Фазовая зональность УВ формируется под воздействием геоструктурных, термобарических, геохимических, литолого-фациальных, гидрогеологических и других факторов. Исследования Н.И. Аммосова, С.Г. Неручева, Н.Б. Вассоевича и др. свидетельствуют, что основное воздействие на ход катагенеза РОВ оказывает температура. Несомненно, что основными факторами катагенетического преобразования ОВ в жидкие и газообразные УВ являются также динамика термобарического режима недр и длительность (геологическое время) воздействия нарастающих температур. В методике, разработанной В. И. Ермолкиным и Е. И. Сороковой, фактору геологического времени отводится ведущая роль в формировании фазовой зональности УВ [3].

Современные температуры и давления по месторождениям Енисей-Хатангского прогиба закономерно увеличиваются с глубиной (рис. 1). До глубины 2–2,5 км обычно превалируют давления ниже гидростатических, с глубины 2,7 км фиксируются давления, превышающие гидростатические (Южно-Соленинская и Среднеяровская площади). Глубже 3–3,5 км можно ожидать участок прироста давлений, стремящихся к АВПД. Пластовые температуры вследствие влияния геокриозоны до глубины 1,2–1,4 км изменяются от 0 до 15 °С. Ниже этого рубежа увеличение температур имеет нормальный характер, геотермический градиент равен 2,8 °С/100 м.

Образование зон с АВПД в элизионном бассейне связано в основном с затруднением оттока флюидов при уплотнении горных пород. Одним из наиболее вероятных условий возникновения АВПД является скорость осадконакопления в новейшее время (В. М. Добрынин, В. А. Серебряков, 1978 г.). Повышение скорости осадконакопления на западе региона в отложениях неоком-альбского, нижнеюрско-байосского НГК и предшествующие ей инверсионные процессы определяли возможность регенерации в них УВ, которая зависит от времени пребывания ОВ в области активного развития процессов газонефтеобразования. Скорость осадконакопления в новейшее время в среднем по западной части прогиба составляет 58 м/млн. лет, а подсчитанная по разрезам скважин, где зафиксированы АВПД, более 100 м/млн. лет. Повышенная скорость накопления осадков в новейшее время, в частности, на Танамско-Малохетском мегавале объясняет, по-видимому, сохранность до настоящего времени АВПД. Скорость осадконакопления на востоке региона в новейшее время составляет в среднем 36 м/млн. лет.

Современные скопления УВ в разрезе осадочного чехла регионального прогиба размещены в двух термобарических мегазонах: в верхней с нормальными, низкими и в нижней со сверхгидростатическими пластовыми давлениями (рис. 2, а). Большая часть открытых залежей УВ (в основном газоконденсатных) находится в условиях верхней термобарической мегазоны, характеризующейся низкими нормальными давлениями.

Скопления с АВПД (нижняя термобарическая мегазона) зафиксированы только на Южно-Соленинской площади в малышевской свите средней юры (2663–2793 м, коэффициент аномальности – Kа= 1,32–1,4), на Среднеяровской – в нижнехетской свите верхней юры (2896 м, Kа=1,48) и в малышевской свите (3465 м, Ка=1,29), а также на Восточно-Кубалахской в вымской свите (3550 м, Ка= 1,6). Для выявления критериев фазовой зональности УВ для верхней и нижней термобарических мегазон необходимы совершенно различные методы исследований. Для верхней мегазоны в условиях нормальных гидростатических давлений критериями фазовой зональности являются палеотемпературы, геологическое время нарастания температур и длительность их воздействия на ОВ, скорость нарастания температур. Для нижней (в условиях АВПД) критериями служат определенные сочетания температур и давлений, оцениваемые Ка [3, 2].

Анализ распределения скоплений УВ по современным глубинам залегания и термобарическим параметрам позволил выделить три зоны нефтегазонакопления (таблица). Газоконденсатные скопления пользуются широким развитием и присутствуют в тех или иных количествах во всех зонах, хотя максимальные концентрации их сосредоточены в газоконденсатной зоне II. Нефтяные скопления присутствуют в нефтяных и газоконденсатных зонах. Поэтому по глубинам залегания и современным термобарическим условиям установить четкую границу распространения тех или иных УВ не представляется возможным. В связи с этим проблема раздельного прогнозирования скоплений УВ может быть решена только при исследовании генерационной фазовой зональности УВ (рис. 2, б). Согласно принятой методике были построены графики палеотектонического развития основных тектонических элементов региона, которые дают информацию о развитии процессов генерации УВ по отдельным его геоструктурным элементам и позволяют проследить в каждом НГК изменение палеоглубин и палеотемператур во времени в зависимости от темпов колебательных движений. Реконструкция палеотемператур производилась по методике Ю.А. Висковского [4] и была выполнена для основных этапов развития региона, учитывающих периоды преобладающего погружения, перестройку структурных планов и смену геотермического режима [1].

Анализ генерационного ряда фазовой зональности УВ позволил установить, что до палеоглубины 2200 м и при палеотемпературе до 70 °С могли генерироваться исключительно газовые УВ. Время воздействия нарастающих палеотемператур на ОВ до 35 млн. лет, средняя скорость нарастания температур во времени – 2 °С/млн. лет (см. таблицу). В интервале глубин 2200–4500 м расположена зона прогрессивного развития процессов образования жидкой фазы при палеотемпературах 70–100 °С и времени их воздействия на OB 35– 70 млн. лет. Здесь генерировались газонефтяные УВ. Этой зоне генерационного ряда в миграционно-аккумуляционной модели соответствует газоконденсатная зона накопления. Генерация преимущественно нефтяных УВ происходила на глубинах свыше 4500 м при палеотемпературе, превышающей 110 °С, и времени ее воздействия на ОВ более 70 млн. лет. Скорость нарастания температур 0,6 °С/млн. лет. Однако во всех выделенных зонах генерационной модели наблюдаются газоконденсатные скопления, которые концентрируются преимущественно в зоне II. Образование газоконденсатных скоплений в регионе происходило за счет вторичных процессов.

По данным А.Ю. Намиота (1976 г.), В.И. Ермолкина, Е.И. Сороковой, А.А. Бобылевой (1986 г.), в природе существуют первичные и вторичные газоконденсаты. Первичные газоконденсаты являются самостоятельным продуктом преобразования ОВ. Вторичные образуются в газонефтяных залежах благодаря либо растворению (I тип), либо испарению (II тип) нефти. Газоконденсатные скопления Енисей-Хатангского прогиба относятся ко II типу. Образовались они из первичных нефтяных залежей в результате прямого испарения нефти в газ благодаря устойчивому падению пластовых давлений начиная с конца палеогена до новейшего времени. Возможность прямого испарения в газ подтверждается исключительно легким фракционным составом конденсата.

Плотность конденсатов месторождений регионального прогиба колеблется в пределах 0,746–0,821 г/см³ , они практически полностью выкипают до 300 °С. Как показывают М.X. Сапир, Г.А. Иванова, В.И. Кислова, нефти ряда месторождений по своим УВ-составу и физическим свойствам близки конденсатам газоконденсатных залежей. Особенностью конденсатов этого региона является высокое содержание нафтеновых УВ и малое – ароматических структур. На вторичный характер образования газоконденсатов указывает низкое соотношение между циклогексановыми и циклопентановыми УВ (1,72) и высокое – между изопреноидами и нормальными алканами (60,42), что характерно для нефтей.

Подтверждением этого может служить проведенный в геолого-геохимической лаборатории МИНГ анализ УВ-состава нефти Дерябинского месторождения. Нефть этого месторождения (скв. 2, 2729–2734 м, J₃) плотностью 0,847 г/см³ по фракционному составу можно классифицировать как тяжелую: фракции, выкипающие до 150 °С, составляют 14,62 %, до 200–23,2. Во фракции н. к. – 150 °С в наибольшем количестве (52,24 %) содержатся нафтеновые УВ. Метановые составляют 35,16 %, на долю ароматических приходится 10,6. Соотношение между метановыми и нафтеновыми УВ равно 0,65, что указывает на большое сходство с одновозрастными нефтями Вилюйской синеклизы (Бергеинское месторождение).

В группе метановых нормальные УВ и изоструктуры содержатся в равных количествах и соотношение между ними равно 1. Среди нафтеновых незначительно преобладают циклогексановые УВ, их отношение к циклопентановым составляет 1,72. Нефть Дерябинского месторождения отличается не только высоким содержанием нафтеновых УВ, но и необычным характером их распределения. Среди циклопентановых в наибольшем количестве встречаются УВ состава С₇, а среди циклогексановых – C₈, в то время как для других нефтей этого региона характерно максимальное количество более высококипящих УВ состава С₉. Ароматические УВ во фракции н. к. – 200 °С составляют 11,66 %. Большая часть (71 %) ароматических УВ имеет состав С₈ и С₉. Коэффициент генетического родства (отношение этиленбензол/S ксилолов) равно 0,11. Основная масса изопреноидных УВ (29,86 %) концентрируется во фракции 150– 350 °С. В этой фракции доля н-алканов составляет 14,68 %. Отношение S изопреноидов/S н-алканов равно 0,42. Пристана в 2,55 раза больше, чем фитана.

Непромышленные скопления нефти Хатангской седловины, приуроченные к пермско-триасовому НГК, характеризуются высокой плотностью (0,9328 г/см³), обогащены сернистыми соединениями метана и н-алканов. Испарение газа из таких нефтей затруднено, соответственно и содержание газоконденсатов должно быть незначительным.

Нефтематеринские свиты бат-неокомского комплекса были погружены в районах Большехетского вала на 4,6 км, Рассохинского мегавала на 4,2 км. Максимальный прогрев отложений комплекса составил 120 и 108 °С, т. е. они достигли наибольшей генерационной активности в конце позднего палеогена. Нарастание и воздействие температур на ОВ продолжалось 75 млн. лет. Основная генерация жидких, а затем и газообразных УВ могла происходить с конца позднего мела до конца позднего палеогена. В пределах Танамского свода, Малохетского вала и Центрально-Таймырского мегапрогиба (район Дерябинской площади) нефтематеринские свиты НГК достигли максимальных глубин погружения 3,2–3,7 км и палеотемператур 80–100 °С в конце позднего палеогена. Палеотемпературные условия были достаточны для образования в пределах этих геоструктурных элементов в отложениях комплекса жидких и газообразных УВ. Нарастание и воздействие температур на ОВ продолжалось 60–65 млн. лет начиная с позднего мела на Танамском своде и в районе Дерябинской площади, а на Малохетском вале с начала юры до позднего палеогена. В пределах Пясинской полувпадины и Балахнинского мегавала нефтематеринские свиты НГК достигли глубин 3–2,8 км и температуры 80–100 °С к середине позднего палеогена. В условиях, благоприятных для генерации УВ, отложения находились с конца раннего мела в Пясинской полувпадине и с конца позднего мела до середины позднего палеогена на Балахнинском мегавале на протяжении 50–60 млн. лет. Такие геохронотермические условия характеризуют газонефтяную зону в генерационном ряду. В пределах Хатангской седловины отложения комплекса не погружались в зону, благоприятную для развития процессов нефтегазообразования.

Нефтематеринские свиты неоком-альбского комплекса в конце позднего палеогена были опущены в пределах Большехетского мегавала на 3,5 км и прогреты до температуры 95–100 °С. Воздействие температур на ОВ комплекса длилось 55 млн. лет. На Танамском своде нефтематеринские свиты комплекса наибольшую генерационную активность имели в конце позднего мела. Этот отрезок времени длился 35 млн. лет. Породы комплекса прогрелись до 90 °С при погружении до 3,1 км. Этим геохронотермическим параметрам отвечает газонефтяная зона в генерационном ряду (см. таблицу). В палеогеновый этап погружения осадконакопление практически отсутствовало. Прирост температур сократился в конце позднемеловой эпохи и составил 5 °С при погружении на 0,2 км. В этом случае можно предполагать снижение генерационной активности ОВ вплоть до полного ее прекращения. В пределах Балахнинского мегавала подошва отложений комплекса пересекла температурный порог в 60 °С в конце позднего мела и погрузилась в середине позднего палеогена на глубину 2,5 км при температуре 90 °С, находясь в благоприятных условиях для генерации жидких УВ в течение 35 млн. лет. В пределах Малохетского вала отложения комплекса на протяжении 20 млн. лет с конца раннего палеогена до середины позднего палеогена погрузились на 3,1 км и прогрелись до 70 °С, что является достаточным для генерации газообразных УВ. На территории Центрально-Таймырского мегапрогиба и Пясинской полувпадины нефтематеринские свиты неоком-альбского НТК не смогли, по-видимому, полностью реализовать свой генерационный потенциал, так как в зоне активных процессов нефтегазообразования находились на протяжении 10–20 млн. лет. Погружение составило 0,2–0,3 км, прогрев – 5 °С, что характерно только для низкотемпературного газа.

Нефтематеринские свиты бат-неокомского НГК на всей территории регионального прогиба (исключая Хатангскую седловину) можно отнести к отложениям, регионально реализовавшим свои генерационные возможности. В палеогеотермических условиях развития они могли генерировать как жидкие, так и газообразные УВ. Основные процессы генерации и миграции УВ в отложениях комплекса в зависимости от палеоструктурного положения могли начаться с раннего мела и протекать до позднего палеогена (рис. 3). В пределах Большехетского вала и западной окраины Рассохинского мегавала геохронотермические условия были благоприятными для процессов образования жидких УВ. На остальных тектонических элементах отложения комплекса могли генерировать жидкие и газообразные УВ.

Нефтематеринские свиты неоком-альбского комплекса в своей эволюции не повсеместно погружались в палеотемпературные условия, достаточные для интенсивного развития процессов нефте- и газообразования. Таким образом, их следует считать субрегионально реализовавшими свой генерационный потенциал. В пределах Большехетского вала, Танамского свода, Балахнинского и Рассохинского мегавалов они могли генерировать жидкие УВ (генетические зоны II, III), на Малохетском валу, в Пясинской полувпадине и Центрально-Таймырском мегапрогибе – лишь низкотемпературный газ. Генерация и миграция УВ в данном комплексе в пределах указанных территорий могли происходить с позднего мела до позднего палеогена. На Анабаро-Хатангской седловине для отложений бат-неокомского и неоком-альбского НГК палеоструктурных условий, достаточных для генерации УВ, не существовало.

Характерной особенностью западных окраин Танамского свода и Большехетского вала, а также северо-западной части Балахнинского мегавала является сверхгидростатическое давление, которое появляется на глубине 2,9 км с Ка, достигающим 1,6 на глубине 3,5 км. Подобное явление связано, по-видимому, с высокой неотектонической активностью этих районов. При этом пластовые температуры невелики – 27–64 °С. Такое сочетание температур и пластовых давлений приводит к растворению жидких УВ в сжатом газе и образованию газоконденсатных залежей (вторичного происхождения, часто с нефтяной оторочкой). Причем чем ниже температура и выше пластовое давление, тем меньше вероятность образования газоконденсатных залежей.

1. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И. Формирование нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей. – М.: Недра – 1986.
2. Генетические типы газоконденсатов и нефтей юга Сибирской платформы / Е.И. Сорокова, Л.Н. Фомичева, Ю.В. Самсонов, А.А. Бобылева//Геология нефти и газа.– 1987 - № 1. – С. 9–13.
3. Ермолкин В.И., Сорокова Е.И., Бобылева А.А. Раздельное количественное прогнозирование нефтеносности и газоносности. – М.: Изд. МИНГ. – 1986.
4. Историко-генетический метод оценки перспектив нефтегазоносности / Л.А. Польстер, Ю.А. Висковский, В.А. Николенко и др. – М.: Недра. – 1984.

Detailed studies of the thermobaric depth and geostructural zonation of the distribution of hydrocarbon accumulations by the phase state of the Yenisey-Khatanga downwarp are presented. Gas, gas-condensate and oil-gascondensate accumulation areas are recognized. Criteria for the generation phase zonation of hydrocarbons are revealed and the degree of realization by oil- and gas-bearing complexes of their generating capacities is defined. Established also is the time of hydrocarbon migration and accumulation. The accomplished investigations allowed us to make separate predictions of the petroleum potential of the region sedimentary cover and to feasibly approach to zoning the territory according to predictable hydrocarbon phase state.

Скопления УВ: 1 – газовые, 2 – газонефтяные, 3 – газоконденсатные, 4 – газоконденсатнонефтяные, 5 – нефтяные

а–в зависимости от температуры (Тпл) и коэффициента аномальности (Ка). Мегазоны: В – верхняя, Н – нижняя, ЗН – зона скоплений нефти (по Е. И. Сороковой); б – в зависимости от геохронометрических условий. Генетические зоны: А – газовая, Б – газонефтяная, В – нефтяная. Цифры – средние скорости нарастания температур во времени, °С/млн. лет; Ост. усл. обозн. см. на рис. 1

Прогнозируемые залежи УВ: 1 – газоконденсатнонефтяные, 2 – газовые, 3 – нефтяные; границы распространения: 4 – комплекса, 5 – основных тектонических элементов, 6 – линии равных значений Ка