ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА МЕЛ-КАЙНОЗОЙСКИХ НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКИХ ТОЛЩ СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ МОРЯ ЛАПТЕВЫХ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ МАЛОГЛУБИННОГО СТРАТИГРАФИЧЕСКОГО БУРЕНИЯ
З.А. Темботов1,4, Н.А. Малышев2, В.Е. Вержбицкий2, А.А. Бородулин2, В.В. Обметко2, Д.К. Комиссаров2, А.А. Колюбакин3, А.В. Ступакова4, М.А. Большакова4, А.А. Суслова4, А.Г. Калмыков4, Н.В. Пронина4, Е.А. Краснова4,5, Р.М. Гилаев4, А.В. Мордасова4, И.В. Кувинов4
11ООО «Арктический Научный Центр», Москва
2ПАО «НК Роснефть», Москва
3ООО «РН-Эксплорейшн», Москва
4Московский государственный университет имени М. В. Ломоносова, геологический факультет, Москва
5Институт геохимии и аналитической химии им. В.И. Вернадского РАН
Ключевые слова: стратиграфическое бурение, новые скважины в Арктике, Лаптевоморский бассейн, нефтегазоматеринская толща, генерационный потенциал, органическое вещество, катагенетическая зрелость.
Аннотация
Лаптевоморский осадочный бассейн, расположенный в
восточной части российского Арктического шельфа, достаточно хорошо изучен
геофизическими методами, однако до недавнего времени данные бурения в нем
отсутствовали. В 2021 году по заказу ПАО «НК «Роснефть» были пробурены шесть
новых стратиграфических скважин на северо-востоке шельфа моря Лаптевых. В
результате получен уникальный керновый материал, который изучен широким
спектром аналитических методов. Данная статья посвящена анализу геохимических
характеристик нефтегазоматеринских пород (НГМП) мел-кайнозойского комплекса,
который в Лаптевоморском бассейне может рассматриваться как потенциальный для
генерации углеводородов (УВ). В работе представлены основные пиролитические
параметры, характеризующие долю свободных УВ в породе (S1), нефтегенерационный
потенциал (S2), зрелость (Tmax), а также мацеральный состав пород и показатели
отражения витринита (VR). В результате установлено, что углистые и
глинисто-алевролитовые породы палеоцен-эоценового комплекса обогащены
органическим веществом (ОВ), содержащим до 20% липидной составляющей, и
способны при достижении необходимой степени зрелости генерировать не только
газообразные, но и жидкие УВ. В отличие от ОВ пород палеоцен-эоценового
комплекса, ОВ нижнемеловых толщ находится на гораздо более высокой стадии
преобразования (градации катагенеза МК2-МК4), которая соответствует пику
главной фазы нефтеобразования (ГФН) и началу главной фазы газообразования
(ГФГ). Накопление ОВ происходило в различных литолого-фациальных условиях,
поэтому в породах встречается кероген гумусового и смешанного типов. На
основании результатов бурения и проведенных исследований в разрезе осадочного
чехла моря Лаптевых впервые получены фактические данные о характеристиках
нефтегазоматеринских пород, которые могут быть использованы для прогноза
нефтегазоносности как Лаптевоморского бассейна, так и для всего
восточно-арктического региона
DOI: 10.15372/GiG2025124 |
