За последние 20 лет на северном шельфе Охотского моря проведен большой объем региональных геолого-геофизических исследований, результаты которых позволили охарактеризовать строение кайнозойских осадочных бассейнов, спрогнозировать и оценить в каждом из них перспективные нефтегазоносные комплексы.

Магаданский осадочный бассейн входит в состав Северо-Охотской рифтогенной зоны (Жаров А.Э., Кровушкина О.А., 2001), имеет ярко выраженное двухъярусное строение и контролируется системами разломов различного времени заложения и кинематики. Нижний структурный ярус формируют асимметричные, реже двусторонние симметричные грабены субширотной (Мотыклейский, Завьяловский) и северо-восточной (Шелтингский) ориентировок и сопряженные с ними системы внутрибассейновых и межбассейновых горстовых поднятий (Чутковарско-Баланковское, Шестаковское, Завьяловское, Спафарьева), сформированные вдоль протяженных (80-250 км) листрических левосторонних сбрососдвигов раннепалеогенового заложения. Плоскости сбрососдвигов с амплитудой вертикальных перемещений 3-6 км образуют крутые южные и юго-восточные борта рифтогенных прогибов. По простиранию сдвиги сопровождаются системами анти- и синтетических сбросов, контролирующих распределение депоцентров в пределах прогибов. Прогибы прослеживаются на 150-350 км при ширине 20-90 км, а грабенообразные троги и депоцентры в их пределах достигают 40-100 км при ширине 5-25 км ( рис. 1 ).

Верхний структурный ярус образуют пологие мульдообразные структуры пострифтовых впадин и сопряженные с ними конседиментационные поднятия над синрифтовыми горстами, а также различные по стилю деформаций, кинематике и ориентировке зоны складчато-разрывных дислокаций (Моштаковская, Ойран-Темповская, Ольховская, Магаданская, Хмитевская). Внутренняя структура пострифтовых впадин упрощается вверх по разрезу - от слабоасимметричной, частично унаследованной по отношению к рифтогенным прогибам и контролируемой наиболее долгоживущими сдвигами, до блюдцеобразной, полностью дискордантной раннему структурному плану.

В истории развития осадочного бассейна реконструируются три этапа. Докайнозойский этап отражает предысторию осадочного бассейна и становление основных структурно-вещественных неоднородностей фундамента. В палеоцен-раннеолигоценовый этап произошло зарождение и развитие рифтогенных структур, формирование основных нефтематеринских толщ и нижних коллекторских пород, а также ловушек литолого-стратиграфического типа. Позднеолигоцен-четвертичный этап соответствует этапу пострифтового прогибания бассейна, усиленного синхронным спредингом во впадинах ТИНРО и Дерюгина и осложненного транспрессионными движениями на флангах охотоморского звена. На этом этапе завершилось накопление нефтематеринских и коллекторских пород, формирование региональных флюидоупоров, произошло становление основного объема структурных ловушек.

Осадочный чехол бассейна расчленен региональными структурно-стратиграфическими несогласиями на пять осадочных комплексов: палеоцен-эоценовый, нижнеолигоценовый, верхнеолигоцен-среднемиоценовый, средне-верхнемиоценовый и верхнемиоцен-четвертичный. Два нижних подкомплекса объединены в единый палеоцен-нижнеолигоценовый мегакомплекс. Литолого-фациальная и возрастная характеристики комплексов обоснованы результатами параметрического и поискового бурения, сейсмофациального анализа и межрегиональной стратиграфической корреляции кайнозойских отложений Северного и Западного Приохотья. Мощность осадочного чехла изменяется от первых сотен метров на бортах обрамляющих бассейн поднятий (см. рис. 1 ) до 10-12 км в депоцентрах прогибов.

Осадконакопление палеоцен-эоценовых отложений происходило в условиях относительно низкого положения уровня моря при интенсивных тектонических движениях, связанных с раскрытием рифтогенных впадин. Комплекс распространен в основании всех прогибов, выклиниваясь на смежных конседиментационных поднятиях ( рис. 2 ). Он сложен преимущественно субконтинентальными толщами озерного, реже лагунного и прибрежно-морского происхождения с преобладанием песчано-конгломератовых, нередко угленосных толщ с подчиненными аргиллит-алевролитовыми пачками. Прибрежно-морские отложения преобладают в верхней части синрифтового комплекса и развиты в основном в Завьяловском прогибе и в пределах современного Магаданского поднятия.

Строение комплекса определяется латеральными рядами литофаций, изменяющихся от протяженных склоновых и дельтовых конусов, турбидитовых и вулканокластических шлейфов в бортах трогов до более монотонных ритмично-слоистых и тонкозернистых осадков осевых частей прогибов.

Формирование нижнеолигоценовых толщ происходило в мелководных морских и лагунных обстановках в условиях одновременного сокращения областей седиментации за счет выработки источников сноса (Шестаковское, Лисянское поднятия) на юге и перехвата осадков, поступающих с материка, сформировавшимися в раннем палеогене Кавинско-Тауйскими впадинами. Комплекс сложен ритмично-слоистыми толщами дифференцированного состава от конгломератов и гравелитов до песчано-алевролитовых и аргиллитовых угленосных пачек. Поступление терригенного материала осуществлялось как за счет латерального переноса вдоль оси прогибов, так и по системам подводных конусов и веерных дельт.

Таким образом, тракты синрифтовых седиментационных систем в рассматриваемом бассейне включали в направлении от источника сноса широкий спектр обстановок осадконакопления, что вместе с высокой скоростью седиментации (100-300 см/год) и динамичностью развития рифтогенных структур определило литологическое разнообразие осадков и благоприятные условия для формирования коллекторов и нефтематеринских толщ. Суммарная мощность синрифтового палеоцен-нижнеолигоценового мегакомплекса достигает 4-6 км.

Верхние осадочные комплексы отвечают пострифтовому этапу развития. Нижний верхнеолигоцен-среднемиоценовый комплекс запечатывает грабенообразные прогибы, наследуя основные зоны прогибания и выполняя пологие мульдообразные депрессии. В восточной части бассейна этот комплекс фиксирует переход к умеренно-глубоководному режиму морского осадконакопления с дефицитом поступающего терригенного материала. В Магаданском бассейне он сложен биогенными кремнистыми и терригенно-кремнистыми толщами. Формирование верхнеолигоцен-среднемиоценового комплекса происходило в условиях резкого подъема уровня моря. В бассейне сохранялась высокая скорость седиментации (250-300 см/год), способствовавшая накоплению 2,0-2,5-км толщи разреза, что объясняется синхронным раскрытием новообразованной глубоководной впадины ТИНРО.

Средне-верхнемиоценовый комплекс сформирован в обстановке открытого мелководного бассейна в условиях резкого повышения эвстатического уровня моря. Осадконакопление протекало при возрастающей активности раскрытия новообразованных деструкционных систем ТИНРО и Дерюгина и сопровождалось увеличением продуктивности водорослевого кремниевого планктона, напрямую связанным с апвеллингом. В бассейне накопились толщи опок и опоковидных глин мощностью до 2,5 км.

Верхнемиоцен-четвертичный осадочный комплекс повсеместно формировался в условиях открытого мелководного шельфа с преимущественно биогенным осадконакоплением в низах и кремнисто-терригенным в верхней части разреза. Максимальная мощность комплекса - 1,6 км.

Детальные сведения о составе пород и геохимических особенностях рассеянного органического вещества (РОВ) кайнозойских отложений центральной и западной частей Магаданского бассейна получены в результате изучения керна и шлама скважин, пробуренных на Магаданской и Хмитевской площадях.

Нефтегазоматеринские толщи палеоцен-раннеолигоценового возраста представлены алевролитовыми и аргиллитовыми пачками. Микроскопическое описание керогена свидетельствует о значительном преобладании в его составе гумусовой составляющей (до 95 %), доля сапропелевых компонентов в отдельных образцах достигает 15 %. Концентрация С_орг в отдельных образцах - 5,54 %. Генетический потенциал составляет в среднем 1,55 кг УВ/т породы. На большей части Магаданского бассейна в эоцене - раннем олигоцене существовали прибрежно-морские и мелководно-морские обстановки осадконакопления. Значительное число источников сноса, существовавших в то время, привело к формированию грубозернистых терригенных толщ со смешанным типом РОВ с преобладающей арконовой составляющей. На месте современных Шелтингского и Завьяловского прогибов существовали мелководные изолированные бассейны, в которых из-за дефицита обломочного материала формировались алевритоглинистые толщи, содержащие РОВ с преобладанием алиновой составляющей.

Нефтегазоматеринские толщи позднеолигоцен-среднемиоценового возраста представлены кремнистыми аргиллитами и алевролитами. Состав керогена по данным микроскопического анализа образцов из скв. 1 Магаданская определен как смешанный гумусово-сапропелевый. Среднее содержание С_орг - 1,12 % (Щербань О.В., Гревцев А.В., 1991). Генетический УВ-потенциал терригенно-кремнистых толщ составляет 1,37-1,64 кг УВ/т породы. Формирование комплекса происходило в морских обстановках осадконакопления в условиях дефицита терригенного материала, что обусловливало преимущественно хемобиогенный тип осадконакопления с образованием глинисто-кремнистых осадочных толщ. Терригенные песчано-глинистые толщи накапливались лишь в непосредственной близости от источников сноса: в приконтинентальной полосе шельфа, вдоль поднятий Кони и Чутковарско-Баланковского. Здесь формировались осадочные толщи с примерно равным содержанием алиновой и арконовой составляющих РОВ. В целом отложения верхнеолигоцен-среднемиоценового комплекса содержат РОВ смешанного состава с преобладанием алинового типа.

Нефтегазоматеринские толщи средне-позднемиоценового возраста включают опоки, содержащие мощные прослои (до 25-100 м) опоковидных глин и алевролитов. Состав керогена характеризуется повышенной долей сапропелевых компонентов. Содержание С_орг изменяется от 0,55 до 2,23 %. Максимальные значения С_орг {3,3-6,3 %) установлены в скв. 1 Магаданская. Генетический потенциал нефтегазоматеринских толщ составляет 0,96-1,37 кг УВ/т породы, формирование комплекса происходило в относительно глубоководных условиях при значительном дефиците обломочного материала, что привело к практически повсеместному образованию биохемогенных кремнистых толщ с преобладающей долей алиновой составляющей РОВ, лишь в приматериковой полосе шельфа могли формироваться песчано-глинистые толщи со смешанным типом РОВ.

Нефтематеринским потенциалом обладает лишь нижняя часть осадочного комплекса позднемиоцен-четвертичного возраста - верхнемиоцен-плиоценовая диатомовая пачка, мощность которой по данным бурения составляет 410 м. Пачка сложена диатомитами, диатомовыми глинами с прослоями туфо-диатомитов и опоковидных алевролитов. В пределах бассейна диатомовая пачка распространена практически повсеместно. По данным бурения состав керогена отличается повышенным содержанием инертита (5-20 %), количество сапропелевых компонентов колеблется от 10 до 20 %. Содержание С_орг варьирует от 0,60 до 1,07 %, генетический потенциал составляет в среднем 0,68-1,24 кг УВ/т породы. На большей части бассейна верхнемиоцен-плиоценовые отложения накапливались в условиях открытого морского бассейна в режиме дефицита терригенного материала, незначительный привнос которого происходил лишь в период активизации восходящих тектонических движений в пределах современной суши. С увеличением доли терригенного материала возросла и роль гумусовой составляющей в составе РОВ толщи. В целом толща характеризуется смешанным алиново-арконовым типом РОВ.

Распространение коллекторских толщ в Магаданском бассейне не имеет четкой стратиграфической приуроченности. Поровые коллекторы развиты преимущественно в отложениях конусов выноса, дельтовых систем и других седиментационных телах и часто приурочены к неглубоко погруженным конседиментационным поднятиям, находящимся в зоне интенсивного гидродинамического воздействия. Широкое распространение в осадочном разрезе бассейна кремнистых отложений предполагает развитие трещинно-поровых, т.е. трещинно-межглобулярных, коллекторов. Возникновение таких коллекторов определяется диагенетической преобразованностью аутигенного кремнезема.

Коллекторы трещинного типа, вероятно приурочены к тектонически ослабленным зонам и участкам, испытавшим активную инверсию.

Региональным флюидоупором в Магаданском бассейне являются верхнеолигоцен-среднемиоценовые терригенно-кремнистые отложения, обладающие также нефтематеринскими свойствами. На участках распространения шельфовых и мелководно-морских отложений региональные флюидоупоры отсутствуют, здесь развиты преимущественно зональные покрышки, представленные породами со значительной примесью алевритового и песчаного материала. В качестве регионального флюидоупора могут рассматриваться средне-верхнемиоценовые отложения, в разрезе которых широко распространены мощные (до 100 м) прослои опоковидных глин. В зависимости от мощности и предполагаемого литофациального состава, петрофизических характеристик и степени катагенетической зрелости в разрезах перспективных комплексов было выделено несколько типов природных резервуаров. Наиболее распространенными типами резервуаров являются пластовый, массивно-пластовый, массивный и литологически ограниченный [2].

Оценка масштабов нефтегазообразования в Магаданском осадочном бассейне проведена на основе историко-генетического метода, разработанного в Институте океанологии им. П.П. Ширшова РАН. Метод основывается на возможности получения принципиальных характеристик процессов нефтегазообразования в недрах акваторий по косвенным параметрам, исходя из направленного анализа доступного геофизического материала, информации о закономерностях распределения содержания и состава РОВ и сведений о тепловом режиме недр и физических свойствах пород.

Для определения масштабов нефтегазообразования в рамках применяемой методики была выбрана сеть оценочных точек, учитывающая типовые геологические разрезы осадочного чехла в бассейне. Кроме того, осуществлена оценка мощностей и дана литологическая характеристика слагающих разрезы осадочных комплексов. По каждому комплексу определены содержание РОВ и его генетический тип, значения параметров физических свойств отложений (плотности, пористости, теплопроводности). Рассчитана температура пород на разных глубинах в оценочных точках.

Количественное содержание С_орг в породах осадочных комплексов получено в результате геохимических анализов образцов керна и шлама. Характер распространения РОВ и его генетический тип спрогнозированы по результатам реконструкции обстановок осадконакопления осадочных комплексов на основе 2D сейсморазведочных данных.

В основу определения физических свойств пород положена взаимосвязь между плотностью пород и скоростью распространения в них продольных сейсмических волн. В каждой оценочной точке были установлены интервальные скорости всех выделенных в геологическом разрезе литолого-стратиграфических комплексов и рассчитаны необходимые параметры (плотность, пористость, теплопроводность).

Для оценки зрелости РОВ в нефтематеринских толщах была использована схема интенсивности и этапности генерации УВ из РОВ на различных стадиях катагенеза, разработанная Н.Б. Вассоевичем, А.Э. Конторовичем, А.А. Трофимуком. Основными факторами, определяющими количество микронефти и УВ-газов, образующихся на тех или иных глубинах в осадочном чехле, являются температурные условия катагенеза и генетический тип исходного РОВ.

Изученность региона в геотермическом отношении ограничивается термограммами трех скважин, пробуренных на Магаданском и Хмитевском поднятиях, и одним замером теплового потока через морское дно. По данным О.В. Веселова [1], Магаданский осадочный бассейн характеризуется дифференцированным тепловым потоком. В пределах Магаданского поднятия и центральной части Завьяловского прогиба поверхностная плотность теплового потока составляет 70 мВт/м², в остальной части примагаданского шельфа - 60-65 мВт/м². Для Охотского свода характерно несколько пониженное ее значение - 50 мВт/м². Аналитические определения зрелости РОВ по отражательной способности витринита (ОСВ) имеются только по скв. 1 Магаданская. На остальной части площади оценка степени зрелости РОВ, основанная на прогнозировании значений ОСВ, была проведена по температурно-временной модели зависимости ОСВ от уровня и длительности прогрева РОВ.

Палеоцен-нижнеолигоценовый комплекс, залегающий в основании осадочного чехла, в современном структурном плане максимально погружен в центральной части Завьяловского прогиба, где его подошва достигает глубины 10-14 км, а кровля - 3-7 км. Интервал температур, охватывающий большую часть комплекса, составляет 220-300 °С. Породы находятся на стадии среднего апокатагенеза (АК₂), для которой характерны минимальные процессы образования УВ из-за практически полного преобразования ОВ. В пределах Мотыклейского прогиба верхняя часть палеоцен-нижнеолигоценового комплекса мощностью до 5000 м находится в интервале температур 160-220 °С, т.е. на стадии позднего (глубинного) мезокатагенеза (подэтап МК₃² ) - раннего апокатагенеза, соответствующей главной зоне газообразования.

В пределах Шелтингского и большей части Завьяловского прогибов отложения палеоцен-нижнеолигоценового комплекса, залегающие на глубине от 3 до 6 км (интервал температур 140-200 °С), находятся на стадии среднего - позднего мезокатагенеза, т.е. в интервале от главной зоны нефтеобразования до главной зоны газообразования.

В пределах поднятий (Магаданское, Завьяловское, Антарское, Хмитевское, Блиганское, Умарское, южные борта поднятий Кони и Южно-Пьягинского) отложения палеоцен-нижнеолигоценового комплекса залегают в интервалах глубин от 1,5 до 3,5 км (интервал температур 80-180 °С), что соответствует стадии начального - позднего мезокатагенеза, т.е. главной зоне нефтеобразования.

Измеренные значения ОСВ в породах комплекса (скв. 1 Магаданская) составляют 0,58-0,66 %, в базальном слое - 0,83-0,89 %, что соответствует стадиям катагенеза МК₁-МК₂ - начала МК₃.

Верхнеолигоцен-среднемиоценовый комплекс в современном структурном плане залегает в довольно широком диапазоне глубин. В пределах Шелтингского, Мотыклейского и большей части Завьяловского прогибов подошва комплекса прослеживается на глубине 4,5 км, кровля - 2,5 км. Интервал температур, в пределах которого находятся отложения, составляет 90-200 °С, что соответствует стадии начального-позднего мезокатагенеза (МК₁-МК₃), т.е. в разрезе практически в полном объеме присутствуют главная зона генерации нефти и верхняя часть зоны генерации газа.

На поднятиях отложения верхнеолигоцен-среднемиоценового комплекса залегают в интервале глубин 4,0-4,5 км (подошва) - 1,0-1,5 км (кровля). Интервал температур, соответствующий этим глубинам, составляет 190-60 °С (R_o - 0,5-1,6 %), что отвечает началу раннего мезокатагенеза - середине позднего мезокатагенеза, т.е. породы комплекса находятся в главной зоне генерации нефти и частично в главной зоне генерации газа.

В пределах южного погружения поднятия Кони, в своде Южно-Пьягинского поднятия верхнеолигоцен-среднемиоценовый комплекс залегает в интервале глубин 1,5-2,5 км (подошва) - 0,5-1,3 км (кровля), что соответствует интервалу температур 110-130 - 40-50 С. Породы комплекса находятся на стадии среднего протокатагенеза (ПК₂) - начального мезокатагенеза (MK₁). Нижняя часть комплекса мощностью менее 200 м относится к главной зоне генерации нефти, верхняя же часть разреза в пределах названных структур содержит недозрелое ОВ.

По данным исследований углистых включений в керне и шламе скв. 1 Магаданская значения ОСВ изменяются от 0,34 до 0,52 %, что несколько ниже расчетных значений.

Средне-верхнемиоценовый комплекс, максимально погруженный в пределах Мотыклейского, Лисянского, Завьяловского прогибов, в современном структурном плане залегает на глубине 2,6-3,0 км (подошва) - 1,6 км (кровля). Интервал температур, в пределах которого развиты отложения комплекса, составляет 80-140 °С, что соответствует ранней - средней стадиям мезокатагенеза (МК₁-МК₂), т.е. комплекс в полном объеме находится в главной зоне генерации нефти и лишь в западной части Завьяловского прогиба, где подошва комплекса погружена на глубину до 3,8 км (T- 190 °С), нижняя часть разреза мощностью около 600 м располагается в главной зоне генерации газа.

В пределах большей части Магаданского, Умарского, Хмитевского, Завьяловского поднятий средне-верхнемиоценовый комплекс залегает в интервале глубин 1,6-1,4 км (подошва) - 1,0-0,8 км (кровля), прогрев отложений в кровле комплекса достигает 40 °С, в подошве - 90 °С. Нижняя часть комплекса мощностью до 300 м в пределах названных поднятий находится на поздней стадии протокатагенеза (ПК₃) - ранней стадии мезокатагенеза (MK₁), т.е. в пределах главной зоны генерации нефти, верхняя же часть комплекса мощностью менее 200 м содержит незрелое ОВ и входит в верхнюю катагенетическую зону газообразования. По данным исследований углистых включений в шламе скв. 1 Магаданская значения ОСВ изменяются от 0,22 до 0,34 %.

Верхнемиоцен-четвертичный комплекс на большей части шельфа Магаданской области характеризуется незрелым ОВ, и лишь в западной части Мотыклейского прогиба и восточной части Завьяловского прогиба, где подошва комплекса погружена на глубину 1,6-2,6 км, нижняя часть разреза может содержать довольно зрелое ОВ.

Для проведения необходимых количественных расчетов, помимо определения мощностей стратиграфических подразделений разреза, содержания в них С_орг, средней плотности пород и температур на различных глубинах, необходимо оценить значения интенсивности катагенетической генерации микронефти (V^н) и УВ-газов (УВГ) (V^увг), находящиеся в зависимости от температурных условий недр.

Опыт и состояние изученности вопроса позволяют считать влияние генетического состава РОВ в качестве константы, индивидуальной для каждой из следующих трех категорий РОВ. существенно сапропелевого (алинового), существенно гумусового (арконового) и смешанного - сапропелево-гумусового (алиново-арконового). Такое упрощение правомерно, поскольку различия генетического состава РОВ не меняют общей схемы катагенетического процесса, а лишь регулируют его темп и масштабность. В результате проведенных расчетов были оценены масштабы генерации нефти и УВ-газов на современном этапе. Максимальные значения генерации нефти отмечаются в западной части Завьяловского прогиба (около 5 млн. т/км²), в Мотыклейском прогибе генерация нефти не превышает 4 млн. т/км² (максимум 3,7 млн. т/км²), чуть более 4 млн. т/км² генерация нефти достигает в Шелтингском прогибе ( рис. 3 ). Максимальная плотность генерации УВ-газов на современном этапе отмечается в Завьяловском и Мотыклейском прогибах, где генерация газа достигает 8*10⁶ т/км², в Шелтингском прогибе генерация УВ-газов не превышает 6*10⁶ т/км²

Для более полной оценки масштабов генерации нефти и УВ-газов за всю историю геологического развития бассейна была подсчитана плотность генерации УВ-продукции в отложениях палеоцен-нижнеолигоценового комплекса на начало среднего миоцена. В это время значительная часть палеоцен-нижнеолигоценовых отложений уже была погружена на глубины, температурный режим которых соответствовал проявлению в разрезе главной зоны генерации нефти. Для этой цели была восстановлена мощность слоев для предшествующего менее плотного состояния отложений, а также проведена реконструкция плотности теплового потока и, следовательно, палеотемпературы.

Генерация нефти и газа достигла максимальных значений к началу среднего миоцена в центральной части Завьяловского прогиба и западной части Мотыклейского прогиба (до 6*10⁶ и 10*10⁶ т/км соответственно).

Сопоставляя величины генерированных масс микронефти, нельзя достоверно провести районирование недр исследуемого региона с целью сравнительной оценки перспектив составляющих его районов. Из общей массы генерированных жидких УВ, образующихся при катагенезе, выводится из рассеянного состояния и мигрирует в природные резервуары лишь некоторое количество РОВ (Q_м^н) - от долей процента до 80-90 %. Оставшаяся их часть консервируется в породах и не участвует в процессе нефтеобразования. Масштаб газообразования в недрах определяется масштабом генерации УВ-газов, поскольку принято считать, что практически 100 % генерируемого газа мигрирует из разреза.

Миграция микронефти из материнских пород осуществляется главным образом за счет элюирующего воздействия поровых вод и природных газов [3]. Количественная оценка интенсивности миграции жидких УВ в осадочном чехле проведена исходя из расчетов удельных объемов поровых и дегидратационных вод, выделившихся из толщи в ходе уплотнения осадков и при эпигенетическом преобразовании глинистых минералов.

На основе данной модели миграции жидких УВ рассчитаны плотности миграции нефти на современном этапе геологического развития бассейна, кроме того, проведена реконструкция плотности миграции нефти на начало среднего миоцена. Анализ полученных результатов показывает, что на современном этапе геологического развития большая часть шельфа Магаданской области характеризуется плотностью миграции нефти (3-4)*10⁶ т/км². Значительно большая дифференциация плотностей миграции нефти отмечалась на начало среднего миоцена, когда основными нефтепроизводящими толщами были палеоцен-нижнеолигоценовые отложения. Максимальных значений миграция нефти достигала в центральной части Завьяловского прогиба (более 4*10⁶ т/км²).

Проведенное моделирование процессов генерации и первичной миграции УВ позволило реконструировать эволюцию основных очагов нефтегазообразования на различных этапах геологического развития бассейна. На современном этапе большая часть бассейна располагается в крупных очагах нефтегазообразования. Более того, реконструкция процессов генерации и первичной миграции показала существование в пределах основных прогибов бассейна крупных очагов генерации нефти и газа уже к началу среднего миоцена. Все это свидетельствует о высоком нефтегазопроизводящем потенциале Магаданского осадочного бассейна.

Большинство очагов нефтегазообразования в Магаданском бассейне заложились примерно 60-65 млн. лет назад в раннем палеогене. На первом этапе нефтегазообразования длительностью около 40 млн. лет было генерировано 8 % суммарного (за всю историю геологического развития региона) количества микронефти. В то же время миграционный потенциал обеспечивал удаление из нефтематеринских пород половины образовавшейся микронефти. Абсолютная интенсивность генерации микронефти составляла 29,8 тыс. т/км², интенсивность миграции - 15 тыс. т/км² за 1 млн. лет.

В течение следующего этапа, длившегося 10 млн. лет (поздний олигоцен - средний миоцен), в отложениях палеоцен-нижнеолигоценового комплекса было генерировано максимальное количество продукции - около 35 %, но миграционный потенциал отложений оставался низким - 2,14 тыс. т/км², что и обусловило низкий коэффициент реализации нефтеобразования - 0,41.

В течение этого этапа в процесс нефтегазообразования включились и отложения верхнеолигоцен-среднемиоценового комплекса. На конец этапа в отложениях этого комплекса было генерировано всего около 1 % нефти, но значительно возрос миграционный потенциал - 120 тыс. т/км², что обеспечило высокий коэффициент реализации 0,83.

Следующий средне-позднемиоценовый этап длительностью 8,75 млн. лет ознаменовался резким снижением генерации нефти в палеоцен-нижнеолигоценовом комплексе (1544 тыс. т/км²) и увеличением процессов генерации в верхнеолигоцен-среднемиоценовых отложениях. Миграционный потенциал палеоцен-нижнеолигоценовых отложений составлял 900 тыс. т/км², коэффициент реализации был самым большим за всю историю нефтеобразования для отложений данного комплекса - 0,58.

Миграционный потенциал верхнеолигоцен-среднемиоценовых отложений (2670 тыс. т/км²) обеспечивал практически 100%-е удаление микронефти из нефтематеринских пород.

Позднемиоцен-четвертичный этап длительностью 6,3 млн. лет характеризуется прекращением процессов нефтеобразования в палеоцен-нижнеолигоценовых отложениях. Генерация нефти достигает максимальных значений в отложениях верхнеолигоцен-среднемиоценового комплекса. В это время было генерировано 25 % суммарной продукции очага микронефти. Достаточно высоким остается и миграционный потенциал, обеспечивающий удаление из нефтематеринских пород 88 % микронефти.

Отложения средне-верхнемиоценового комплекса в пределах очагов только вступили в процесс нефтегазообразования и характеризуются незначительными количествами генерируемой продукции.

Анализ полученных моделей, имитирующих природную зональность генерации и миграции микронефти в осадочном разрезе бассейна, позволяет определить условия, наиболее благоприятные в отношении развития процесса нефтеобразования. Очевидно, что оптимум процесса будет достигаться при соподчиненном действии в недрах факторов, приводящих одновременно или непосредственно друг за другом к интенсивному продуцированию микронефти и наиболее активному ее перемещению из пластов генераторов в коллекторские горизонты. Интервал осадочного разреза, отвечающий такому пространственно-временному соотношению двух сторон единого катагенетического процесса, называется оптимальной зоной нефтеобразования.

Оптимальная зона газообразования создается благодаря не только генерации в апокатагенезе газообразных УВ из остаточных масс РОВ, но и подключению к процессу немигрированной части ранее образованной микронефти. В результате существенно возрастает газопродуцирующий потенциал пород.

Построенные графики изменения значений удельных потенциалов миграции (Q_м) и объемов генерации нефти (V_н^г) и УВ-газов (V_Г^УВГ) на основных этапах катагенеза РОВ наглядно демонстрируют положение оптимальных зон нефте- и газообразования в осадочном разрезе Магаданского бассейна при разной интенсивности теплового потока ( рис. 4 ).

Анализ построенных графиков показывает, что условия оптимальной зоны нефтеобразования при поверхностной плотности теплового потока 70 мВт/м² устанавливаются в интервале глубин 1,8-3,1 км, оптимальной зоны газообразования - 3,5-4,5 км. Наблюдается незначительное расхождение главных зон генерации и миграции нефти. Первая незначительно смещена вверх по разрезу, что характерно для напряженного теплового потока.

При поверхностной плотности теплового потока 65 мВт/км² оптимальная зона нефтеобразования устанавливается в интервале глубин 1,9-3,5 км, газообразования - 3,8-4,8 км. При данном тепловом потоке происходит практически полное совмещение оптимальных зон генерации и миграции нефти.

Для оценки масштабов нефтегазообразования в палеоцен-нижнеолигоценовых отложениях на начало среднего миоцена был реконструирован палеотепловой поток, поверхностная плотность которого тогда была равна 55 мВт/км². Анализ построенных графиков свидетельствует о разобщении в разрезе главных зон генерации и миграции нефти. Происходит смещение последней вверх по разрезу, ее интервал устанавливается в пределах 2,0-3,6 км. Главная зона генерации нефти растягивается по разрезу, интервал ее развития охватывает 2,0-4,8 км. Оптимальная зона нефтеобразования возникает лишь в верхней части разреза в интервале 2,15-3,70 км.

Подобное разобщение главных зон генерации и миграции нефти наступает при мягком тепловом режиме и ускоренном уплотнении осадков, характерном для формирования палеогенового комплекса. При подобном мягком тепловом режиме наблюдается смещение вниз по разрезу и оптимальной зоны газообразования, которая устанавливается в интервале глубин 4,9-7,0 км.

Особенности геологического строения Магаданского бассейна обусловили разнообразие генетических типов ловушек нефти и газа. В пределах бассейна распространены структурные (антиклинальные и тектонически-экранированные), структурно-стратиграфические и комбинированные ловушки. Среди антиклинальных и тектонически-экранированных ловушек выделяются два генетических типа - конседиментационные и постседиментационные.

Конседиментационные антиклинальные ловушки представлены в основном складками облекания выступов фундамента (Ольховская, Хмитевская, Умарская). Ловушки характеризуются усложнением структурного плана от верхних горизонтов к нижним и значительным увеличением мощности перспективных комплексов от свода ловушки к крыльям.

Образование постседиментационных антиклинальных ловушек связано с проявлением в осадочном чехле тангенциальных напряжений слабого сжатия. Постседиментационные ловушки в палеоцен-нижнеолигоценовых и верхнеолигоцен-среднемиоценовых отложениях сформировались в позднемиоценовую фазу сжатия (Моштаковская, Ольнинская) в основном на бортах прогибов. Постседиментационные ловушки, закартированные в центральных частях прогибов, сформированы в плиоценовую фазу сжатия (Восточно-Измайловская, Нагаевская, Восточно-Командорская).

Тектонически экранированные ловушки распространены в отложениях всех осадочных комплексов и представляют собой либо сквозные постседиментационные антиклинальные структуры, образованные в зонах разломов в результате присдвигового сжатия (Зырянская, Восточно-Алевинская), либо антиклинали, сформированные над поднятиями и контролируемые конседиментационными разрывными нарушениями (Блиганская, Беринга, Завьяловская).

Структурно-стратиграфические ловушки развиты на бортах крупных поднятий и подразделяются на ловушки эрозионного срезания и литологического выклинивания (Дукчинская, Шеликанская).

Комбинированные ловушки также широко распространены на бортах крупных поднятий. Данный вид ловушек характеризуется сочетаниями тектонического экрана и локального выклинивания осадочных комплексов или литологических пачек (Кони-Южная, Верхнекорниловская).

Седиментационные ловушки отмечаются в многочисленных конусах выноса, склоновых шлейфах, развитых на бортах поднятий, и представлены в основном литологически замкнутыми ловушками. Крупные конусы выноса, закартированные у подножия склонов поднятий Кони и Эвенского, могут содержать турбидитные тела.

Нефтегеологическое районирование бассейна выполнено на основе выделения в осадочном чехле очагов нефтегазообразования и сопряженных с ними зон возможного нефтегазонакопления. Критерии качественной оценки перспективности последних определяются положением в разрезе оцениваемого объекта главных зон нефтегазообразования и нефтегазонакопления, их мощностью, степенью сохранности и литофациальной характеристикой выполняющих их отложений.

Оптимальным вариантом, дающим основание для оценки зоны как высокоперспективной, является присутствие в ее разрезе в полном объеме главных зон нефтеобразования и нефтенакопления, а также благоприятный литофациальный состав отложений, выполняющий эти зоны. Для высокоперспективных зон желательна не только полная мощность главной зоны нефтеобразования, но и присутствие в разрезе отложений постмиграционной зоны, уже реализовавших свой нефтегазопроизводящий потенциал.

Выделенные в осадочном чехле зоны нефтегазонакопления по своему развитию относятся к двум генетическим типам - конседиментационным и постседиментационным - и в структурном отношении соответствуют либо антиклинальным зонам, либо локальным антиклинальным структурам.

По времени заложения и продолжительности развития конседиментационные зоны возможного нефтегазонакопления подразделяются на несколько групп.

Самую многочисленную группу составляют зоны возможного нефтегазонакопления, развитие которых охватывает значительный интервал геологического времени: от эоцена до плиоцена (Умарская, Беринга, Магаданская, Хмитевская, Командорская). В пределах этих зон распространены главным образом структурные ловушки (сводовые и тектонически экранированные). Основные перспективы в пределах зоны связываются с палеоцен-нижнеолигоценовым и верхнеолигоцен-среднемиоценовым комплексами.

Резервуары, как правило, пластовые и массивно-пластовые с поровым и порово-трещинным типами коллектора в отложениях палеоцен-нижнеолигоценового комплекса и массивные с трещинным типом коллектора в отложениях верхнеолигоцен-среднемиоценового комплекса. Перспективы обнаружения залежей УВ в отложениях средне-верхнемиоценового комплекса связаны с вероятностью развития в его нижней части массивных резервуаров с трещинным типом коллектора.

Размеры входящих в данную группу зон различны: от 65,0х12,5 км (Магаданская) до 12,5x7,5 км (Командорская). Мощность осадочного чехла в пределах зон изменяется от 3,5-4,0 км (Магаданская) до 2,0 км (Хмитевская).

Входящие в описываемую группу зоны возможного нефтегазонакопления на современном этапе геологического развития находятся либо непосредственно в крупном очаге нефтегенерации (Умарская), либо на его борту (Хмитевская). Поскольку большинство зон располагается над конседиментационно развивающимися поднятиями, наличие регионального уклона способствовало латеральной миграции УВ из длительно развивающихся очагов еще с палеогена, тем самым значительно увеличивая нефтегазоносный потенциал зоны.

Перспективные комплексы залегают на глубине от 1,8 до 3,0 км, т.е. в зоне оптимального сочетания коллекторских и экранирующих свойств пород, или в оптимальной зоне нефтенакопления [3].

Следующую группу конседиментационных зон представляют собой зоны, развитие которых прекратилось в конце среднего - начале позднего миоцена. Зоны погребены под верхнемиоцен-плиоценовыми отложениями. В структурном отношении зоны также приурочены к структурам облекания, развитым над блоками фундамента, осложняющими борта крупных поднятий (Дукчинская, Шеликанская, Измайловская, Южно-Спафарьевская, Корниловская), или к отдельным небольшим по размерам тектоническим блокам (Ольховская). В пределах зон развиты в основном ловушки структурного типа (сводовые и тектонически экранированные). В зоны возможного нефтегазонакопления, приуроченные к бортам поднятий, включены ловушки структурно-стратиграфического (ловушки эрозионного срезания, литологического выклинивания) и комбинированного типов. Комбинация экранов в основном представлена сочетанием зон выклинивания отдельных литологических пачек и разрывных нарушений (Дукчинская, Шеликанская). В пределах зон нефтегазоперспективными являются палеоцен-нижнеолигоценовый и верхнеолигоцен-среднемиоценовый комплексы. В разрезе нижнего комплекса наиболее распространены пластовые, массивно-пластовые, литологически ограниченные и массивные резервуары, в разрезе верхнего - массивные резервуары в кремнисто-терригенных толщах и пластовые, массивно-пластовые - в терригенных.

Размеры зон, входящих в данную группу, изменяются в широких пределах: от 40x10 до 10x5 км. Мощность осадочного чехла в пределах зон также различна и колеблется от 2 км (Южно-Спафарьевская) до 4 км (Ольховская).

На современном этапе геологического развития большинство из названных зон располагаются в крупных очагах нефтегазообразования, характеризующихся максимальными значениями плотности миграции как жидких, так и газообразных УВ.

Перспективные комплексы находятся на глубине 2,0-3,5 км, т.е. в оптимальной зоне нефтеобразования. В пределах отдельных зон нижняя часть палеоцен-нижнеолигоценового комплекса располагается на глубине более 3,5 км - в оптимальной зоне газообразования.

Высокую перспективность данной группы зон, помимо их конседиментационного характера развития, обусловливает и относительно спокойный тектонический режим, способствующий формированию над ними герметичного флюидоупора.

Немногочисленную группу составляют зоны возможного нефтегазонакопления, геологический этап развития которых охватывает конец олигоцена - начало плиоцена (Блиганская, Южно-Пьягинская). В структурном плане зоны приурочены к поднятиям, заложение которых произошло в конце олигоцена в результате кратковременной структурной перестройки бассейна. Свое развитие зоны закончили в конце позднего миоцена и были погребены под плиоценовыми отложениями. В пределах зон развиты в основном структурные ловушки: сводовые и тектонически экранированные. Нефтегазоперспективными являются отложения палеоцен-раннеолигоценового и позднеолигоцен-среднемиоценового возраста. Резервуары, как правило, массивные, массивно-пластовые с поровым типом коллектора. Размеры зон от 35x25 до 15x20 км, мощность осадочного чехла от 1,5 км в своде зон до 4 км на бортах. Нефтегазоперспективные комплексы залегают на глубине 1,5-3,0 км, т.е. в зоне оптимального сочетания коллекторских и экранирующих свойств пород (в оптимальной зоне нефтеобразования).

Постседиментационные зоны возможного нефтегазонакопления расположены в осевых частях прогибов (Моштаковская, Ойран-Темповская, Восточно-Измайловская, Восточно-Командорская) и сформированы в результате средне-позднемиоценового и позднемиоцен-плиоценового этапов структурных перестроек бассейна.

Наиболее перспективными из названной группы являются зоны, сформированные в конце среднего - начале позднего миоцена. Зоны располагаются в крупных очагах нефтегазонакопления, в которых к моменту формирования ловушек часть слагающих осадочный разрез отложений уже находилась в главной зоне генерации нефти. Унаследованный характер структурно-тектонической взаимосвязи зоны (ловушки) с областью питания положительно отражается не только на запасах УВ в ловушке, но и на доле в них нефтяной составляющей.

В пределах зон развиты в основном структурные ловушки: сводовые и тектонически экранированные. Нефтегазоперспективными являются отложения палеоцен-нижнеолигоценового и верхнеолигоцен-среднемиоценового комплексов. Преобладают резервуары литологически ограниченные, массивно-пластовые, массивные в отложениях палеоцен-нижнеолигоценового и пластовые, массивно-пластовые в отложениях верхнеолигоцен-среднемиоценового комплексов. Преобладающий тип коллектора поровый. Размеры зон сопоставимы друг с другом и составляют в среднем 20x30 км. Мощность осадочного чехла в пределах зон - 4-6 км. Нефтегазоперспективные комплексы залегают в интервалах глубин 1,2-3,0 км, т.е. в зоне оптимального сочетания коллекторских и экранирующих свойств пород. В зонах практически в полном объеме присутствует оптимальная зона нефтенакопления.

Из названных зон возможного нефтегазонакопления к наиболее перспективным относится Ойран-Темповская, в которой потенциально нефтегазоносными могут быть палеоцен-нижнеолигоценовый, верхнеолигоцен-среднемиоценовый и средне-верхнемиоценовый комплексы. Зона расположена в крупном очаге, масштабы нефтегазообразования в котором достигают 10 млн. т/км². В пределах зоны следует ожидать залежи УВ, сингенетичных слагающим зону отложениям.

Проведенное моделирование Магаданского осадочного бассейна показывает присутствие в нем всех важнейших элементов нефтегазоносной системы. В бассейне в значительной степени реализованы процессы генерации - миграции - аккумуляции УВ. Разнообразие и обилие зон возможного нефтегазонакопления, расположенных в крупных очагах нефтегазообразования, позволяет высоко оценить нефтегазоносный потенциал бассейна.

1. Веселов О.В., Соинов В.В. Новые данные о тепловом потоке в Охотском море // Земная кора и верхняя мантия Азиатской части Тихоокеанского кольца. - Южно-Сахалинск: ИМГиГДВНЦ АН СССР, 1975.
2. Литолого-петрофизические критерии нефтегазоносности /В.Г. Варнавский, Э.Г. Коблов, Р.Л. Буценко и др. - М.: Наука, 1990.
3. Троцюк В.Я. Прогноз нефтегазоносности акваторий. - М.: Недра,1982.

Magadan Ceinozoic sedimentary basins of the East Asia Rift Belt of the Okhotsk Sea part are studied. Comparative analysis of the basins of oil and gas-bearing systems is based on the quantitative simulation of organic matter geochemical evolution, micro-oil and hydrocarbon gases generation and primary migration taking into account source rock hydrocarbon potential. Oil generation windows (completely) and gas generation windows (partially) are delineated and their interrelations with optimum oil and gas charge zones are studied. Oil and gas charge zones potential is evaluated.