НГО: Хатырская (ID: 1000)

Свойства

Класс бассейна:

Возраст бассейна:

Тип полезных ископаемых: Нефтяной

Геологический возраст начало:

Геологический возраст конец:

Площадь: 83133.81 км²

Описание

Хатырский нефтегазоносный бассейн

Геолого-геофизическая изученность. Бассейн относительно хорошо изучен: проведены гравиметрическая, аэромагнитная, геологическая съемки, отработано 803 км профилей МОВ и МОГТ (плотность 0, 56 км/км2 в прибрежной части); пробурены 22 структурные скважины, 5 параметрических (от 2175 до 3313 м) и 5 поисковых (700-2686 м).

Тектоническое строение. С запада и северо-запада бассейн обрамлен надвиговыми образованиями Корякского нагорья, с востока - Наваринским поднятием.

Рис. 1. Тектоническая схема Хатырского НГБ:

Складчатым основанием служат покровно-надвиговые палеозойские и мезозойские кремнисто-вулканогенные и туфотерригенные толщи Эконайского террейна. Максимальная глубина погружения фундамента по данным сеисморазведки 7 км.

Рис. 2. Сейсмологический разрез по профилю 12880115 (акваториальная часть Хатыр ского НГБ):

1-Стратиграфические границы, 2- разломы, АФ- кровля акустического фундамента

В разрезе кайнозойского чехла выделено три комплекса, разделенных несогласиями.

Эоцен-олигоценовый комплекс состоит из морских, преимущественно глинистых отложений ионайской свиты (мощность от 100 до 3400 м); прибрежно-морских, часто флишоидных толщ кунэйской и имликинской свит (мощность увеличивается на юго-запад до 6-8 км). Миоценовый комплекс распространен на суше в центральных прибрежных и северо-восточных районах, сложен грубообломочными отложениями маллэнской и более тонкообломочными диатомосодержащими породами ундал-уменской свиты. Мощность комплекса варьирует от 1,5 до 4,5 км.

Плиоцен-четвертичный комплекс маломощный (400-500 м), разнофациальный, грубообломочный. В тектоническом отношении Хатырский бассейн является сложнопостроенной асимметричной депрессией.

Его внутренняя структура на суше определяется чередованием асимметричных односторонних грабенов, выполненных неогеновыми осадками, и разделяющих их узких поднятий, в пределах которых на поверхность выведены отложения палеогена.

Рис. 3. Схематические геологические разрезы Хатырского НГБ по линиям профилей I-I, II-II


Часть этих прогибов прослеживается на шельфе. Структуры ограничены разломами дугообразной формы. В целом в акватории тектонический стиль бассейна становится менее контрастным.


Геодинамическая эволюция. История формирования осадочного чехла Хатырского бассейна начинается с кайнозоя после формирования аккреционной покровно-надвиговой структуры Корякского региона. Основанием бассейна служат кремнисто~вулканогенно~терригенные и офиолитовые комплексы эконайской (хатырской) системы покровов и флишоидно-олистостромовые отложения Алькатваамской зоны.

В начале эоцена Алеугская островная дуга отгородила от Тихого океана Алеутскую глубоководную котловину. Вплоть до позднего олигоцена в Хатырском бассейне сохранялось морское и прибрежно-морское осадконакопление. С позднего олигоцена при подъеме сооружений Корякского нагорья начинает формироваться его ступенчатое опускание в сторону Алеутской котловины с узким шельфом, осложненным поперечными поднятиями и конусами выноса. В раннемиоценовое время по крупным разломам северо- западного и северо-восточного простираний происходит блоковая дифференциация территории, образуются Накепейлякское, Майнопыльгинское и Усть-Хатырское поднятия и грабенообразные прогибы. В условиях континентального склона формируются конуса выноса (фэны). В результате чего образуются линзообразные песчано-галечные и песчано- алевритовые толщи относительно глубоководного генезиса и резкой фациальной изменчивости (маллэнская свита).

В средне-позднемиоценовое время палеозойские и верхнеюрсконижнемеловые породы по крупным взбросам и сбросам были надвинуты на кайнозойские отложения Хатырского прогиба, при этом шло накопление гравийно-галечно-песчаных осадков ундал-уменской свиты. Позднемиоцен-плиоценовое терригенно-кремнистое осадконакопление сосредоточено в глубоких частях Ленинградского и Русаковского прогибов.

Итак, Хатырский бассейн, расположенный на аккреционном покровно-надвиговом палеозой-мезозойском основании, сложен эоцен-олигоценовыми отложениями грабенообразных прогибов и конусов выноса континентального склона.

двиговом палеозой-мезозойском основании, сложен эоцен-олигоценовыми

Рис. 4. Основные этапы геодинамической эволюции Хатырского НГБ:

Шеин В.С., Игнатова В.А. Геодинамика и перспективы нефтегазоносности осадочных бассейнов Дальнего Востока. - М.: ВНИГНИ, 2007. - 296 с. -ил. 74. - табл. 20

Литолого-стратиграфическая характеристика Берингова моря

Результаты интерпретации проведённых рекогносцировочно-поисковых сейсмических работ указывают на единство геологического строения континентальной и морской части Анадырского бассейна (рис. 1).

Палеоцен-нижний эоцен

Вулканогенно-осадочная толща (палеоцен-нижний эоцен, танюрер­ский горизонт) (2635-2785 м). Вскрытая мощность составляет 150 м. Толща представлена пачками грубообломочных туфов и туффитов, а также андезито-базальтов. Вулканогенно-осадочные пачки разделены пакетами тонкого переслаивания глин с алевролитами. В нижней по­ловине вскрытого разреза по шламу и каротажу устанавливаются три пласта угля.

Эоцен

Песчаниково-аргиллитовая толща (эоцен, нижняя часть майницкой свиты) (2471-2635 м). Общая мощность составляет 164 м. Основной объём песчаниково-аргиллитовой толщи сложен частым переслаива­нием тонкозернистых разностей пород: серыми алевритистыми гли­нами со скоплениями углефицированных водорослей, темно-серыми тонкослоистыми аргиллитами и светло-серыми мелкозернистыми из­вестковистыми алевролитами. Разрез песчаниково-аргиллитовой тол­щи имеет отчетливое ритмичное строение.

Эоцен-нижний миоцен

Угленосная толща (эоцен-нижний миоцен) (1390-2471 м) занимает почти половину объема вскрытых отложений. Мощность толщи – 1081 м. Нижняя пачка (эоцен, верхнаяя часть майницкой свиты) представле­на частым переслаиванием мелкозернистых алевролитов, известкови­стых аргиллитов и глин. Средняя пачка (нижний миоцен, гагаринская и собольковская свиты) характеризуется ритмичностью – в основании ритмов залегают разнозернистые песчаники с гравием и прослоями гра­велитов, а вышележащий разрез выражен переслаиванием мелкозерни­стых алевролитов, аргиллитов и углей. Верхняя пачка (нижний миоцен, гагаринская свита) отличается частым переслаиванием гравелитов, пес­чаников с гравием, алевролитов, глин, углистых глин и углей.

 

Рис. 1 Литолого-стратиграфический разрез скважин Центральная-1 и сводный разрез левобережья р. Пахачи

Средний миоцен

Ракушняковая песчаниково-алевролитовая толща (средний миоцен, автаткульская свита) (1226-1390 м) сложена шельфовыми песчано-гли­нистыми породами. Мощность толщи составляет 164 м. Её подошва маркирует основание среднего миоцена. Толща имеет трехчленное строение, отражающее разные этапы развития среднемиоценовой трансгрессии. Нижняя (базальная) часть толщи сложена мелкозерни­стыми известковистыми алевролитами с прослоями серых и черных глин. Средняя часть толщи состоит из чередования тонкослоистых не­известковых глин с пластами ракушняков. Верхняя часть толщи имеет уже регрессивный характер. Здесь устанавливается постепенное со­кращение скоплений фауны моллюсков до их полного исчезновения.

Тектоническое районирование

На основании анализа имеющейся информации, сейсмических профилей и представленных карт была построена тектоническая карта Берингова моря.

Берингово море – окраинное море, которое характеризуется сложным тектоническим строением, сочетанием разновозрастных абиссальных впадин и поднятий различной геодинамической природы. Оно отде­лено от Тихого океана Алеутской островной дугой, включает в себя Алеутскую, Командорскую впадины, разделяющие их асейсмичные подводные поднятия Ширшова, Бауэрса и обширный Беринговский континентальный шельф, соединяющий Азиатский и Северо-Амери­канский континенты. Ниже приведена краткая характеристика основ­ных тектонических элементов.

Алеутская впадина характеризуется сплошным развитием осадочного чехла. Мощность чехла впадины в центральных частях до 4-5 км и увеличивается к ее бортам до 9-11 км. Мощность земной коры в преде­лах котловины 14-16 км. Тепловой поток (53-2 МВт/м2) в центральной и юго-восточной частях котловины по расчетам должен соответство­вать позднемеловой океанической коре.

Командорская впадина расположена между поднятием Ширшова и Камчаткой, а с юга ограничена Алеутской дугой. Осадочный чехол маломощный и составляет 1-2 км, что говорит о молодом возрасте впадины.

Алеутское поднятие ограничивает с юга Алеутскую впадину и все Берингово море. Структура Алеутской островной дуги не од­нородная и испытала трансформацию в процессе геологического развития, связанную с косым поглощением Тихоокеанской плиты. Палеомагнитные, спутниковые (GPS), сейсмологические и морфоме­трические исследования подтвердили теоретические модели, предска­зывающие, что при косой субдукции могут происходить разделение островодужного сооружения на блоки, их поворот и перемещение вдоль глубоководного желоба.

 

Рис. 2 Региональные сейсмические профили по линиям Iа-Iб, Iб-Iв

 

Рис. 3 Региональные геологические профили по линиям Iа-Iб, Iб-Iв

 

Рис. 4 Региональные геологические профили по линиям Iв-Iг, Iг-Iд

 

Поднятие Бауэрса начинается к северу от о. Амчитка в централь­ной части Алеутской дуги и отделяется от нее правосторонним сдви­гом. Поднятие имеет выпуклую к северу и северо-востоку дугооб­разную форму и возвышается над днищами смежных котловин на 2-2,5 км. Осадочный чехол на поднятии изменяется от 0,7-0,9 км на западном склоне до минимальных мощностей на отдельных участках восточного. Сейсмические исследования установили существование заполненного осадочными отложениями жёлоба вдоль поднятия вос­точного и северного склонов. Мощность этих осадочных образова­ний до 12 км. Мощность земной коры поднятия Бауэрса в его наибо­лее поднятой части 21-28 км, а в наиболее погруженной около 15 км. Большинство исследователей интерпретируют его как палеоостроводужную структуру.

Поднятие Ширшова разделяет глубоководную впадину на Командор­скую и Алеутские впадины. Поднятие протягивается на юг от Олютор­ского мыса. Его длина составляет 700 км, ширина 200 км на севере и 20 км на юге; минимальная глубина над поднятием 233 м. Само поднятие возвышается над глубоководной впадиной Берингова моря на 3000 м.

Беринговский континентальный шельф имеет более сложное тек­тоническое строение. Он состоит из чередования поднятий (Наварин­ское, Жемчуг, Ламутское, Святого Лаврентия) и прогибов (Наварин­ский, Анадырский, Святого Матвея) северо-восточного простирания и впадиной Берингова пролива. На примыкающей континентальной части Берингова моря выделяются следующие тектонические элемен­ты: Олюторский прогиб и поднятие, Корякская складчатая система, Пенжинский прогиб и Бельская впадина.

Нефтегазоносность и перспективы

В пределах акватории Берингова моря расположены наземно-шельфовые Хатырская НГО и Олюторская ПНГО и части Притихоокеанской НГП, а также часть самостоятельной Анадырско-Наваринской СПНГО. Промышленная нефтегазоносность Притихоокеанской НГП определяется Угловым месторождением нефти, откры­тым в миоценовых отложениях наземной части Хатырской НГО. Про­мышленная нефтегазоносность Анадырско-Наваринской СНГО связана также с миоценовыми отложениями наземной части, в которых открыты Верхне-Телекайское нефтегазоконденсатное, Верхне-Эчинское нефтя­ное и Западно-Озёрное газовое месторождения. Проведенные исследо­вания в Анадырском бассейне выявили различия в строении и свойствах углеводородных систем его наземной и аквальной части.

В Хатырской НГО единственное нефтяное месторождение Угловое (разведываемое) приурочено к комплексу отложений палеогена-неоге­на с глубиной залегания 1653 м.

Обзор особенностей нефтегазоносности Хатырской НГО и резуль­татов проведенных поисковых работ показывает, что существенная позитивная оценка перспектив нефтегазоносности этого района обо­снована совокупностью установленных тектонических, литологиче­ских и петрофизических факторов. Реализация процессов генерации нефти и газа доказывается геохимическими данными и многочис­ленными нефтегазопроявлениями на поверхности и в скважинах. Возможность миграции и аккумуляции этих флюидов подтвержда­ется присутствием в кайнозойском разрезе (прежде всего – в нео­гене) пород-коллекторов с высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Наличие во всех литолого-стратиграфических подраз­делениях пластов, горизонтов и пачек практически непроницаемых глинистых пород и благоприятное сочетание в разрезах покрышек и коллекторов способно обеспечить сохранность залежей. Практи­ческими свидетельствами нефтегазоносности недр Хатырской НГО являются разномасштабные притоки газа и нефти, полученные при бурении на трех площадях в наземной части бассейна из разных сек­ций кайнозойского разреза – песчаников среднего эоцена и олигоце­на, конгломератов нижнего миоцена и песчано-гравелитовых пластов нижне-верхнего миоцена. Структурная ситуация на перечисленных площадях изучена очень слабо. Однако продуктивные площади рас­положены близ берега и непосредственно на берегу Берингова моря, что позволяет положительно охарактеризовать перспективы нефтега­зоносности акваториальной части НГО.

Палеогеновый и неогеновый комплексы

Оптимальным сочетанием пород-коллекторов и покрышек в шель­фовой части Хатырской НГО характеризуются отложения нижне-сред­немиоценового и средне-верхнемиоценового комплексов, в разрезах которых предполагается наличие флюидоупорных горизонтов. По данным ДМНГ (2017), начальные суммарные ресурсы палеогенового и неогенового комплексов Хатырской НГО составляют 469 млн т УУВ (D1 + D2).

 

Рис. 5 Перспективы нефтегазоносности

 

Атлас геологических и гидрометеорологических условий арктических и дальневосточных морей Российской Федерации. – М.: ООО «Издательский дом Недра», 2020 – 204 стр.

Следующий НГО: Алеутская