские отложения вскрыты многочисленными картировочными скважинами (рис. 1.12).
В пределах Лаптевоморского бассейна палеогеновые отложения вскрыты на правобережье Быковской протоки дельты Лены. В наложенных впадинах Северного Верхоянья и на Новосибирских островах отложения палеогена залегают несогласно на эрозионной поверхности дислоцированных палеозойских и (или) мезозойских пород [27].
К палеоценовым (нижний палеоген) образованиям региона отнесена кора выветривания, сохранившаяся во впадинах Верхояно-Колымской складчатой области. Кора выветривания представлена зоной дезинтеграции (1,5 - 2,0 м), в которой видна постепенная смена коренных пород сильно трещиноватыми отбеленными их разностями, переходящими в дресву и пестроцветные глины, мощность которых колеблется от 1 - 2 до 5,0 м. Коры выветривания известны на островах Котельный, Большой Ляховский, на Земле Бунге.
Это дает веское основание предполагать широкое распространение коры выветривания на шельфе моря Лаптевых. На Новосибирских островах кора выветривания перекрыта эоценовыми отложениями. Время формирования коры выветривания - датский - танетский века палеоцена.
На Новосибирских островах палеогеновые отложения начинаются с палеоцен-эоценовых слоев (анжуйская свита мощностью 90 - 100 м), залегающих несогласно на верхнемеловых и более древних отложениях. Они представлены глинами и песками с пластами и линзами бурых углей и редкими прослоями галечников. В центральной же части о. Фаддеевский они почти полностью сложены галечниками с редкими прослоями глин вскрытой мощностью 26,5 м.
К верхнему палеоцену (согинская свита выделена в Согинской и Киенгской впадинах, расположенных между Хараулахским хребтом и кряжем Кунга) условно отнесены по палинологическим данным угленосные отложения (пестроцветные глины и аргиллиты с прослоями бурых углей, конгломератов и песчаников). Мощность свиты 140 - 150 м .
Эоценовые отложения (средний палеоген) вдоль Быковской протоки дельты Лены видимой мощностью около 400 м представлены толщей песчаников, глин, включающих пласты алевролитов и бурого угля мощностью от 0,3 до 1,2 м, и углисто-глинистых сланцев (рис. 1.13). Они представлены преимущественно континентальными образованиями кенгдейской свиты (мощностью от 600 до 1300 м) - каолиновыми глинами с редкими пластами песчаников мощностью от 0,5 до 2,5 м и многочисленными пластами бурого угля мощностью до 1,5 м.
На правобережье р. Омолой (низовье р. Кюгюлюр) на коре выветривания и продуктах ее переотложения общей мощностью около 30 м залегают мощные (20—30 м) галечники и конгломераты, сложенные галькой молочно-белого кварца и выветрелых осадочных пород, которые с размывом перекрыты олигоценовой омолойской свитой.
Стратиграфическая привязка отражающих горизонтов
Устъ-Ленская рифтовая зона простирается с юго-востока от дельты Лены на северо-запад и на севере переходит в Северо-Западный периокеанический прогиб.Она является стержневой структурой Лаптевоморского шельфа, объединяя цепь депрессий с максимальным погружением подошвы осадочного чехла до 11-12 км. По морфологии складчатого основания в пределах рифтовой зоны выделяются Усть-Ленский осевой грабен и сопряженные с ним ступени.
Усть-Ленский осевой грабен простирается в северо-западном направлении. На севере он смещается по Хатангскому разлому и разветвляется на два грабена северо-западного и северовосточного простирания (Северный грабен). Осевой грабен четко выражен в остаточном поле силы тяжести линейной отрицательной аномалией до -15 мГал на положительном фоне до 5 мГал. Грабен объединяет ряд депрессий, в которых складчатое основание залегает на глубинах 9-12 км (рис.3.1). В осевом грабене, особенно в северной его части, в разрезе осадочного чехла преобладают кайнозойские отложения мощностью до 6 км.
Бортовые части Усть-Ленской зоны, окаймляющие осевой грабен, представлены Восточно-Трофимовской и Западно-Омолойской ступенями с глубинами залегания складчатого основания 7-8 км.
В северной части Усть-Ленской рифтовой зоны обособляются Поднятие Минина и Западно-Лаптевское поднятие (рис.3.7). Абсолютные отметки в выступах поднятий складчатого основания составляют - 4 - 6,5 км.
На юго-востоке Усть-Ленской зоны выделяется еще один, отчлененный перемычкой от осевого, Восточно-Сагастырский грабен. Мощность мел-кайнозойского чехла в этом грабене немногим более 7 км.
Южно-Лаптевская зона прогибов и Усть-Ленская рифтовая зона разделены Трофимовской зоной поднятий, которая включает в себя крупные выступы, поднятия, горсты и ступени с глубинами залегания складчатого основания от 1 км до 5,5-6 км (рис.3.1). Наиболее приподнятый блок складчатого основания - Муоринский выступ расположен в дельте Лены. В гравитационном поле он выражен крупным овальной формы максимумом до 38 мГал, ориентированным в северо-западном направлении (рис.3.2). От Туматского выступа он отделен системой субширотных дуговых разломов. С севера и запада Муоринский выступ ограничен зонами сбросов и сбросо-сдвигов, отделяющих сопряженные с ним грабены. По аналогии с Туматским выступом можно предположить, что в ядре Муоринского выступа под кайнозойскими отложениями (или близко к их подошве) залегают протерозойские метаморфические породы, обрамленные верхневендско-среднекаменноугольными терригенно Сейсмогеологический разрез по профилю LS0906, иллюстрирующий строение северной части Западно-Лаптевской рифтовой системы (интерпретация Г.А.Заварзиной, данные ОАО МАГЭ) карбонатными и вулканогенными толщами, а мощность кайнозойских отложений в его своде составляет первые сотни метров, на крыльях вряд ли превышая 1-1,5 км.
Вероятно, верзнемеловые-палеоценовые отложения в пределах выступа либо выклиниваются, налегая на поверхность складчатого основания, либо ограничены разломами и локализуются в сопредельных грабенах. Муоринский выступ имеет характерный собственный образ на космических снимках, четко обособляясь от остальной части дельты Лены. Все русла и протоки дельты обтекают этот выступ, что свидетельствует о его новейшем поднятии [44].
Центрально-Лаптевская региональная ступень простирается вдоль северо-восточного борта Усть-Ленской рифтовой зоны, характеризуется глубинами залегания складчатого основания от 7 до 3 км и осложнена рядом положительных и отрицательных структур (рис.3.5).
Сагастырская региональная ступень занимает восточную часть дельты Лены и прилегающую акваторию, залегая между высоко приподнятыми блоками складчатого основания - Туматским и Муоринским выступами и грабенами Усть-Ленской и Омолойской зон. В целом Сагастырская региональная ступень отличается высокоградиентным полем силы тяжести, предположительно свидетельствующим о резко расчлененном рельефе ее складчатого позднекиммерийского основания.
Омолойская зона прогибов представляет собой субмеридиональную ветвь Западно-Лаптевской рифтовой системы, отделенную от собственно Усть-Ленской рифтовой зоны поперечным горстом. На юге Омолойская зона прогибов уходит в губу Буор-Хая, на севере ограничена структурами Центрально-Лаптевской ступени и Новосибирской системы грабенов и горстов. Омолойская зона прогибов отличается от Усть-Ленской зоны меньшими глубинами залегания подошвы осадочного чехла и в большей степени компенсирована верхнемеловыми-палеоценовыми отложениями (СК A-L2).
Новосибирская система грабенов и горстов в пределах исследуемого района является областью относительного поднятия складчатого фундамента (от 0,5 до 2 км), характеризующейся повышенным фоном гравитационного поля (от 15 до 40 мГал) и сокращенным по мощности осадочным чехлом. Ее граница с Западно-Лаптевской рифтовой системой выделяется резким ступенчатым погружением складчатого основания в зоне разлома Лазарева (рис.3.1). Осевые части горстов перекрыты здесь только плиоцен-четвертичными отложениями. Под их покровом на склонах горстов и грабенов предполагается преимущественное распространение верхнемеловых-палеоценовых и палеоцен?-эоценовых отложений. Более молодые слои верхнего олигоцена-миоцена, вероятно, срезаны предплиоценовым несогласием.
Отложения аптско-верхнемелового-палеоценового структурно-формационного (СФК) в значительной мере компенсируют глубокие впадины и грабенообразные прогибы Западно-Лаптевской рифтовой системы. Однако, в отличие от Южно-Лаптевской зоны прогибов, практически все основные формы рельефа складчатого основания находят отражение и в структуре поверхности верхнемеловых-палеоценовых отложений (рис.3.8).
Предполагается, что верхнемеловые отложения выклиниваются, налегая на поверхность складчатого основания, в восточной части Лено-Таймырской области пограничных поднятий, в пределах Туматского и Муоринского выступов, Барчакского и Босхинского горстов в дельте Лены, а также в гребневой зоне Восточно-Лаптевского горста.
В структурном плане отражающего горизонта «L2», связанного с поверхностью перерыва в конце позднего мела - начале палеогена, в сглаженной форме, но вполне отчетливо прослеживаются очертания крупных отрицательных и положительных тектонических элементов, а также проявляется большинство тектонических нарушений. Их амплитуда колеблется от 100-200 метров до 800-1000 м, а в отдельных местах может достигать 2-3 км.
В Южно-Лаптевской зоне прогибов наиболее погруженными остаются юго-восточные части Арынско-Витязевского и Оленекского грабенов. Максимальная глубина залегания горизонта «L2» в этих грабенах 3,6 и 4,0 км соответственно (рис.3.8). Мощность аптско-верхнемелового-палеоценового СФК в Оленекском и Арынско-Витязевском грабенах достигает 4-7 км в центральных частях впадин, сокращаясь к юго-восточным замыканиям грабенов до нескольких сотен метров, вплоть до полного выклинивания.
В Трофимовской зоне поднятий также унаследованно проявились основные структурные элементы. В Северо-Белкейском и Самолетном грабенах глубины залегания поверхности верхнемеловых отложений достигают 5,5 и 4,5 км соответственно, а мощность меловых отложений составляет 4-4,7 км. Как положительные элементы, с глубинами от 1,6-2,0 км до 3,2 км, выделяются Южно-Мурунтасский, Трофимовский горсты и восточная часть Мурунтасско-Северодунайского поднятия.
Усть-Ленская рифтовая зона на уровне отражающего горизонта «L2» выделяется областью максимального погружения этой поверхности до глубин более 3 км. Цепь впадин глубиной 4-5,5 км и более маркирует осевой грабен. Поднятию Минина соответствуют глубины от 3,4 до 2,6 км. Сопряженные с осевым грабеном ступени отличаются контрастным рельефом поверхности горизонта «L2» с вариациями глубин от 2,4 км до 4-4,5 км. Центрально-Лаптевская региональная ступень лежит в интервале глубин от 1,4 до 2,8-3,2 км. Амплитуда Лазаревского разлома, ограничивающего ступень на северо-востоке, по горизонту «L2» варьирует от 200 до 600 м.
Перспективные нефтегазоносные комплексы и катагенетическая модель осадочного чехла
Согласно принятой стратификации осадочного чехла в западной части шельфа моря Лаптевых выделены три перспективных нефтегазоносных комплекса (ПНГК): аптско-верхнемеловой-палеоценовый, палеоцен-среднемиоценовый и, возможно, среднемиоцен-плейстоценовый [76].
Аптско-верхнемеловой-палеоценовый ПНГК выделен в объеме сейсмокомплекса A-L2 и распространен повсеместно за исключением выступов складчатого основания (рис.5.2). Предполагается, что отложения комплекса выклиниваются в дельте Лены, на западе и северо-востоке площади, налегая на поверхность складчатого основания. Отложения комплекса формировались в рифтовую стадию дифференцированного погружения бассейна, когда в пределах современного шельфа аккумулировались терригенные отложения, сносимые реками с запада, юга и востока. Отложения комплекса, вероятно, представлены как дельтовыми, 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 (A-L1), предположительно угленосно-терригенная толща - рассматривается как возможно материнская толща, генерирующая в основном газ. Верхняя часть, позднемеловая (?) - палеоценовая (L1-L2), сложенная более тонким обломочным материалом, возможно, содержит коллекторы. Мощность комплекса изменяется от 0,5 км до 7 км (рис.5.2).
Палеоцен (?) - среднемиоценовый ПНГК выделяется в объеме сейсмокомплекса L2-L4 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. На суше во впадинах палеоцен-эоценовые отложения залегают с резким угловым несогласием на дислоцированных породах палеозоя-мезозоя (Согинский, Кенгдейский грабены), а на шельфе - срезаются доплиоценовым несогласием. В нижней части комплекса на сейсмических разрезах вьщеляется «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» МКг - МКз преобразования ОВ) и как генерирующая нефть и газ материнская толща (рис.5.2).
Верхняя часть комплекса на сейсмических разрезах характеризуется чередованием средне-высокоамплитудных отражений, что предположительно свидетельствует о переслаивании алеврито-песчаных пород. В пределах таких типов разрезов как правило формируются пласты-коллекторы с удовлетворительными емкостными свойствами, а изменение характера волновой картины в латеральном направлении свидетельствует о том, что покрышки, чаще всего, носят зонально-локальный характер.
Среднемиоцен - плейстоценовый ПНГК (Ь4-дно моря) трансгрессивно перекрывает нижележащие комплексы и развит на всей акватории. Он характеризует тектонически стабильный период развития бассейна с непрерывной седиментацией, выраженный в формировании пространственно выдержанных по мощности пластов терригенных пород. Глубина залегания комплекса на большей части площади составляет от 400 до 1200 м, максимальная мощность 1500 м.
В нижней части (L4-L5) комплекс представлен, вероятно, переслаиванием различных пород: от песчаников до глин, поскольку волновая картина характеризуется преимущественно слабыми непротяженными отражениями. На отдельных участках присутствует слоистость; местами запись насыщена яркими низкочастотными непротяженными отражениями. Формирование пластов-коллекторов в пределах комплекса возможно, но изолирующие свойства флюидоупоров из-за небольшой глубины залегания сомнительные. В целом перспективы комплекса невелики.
В верхней части (L5-L6), судя по прозрачной сейсмической записи, развиты глинистые породы, которые при благоприятных условиях могут быть флюидоупорами.
Особый интерес с точки зрения перспектив 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 аптско-верхнемеловые-палеоценовые толщи.
О характере отложений, подстилающих кайнозойский чехол в Лено-Таймырской области пограничных поднятий, можно судить до некоторой степени по данным Усть-Оленекской и Улахан-Юряхской скважин, в разрезе которых вскрыты пермско-триасовые преимущественно проницаемые песчано-алевролитовые породы с очень редкими и маломощными прослоями аргиллитов [94].
Тектоническими аналогами Лаптевоморского бассейна с позиций нефтегазоносности являются мезокайнозойские рифтовые бассейны Бофорта-Маккензи, Североморский, Суэцкий и Жанны д Арк [34].
Наиболее близким аналогом Лаптевоморского бассейна по условиям нефтегазонакопления является нефтегазоносный (НГБ) бассейн Бофорта-Маккензи, расположенный на окраине Северо-Американского континента. Этот бассейн также как и Лаптевоморский имеет рифтовую природу, связанную с эволюцией Канадской котловины.
Среди представлений о его генезисе наиболее широко распространен вариант двухэтапного формирования - рифтовый (начиная с юры) и эпирифтовый (с позднего мела).
Фундамент здесь представлен палеозойско-мезозойскими образованиями, обнажающимися на южной периферии НГБ. В осадочном чехле выделяется ряд комплексов дельтовых образований (K.2-Q), постепенно наращивающих пассивную окраину южной части моря Бофорта. Максимальная мощность осадочного чехла превышает 15 км. Продуктивными являются песчаники дельтового фронта, шельфовые и турбидитовые отложения. Нефтегазоносность бассейна Бофорта-Маккензи связана с меловым и кайнозойским комплексами [34].
Основное количество нефтегазовых скоплений, 42 месторождения и 86% ресурсов УВ бассейна установлены в кайнозойском делътогенном комплексе на трех главных статиграфических уровнях. Первый соответствует палеоцен-эоценовым отложениям группы Рейндир вместе с локально развитыми коллекторскими прослоями в низах Ричарде - около 25% всех ресурсов НГБ и 19 месторождений. Второй основной уровень комплекса - это олигоценовая формация Кугмаллит и перекрывающие ее слои Копаноар - предположительно 57% ресурсов УВ бассейна и 21 месторождение. Главная часть нефти и газа формации Кугмаллит сконцентрирована в ее нижних горизонтах, сопряженных с подстилающей формацией Ричарде. На третьем, миоценовом, уровне встречены единичные месторождения.
Распределение ресурсов и запасов УВ указывает на ведущую роль в генерации УВ средне-верхнеэоценовых глинистых сланцев Ричарде и подчиненную - палеоценовых глин формации Фиш ривер, поставлявших УВ в коллекторы палеоцен-эоценовых толщ.
В мезозойско-палеозойской части разреза НГБ Бофорта-Маккензи прогнозируется 14% начальных суммарных ресурсов бассейна и открыто 10 месторождений. Основная часть доказанных запасов легкой нефти и газа здесь установлена в нижнемеловых коллекторах, для которых предполагается газовый источник в верхнеюрской формации Хаски и поступление нефти из верхнемеловых формаций Смокинг хиллс и Баундери крик.
К положительным факторам нефтегазоносности бассейна Бофорта-Маккензи следует отнести: рифтогенный характер бассейна; мощность осадочного чехла до 15 км; наличие сдвиговых деформаций, обилие нефтегазоматеринских свит и многофазность генерации УВ; сапропелевый состав продуцентов, что обеспечивало формирование наряду с газовыми и нефтяных скоплений [34].
Составленные типовые разрезы в пределах бассейна Бофорта-Маккензи и бассейна моря Лаптевых свидетельствуют о сопоставимости обоих разрезов (рис.5.3).
Исходя из диапазона глубин распространения аптско-верхнемелового-палеоценового ПНГК в пределах Западно-Лаптевской рифтовой системы от 4000 до 14000 м и моделей прогрева отложений, вероятные преобразования пород могут быть оценены на уровнях MIQ-МК5. Нефтегазоматеринские толщи на указанных глубинах могут быть представлены газогенерирующими отложениями. Наиболее благоприятной является позиция отложений палеоцен (?) - среднемиоценового ПНГК, которые, возможно, преобразованы до уровней МК)-МК3. Мощность этого комплекса составляет 1500-3500 м. Можно предполагать присутствие полноценных нефтематеринских свит типа Пм и Шд, аналогичных формациям Фиш-ривер и Ричарде НГБ Бофорта-Маккензи [68]. При этом перекрывающие слабо литифицированные среднемиоцен-плейстоценовые отложения глинисто-алевритового состава мощностью до 2000 м выполняют роль надежного флюидоупора.
Следовательно, большая часть образований аптско-верхнемелового-среднемиоценового возраста в настоящее время находится в зоне нефтяного окна, а их аналоги в наиболее погруженных частях грабенов испытали катагенез до стадии МКз.
