Геолого-геохимические предпосылки газонефтеносности юрских отложений Южно-Карской впадины

Глава 5. Закономерности изменения геохимических характеристик НГМТ в пределах Ямальской и Южно-Карской ГНО..

В данной главе рассмотрены закономерности изменения содержания Сорг и степени зрелости нижне-среднеюрских и верхнеюрских отложений в площадном масштабе. В виду низкой разбуренности нижне-среднеюрской толщи посвитно рассмотреть закономерности распределения содержаний Сорг в площадном масштабе на сегодняшний день не представляется возможным. Для решения этого вопроса нижне-среднеюрские отложения рассматривались автором в объеме большехетской серии, аналогом которой в южных районах п-ва Ямал являются отложения тюменской свиты. Правомерность такого изучения подтверждается сопоставимым содержанием Сорг во всех выделенных НГМТ, которое на сегодняшний день в среднем составляет 1-2%.

Поскольку данных о содержании РОВ в акватории Карского моря на сегодняшний день нет, обоснование распределения его концентраций следует проводить по выявленным для п-ва Ямал закономерностям. Изучение распределения содержаний ОВ в нижне-среднеюрских глинистых отложениях месторождений п-ова Ямал показали, что наибольшие концентрации Сорг приурочены к области глубоких прогибов севера Западно-Сибирского НГБ, в депоцентрах которых отмечены максимальные глубины юрского моря. Уменьшение концентраций Сорг происходит к бортам впадины. На основе выявленных закономерностей автором были построены схемы прогнозных концетраций Сорг в акватории Карского моря. Максимальные концентрации ОВ (предположительно до 5%) в нижне-среднеюрских отложениях приурочены к Пухучанской впадине. На территориях обрамляющих ее Русановского и Ленинградского валов содержание Сорг, предположительно, будет ниже - 3-4%, на акваториальном продолжение Нурминского вала еще ниже - 2-3%. Наименьшими концентрациями ОВ характеризуются юрские отложения бортовых зон впадины - Западно-Карская, Восточно-Приновоземельская и Восточно-Карская зоны ступеней. Здесь максимальные содержания ОВ не превышают 2%, постепенно уменьшаясь к обрамляющим плиту складчатым сооружениям Новой Земли и Пай-Хоя на западе и юго-западе, и Северо-Сибирского порога на севере. Подобная тенденция прослеживается и для верхнеюрских отложений.

Оценка уровня катагенеза юрских отложений проводилась по замеренным в аншлифах значениям показателя отражения витринита (ПОВ) и значениям Tmax пиролиза. Экстраполяция результатов в акваторию Карского моря проводилась с помощью бассейнового моделирования в программном пакете Trinity. Границы главной зона нефтеобразования (ГЗН) согласно замерам ПОВ и значениям Tmax пиролиза в пределах п-ова Ямал определяются в интервале глубин 2,0-2,5 - 3,3-4,0 км.

В кровле юрской толщи ПОВ изменяется от 0,3 до 1,5 %. В акватории южной части Карского моря область катагенетически незрелого ОВ соответствует бортовым зонам. В связи с этим формирование залежей в районе Припайхойской моноклинали и Восточно-Новоземельской зоне ступеней возможно лишь за счет латеральной миграции из центральных областей Южно-Карской впадины, где отложения находятся в ГЗН. Наиболее интенсивно процессы нефтегенерации протекают на Обручевском валу, прогибах Чекинском, Ноябрьском и Благополучия, где уровень катагенеза соответствует градации МК₂. Наибольшие значения ПОВ (1.3-1.5%) наблюдаются в Пухучанской и Белоостровской впадинах Карского моря, где данные отложения вступили в область газогенерации. В нижне-среднеюрской толще, согласно проведенным расчетам, отложения находятся в области газового окна. Область нефтяного окна прослеживается на месторождениях Нурминского мегавала, в южной части Обской губы, Обручевского и Воронинского валов южной части Карского моря.