Региональные несогласия и опорные сейсмические горизонты

В разрезе верхней части земной коры Восточно-Арктического региона на основе сейсмостратиграфического анализа выделены акустический фундамент и осадочный чехол, разделённые надрегиональным несогласием Фа. В осадочном чехле, перекрывающем с угловым несогласием поверхность фундамента, «Дальморнефтегеофизикой» прослежено пять опорных сейсмических горизонтов, соответствующих региональным стратиграфическим несогласиям PU, JU, BU, mBU и UB, аналогичных одноименным несогласиям, выделенным американскими исследователями в результате анализа многолетних геолого-геофизических и буровых работ, выполненных на Северном Склоне Аляски и прилегающей акватории Чукотского моря. Стратиграфическое положение несогласий   BU и mBU контролировалось их передачей с американской части Чукотского моря.

Несогласия PU, JU, BU, mBU, разделяют осадочный чехол на пять структурно-стратиграфических подразделений или сейсмокомплексов, возраст которых обоснован данными бурения на шельфе американского сектора Чукотского моря и прилегающей суше. Нижнеэлсмирский комплекс заключен между несогласиями Фа и PU; верхнеэлсмирский комплекс располагается между несогласиями PU  и JU. Рифтовый комплекс, ограничен несогласиями JU и BU. Нижнебрукский комплекс располагается между несогласиями BU и mBU, а выше залегает верхнебрукский комплекс.

Разновозрастный осадочный чехол залегает с угловым и стратиграфическим несогласием на эрозионно-тектонической поверхности фундамента. Максимальная величина стратиграфического перерыва фиксируется, как правило, на выступах фундамента и достигает интервала верхний палеозой–квартер. Региональные несогласия PU, JU, BU и mBU, разделяющие осадочный чехол на нижнеэлсмирский, верхнеэлсмирский, рифтовый, нижнебрукский и верхнебрукский структурно-стратиграфические комплексы, являются седиментационными, каждое из которых соответствует началу нового седиментационного цикла.

Основные структурные элемент ы осадочного чехла

В структуре шельфа в районе лицензионного участка выделяются два крупных осадочных бассейна: Северо-Чукотский на севере и Пегтымельский на юге, разделенные межбассейновым Северо-Шелагским поднятием (рис. 1.4). С севера осадочные бассейны ограничены поднятиями Барановским и Жаннетты.

Рис.1.4 Схема строения осадочного чехла в пределах лицензионного участка

В структуре бассейнов выделяются прогибы, поднятия, антиклинальные поднятия, синклинальные и антиклинальные зоны, локальные антиклинальные и синклинальные складки.

К структурам II порядка относятся Северо-Чукотский и Пегтымельский прогибы,  Дремхедский рифт, Серо-Шелагское, Шелагское, Западно-Врангелевское, Янранайское, Барановское и Жанннеты поднятия.

Структуры III порядка характеризуют структурные неоднородности осадочного чехла. К ним относятся синклинальные и антиклинальные зоны, развитые как над долгоживущими конседиментационными поднятиями, так и на бортах или осевых частях прогибов. По генезису антиклинальные зоны подразделяются на отражённого складкообразования, разрывообразования и регионального выклинивания.

Зоны отражённого складкообразования развиты над конседиментационными приподнятыми блоками фундамента. Они протягиваются в соответствии с северо-западным или субмеридиональным простиранием главных структурных элементов и разбиты реактивированными разломами меловой фазы заложения. К зонам разрывообразования относятся Западно-Врангелевская и Дремхедская, расположенная над одноименными постседиментационными поднятиями. Шелагская зона регионального выклинивания сформирована на западном борту Дремхедского рифта.

Нефтегазоносность

В пределах участка расположена часть потенциально Северо-Чукотской нефтегазоносной области (ПНГО) Восточно-Арктической ПНГП (рис. 1.5 А).

В Российской части Восточной Арктики прямые признаки нефтегазоносности обнаружены на Новосибирских островах в виде проявлений битумов, мальт и асфальтов в отложениях девона и верхнего палеозоя – мезозоя (С-J). На острове Врангеля, согласно проведенным ранее литолого-геохимическим исследованиям, каменноугольные и триасовые отложения в геологическом прошлом были нефтепроизводившими. Карбонатные отложения каменноугольного возраста сходны по литологическим признакам с формацией Лисберн Аляски, где она представляет собой одну из продуктивных толщ нефтяного месторождения Прудо-Бей.

При оценке ресурсов Восточно-Сибирского моря в качестве аналога все исследователи рассматривают провинции бассейнов Северного склона Аляски и моря Бофорта. Мегабассейн Северного склона Аляски охватывает синнадвиговый бассейн Колвилл с мощной мел-кайнозойской молассой и расположенный на шельфе Чукотского моря трог Ханна с элсмирским и рифтовым комплексом (верхний девон-баррем) и Чукотскую платформу с нижнебрукскими (апт-верхний мел) отложениями.

В нефтегазоносной провинции Северного склона Аляски, включая прилегающую акваторию Чукотского и Бофорта морей, с 1946 по 2001 гг. открыто 65 месторождений УВ. Основные продуктивные горизонты сосредоточены в диапазоне от карбона (кавернозные доломиты и известковистые песчаники группы Лисберн) до триаса и неогена включительно (терригенные формации Седлрочит, Шублик, Саг Ривер, Кингак, Купарук, Пебл Шейл, Нанушук, Сиби, Сагаваниркток и др.).

Рис. 1.5 А- нефтегеологическое районирование района лицензионного участка, Б-перпективы нефтегазоносности района участка. По данным ГИС-Атласа России (ВСЕГЕИ, 2007)

На востоке прогиба Колвилл располагается гигантское газонефтяное месторождение Прудо-Бей, приуроченное к антиклинальной складке размером 21×52 км, осложняющей южный борт впадины Умиат. На месторождении нижнемеловые отложения формации Торок срезают более древние толщи, формируя систему комбинированных структурно - стратиграфических ловушек. Нефтегазопроявления известны в отложениях от каменноугольного до палеогенового возраста включительно. Основная промышленная залежь площадью 607 км² находится в песчаниках пермотриасового возраста группы Седлрочит формации Ивишак на глубине 2650-2760 метров. Нефтеносны также триасовые песчаники формации Шублик (2430-2650 м), меловые песчаники формации Купарук-ривер (1900-2200 м), горизонта Вестсак (750-2100 м) и известняки верхней части толщи группы Лисберн (2835-3190 м).

На шельфе Чукотского моря нефтепроявления установлены в породах формаций Купарук-Верхний Кингак. В скважине Бургер в рифтовом (верхняя юра-баррем) комплексе на глубине 5560 футов (около 1695 м) в прикровельной части возрастного аналога формации Купарук обнаружена газоконденсатная залежь.

Северо-Чукотский осадочный бассейн, выполненный мощным (до 20-24 км) верхнепермско-кайнозойским осадочным чехлом, располагается во фронте Врангеля-Геральда-Бруксовской надвиговой системы. Бассейн характеризуется довольно сложным многостадийным развитием, но, в большей степени, это характерно для его южного борта, примыкающего к вершине разлома Врангеля (за пределами площади исследований). Здесь в карбон-среднеюрское время располагался Северо-Врангелевский осадочный бассейн, развитие которого завершилось в результате среднеюрского орогенеза. После тектонической активизации, проявившийся в раннем кайнозое в Восточно-Арктическом регионе, началось интенсивное прогибание в Северо-Чукотском бассейне и воздымание трога Ханна.

Среднеюрское и раннекайнозойское геологические события отразились в разрезах скважин на шельфе Чукотского моря. Глубина эрозионного среза верхнеэлсмирского комплекса по данным бурения скв. Крэкерджэк и Попкорн охватывает стратиграфический интервал от триаса до средней юры включительно. Верхний мел размыт полностью, что также подтверждено результатами бурения, в разрезе всех скважин палеоценовые отложения несогласно с размывом залегают на апт-альбских. Глубина вскрытия верхнеэлсмирского, рифтового и нижнебрукского комплексов в троге Ханна составляет 1826-2918 м, 1418-2941 м, 1282-2684 м.

На большей части Северо-Чукотского прогиба, напротив, происходило унаследованное прогибание. Отложения нижнего верхнепермско-среднеюрского (верхнеэлсмирского) и верхнеюрско-баррремского (рифтового) комплексов находятся на значительных глубинах от 9.5 до 17 км и от 5.5 до 14 км соответственно. Кровля апт-верхнемелового (нижнебрукского) комплекса мощностью до 4.0-7.0 км картируется на уровне от 1.0 до 4.75 км, при этом в наиболее благоприятных условиях находится верхнемеловой подкомплекс. Таким образом, геологическое развитие трога Ханна и Северо-Чукотского прогиба происходило в различных режимах.

Перспективы нефтегазоносности района Лицензионного участка по данным ВСЕГЕИ (ГИС-Атлас России) приведены на рис. 1.5 Б. Потенциальны запасы углеводородов по этим расчетам колеблются от 3 до 200 тыс. т на кВ. км.

По данным Н.А. Петровской, перспективы нефтегазоносности Северо-Чукотской ПНГО определяются углеводородным потенциалом Северо-Чукотского, Дремхедского и Пегтымельского очагов, обеспечивающими загрузку сопряженных с ними структур углеводородами. Суммарные ресурсы Северо-Чукотской ПНГО по этим расчетам, в зависимости от учитываемого объема нефтематеринских пород, варьируются от 2711 до 5601 млн. т. (среднее 4028 млн. т), средняя плотность ресурсов составляет около 62 тыс. т/км². Высокий потенциал и, соответственно, плотность ресурсов обеспечиваются генерационным потенциалом Северо-Чукотского очага.

Рис. 1.6 Плотность аккумулированных углеводородов в районе лицензионного участка. По данным Н.А. Петровской (ОАО «Дальморнефтегеофизика»)