Условия формирования и размещения углеводородных систем и перспективы поисков залежей нефти и газа в северо-восточной части присахалинского шельфа Сизиков Егор Анатольевич

Содержание к диссертации

Введение

ГЛАВА 1. Особенности геологического строения охотоморского региона и северо-восточной части присахалинского шельфа 15

1.1. Современное тектоническое строение и основные структурные элементы Охотоморского региона 15

1.2. Литологические особенности и стратиграфическое расчленение осадочных пород северо-восточной части Присахалинского шельфа и их корреляции с комплексами других районов Охотоморского региона 26

Глава 2. Палеотектонические условия формирования элементов увсистем в северо-восточной части присахалинского шельфа 41

2.1. Формирование основных структур фундамента Охотоморского региона 41

2.2. Формирование основных структур чехла Охотоморского региона 43

2.3. Условия формирования основных структур северо-восточной части Присахалинского шельфа 49

2.4. Структуры северо-восточной части Присахалинского шельфа, связанные с этапом формирования нижнего структурного этажа кайнозойского чехла 52

2.5. Структуры северо-восточной части Присахалинского шельфа, связанные с этапом формирования верхнего структурного этажа кайнозойского чехла 58

Глава 3. Палеогеографические условия формировния элементов ув систем в северо-восточной ЧАСТИ ПРИСАХАЛИНСКОГО ШЕЛЬФА 65

3.1 Фациальные зоны осадконакопления основных стратиграфических элементов 65

3.2 Фациальная зональность Присахалинского шельфа 68

3.3. Палеоуровень моря 79

Глава 4. Модели тектонического развития осадочных бассейнов северо-восточной части присахалинского шельфа по результатам бассейнового моделирования 86

Глава 5. Условия формирования и эволюция генерационно аккумуляционных углеводородных систем по результатам бассейнового моделирования 112

5.1. Элементы углеводородных систем на Присахалинском шельфе 113

5.2. Нефтегазоматеринские толщи 116

5.3 Коллектора и покрышки 135

5.4. Ловушки 155

5.5. Модели генерации УВ флюидов на Присахалинском шельфе 160

Глава 6. Миграция и количественная оценка генерации и аккумцляции ув северо-восточной части присахалинского шельфа 172

Заключение 181

Список использованной литературы

• Литологические особенности и стратиграфическое расчленение осадочных пород северо-восточной части Присахалинского шельфа и их корреляции с комплексами других районов Охотоморского региона
• Условия формирования основных структур северо-восточной части Присахалинского шельфа
• Фациальная зональность Присахалинского шельфа
• Нефтегазоматеринские толщи

Введение к работе

Актуальность работы. Актуальность проведенного диссертационного исследования определяется тем, что проблема освоения углеводородного (УВ) потенциала Охотоморского региона, в первую очередь шельфа о. Сахалин, является важным фактором решения программ социально-экономического развития Дальнего Востока и отвечает стратегическим интересам Российской Федерации в Тихоокеанском регионе. Работа нацелена на решение одной из фундаментальных научных проблем – выявление особенностей эволюции и построение количественных максимально актуализированных и детализированных 3D-моделей генерационно-аккумуляционных углеводородных систем (ГАУС), которые развиваются в нефтегазовых осадочных бассейнах на фоне активных геодинамических процессов в области перехода от Евразийского континента к Тихому океану.

Объект исследования. Северо-восточная часть Присахалинского шельфа с акцентом на три наиболее изученных участка – Киринский, Аяшский, Восточно-Одоптинский.

Предмет изучения. Современное геологическое строение и кайнозойская геодинамическая эволюция северо-восточной части Присахалинского шельфа; процессы генерации УВ в нефтегазоматеринских толщах и их последующая миграция, аккумуляция и консервация в ловушках.

Цель исследования. Уточнение условий формирования и размещения залежей УВ в пределах северо-восточной части Присахалинского шельфа, количественные оценки параметров ГАУС, оценка перспектив выявления новых скоплений УВ в этом регионе с использованием методов бассейнового моделирования.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

1. Изучение современного геологического строения всего Охотоморского региона и прилегающих территорий.

2. Систематизация разрывных нарушений, идентифицированных по данным 3D сейсморазведки, включая трассирование протяженных линейных разломных структур, их ранжирование и оценка времени активности на различных элементах\сегментах.

3. Разработка концепции формирования выделяемых в кайнозойском чехле северовосточной части Присахалинского шельфа двух типов нефтегазоносных структур, различающихся простиранием, - субширотных и субмеридиональных, а также увязка формирования этих структур с основными этапами геодинамической эволюции региона.

4. Создание 3D слоисто-блоковой модели строения и эволюции осадочного чехла северо-восточной части Присахалинского шельфа в ПО Petromod.

5. Моделирование основных этапов осадконакопления и структурообразования в кайонозое в северо-восточной части Присахалинского шельфа в ПО Petromod.

6. Уточнение, детализация, а для отдельных эпизодов кайнозойской эволюции и разработка палеотектонических реконструкций Охотоморского региона, с акцентом на северо-восточную часть Присахалинского шельфа.

7. Сопоставление характеристик углеводородов-биомаркеров нефтей дагинского и нутовского горизонтов Пильтун-Астохского и Южно-Киринского месторождений северовосточной части Присахалинского шельфа с аналогичными характеристиками угленосных толщ Сахалина и Западной Камчатки и нефтей других месторождений Сахалинского региона.

8) Бассейновое (3D) моделирование северо-восточной части Присахалинского
шельфа в ПО Petromod, учитывающее все структурные данные и новейшую
геохимическую информацию.

9. Выявление условий формирования и эволюции ГАУС по результатам бассейнового моделирования.

10. Определение закономерностей и количественная оценка генерации, миграции и аккумуляции УВ в пределах северо-восточной части Присахалинского шельфа.

11) Оценка перспектив обнаружения залежей УВ в пределах северо-восточной
части Присахалинского шельфа и разработка рекомендаций по проведению дальнейших
поисково-разведочных работ в этом регионе.

Научная новизна. Выполнена систематизация разрывных нарушений, идентифицированных по новейшим данным 3D сейсморазведки высокого разрешения, в северо-восточной части Присахалинского шельфа. Протрассированы протяженные разломы и оценено время их активности на различных элементах\сегментах, предложена классификация разломов на 3 ранга. Создана слоисто-блоковая 3D модель кайнозойских отложений Присахалинского шельфа с большей детализацией для отдельных участков. Слои в этой модели соответствуют сейсмо-стратиграфическим комплексам, а блоковая структура контролируется разломными системами и фациально-литологическими свойствами пород. На основе новейших технологий (ПО Petromod) выполнено 3D бассейновое моделирование нефтегазоносного бассейна северо-восточной части Присахалинского шельфа и формирования его кайнозойского породного выполнения.

Впервые объяснены геотектонические причины и механизмы формирования двух классов нефтегазовых структур (ловушек структурного типа) – субширотных (Мынгинского) и субмередиональных (Киринского) типов. Показано, что образование структур Мынгинского типа происходило в эоцен-олигоцен-раннемиоценовое время под действием левосдвиговых движений Палео-Охотской плиты вдоль Восточно-Сахалинского сдвига, обусловивших региональное меридиональное растяжение, которое выразилось в раскрытии Южно-Курильской океанической котловины и формировании субширотных горстов и грабенов по системе оперяющих Восточно-Сахалинский сдвиг субширотных сбросов. Впоследствии горсты стали субширотными нефтегазовыми структурами Мынгинского типа. Структуры Киринского типа (субмередиональные конседиментационные антиклинальные зоны, разделенные синклинальными зонами) формировались во второй половине миоцена – четвертичное время, в транспрессионной обстановке в пограничной зоне между Охотоморской и Амурской плитами.

На основе анализа впервые полученных характеристик углеводородов-биомаркеров нефтей дагинского и нутовского горизонтов Пильтун-Астохского и Южно-Киринского месторождений и их сопоставления с аналогичными характеристиками по угленосным толщам Сахалина и Западной Камчатки показано, что нефтематеринскими толщами для изученных месторождений являются угленосные отложения палеоцена. Кроме того показано родство изученных нефтей с образцами нефтей месторождения Окружное, расположенного в более южной части Присахалинского шельфа.

По результатам 3D бассейнового моделирования уточнены условия формирования и эволюции ГАУС северо-восточной части Присахалинского шельфа.

Практическая значимость работы. Уточнены условия формирования основных элементов нефтегазоносных систем в кайнозойском осадочном чехле. С учетом количественных оценок ФЕС уточнены характеристики пород-коллекторов и пород-покрышек в пределах северо-восточной части Присахалинского шельфа. Дана количественная оценка параметров генезиса и степени реализации генерационного потенциала ГАУС северо-восточной части Присахалинского шельфа с акцентом на Киринский, Аяшский и Восточно-Одоптинский участки. Дана количественная оценка объемов генерации, миграции и аккумуляции УВ и научно обоснованный прогноз пространственной локализации новых перспективных на УВ объектов в пределах северовосточной части Присахалинского шельфа.

Разработанные практические рекомендации по проведению дальнейших геологоразведочных работ в пределах северо-восточной части Присахалинского шельфа переданы в ООО «Газпром геологоразведка».

Некоторые результаты, полученные в ходе выполнения диссертационной работы, и выработанные технологии исследования уже используются при преподавании учебных курсов «Моделирование осадочных бассейнов и нефтегазоносных систем» и «Основы компьютерных технологий решения геологических задач» в РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина.

Основные защищаемые положения

1. Разработана концепция формирования выделяемых в кайнозойском чехле северо-восточной части Присахалинского шельфа двух типов нефтегазоносных структур, различающихся простиранием, - субширотных и субмеридиональных. В результате синтеза новейших геолого-геофизических данных показано, что в структуре кайнозойского чехла обосабливаются верхний и нижний структурный этажи. Нефтегазоносные субширотные структуры (структуры Мынгинского типа) приурочены к нижнему, а субмеридиональные структуры (структуры Киринского типа) - к верхнему структурным этажам. Структуры Мынгинского типа представляют собой остаточные поднятия (горсты) на Северо-Сахалинском шельфе, сформировавшиеся на этапе эоцен-олигоцен-раннемиоценового субмеридионального растяжения, обусловленного раскрытием Южно-Курильской глубоководной котловины. Впоследствии горсты стали субширотными нефтегазовыми структурами Мынгинского типа. Структуры Киринского типа представляют собой пологие антиклинальные складки, сформированные в режиме правосторонней транспресии (правосторонний сдвиго-надвиг) в позднемиоцен-четвертичное время в пограничной зоне между Охотоморской и Амурской плитами.

2. Основными нефтегазогенерирующими породами на Северо-Сахалинском шельфе являются сапропелевые и гумусовые палеоцен-нижнемиоценовые отложения. Влияние вышележащих НГМТ локально и значимо только в синклинальных зонах. На основе анализа впервые полученных характеристик углеводородов-биомаркеров нефтей из нутовского горизонта верхнего миоцена Пильтун-Астохского месторождения и из дагинского горизонта нижнего миоцена Южно-Киринского месторождения доказано их родство между собой, а также с нефтью месторождения Окружное (даехуринский горизонт палеоцена).

3. В пределах северо-восточной части Присахалинского шельфа локализованы Дерюгинский (во впадине Дерюгина), Пильтун-Чайвинский (Пильтунская и Чайвинская синклинальные зоны), Венинский (Венинская синклинальная зона), Киринский (Мынгинская и Киринская синклинальные зоны), Пограничный (Пограничная синклинальная зона), Астрахановский (Астрахановская синклинальная зона) очаги генерации УВ, приуроченные к различным стратиграфическим уровням. Эти уровни отличаются друг от друга временем прохождения нефтяного и газового окна и объемами генерации УВ. В соответствии с разработанной концепцией формирования выделяемых в кайнозойском чехле региона двух типов нефтегазоносных структур и актуальными геохимическими характеристиками развитых здесь кайнозойских НГМТ:

- Дерюгинский очаг охватывает все горизонты осадочного чехла вплоть до
нутовского с постепенным уменьшением площади очага вверх по разрезу, активен с конца
среднего миоцена и является предполагаемым источником УВ для заполнения структур
Восточно-Одоптинская, Лозинская, Шивчибинская, Баутинская, а также месторождений
Пела-Лейч и Хангузинское. Расчетное значение аккумуляции УВ сгенерированных в
Дерюгинском очаге – 300 млн. т. нефти и 65 млрд. м³ газа.

- Пильтун-Чайвинский очаг охватывает все горизонты вплоть до окобыкайских
отложений, активен с середины позднего миоцена и является наиболее вероятным

источником УВ в месторождениях Одопту-море, Пильтун-Астохское, Аркутун-Дагинское, Чайвинское. Расчетное значение аккумуляции УВ сгенерированных в Пильтун-Чайвинском очаге – 652 млн. т. нефти и 152 млрд. м³ газа.

Венинский очаг охватывает все горизонты вплоть до дагинских отложений и низов окобыкайского горизонта, активен с конца позднего миоцена и является источником УВ для месторождений Венинское, Лунское, Киринское, Южно-Киринское и структур Аяшская, Южно-Аяшская, Ульвинская, Восточно-Ульвинская. Расчетное значение аккумуляции УВ сгенерированных в Венинском очаге – 677 млн. т. нефти и 402 млрд. м³ газа.

Киринский очаг охватывает все горизонты вплоть до дагинских отложений и с конца позднего миоцена является второстепенным источником УВ для месторождений Лунское, Киринское, Южно-Киринское, Мынгинское. Расчетное значение аккумуляции УВ сгенерированных в Киринском очаге – 660 млн. т. нефти и 571 млрд. м³ газа.

Пограничный и Астрахановский очаги охватывают все горизонты вплоть до дагинских и окобыкайских отложений, оба активны с середины позднего миоцена и являются второстепенным источниками УВ для месторождений изучаемого региона. Расчетное значение аккумуляции УВ сгенерированных в Пограничном очаге – 249 млн. т. нефти и 228 млрд. м³ газа.

Публикации и апробация работы

По теме диссертации сделаны доклады на конференциях и совещаниях:

- XX и XXI Губкинские чтения «Фундаментальный базис инновационных
технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные
направления развития ресурсной базы ТЭК России» (Москва, 2013, 2016 г.);

VIII Всероссийское литологическое совещание «Эволюция осадочных процессов в истории Земли» (Москва, 2015 г.);

48 (XLVIII) Тектоническое совещание «Тектоника, Геодинамика и Рудогенез складчатых поясов и платформ» (Москва, 2016 г.).

По теме диссертационной работы опубликовано 8 печатных работ, из них 2 в изданиях, рекомендованных ВАК («Нефтяное хозяйство», «Труды РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина»).

Фактический материал

Для разработки 3D моделей и моделей эволюции региона и эволюции ГАУС были использованы следующие материалы и данные:

Материалы 3D сейсмических исследований высокого разрешения (структурные поверхности и разломные нарушения) по участкам Аяшскому, Киринскому, Восточно-Одоптинскому.

Типовые литолого-стратиграфические разрезы, результаты и материалы подсчета запасов УВ по Киринскому, Аяшскому и Восточно-Одоптинскому ЛУ.

Скважинные данные с замерами температур, давлений, пористости на различных глубинах, скважинные отбивки, описание керна и шлама по суше и шельфе о. Сахалин, результаты геохимических исследований керна и шлама скважин.

- Результаты анализа углеводородов-биомаркеров по 2-м образцам нефти из Пильтун-Астохского и Южно-Киринского месторождений, выполненного под методическим руководством д.х.н. Г.Н. Гордадзе в «Учебно-научной лаборатории химии углеводородов нефти» РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина.

- Результаты пиролитического (установка Rock-Eval-6) изучения образцов горных
пород и шлама (39 проб из 21 скважины), выполненного в «Учебно-исследовательской
лаборатории геохимии углеводородов» кафедры Теоретических основ поисков и разведки
нефти и газа РГУ имени И.М. Губкина.

Личный вклад автора:

Сбор, систематизация и анализ геолого-геофизической, геохимической информации по региону исследований из открытой литературы и фондовых источников;

Создание компьютерной базы данных в виде ГИС-проекта на регион исследований;

- Построение палеогеографических, лито-фациальных схем и карт распределения
параметров, характеризующих элементы ГАУС в пределах северо-восточной части
Присахалинского шельфа.

Выполнение 3D-численного моделирования (ПО Petromod) эволюции осадочного бассейна и эволюции ГАУС в пределах северо-восточной части Присахалинского шельфа, получение количественных характеристик очагов генерации УВ и параметров ФЕС;

Разработка представлений о механизмах формирования выделяемых в кайнозойском чехле северо-восточной части Присахалинского шельфа двух типов Н-Г структур – структур Киринского и Мынгинского типа.

- Подготовка публикаций, отражающих результаты исследований, вклад автора в
которые составляет от 50 до 100 %.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из Введения, 6 глав и Заключения. Общий объем составляет 196 страниц. Библиографический список включает 97 наименований, в том числе 8 на английском языке и 14 рукописных работ.

Литологические особенности и стратиграфическое расчленение осадочных пород северо-восточной части Присахалинского шельфа и их корреляции с комплексами других районов Охотоморского региона

В целом для Охотоморского региона характерно двучленное строение верхних уровней земной коры. Нижний структурный уровень – это фундамент, а верхний – чехол. Фундамент Охотоморского региона состоит из «мозаики» (коллажа) тектонических блоков, которая сформировалась в позднем мелу, а местами – в начале палеогена, и в последующем была перекрыта кайнозойскими осадочными толщами чехла. Структуры фундамента Охотомор-ского региона формировались за счет сложного сочетания процессов аккреционно-коллизионного тектогенеза. Специфика аккреционного тектогенеза, проявленного в Охотоморском регионе, состоит в аккреционном наращивании в мезозое и самом начале кайнозоя Охотоморского блока, а позднее – после вовлечения Охотоморского блока в структуру северной Евразии, в наращивании окраины Евразии разновозрастными и разнородными блоками (вулканическими дугами, главным образом, по-видимому, эн-сиалическими, океаническими вулканическими плато, микроконтинентами) «дрейфовавшими» со стороны Тихого океана

Гетерогенное строение фундамента Присахалинской части Охотомор-ского региона отчетливо распознается на глубинных грави-томографических разрезах, на которых видны наклонные структуры, обусловленные субдукци-ей, направленной под окраину Северной Евразии.

По характеру магнитного поля (Рис. 1.5) внутренние области Охото-морского региона четко разделяются на северо-восточную и юго-западную части, граница между которыми проходит по Северо-Дерюгинскому разделу (скорее всего – сутуре). Для северо-восточной области характерна невысокая контрастность аномалий с амплитудами, не превышающими 200 нТл. Отмечаемые в центральной части Охотского моря изометричные магнитные и гравитационные аномалии, судя по результатам драгирования, связаны с выходами на поверхность основных пород мелового возраста. На юго-западе аномалии достигают 500 нТл. Наиболее интенсивной (до 600 нТл) является полосовая региональная положительная система аномалий (Присахалинская система аномалий), прослеживающаяся от п-ова Шмидта до северо-западной части Южно-Охотской глубоководной впадины. Здесь к этой аномалии под прямым углом примыкает сходная по характеру, но меньшая по интенсивности система аномалий, которая проходит вдоль осевой зоны ЮжноКурильской глубоководной котловины вплоть до Камчатки [Богданов, Филатова, 1999 и др.]. Возвышенностям Института океанологии и Академии наук соответствует нечеткая зона знакопеременных изометричных аномалий интенсивностью 300-500 мГал.

Природа Присахалинской системы аномалий, простирающихся вдоль северо-восточного шельфа о-ва Сахалин, по некоторым данным может быть связана с геологической структурой и возрастом пород, распространенных на п-ове Шмидта, где интенсивный магнитный максимум частично прослеживается в пределах суши. Здесь распространены различные изверженные породы, среди которых наибольшей магнитной восприимчивостью обладают ультраосновные, имеющие меловой возраст [Сычев, 1997].

Количественные расчеты свидетельствуют о том, что эта система аномалий обусловлена массивными телами размером 5-10 км, верхняя кромка которых погружается постепенно с севера на юг от 1 до 7 км. К этим магнитным массивам приурочены антиклинальные зоны, где открыт ряд месторождений нефти и газа. В соответствие с представлениями авторов (см. ниже) во второй половине палеогена вдоль Присахалинской системы положительных магнитных аномалий происходили левосдвиговые дислокации – движения с суммарной амплитудой около 300 км, обусловившие раскрытие ЮжноКурильской зоны задугового спрединга, реликты которой в современной структуре Охотоморского региона известны как одноименная глубоководная котловина.

В северной части Охотского моря над продолжением структур Сибирского континента простирание аномалий Буге (20-30 мГал) преимущественно субмеридиональное. Аномалии, генерируемые более молодыми структурами, имеющими свое выражение в рельефе дна, ориентированы преимущественно субширотно. В районе возвышенностей Академии наук и Института океано 24 логии максимальные значения аномалий в свободном воздухе достигают 50 мГал. Аномалии разделены узким минимумом, который приурочен к разлому трога Макарова. Аномальный фон Южно-Охотской котловины примерно на 20 мГал ниже, чем в пределах этих возвышенностей. Анализ локальных составляющих гравитационных полей позволил установить их взаимосвязь и с внутренними структурами осадочного чехла.

Устанавливаемый по материалам анализа потенциальных полей структурный рисунок Охотоморского региона выявляется и при анализе данных о тепловом потоке в регионе [International …]. На основе данных о тепловом потоке в Охотоморском регионе можно утверждать, что поле теплового потока здесь сильно дифференцированно, как в целом, так и в отдельных тектонических провинциях. В тепловом поле отчетливо видны все основные особенности внутреннего строения региона и его тектонического районирования. В частности, видна Присахалинская зона, зона, совпадающая с осевой зоной Южно-Курильской котловины, и зона, совпадающая с Северо-Дерюгинской сутурой, разделяющей северо-восточную и юго-западную области центральной части Охотоморского региона. Наиболее контрастная аномалия совпадает с Присахалинской системой положительных магнитных аномалий. Менее четко фиксируется в тепловом поле отчетливо видимая в магнитном поле аномальная зона, совпадающая с осевой зоной ЮжноКурильской глубоководной котловины.

В поле теплового потока внутренние области Охотоморского региона, также как и в магнитном поле, четко разделяются на северо-восточную и юго-западную части, при этом раздел между этими областями пространственно совпадает с положением Северо-Дерюгинской сутуры, отчетливо фиксируемой в магнитном поле. Ранее, используя существующие на тот момент данные о мощности кристаллической части земной коры в разных частях Охотоморского региона О.В.Веселовым [Веселов и др. 1975] и руководствуясь представлениями, основанными на предположении об обратной зависимости теплового потока от мощности коры, была рассчитана прогнозная схематическая карта теплового потока для Охотоморского региона. Сопоставление этой карты с картой теплового потока, составленной по реальным данным, показывает, что на обеих картах области с сокращенной мощностью консолидированной коры имеют повышенный тепловой поток, и наоборот. Это свидетельствует о тепловой активности верхней мантии. Наиболее высокие значения ТП (80-100 мВт/м2) приурочены к зонам, где не только сокращена мощность коры, но и увеличена мощность осадков. Особенно это касается периферии Охотоморской плиты.

Условия формирования основных структур северо-восточной части Присахалинского шельфа

В кайнозое во всем Охотоморском регионе проявились процессы прогибания и растяжения (местами доходившие до рифтинга) с образованием прогибов, трогов и грабенов. Вещественное выполнение всех этих структур представляет собой чехол Охотоморского региона. В истории формирования чехла региона выделяется несколько этапов. В палеоцене-эоцене в центральной части и на севере Охотоморского региона образовались впадины ТИНРО и Дерюгина, а также Шелиховский и Восточно-Дерюгинский грабены. В олигоцене в северной части Охотоморского региона сформировались Шан-тарский и Пьянгинский троги, а также Магаданский прогиб. В это же время на юго-западе региона сформировался Северо-Сахалинский прогиб.

Расположенные южнее этих структур поднятия Института океанологии и Академии наук и осложняющие их системы грабенов являются как бы «останцами» или «сохранившимся литосферным мостом» между Сахалином и Камчаткой. Большая часть центральных районов Охотоморского региона сохранилась в виде крупного поднятия (Центрально-Охотское поднятие).

В эоцене (примерно 42 млн. лет назад) произошла существенная кинематическая перестройка движения плит в Тихом океане. До этого рубежа Западно-Тихоокеанская литосферная плита двигалась в близ-меридиональном направлении (параллельно простиранию Императорского подводного хребта – цепочки потухших раннекайнозойских вулканов), т.е. существенно «по касательной» к Курило-Камчатскому сегменту окраину Евразии. После этого рубежа она начала дрейфовать в северо-западном направлении (параллельно простиранию Гавайского хребта – цепочки позднекайнозойских вулканов), т.е. фактически ортогонально по отношению к окраине Евразии (Рис. 2.2). Очевидно, эта смена направления дрейфа Западно-Тихоокеанской плиты должна была привести к началу субдукции древней, «холодной» и «тяжелой» литосферы Западно-Тихоокеанской плиты под «легкую» континентальную литосферу Евразии и заложению ее современной активной окраины.

С самого начала процесса субдукции Западно-Тихоокеанской плиты под Курило-Камчатский край Евразии на этом краю проявились рифтоген-ные процессы. В частности, рифтогенез, проявившийся в эоцене в тылу Курильского сегмента нарождающейся современной Курило-Камчатской вулканической островной дуги. Спустя непродолжительное время рифтинг трансформировался в спрединг, образовавший к миоцену Южно-Курильскую глубоководную котловину с новообразованной земной корой океанического типа. Эта негативная морфоструктура отделяет сейчас южную часть Охото-морской плиты от Курильского сегмента Курило-Камчатской островной дуги (Рис. 2.2). В работе [Кузнецов, 1994] раскрытие Южно-Курильской глубоководной котловины связывается с вращением Палео-Охотской плиты против часовой стрелки относительно Эйлерова полюса, располагавшегося на самом юге Камчатки (Рис. 2.3). При этом структуры растяжения, проявленные на юге и юго-западе Охотоморского региона (Южно-Курильская глубоководная котловина и субширотные рифтогенные структуры на юге северной части Восточно-Сахалинского шельфа), образуют единый структурный парагенез со структурами сжатия, проявленными на Камчатке (например, надвиг Гре-чишкина, по которому комплексы Восточно-Качатского хребта надвинуты на миоценовые комплексы Тюшевского прогиба (Рис. 2.4) и другие подобные структуры). M.&/ e«

В настоящее время процессы спрединга в осевой зоне ЮжноКурильского задугового бассейна (глубоководной котловины) не происходят. Это фиксируется по отсутствию в осевой зоне Южно-Курильского задугово-го бассейна (глубоководной котловины) мелкофокусной сейсмичности (см. Рис. 1.2 и 2.3). Данных о строении и развитии Южно-Курильской котловины крайне недостаточно. Тем не менее, имеющиеся данные позволяют предполагать, что, начавшись в эоцене (примерно 40 млн. лет назад), процессы растяжения континентальной коры и последовавшего за этим спрединга проявлялись до середины миоцена (до рубежа около 10 млн. лет назад). В самом широком месте котловины ширина области отсутствия континентальной коры и развития новообразованной океанической коры достигает 300 км, а местами и несколько более. Это означает, что скорость спрединга в этом микроокеаническом бассейне составляла около 1.5 см/год, что выглядит вполне правдоподобно. Зона спрединга, по имеющимся классификациям, может быть охарактеризована как зона ультра-медленного спрединга со скоростью спрединга 2 мм/год. Подобные скорости характерны для современных спре-динговых хребтов Арктики и Полярной Атлантики [Кохан и др., 2012]. При этом максимальные скорости задугового спрединга зафиксированы в бассейне Лау (регион Тасманова моря – между Австралией и островами Тонга),

Фациальная зональность Присахалинского шельфа

Используемая технология определения фаций подразумевает, что перед их непосредственным определением в разрезе по каротажу и керну проводится оценка обстановок осадконакопления, существовавших при формировании изучаемого разреза, что требует выявления формаций, циклитов и се-квенсов (парасеквенсов) [Гололобов, 1995; Маргулис, 2012 и др.].

«Формация» определяется здесь как совокупность близких по условиям образования фаций, сформировавшихся в условиях определенного тектонического режима. Под термином «фация» понимается тело горной породы со специфическими особенностями, отражающими физико-географические условия (обстановки) осадконакопления. «Секвенс» (последовательность) – это относительно согласная, генетически связанная серия слоев, ограниченная стратиграфическими поверхностями (иногда выглядящими как несогласия), которые формируются как отклик на события, связанные с изменением уровня моря. Внутри секвенсов выделяют парасеквенсы (наборы парасеквен-сов), которые определяются как относительно согласные, генетически связанные последовательности пластов, ограниченные поверхностями затопления, а иногда поверхностями размыва, образованными морскими течениями.

Для получения представлений об генетических группах фаций, распространенных в разрезах необходимо также провести анализ циклитов, под которыми понимают комплекс породных слоев, одного или нескольких структурных типов, связанных между собой направленностью и непрерывностью существенных свойств, обуславливающих характер границ между слоями.

Следует отметить, что, в общем, соотношению понятий «фация» и «формация» традиционно уделяется очень большое внимание [Геологиче ские формации …, 1982]. Этими вопросами занимались такие выдающиеся отечественные ученые как А.В.Павлов, А.А.Борисяк, Д.В.Наливкин, Н.М.Страхов, Ю.А.Жемчужников, В.Е.Хаин, В.В.Белоусов, Г.Ф.Крашенинников, П.П.Тимофеев, Е.В.Шанцер, Д.П. Найдин, В.Т.Фролов, В.М.Цейслер, В.Г.Кузнецов и мн. Другие. Основываясь на всем опыте изучения фаций и формаций в настоящей работе фации и формации отличаются масштабом и определяющими факторами их формирования (для фаций главным является физико-географическая обстановка осадконакопления, для формаций – тектонический фактор).

Отсюда вытекают различия в понимании литологического состава пород, характерных для понятий «фация» и «формация». При этом в противоположность тому, как это понимается при определении понятия «фация», при определении понятия «формация» имеется в виду существенно более разнообразный набор типов пород (литотипов). Имеется также отличие в понимании пространственного соотношения и сочетания породных тел. Так, если в объеме выделяемой фации преобладают микротекстуры, то для понятия «формация» характерны макроструктуры – вертикальное (стратиграфическое) чередование слоев. Различия между «фациями» и «формациями» нашли отражения и в методах их исследования. При выделении и описании фаций главный акцент делается на изучении минерального состава, структуры и текстуры породы. В то же время, при выделении и описании формаций основное внимание уделяется характеристике макротекстур с соответствующим набором показателей – коэффициентами песчанистости, расчлененности, характеристиками цикличности и др.

Фациальные характеристики разреза можно изучать также средствами стратиграфии секвенсов, когда объединяют данные, полученные при литоло-гических, биостратиграфических, палеобиогеографических, смостратигарфи-ческих и каротажных исследований. По объему секвенсы, как правило, совпадают с наборами фаций. Выделяя в составе секвенсов по данным ГИС па-расеквенсы можно оценивать локальную обстановку осадконакопления, существовавшую в период формирования изучаемой части разреза [Ван Ваго-нер и др., 1991].

Для задания в моделях нефтегазогеологического строения и эволюции рассматриваемого района Присахалинского шельфа и отдельных его участков (Киринского, Аяшского и Восточно-Одоптинского) литологических не-однородностей на региональном и локальном масштабах автор предлагает выделять следующие фациальные зоны с характерным набором пород разного литологического состава: 1. Суша; 2. Равнина, периодически заливаемая морем; 3. Мелководный шельф; 4. Глубоководный шельф; 5. Глубоководные впадины; Литологические карты для каждого «слоя» создавались из фациальных карт попарно – для вариантов высокого и низкого стояния уровня моря. Низкое и высокое стояние уровня моря характеризуется накоплением пород бо 69 лее грубообломочных литологических разностей и мелкообломочных пород, соответственно.

Автор, вслед за большинством исследователей, полагает, что фиксируемые в кайнозойской истории рассматриваемого района Присахалинского шельфа колебания уровня моря являются эвстатическими (климатическими) [Харахинов, 2010; Маргулис 2012; Гладенков и др., 1999, 2001, 2002 и другие], а не тектоническим опусканием или воздыманием палеорельефа. По разным оценкам эвстатические (климатические) колебания уровня моря могут достигать 300 м [Vail, 1977 и др.]. Только две фациальные зоны невосприимчивы к эвстатическим (климатическим) колебаниям: в глубоководных областях всегда накапливается глубоководные осадки (глина), на суше – конгломераты. В сводной таблице литологических характеристик пород (Табл. 3.1) указаны «литологические смеси», используемые для проведения моделирования на Присахалинском шельфе.

Каждый геологический «слой» в созданных моделях поделен равными интервалами на «подслои». Четным номерам подслоев присваивается значения, «считанные» с варианта литологической карты, построенной для варианта с высоким стояние уровня моря, а нечетным, соответственно – на низкое стояние уровня моря. Именно таким образом была получена слоистая структура модели, которая наиболее полно, при выбранном масштабе исследований, описывает характер природных резервуаров, распространённых на При-сахалинском шельфе (рис. 3.2.).

Нефтегазоматеринские толщи

Южно-Киринская структура по сравнению с Мынгинской, выражена в меньшей степени. Однако она также имеет палеогеновый возраст и сформировалась, судя по характеру ее ограничений, в одном и том же с Мынгинской структурой поле тектонических напряжений (в условиях регионально проявленного меридионального растяжения). Оценить Киринскую структуру целиком затруднительно, т.к. имеющийся в нашем распоряжении куб 3D сейсморазведки охватывает только южный край структуры и участок скв. Кирин-ская-3. На сечении 3D модели Киринского участка, составленном по этим данным, видно, что прогибание происходило в полосах, ориентированных по простиранию Мынгинской и Южно-Киринской структур, с приблизительно равной скоростью (до 900 м).

В раннедагинское время (Рис. 4.8) Киринская часть осадочного бассейна в целом развивалась унаследовано. Здесь по прежнему в мощностях осадков четко выделяется Мынгинская структура, где мощность осадков до 300 м, ограниченная впадинами, где мощность осадков увеличивается до 600 м. При этом на границе со впадиной, отделявшей Мынгинское поднятие от слабовыраженной Южно-Киринской структуры, мощность нарастает скачкообразно. Это указывает на то, что северная граница Мынгинского поднятия по-прежнему представляла собой пологий сброс, падающий в северных румбах (Рис. 4.8 ж). Описанные тенденции развития действительны и для среднедагинского времени. Однако на северной границе Мынгинского поднятия в это время образовалась конседиментационная антиклиналь (Рис. 4.8 е), что является указанием на проявления в регионе напряжений сжатия.

Положение профиля и Киринского участка показаны на Рис. 4.1 – 4.6. В позднедагинское время (Рис. 4.9) наблюдается некоторая перестройка тектонических движений. Так, в пределах Южно-Киринской структуры происходит относительное прогибание с накоплением осадков мощностью до 500 м. При этом в обрамляющих структуру впадинах накопилось не более 300-400 м осадков. Мынгинский блок на этом этапе, по сравнению с обрамляющими впадинами, испытывает замедленное прогибание (Рис. 4.8 д).

В окобыкайское время (Рис. 4.11), на фоне общей трансгрессии моря продолжаются описанные выше тенденции развития Мынгинской и Южно-Киринской структур. В их пределах происходит относительное воздымание и накапливаются осадки пониженной мощности по сравнению с обрамляющими прогибами. Следует отметить, что в окобыкайское время впервые появляется дифференциация прогибания на Киринской структуре. Так мощности окобыкайской толщи в скв. Киринская-3 достигают значения 500 м, а в прогибе между Киринской и Южно-Киринской структурой - 900 м.

Блок диаграмма, иллюстрирую- Рис. 4.10. Блок диаграмма, иллюстрирующая щая реконструкцию строения Киринской реконструкцию строения Киринской площа площади (Киринского участка) к концу ди (Киринского участка) к концу позднеда среднедагинского времени (конец раннего гинского времени (середина среднего мио миоцена). цена).

В ранненутовское время (Рис. 4.12) начинается некоторая перестройка тектонических движений. Так, Мынгинская структура по-прежнему испытывала несколько меньшее погружение по сравнению с прочими участками (мощность осадков до 1 км в пределах структуры и до 1.2 км за ее пределами). При этом на южном борту Мынгинского поднятия мощность нарастает плавно, а на северном – скачкообразно, по сбросу (Рис. 4.8 в). Южно-Киринская структура не выражена в мощностях вовсе. Киринская структура, похоже, испытала небольшую инверсию в это время, т.к. мощности осадков в ее пределах полого увеличиваются на 100-200 м.

В поздненутовское время (Рис. 4.13) дифференциация тектонических движений в пределах всего Киринского участка (и на Мынгинской, и на Южно-Киринской структурах, и в разделяющем их прогибе) прекратилась (Рис. 4.8 б). Скорость прогибания и мощности отложений этого возраста на всем Киринском участке одинаковые. Только на Киринской структуре наблюдается некоторое уменьшение мощностей, по-видимому, связанное с относительным воздыманием этого блока. NbjidflJ- среднедэгинскин горизонт: s- І " линия профиля К Рис. 4.11. Блок диаграмма, иллюстрирующая реконструкцию строения Киринской площади (Киринского участка) к концу окобыкай-ского времени (начало позднего миоцена).

В помырское время (Рис. 4.14) развитие происходило унаследовано поздненутовскому времени. Мынгинская и Южно-Киринская структуры неактивны и развиваются в фоновом режиме вместе с обрамляющими их про 99 гибами. Однако Киринская структура проявляется четче. Здесь накопилось осадков на 100м меньше, чем в других частях Киринского участка (Рис.4.8 а).

Блок диаграмма, иллюстрирую- Рис. 4.14. Блок диаграмма, иллюстрирую щая реконструкцию строения Киринской щая реконструкцию строения Киринской площади (Киринского участка)) к концу площади (Киринского участка)) к концу поздненутовского времени (конец раннего помырского времени (конец среднего плио плиоцена). цена). Аяшский участок Аяшский участок расположен в центральной части рассматриваемого района Присахалинского шельфа (см. Рис. 4.1 – 4.6). Сбор анализ и обобщение всей совокупности имеющихся по Аяшскому участку разнородных геологических и геофизических данных позволило создать основу для проведения бассейнового 3D моделирования тектонического развития осадочного бассейна в пределах участка и построения палеотектонического профиля. В пределах участка была выбрана серия профилей – А1, А2, А3, по которым иллюстрируются главные особенности участка.

Профиль А1 проходит через южную часть Аяшского участка и пересекает Южно-Аяшскую, Восточно-Аяшскую и Южно-Осенгинскую структуры (Рис. 4.15). Начиная с палеогенового времени, процесс погружения дна бассейна в полосе сечения профиля А1 происходил неравномерно, но повсеместно (Рис. 4.15 и 4.17 е).

Палеогеновая толща, включающая в себя неразделенные люкамин-ский, даехуринский и мачигарский горизонты, имеет мощность от 500 м до 2.5 км. При этом область, в пределах которой произошло наименьшее тектоническое прогибание, примерно соответствует осевой части поднятия, которое разделяет Южно-Аяшскую и Восточно-Аяшские структуры. Восточный борт этого палеоподнятия по резкой, очевидно сбросовой, границе соотносится с глубоким прогибом, расположенным в пределах будущей Южно-Аяшской структуры. Этот прогиб заполнен палеогеновыми осадками мощностью до 2000 м и более. К востоку от палеоподнятия, разделяющего Южно-Аяшскую и Восточно-Аяшскую структуры, происходит заложение Восточно-Аяшской структуры. При этом Южно-Осенгинская структура на палеогеновом этапе не проявилась. Мощность палеогеновых осадков на участке будущей Южно-Осенгинской структуры и сопредельных с ней участков составляет 500 м.