3 Нефтегазоносность. 
Технология сейсморазведочных работ МОВ ОГТ 2D на акватории Хатангского залива моря Лаптевых (по материалам ГНЦ "Южморгеология")

Анабаро-Хатангская седловина входит в состав региональных нефтегазоносных провинций, образующих Восточно-Сибирскую нефтегазоносную мегапровинцию. Большую часть мегапровинции занимает Лено-Тунгусская НГП с 53 открытыми месторождениями нефти и газа, с залежами в рифей-вендских и нижнекембрийских карбонатных и терригенных породах.

По комплексу газо-геохимических исследований донных отложений на акватории Хатангского залива выделены четыре участка с аномально высокими показателями газообразных и жидких УВ-флюидов (рис. 4). Аномалия I приурочена к Сопочной группе поднятий, аномалия II — к Северо-Сибирской моноклинали, аномалия III — к Сындасской ступени, IV — к Нордвикской группе поднятий, аномалия IVа — к локальной структуре Новая. Выделенные аномалии совпадают с перспективными нефтегазоносными зонами, выделенными по методике ГОНГ (гравиметрическое обнаружение и оконтуривание залежей нефти и газа). Геохимическим аномалиям соответствуют локальные участки разуплотнения в осадочной толще, выделенные по данным гравимагнитной съемки, часть из них совпадают с прямыми проявлениями глубинных газообразных и жидких УВ-флюидов в донных осадках.

На акватории выделено пять станций с микропроявлениями жидких УВ-флюидов (станции 2, 12, 20, 31, 33); две станции — с естественным выходом углеводородных газов (станции 13, 38). Точечные микропросачивания жидких и газообразнгых УВ-флюидов, как правило, приурочены к глубинным разломам (рис. 4). Геохимические исследования показывают высокую перспективность на нефть и газ акватории Хатангского залива.

Рисунок 4 — Схема районирования вероятности перспектив нефтегазоносности Хатангского залива (море Лаптевых) по геохимическим данным.

На восточном склоне Сибирской платформы расположена Лено-Вилюйская газонефтеносная провинция, приуроченная к Вилюйской гемисинеклизе и Привехоянскому прогибу, где открыты 10 месторождений с газовыми залежами в отложениях верхней перми и юры.

Согласно карте нефтегазогеологического районирования Сибирской платформы под редакцией В. С. Старосельцева (2009), Анабаро-Хатангская седловина относится к одноимённой нефтегазоносной области Лено-Тунгусской НГП, а Енисей-Хатангский региональный прогиб — к одноимённой нефтегазоносной области Западно-Сибирской НГП.

В Анабаро-Хатангской нефтегазоносной области выделяются Киряко-Тасский ВНГР с вероятной продуктивностью палеозойских отложений и Белогоро-Тигянский НГР, в котором известны четыре мелких нефтяных месторождения в верхнепалеозойских и нижнемезозойских образованиях на Южно-Тигянской, Нордвикской, Кожевниковской и Ильинской площадях.

Первая нефть на Анабаро-Хатангской седловине была собрана Т. М. Емельянцевым в 1933 году были получены включения капельно-жидкой нефти в конкреционных и ракушняковых прослоях из обнажений юрских отложений п-ова Урюнг-Тумус, обильные нефтеи газопроявления были встречены при проходке мезозойских и пермских отложений. При геологической съемке и маршрутных работах жидкие УВ были установлены в мезозойских отложениях, плащеобразно закрывающих практически весь участок работ.

На территории работ в тридцатые-сороковые годы XX столетия были открыты нефтяные залежи на Кожевниковской, Ильинской и Южно-Тигянской площадях, приуроченные, главным образом, к пермским отложениям. На Нордвикской площади получена нефть из триасовых отложений. На Чайдахской площади открыта газовая залежь в отложениях нижней перми.

Нордвикское газонефтяное месторождение приурочено к куполовидному поднятию на своде соляного штока Урюнг-Тумус. Залежь открыта в пластах чайдахской свиты карнийского яруса триаса на глубинах от 90 до 120 м в зоне многолетней мерзлоты, которая, вероятно, и экранирует залежь, так как выше развиты такие же песчаники и пески чайдахской свиты. Залежь сосредоточена в сбросовой части купола в виде узкой полосы. Нефть тяжелая с удельным весом 0,94 г/см3 (скв. 429). В скважине 402 из ильинской свиты получен слабый приток безводной нефти с удельным весом 0,836 г/см3.

За время пробной эксплуатации в течение девяти месяцев (с ноября 1946 по август 1947 года) добыто 60 т нефти. Начальные дебиты нефти не превышали 1 м3/сут. Из некоторых скважин получен приток газа дебитом до 11,5 тыс. м3/сут. Запасы нефти оцениваются в 14,5 тыс. т. На Государственный баланс залежь не поставлена.

На Ильинском месторождении залежи нефти открыты в песчаниках нижнекожевниковской и вернекожевниковской свит. Начальные дебиты нефти не превышали 0,56 м3/сут. Нефть от легкой до тяжелой. На Государственный баланс залежь не поставлена.

На Кожевниковском месторождении притоки нефти получены из песчаников верхнекожевниковской свиты. Начальные дебиты нефти не превышали 0,45 м3/сут. На Государственный баланс залежь не поставлена.

На севере Анабаро-Хатангской седловины получены притоки нефти из девонских пород в шахте Комсомольская на глубине 0,5 км. Нефть легкая — 0,83 г/см3, малосернистая, с низким содержанием смол — 1,67%, без асфальтенов, со значительным содержанием твердых парафинов — 4,4%.

Помимо месторождений, на территории Анабаро-Хатангской седловины известны многочисленные нефтепроявления, которые фиксируются по всему вскрытому интервалу разреза — от докембрия до нижнего мела включительно. В характере распределения нефтепроявлений намечается определенная закономерность, выраженная в увеличении их количества вблизи зон нарушений и ослабление, вплоть до полного исчезновения, на удалении от зон развития разрывных нарушений.

Все известные залежи и месторождения Анабаро-Хатангской седловины связаны с выявленными геологической съемкой разломами субширотной ориентировки, оперяющими региональные дизъюнктивы, и с соляными штоками девонского возраста (возраст солей определен по фаунистическим остаткам в кепроках). В разрезе выделяются следующие основные перспективные комплексы: верхнепротерозойский, нижнесреднепалеозойский (подсолевой), верхнепалеозойский и мезозойский.

Верхнепротерозойский комплекс может быть вскрыт на глубинах до 5 км только в южной части Анабаро-Хатангской седловины. Коллекторами могут служить мукунская терригенная толща и кавернозно-трещиноватые образования билляхской серии. Региональным флюидоупором могут служить венд-нижнекембрийские доломиты.

Нижнесреднепалеозойский перспективный комплекс на большей части территории доступен для глубокого бурения на положительных структурах. Пористость чабурского горизонта нижнего кембрия составляет 15−20%, проницаемость колеблется в очень широких пределах от десятков до тысяч миллидарси. Черные битумы приурочены к пачке базальных песчаников чабурского горизонта. Содержание битума 0,67−1,54%.

Выше по разрезу до кровли карбонатного комплекса залегают плотные и практически непроницаемые терригенно-карбонатные и галогенные образования среднего кембрия — нижнего карбона. Но и в этой толще есть проявления углеводородов: известно, что в порах и кавернах известняков нижнего карбона на п-ве Урюнг-Тумус обнаружена быстроиспаряющаяся легкая нефть и битум.

Верхнепалеозойский нефтегазоносный комплекс сложен ритмичным чередованием алеврито-песчаных и алеврито-глинистых пачек, среди которых в нижней части комплекса встречаются интрузии долеритов. Коллекторские свойства пород значительно изменяются в зависимости от приуроченности к различным зонам прогрессивного катагенеза и динамокатегенеза. Верхняя и нижняя пермь Нордвикского участка находится в нижней зоне начального катагенеза, пористость пород составляет 15−20%, а проницаемость — единицы и десятки миллидарси. На Сындасской площади пермские отложения приурочены к средней зоне начального катагенеза и пористость их составляет уже 30−35%, а проницаемость увеличивается до нескольких десятков миллидарси.

Имеющиеся данные по открытым залежам нефти и по локальным поднятиям, выявленным сейсморазведкой (Белогорское, Лабазное, Журавлиное поднятия), свидетельствуют о том, что верхнепалеозойский нефтегазоносный комплекс, среди доступных для бурения, может рассматриваться как наиболее перспективный для обнаружения ловушек углеводородов. Прогнозируются в первую очередь структурные ловушки, в том числе литологически и тектонически осложненные: присбросовые, присдвиговые, приконтактные, литологически экранированные и комбинированные. Часть ловушек может быть приурочена к погребенным поднятиям.

Мезозойский потенциально нефегазоносный комплекс, в связи с незначительной степенью катагенеза органического вещества на большей части Анабаро-Хатангской седловины, не рассматривается в качестве самоорганизующегося нефтяного объекта, хотя содержит ряд потенциально нефтематеринских толщ. Нефтепроявления в отложениях нижнего триаса имеют вторичный характер и, как предполагается, связаны с миграцией из нижележащих пород. Однако мезозойские породы обладают хорошими коллекторскими свойствами, содержат многочисленные проявления в виде пятен и капель нефти и могут иметь поисковое значение на глубоко погруженных площадях.

В Хатангском заливе наибольший интерес представляют породы подсолевого комплекса, а также нижнекаменноугольные карбонатные и нижнепермские терригенные отложения. В девяти пробах донных осадков Хатангского залива обнаружены признаки присутствия тяжёлых углеводородов нефтяного ряда. По оценке специалистов СНИИГГиМС и ГНЦ ФГУГП «Южморгеология», плотность начальных суммарных ресурсов акватории колеблется от 10−30 тыс. т УТ/км2 в прогибах до 50−100 тыс. т УТ/км2 в антиклинальных зонах. Суммарные УВ ресурсы рифейско-триасовых отложений залива в нефтяном эквиваленте превышают 500 млн т. Прогнозные геологические ресурсы локальных поднятий колеблются от 23 до 177 млн т УТ. По данным ФГУП «ВНИИГеосистем» аккумулированные ресурсы акватории Хатангского залива оцениваются в 715 млн. т. УТ.

По оценке специалистов ВСЕГЕИ, начальные геологические ресурсы нефти Анабаро-Хатангской НГО составляют 3151 млн. т, извлекаемые — 789 млн. т. По перспективным комплексам начальные геологические ресурсы нефти распределяются следующим образом: верхнепалеозойский комплекс — 2763 млн т (87,7%), нижне-среднепалеозойский комплекс — 388 млн т (12,3%). В юрско-меловом и триасовом комплексах ресурсы нефти не прогнозируются. Начальные ресурсы свободного газа составляют 1223 млрд. м3, в том числе: юрско-меловой комплекс — 508 млрд. м3 (41,5%), триасовый комплекс — 335 млрд. м3 (27,4%), нижне-среднепалеозойский комплекс — 380 млрд. м3 (31,1%). В верхнепалеозойском комплексе ресурсы газа не прогнозируются.

Оценивая территорию по общегеологическим показателям, можно отметить, что наиболее предпочтительными для поисков месторождений углеводородного сырья являются структуры, расположенные на западном берегу Хатангского залива и прилегающие к Таймырской складчатой системе. Перспективы этой зоны усиливаются представлениями о миграции углеводородов из надвиговых зон Таймыра и о повышенном генерационным потенциале из-за возможного прогрева палеозойских пород раннетриасовыми интрузиями. В то же время наличие Южно-Тигянского, Кожевниковского и Нордвикского месторождений — единственных на сегодня установленных в пределах Анабаро-Хатангской седловины — именно на восточном берегу залива не снижают большого интереса к перспективам нефтегазоносности территории между Хатангскоим заливом и Анабарским сводом.