История развития углеводородных систем в северной части Карского моря по данным 2D-моделирования

УДК 550.8.013.98

К.Ф. Старцева1, А.В. Ершов2, В.А. Никишин3

ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ В СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ КАРСКОГО МОРЯ ПО ДАННЫМ 2D-МОДЕЛИРОВАНИЯ

Приводятся результаты 2D-моделирования углеводородных систем вдоль линии регионального сейсмического профиля, пересекающего осадочные бассейны северной части Карского моря — бассейн Св. Анны, Предсевероземельский бассейн и др. По результатам данных геохимических исследований на прилегающих районах суши выделены потенциальные нефтегазоматеринские толщи. Построены четыре типа моделей: реконструкция истории погружения, прогрева, нефтегазогенерации и миграции углеводородов. На основании выполненного моделирования проанализирована возможность формирования залежей углеводородов (УВ) в пределах северной части Карского моря, их источники и пути миграции.

Ключевые слова: северная часть Карского моря, история погружения, история прогрева, углеводородные системы, нефтегазоматеринские толщи, генерация, миграция.

This article presents the results of two-dimensional petroleum system modeling along the regional seismic profile that crosses sedimentary basins of the north part of Kara Sea — St. Anne basin, Predseverozemelsky basin and the others. On the basis of geochemical studies of adjacent land areas we distinguished oil and gas potential source rocks of sedimentary basins of the north part of Kara Sea. Four types of models were built: reconstruction of subsidence history, warming model, model of generation of oil and gas and model of migration of hydrocarbons. On the basis of these models we analyzed the possibility of formation of modern hydrocarbon deposits within north part of Kara Sea, their sources and migration paths.

Key words: north part of Kara Sea, subsidence history, warming model, petroleum systems, source rocks, generation, migration.

Введение. Северная часть Карского моря — потенциально перспективный нефтегазоносный регион [Gautier et al., 2009; Kontorovich et al., 2012], однако этот регион до сих пор изучен сравнительно слабо. Данные о его геологическом строении и истории развития основаны главным образом на сейсмических разрезах и не подтверждены бурением. Мы выполнили моделирование углеводородных систем по линии сейсмического профиля BK-005, полученного в 2012 г. компанией «Роснефть», который пересекает бассейны Карской плиты и бассейн Св. Анны (рис. 1, 2). Моделирование включало реконструкцию истории формирования осадочного бассейна, моделирование эволюции его термального режима и истории нефте-газогенерации на основе интеграции всех имеющихся данных и интерполяции недостающих данных с прилегающих территорий. Моделирование проводилось с использованием программного пакета (ПП) Petromod компании «Sclumberger».

Углеводородные системы северной части Карского моря. Основные элементы углеводородных систем — нефтегазоматеринские толщи (НМТ), коллекторы и покрышки.

Данные геохимических исследований органического вещества (ОВ) осадочных отложений Таймыра

и Восточно-Сибирской платформы [Конторович и др., 1981] и Северной Земли позволяют выделить 8 потенциальных нефтегазоматеринских толщ — ран-непермского, позднедевонского, среднедевонского, раннедевонского, раннесилурийского, позднеордо-викского, среднеордовикского и раннеордовикского возраста (таблица).

Прогнозные характеристики нефтематеринских толщ, использованные в моделировании*

Возраст Свита C орг' % HI, мг УВ /г ОВ

Ранняя пермь Свита не выделяется 2 450

Поздний девон Доманиковая 2 450

Средний девон Встречнинская 2,25 450

Ранний девон Русановская 2 450

Ранний силур Среднинская + снежинская 3,86 450

Поздний ордовик Стройнинская 2 450

Средний ордовик Озернинская 2,17 450

Ранний ордовик Ушаковская + кружили-хинская 2 450

* Тип керогена II.

Данные пиролиза образцов пород с о. Северная Земля свидетельствуют о наличии обогащенных ОВ

1 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра региональной геологии и истории Земли, аспирант; e-mail: kfstartseva@gmail.com

2 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра региональной геологии и истории Земли, доцент; e-mail: andrey_ershov@list.ru

3 «Роснефть», главный геолог; e-mail: nvaleriy@list.ru

Рис. 1. Тектоническая схема Северо-Карского региона, по [Никишин, 2013] и локация изучаемого профиля и псевдоскважин Цифры в кружках — тектонические элементы: надпорядковые: I — Карская плита, II — Северо-Баренцевская впадина, III — Пайхойско-Новоземельская складчатость, IV — Южно-Карская впадина, V — Таймырско-Североземельская складчатость; положительные 1-го порядка: 1 — мегавал Ушакова—Визе, 2 — мегавал Наливкина, 3 — свод Макарова, 4 — Центрально-Карский свод, 5 — Северо-Сибирский мегавал; отрицательные 1-го порядка: 6 — прогиб Фобос, 7 — Красноармейский прогиб, 8а — прогиб Уединения, 86 — Присевероземельский прогиб,

9 — Североземельский выступ; положительные 2-го порядка:

10 — вал Албанова, 11 — вал Безымянный-2, 12 — поднятие Скалистое; отрицательные 2-го порядка: 13 — котловина Седова, 14 — прогиб Урванцева— Воронина, 15 — котловина Бе-зымянная-3, 16 — депрессия Северо-Михайловская, 17 — прогиб Натальи; полузамкнутые:

18 — седловина Ермолаева,

19 — ступень Безымянная-1,

20 — Краснофлотский мыс, 21 — ступень Егиазарова, 22 — седловина Меннера, 23 — седловина Марковского, 24 — ступень Погребицкого

прослоев ушаковскои и кружилихинскои свит нижнего ордовика; в модели эти две свиты объединены в одну нижнеордовикскую НМТ. Эта НМТ в пределах области моделирования распространена в бассейнах КарскоИ плиты. Данные пиролиза образцов пород с п-ова Таймыр и результаты исследований в рамках Государственной геологической съемки масштаба 1:200 000 арх. Северная Земля [Государственная геологическая..., 2003] позволяют выделить в качестве потенциально нефтематеринских толщ озернинскую свиту среднего ордовика, стройнинскую свиту верхнего ордовика, среднинскую и снежинскую свиты нижнего силура, русановскую свиту нижнего девона и встречнинскую свиту среднего девона. Эти НМТ в пределах области моделирования распространены в бассейнах Карской плиты. Среднинская и снежин-ская свиты объединены в модели в одну нижнесилурийскую НМТ. Значения содержания органического углерода (Сорг) для озернинской НМТ среднего ордовика, нижнесилурийских (среднинская и снежинская) и среднедевонской НМТ приняты по аналогии со средним содержанием Сорг в одновозрастных породах Восточной Сибири [Конторович и др., 1981]. Кроме того, учитывая данные из работы [Klett, Pitman, 2012], мы выделяем в качестве потенциально нефте-материнских доманиковую свиту верхнего девона и каменноугольно-нижнепермскую НМТ, принад-

лежащую к нерасчлененной толще карбона—нижней перми. Эти НМТ в пределах области моделирования распространены в пределах бассейна Св. Анны.

Таким образом, характеристики среднедевон-ской, нижнесилурийской и среднеордовикской НМТ были заданы по аналогии с одновозрастными НМТ на Восточно-Сибирской платформе, для остальных НМТ содержание Сорг условно принято равным 2%. Кроме того, принято, что кероген для всех НМТ соответствует II типу, а исходный генерационный потенциал (Ш) составляет 450 мг УВ/г ОВ в соответствии с данными пиролиза образцов с арх. Новая Земля (В.А. Никишин, устное сообщение). Химико-кинетическая модель керогена взята из работы [УапёепЪгоиске е! а1., 1999] (для керогена II типа, образцы юрского возраста из Северного моря).

Коллекторские толщи определяли в автоматическом режиме в программном пакете моделирования на основе заданного литологического состава слоя с учетом уплотнения пород при погружении и закона, связывающего пористость и проницаемость. Кроме того, при выделении коллекторов учитывался характер миграции УВ в осадочных слоях по результатам моделирования. В пределах Карской плиты породы с коллекторскими свойствами присутствуют в верхней части нижне-среднеордовикской толщи, в нижней части верхнеордовикских (стройнинская свита),

в нижней части нижнедевонских и в нижней части среднедевонских отложений. В бассейне Св. Анны коллекторы выделяются в каменноугольных отложениях и нижней части нижнепермских.

Покрышки для бассейнов Карской плиты выделяли на основании данных о литологическом составе пород на арх. Северная Земля [Никишин, 2013], для бассейна Св. Анны — по литературным данным [Klett, Pitman, 2012], а также с учетом характера миграции УВ по результатам моделирования. В пределах Карской плиты в качестве покрышек выделяются среднеордовикские соленосные отложения, нижнесилурийские известняки, а также нижнедевонские известняки, доломиты и гипсы. В бассейне Св. Анны к покрышкам относятся нижнепермские известняки и нижнетриасовые глины.

Методика моделирования и исходные данные. Исходными данными для проведения моделирования послужили: 1) региональный сейсмический профиль BK-005 в глубинном масштабе, предоставленный ассоциацией «Геология без границ» с интерпретированными тектоно-стратиграфическими единицами; 2) гипотетический литологический состав осадочных отложений, спрогнозированный на основе интерполяции состава соответствующих по возрасту слоев, вскрытых в скважинах и обнажениях на прилегающих участках суши [Никишин, 2013]; 3) данные о структуре коры и литосферы, полученные на основе глубинных геофизических исследований [Кашубин, 2012]; 4) гипотетические характеристики потенциальных нефтегазоматеринских толщ, спрогнозированные на основе геохимических исследований в прилегающих областях суши.

Для профиля ВК-005 выполнены 4 вида моделирования: 1) реконструкция истории погружения и эволюции структурного плана основных поверхностей; 2) моделирование истории прогрева осадочных толщ; 3) моделирование нефтегазогенерации и эмиграции УВ из нефтематеринских толщ; 4) моделирование вторичной миграции.

Литологический состав слоев задавался экстраполяцией состава соответствующих по возрасту слоев, вскрытых в скважинах и обнажениях на прилегающих участках суши, главным образом на арх. Северная Земля [Никишин, 2013], и был принят постоянным по латерали (из-за отсутствия данных).

Палеобатиметрия морского бассейна определялась на основе палеотектонической реконструкции А.М. Никишина для северной части Карского моря (А.М. Никишин, устное сообщение).

В качестве граничных условий модели прогрева использованы изменяющиеся во времени и пространстве температура на поверхности и тепловой поток в основании коры. Поверхностная температура была задана на основе палеоклиматической реконструкции [Wygra1a, 1989] с учетом изменения палеошироты осадочного бассейна и истории его геологического развития.

Для задания значений теплового потока в основании коры выполнена калибровка по 8 псевдоскважинам, представляющим разные тектонические зоны в северной части Карского моря. Так как данные бурения отсутствуют, мы не могли использовать стандартные реперы палеотемпературы, такие, как замеры современной температуры, показатель отражающей способности витринита, величины Ттах и

Рис. 2. Исходный разрез с положением псевдоскважин А, В и С и выделенными элементами углеводородных систем: 1 — коллекторы,

2 — покрышки, 3 — нефтематеринские толщи

т.п. Единственным имеющимся в нашем распоряжении палеотермальным репером было тектоническое погружение бассейна. Соответственно калибровка модели прогрева для псевдоскважин выполнялась по кривой тектонического погружения. Для каждой псевдоскважины построена термоизостатическая модель рифтогенеза по механизму МакКензи. При этом тепловая история для псевдоскважин Карской плиты определялась главным образом ордовикским рифтовым событием [Малышев и др., 2012], а для псевдоскважин бассейна Св. Анны — позднедевон-ским рифтовым событием [там же]. В ходе калибровки путем изменения параметров модели (значения коэффициента утонения коры и мантии, мощности коры и мантийной части литосферы до растяжения) достигалось совмещение двух независимо рассчитанных кривых тектонического погружения — кривой, рассчитанной в рамках термоизостатической модели рифтогенеза МакКензи, и кривой, рассчитанной с помощью процедуры бэкстриппинга. При этом также требовалось совпадение модельного теплового потока на поверхности с данными, полученными интерполяцией измеренных значений на область Северо-Карского бассейна (около 69 мВт/м2 для профиля ВК-005, данные ассоциации «Геология без границ»).

Граничные условия модели прогрева, определенные для калибровочных псевдоскважин (значения палеоглубины, температуры на поверхности и теплового потока в основании коры), интерполированы на всю область профиля и использованы в качестве граничных условий 2D-модели прогрева.

Модель нефтегазогенерации включала расчет генерации углеводородов, их первичной и вторичной миграции. Расчет выполнен с использованием принятых параметров НМТ, таких, как тип керогена, содержание Сорг, исходный генерационный потенциал (таблица).

История погружения осадочных бассейнов в северной части Карского моря. История геологического развития этого региона по результатам моделирования выглядит следующим образом.

В раннем и среднем ордовике (рис. 3, временной срез 452,5 млн лет) в Карском море происходило синрифтовое погружение. Мощность синрифтовых отложений во впадинах в северной части Карского моря составила ~7000 м, а в наиболее погруженной части Предсевероземельского бассейна — до 9000 м. В это же время формировались сбросовые разрывные нарушения, по которым в дальнейшем была возможна миграция углеводородов. Предполагаемая складчатая структура в районе вала Ушакова—Визе могла образоваться в раннем—среднем ордовике в качестве грабенообразного прогиба, однако данных, чтобы утверждать однозначно, что эта структура не образовалась позднее, в результате предкаменноугольной складчатости, недостаточно.

В позднем ордовике (рис. 3, временной срез 438 млн лет) синрифтовое погружение сменилось пострифтовым. При этом перед силуром, вероятно, имел место эпизод эрозии и воздымания, в результате чего сформировалась инверсионная структура на месте современного мегавала Наливкина. Возникшие в раннем ордовике разрывные нарушения к этому времени утратили активность, что могло привести к образованию приразломных ловушек УВ.

В раннем девоне (рис. 3, временной срез 401 млн лет) пострифтовое погружение продолжалось предположительно на всей рассматриваемой территории.

В позднем девоне (рис. 3, временной срез 323,6 млн лет) в связи с эпизодом рифтинга в северовосточной части Баренцева моря образовался бассейн Св. Анны. Малую мощность синрифтового комплекса можно объяснить тем, что выбранный разрез пересекает бассейн в его краевой части (рис. 1); вместе с тем пострифтовый каменноугольный—пермский чехол, перекрывающий девонские отложения (рис. 3, временной срез 270 млн лет), имеет большую мощность в связи с тем, что пострифтовое погружение охватывало большую территорию. В Предсеверозе-мельском бассейне в позднем девоне продолжалось пострифтовое погружение, завершившееся главным эпизодом воздымания Северо-Карского бассейна на границе девона и карбона, в результате чего на поднятиях (в пределах изучаемого разреза на поднятиях Ушакова—Визе и Наливкина) были эродированы нижележащие отложения с ордовикских до верхнедевонских. В то же время инверсия по существовавшим ранее разломам могла привести к распечатыванию сформированных ранее залежей УВ и миграции УВ в вышележащие слои.

В дальнейшем (рис. 3, настоящее время) осад-конакопление было сосредоточено в основном в пределах бассейна Св. Анны. Предположительно на границе триаса и юры здесь произошел очередной эпизод инверсии, в результате чего образовались локальные поднятия, в пределах которых возможно сосредоточение потенциальных залежей УВ.

История нефтегазогенерации. На основе модели прогрева (рис. 3) рассчитана модель созревания ОВ нефтегазоматеринских толщ. Химико-кинетическая модель керогена НМТ была принята аналогичной модели керогена II типа для юрских НМТ Северного моря [Vandenbroucke et al., 1999].

Эволюция созревания ОВ осадочных отложений представлена для трех псевдоскважин (рис. 4). В бассейне Св. Анны (рис. 4, A) нефтематеринские толщи в модели представлены доманиковой свитой и толщей, выделяемой в пределах каменноугольных— нижнепермских отложений по аналогии с ВосточноСибирской платформой [Конторович, 1983; Klett, Pitman, 2012]. Доманиковая свита в карбоне вошла в область генерации нефти, в поздней перми — в область генерации жирных газов, а в конце триаса — в область генерации сухого газа, в которой находится по

26

м

0-

2000-

4000-

6000-

8000-

10 000-

0-

2000-

4000-

6000-

8000-

10 000-

12 000-

0-

2000-

4000-

6000-

8000-

10 000-

12 000-

14 000-

о-

2000-

4000-

6000-

8000-

10 000-

12 000-

14 000-

16 000-

0-

2000-

4000-

6000-

8000-

10 ООО-

12 000-

14 000-

16 ООО-

О

2000

4000

6000

8000

10 ООО

12 ООО

14 ООО

16 ООО

Рис. 3. Палеоразрезы по профилю ВК-005 для ключевых моментов. Изолиниями показано распределение температуры, °С. Условные обозначения см. на рис. 2

5000

10 000

Рис. 4. История погружения (А—В) и значения показателя отражающей способности витринита в масле для псевдоскважин по профилю BK-007 (расположение псевдоскважин см. на рис. 2) Степень зрелости ОВ выражена в единицах показателя отражающей способности витринита в масле (ОСВ). Значения ОСВ <0,6 соответствуют области незрелого ОВ, 0,6—0,7 — начальной стадии генерации нефти, 0,7 — 1 — средней стадии генерации нефти, 1—1,3 — поздней стадии генерации нефти, 1,3—2 — стадии генерации жирного газа, 2—4 — стадии генерации сухого газа, >4 — области перезрелого ОВ, по [Sweeney, Burnham, 1990]

юооо

юоос

15 00С

300 200

Возраст, Ма

настоящее время. Каменноугольно-нижнепермская НМТ вступила в область генерации нефти в позд-непермское время, достигла пика нефтегенерации к середине юры, в мелу началась генерация жирного газа, продолжающаяся до настоящего момента.

В наиболее погруженной части ступени Безымян-ная-1 (рис. 4, В) нефтематеринские толщи в модели представлены ушаковской и кружилихинской свитами нижнего ордовика, озернинской свитой среднего ордовика, стройнинской свитой позднего ордовика, среднинской и снежинской свитами нижнего силура,

русановской свитой нижнего девона и встречнинской свитой среднего девона. В конце раннего ордовика нижнеордовикская НМТ вошла в зону генерации нефти, в начале позднего ордовика — в зону генерации жирных газов, в середине позднего ордовика — в зону генерации сухого газа и в начале силура вышла из зоны газогенерации. Озернинская свита среднего ордовика вошла в зону генерации нефти в конце позднего ордовика, в начале силура — в зону средней нефти, в конце силура — легкой нефти, а в конце раннего девона — в зону образования жирного газа, в

Рис. 5. Палеоразрезы для ключевых моментов модели нефтегазогенерации, миграции и аккумуляции по профилю ВК-005: 1—3 — степень преобразования органического вещества НМТ (%): 1 — 0-30, 2 — 30-70, 3 — 70-100; 4 — направление миграции газа; 5 — направление миграции нефти; 6 — залежи углеводородов

котором находится до настоящего момента. Поздне-ордовикская стройнинская свита вступила в зону генерации нефти в начале позднего девона и находилась в ней на протяжении всего последующего времени вплоть до настоящего момента. Генерация углеводородов характеризуется незначительным масштабом. Органическое вещество среднинской и снежинской свит на протяжении всего существования находилось выше зоны генерации нефти, а в настоящее время находится только в самом начале нефтяного окна. Объем генерации углеводородов незначителен. Вышележащие НМТ в силуре и девоне находились выше зоны нефтяного окна. Органическое вещество этих свит не преобразовано.

В наиболее погруженной части Предсевероземель-ского бассейна (рис. 4) нефтегазоматеринские толщи в модели представлены ушаковской и кружилихин-ской свитами нижнего ордовика, объединенными в модели в одну нижнеордовикскую НМТ; озернинской свитой среднего ордовика; стройнинской свитой позднего ордовика; среднинской и снежинской свитами нижнего силура, тоже объединенными в одну нижнесилурийскую НМТ; русановской свитой нижнего девона и встречнинской свитой среднего девона. Нижнеордовикская НМТ сравнительно быстро (приблизительно за 10 млн лет от времени образования) вошла в зону генерации нефти, а затем жирного газа, что объясняется сравнительно «горячим» тепловым режимом области в то время. На рубеже среднего и позднего ордовика эта НМТ вошла в зону генерации сухого газа и в конце ордовика — в зону полного выгорания ОВ. Озернинская среднеордовикская свита вошла в зону генерации нефти в конце ордовикского периода, в начале силура — в зону жирного газа, в конце силура — сухого газа и в конце девона выгорела полностью.

Позднеордовикская стройнинская свита вошла в область нефтяного окна во второй половине силура, в позднем ордовике началась генерация жирного газа, к настоящему моменту стройнинская НМТ находится примерно на границе области генерации жирного и сухого газа. Органическое вещество среднинской и снежинской свит вошло в область генерации нефти к концу раннего девона, достигло пика нефтегенера-ции к концу среднего девона, вошло в завершающую стадию нефтегенерации в начале карбона и на протяжении всего остального времени находилось на границе областей генерации нефти и жирных газов, где предположительно находится до сих пор. Девонские русановская и встречнинская свиты находятся на начальной стадии зоны нефтегенерации. Органическое вещество этих свит почти не преобразовано.

Кратко суммируем результаты моделирования генерации и миграции УВ по профилям. В начале позднего ордовика (рис. 5, временной срез 452 млн лет) нижнеордовикская НМТ активно генерировала УВ в пределах Предсевероземельского бассейна, ступени Безымянная-1 и мегавала Наливкина. Ми-

грация УВ в пределах отложений нижнего ордовика и нижней части среднего ордовика преимущественно вертикальная вплоть до среднеордовикской покрышки. В верхней части нижне-среднеордовикской толщи миграция становится латеральной вдоль рельефа среднеордовикской покрышки из области наибольшего прогибания в центральной части бассейна в области разгрузки на периферии бассейна, в прираз-ломную зону на юге и в зону выхода коллекторских толщ на дневную поверхность. Часть латерально мигрировавших УВ была уловлена структурными и приразломными ловушками в среднеордовикском коллекторе.

В раннем силуре (рис. 5, временной срез 438 млн лет) в наиболее погруженной части Предсеверозе-мельского бассейна нижнеордовикская НМТ практически полностью реализовала генерационный потенциал и больше в генерации УВ не участвовала, в то же время в районе ступени Безымянная-1 и поднятия Ушакова—Визе в этой НМТ происходила активная генерация УВ. Основной тренд миграции УВ в нижне-среднеордовикских отложениях не изменился по сравнению с позднеордовикским временем, т.е. происходила вертикальная миграция в отложениях нижнего—среднего ордовика, а также латеральная миграция вдоль среднеордовикской покрышки, что подпитывало образовавшиеся на предыдущем этапе залежи в среднеордовикском коллекторе. Начавшаяся генерация в озернинской среднеордовикской НМТ привела к появлению вертикальных потоков УВ в верхнеордовикской толще, вследствие чего эмигрировавшие из озернинской свиты УВ беспрепятственно просачивались на дневную поверхность.

В раннедевонское время (рис. 5, временной срез 401 млн лет) генерация УВ в нижнеордовикской НМТ продолжалась ближе к периферическим частям Предсевероземельского бассейна с сохранением прежних трендов миграции. Продолжалась активная генерация УВ в среднеордовикской озернинской свите. Уплотнение силурийских пород привело к возникновению силурийской покрышки в наиболее погруженной части бассейна. Преимущественно вертикальная миграция УВ в пределах верхней части среднеордовикской толщи в позднем ордовике сменяется латеральной миграцией вдоль рельефа силурийской покрышки, что инициировало формирование залежей в верхнеордовикском коллекторе. Стройнинская верхнеордовикская НМТ в это время также вошла в зону активной генерации УВ, вследствие чего сформировались вертикальные потоки миграции УВ в пределах силурийских толщ и нижней части нижнедевонских, а вблизи покрышки верхней части нижнедевонских отложений миграция стала частично латеральной. В зонах наибольшего прогибания Предсевероземельского бассейна также началась генерация УВ в силурийской НМТ. Вертикальные потоки УВ в верхней части разреза выводили УВ на дневную поверхность.

В карбоне (рис. 5, временной срез 323,6 млн лет) в пределах самой погруженной области Предсеве-роземельского бассейна среднеордовикская НМТ уже полностью реализовала свой генерационный потенциал и уже более не производила УВ, в то же время в пределах остальной части Карской плиты генерация УВ в нижнеордовикской и среднеордо-викской НМТ продолжалась с сохранением прежних трендов миграции. Расположенные на путях миграции ловушки в верхнеордовикском коллекторе пополнялись за счет улавливания латерально мигрирующих УВ. Продолжалась генерация УВ в стройнинской свите верхнего ордовика. УВ вертикально просачивались через породы силура-нижнего девона и латерально мигрировали в нижнедевонском коллекторе, перекрытом сформировавшейся к этому времени среднедевонской покрышкой. В бассейне Св. Анны началась эмиграция УВ из доманиковой свиты позднего девона. Из-за отсутствия хорошей покрышки в это время вертикальные потоки УВ из доманиковской свиты просачивались на дневную поверхность.

В начале поздней перми (рис. 5, временной срез 270 млн лет) в пределах Предсевероземельского бассейна картина миграции существенно не изменялась. В бассейне Св. Анны происходила активная генерация УВ в каменноугольно-нижнепермской НМТ и продолжалась генерация УВ в доманиковой свите верхнего девона. Вертикальная миграция УВ в пределах верхнего девона-карбона и нижней части нижней перми становится частично латеральной вдоль карбонатных отложений верхней части нижней перми, при этом наблюдается и частичное просачивание УВ сквозь карбонатную толщу. В периферической части бассейна Св. Анны, в направлении поднятия Ушакова-Визе, мигрирующие УВ достигали области срезания карбонатов (стратиграфического несогласия на границе нижне- и верхнепермских отложений, маркирующего смену карбонатного осадконакопле-ния турбидитным), далее миграция снова происходила в вертикальном направлении.

В настоящий момент (рис. 5, настоящее время) в пределах Предсевероземельского бассейна продолжается генерация УВ в нижнеордовикской и среднеор-довикской НМТ в периферических частях бассейна, а также в верхнеордовикской НМТ в центральной части бассейна. Миграция, ориентированная вертикально в большей части нижне-среднеордовикской толщи, становится латеральной вблизи среднеордовикской покрышки. В среднеордовикской толще миграция

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Государственная геологическая карта Российской Федерации. Масштаб 1:1 000 000 (новая серия). Листы Т-45-47 (о. Октябрьской Революции) и Т-48-50 (о. Большевик): Объясн. зап. СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2003. 213 с.

Кашубин С.Н. Карта мощности земной коры Циркумполярной Арктики. СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2012.

вертикальная, а в верхнеордовикских образованиях потоки ориентируются по латерали вдоль нижнесилурийской покрышки. В нижней части нижнего девона вертикальная миграция становится латеральной вблизи покрышки в верхней части верхнего девона. В периферических частях Предсевероземельского бассейна УВ активно мигрирует через поверхность несогласия. В бассейне Св. Анны генерация УВ происходит лишь вблизи поднятия Ушакова-Визе. Миграция в верхнедевонской толще и нижних частях каменноугольно-нижнепермской толщи ориентирована вертикально, но становится латеральной вблизи покрышки верхней части нижней перми. Сквозь породы покрышки частично происходит просачивание в вышележащие породы, а сквозь юрские глины — вследствие их недостаточной уплотненности — на дневную поверхность.

Заключение. На основе моделирования мы можем заключить, что основные эпизоды генерации в центральных частях бассейнов Карской плиты имели место в палеозое, соответственно и залежи УВ образовались тогда же. Сохранность этих залежей к настоящему времени находится под вопросом из-за достаточно большого промежутка времени, прошедшего с их формирования. Активная генерация УВ в мезозое-кайнозое происходила только в краевых частях бассейнов Карской плиты, в которых палеозойские НМТ в это время вошли в зону нефтегазо-генерации. Соответственно в этих же частях были сосредоточены и основные потоки мигрирующих УВ, обеспечивающих заполнение ловушек. Следовательно, для поиска залежей нефти и газа наиболее перспективны периферические части бассейнов Пред-североземельского и Св. Анны, характеризующиеся глубиной погружения фундамента не более 4-5 км, в которых палеозойские НМТ, с одной стороны, погружены достаточно глубоко, чтобы достигнуть области нефтегазогенерации в относительно недавнее геологическое время, а с другой — не настолько глубоко, чтобы быть перезрелыми.

Авторы благодарны ассоциации «Геология без границ», предоставившей сейсмический профиль для моделирования, и лично Н.В. Амелину, Л. Ми-лесу и Е.О. Петрову за помощь в создании модели, а также компании «8сЫишЪе^ег» за предоставленную возможность использовать ПП «Ре1гошоё» в рамках академической лицензии. Особая благодарность профессору А.М. Никишину, чья интерпретация тектоники Карского моря легла в основу модели, представленной в статье.

Конторович А.Э., Сурков В.С., Трофимук А.А. Геология нефти и газа Сибирской платформы. М.: Недра, 1981.

Малышев Н.А., Никишин В.А., Никишин А.М. Новая модель геологического строения и истории формирования Северо-Карского осадочного бассейна // Докл. РАН. 2012. № 1. С. 445.

Моргунова Е.С., Никишин В.А., Малышев Н.А. и др. Мезозойско-кайнозойские фазы деформаций в Северо-Баренцевской мегавпадине [Электронный ресурс] // Докл. EAGE «Геомодель—2013». Россия, Геленджик, 09—12 сентября 2013 г. Доступ из системы «EarthDoc».

Никишин В.А. Внутриплитные и окраинноплитные деформации осадочных бассейнов Карского моря: Автореф. канд. дисс. М., 2013.

Gautier D.L., Bird K.J., Charpentier R.R. et al. Assessment of undiscovered oil and gas in the Arctic // Science. 2009. Vol. 324. P. 1175-1179.

Klett T.R., Pitman J.K. Geology and petroleum potential of the East Barents Sea Basins and Admiralty Arch // Arctic Petrol. Geol. Geol. Soc. L. Mem. 2012. Vol. 35. P. 295-310.

Kontorovich A.E., Burshtein L.M., Kaminsky V.D. et al. The potential for hydrocarbon resource development on the Russian Arctic Ocean Shelf // Arctic Petrol. Geol. Geol. Soc. L. Mem. 2012. Vol. 35. P. 443-449.

Sweeney J.J., Burnham A.K. Evaluation of a simple model of vitrinite reflectance based on chemical kinetics // AAPG Bull. 1990. Vol. 74. P. 1559-1570.

Vandenbroucke M, Behar F, Rudkiewicz J.L. Kinetic modeling of petroleum formation and cracking: implications from the high pressure/high temperature Elgin Field (UK, North Sea) // Org. Geochem. 1999. Vol. 30. P. 1105-1125.

Wygrala B.P. Integrated study of an oil field in the southern Po Basin, Northern Italy: PhD thes. Germany: University of Cologne, 1989.

Поступила в редакцию 22.05.2014