Методика реконструкции палеогеографических условий накопления и прогноз природных резервуаров в клиноформных толщах

Клиноформные толщи широко распространены в различных нефтегазоносных бассейнах мира, встречаются в отложениях широкого стратиграфического диапазона и содержат залежи нефти и газа. Клиноформные толщи также несут информацию о направлении сноса осадочного материала, палеогеографии и об относительных изменениях уровня моря. однако универсальные подходы к реконструкции палеогеографии и прогнозу природных резервуаров в косослоистых толщах разного возраста и в различных осадочных бассейнах не выработаны. В статье представлен методический подход к изучению клиноформных толщ на примере верхнеюрских и нижнемеловых клиноформ Баренцева моря и Широтного Приобья. разработанный методический подход включает в себя решение трёх задач: 1) выявление строения и типов клиноформ; 2) реконструкция условий накопления клиноформ; 3) прогноз природных резервуаров и литологических ловушек в клиноформных телах.

1. Бабина Е.О., Калмыков Г.А., Ступакова А.В., Мордасова А.В., Коробова, Н.И., Хотылев О.В., Шарданова Т.А., Хромова Е.В., Гилаев Р.М. (2022). Анализ геометрии и прогноз природных резервуаров в нижнемеловых клиноформах северной части Приобского месторождения. Вестник Московского Университета. Серия 4. Геология. 4, c. 111–130. https://doi.org/10.33623/0579-9406-2022-4-111-130

2. Волконская А.Л., Керусов И.Н., Конюхов А.И., Карнюшина Е.Е., Крылов О.В., Калмыков Г.А. (2017). Модель строения продуктивных верхнемиоценовых отложений Одоптинской площади Охотского моря. Вестник Московского университета. Геология, 4, с. 48–53. https://doi.org/10.33623/0579-9406-2017-4-48-53

3. Гогоненков Г.Н., Михайлов Ю.А., Эльманович С.С. (1988). Анализ неокомской клиноформы Западной Сибири по данным сейсморазведки. Геология нефти и газа, 1, с. 22–30.

4. Губин И.А., Конторович А.Э., Моисеев С.А., Фомин А.М., Ярославцева Е.С. (2018). Выделение очагов генерации углеводородов в куонамской свите в Северо-Тунгусской НГО с использованием сейсмических данных. Интерэкспо Гео-Сибирь, 2, с. 47–55. https://doi.org/10.18303/2618-981X-2018-2-47-55

5. Ершов С.В. (2016). Палеобатиметрия позднеюрско-неокомского бассейна севера Западной Сибири и влияние на нее природных процессов. Геология и геофизика, 57(8), с. 1548–1570. https://doi.org/10.15372/GiG20160808

6. Костров Ю.В., Хмарин Э.К. (2018). Обновленная модель развития дельты Палеоамура-Палеоамгуни. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 13(1), с. 1–10. https://doi.org/10.17353/2070-5379/7_2018

7. Мордасова А.В., Ступакова А.B., Суслова А.А., Ершова Д.К., Сидоренко С.А. (2019). Условия формирования и прогноз природных резервуаров в клиноформном комплексе нижнего мела БаренцевоКарского шельфа. Георесурсы, 21(2), с. 63–79. https://doi.org/10.18599/grs.2019.2.63-79

8. Норина Д.А. (2014). Строение и нефтегазоматеринский потенциал пермско-триасовых терригенных отложений Баренцевоморского шельфа. Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук, М.: МГУ, Геологический факультет. Стратиграфический кодекс России (2005).

9. Фрейман С.И., Никишин А.М., Петров Е.И. (2019). Кайнозойские клиноформные комплексы и геологическая история Северо-Чукотского бассейна. Вестник Московского университета. Серия 4. Геология, 4, с. 11–19. https://doi.org/10.33623/0579-9406-2019-4-11-19

10. Шарафутдинов В.Ф. (2003). Геологическое строение и закономерности развития майкопских отложений северо-восточного Кавказа в связи с нефтегазоносностью. Дисс. доктора геол.-минерал. наук. Москва. Шельфовые осадочные бассейны Российской Арктики: геология, геоэкология, минерально-сырьевой потенциал (2020). Под ред. д-ра техн. наук Г.С. Казанина АО «МАГЭ». Мурманск; СПб.: «Реноме», с. 544. https://doi.org/10.25990/dhw6-9x41

11. Яндарбиев Н.Ш., Козлова Е.В., Фадеева Н.П., Крылов О.В., Наумчев Ю.В. (2017). Геохимия углеводородов Терско-Каспийского прогиба. Георесурсы. Спецвыпуск, Ч. 2, с. 227–239. http://doi.org/10.18599/grs.19.22

12. Gilmullina A., Klausen T.G., Doré A.G., Sirevaag H., Suslova A., Eide C.H. (2023). Arctic sediment routing during the Triassic: sinking the Arctic Atlantis. Journal of the Geological Society, 180(1). https://doi.org/10.1144/jgs2022-018

13. Gilmullina A., Klausen T.G., Paterson N.W., Suslova A., Eide, C.H. (2021). Regional correlation and seismic stratigraphy of Triassic Strata in the Greater Barents Sea: Implications for sediment transport in Arctic basins. Basin Research, 33(2), pp. 1546–1579. https://doi.org/10.1111/bre.12526

14. Helland-Hansen W., Hampson G.J. (2009). Trajectory analysis: concepts and applications. Basin Research, 21, pp. 454–483. https://doi.org/10.1111/j.1365-2117.2009.00425.x

15. Houseknecht D.W. (2019). Petroleum systems framework of significant new oil discoveries in a giant Cretaceous (Aptian–Cenomanian) clinothem in Arctic Alaska. AAPG Bulletin, 103(3), pp. 619–652. https://doi.org/10.1306/08151817281

16. Klausen T.G., Ryseth A., Helland-Hansen W., Gjelberg H.K. (2016). Progradational and backstepping shoreface deposits in the Ladinian to Early Norian Snadd Formation of the Barents Sea. Sedimentology, 63(4), pp. 893–916. https://doi.org/10.1111/sed.12242

17. Mitchum R.M. Jr., Vail P.R., Sangree J.B. (1977). Seismic stratigraphy and global changes of sea level: Part 6. Stratigraphic interpretation of seismic reflection patterns in depositional sequences: Section 2. Application of seismic reflection configuration to stratigraphic interpretation, in Payton, C., ed., Seismic Stratigraphy: Applications to Hydrocarbon Exploration: American Association of Petroleum Geologists, Memoir, 26, pp. 117–133.

18. Mordasova A.V., Stoupakova A.V., Suslova A.A., Escalona A.V., Marín D., Gilmullina A. (2024). Sequence stratigraphy and palaeogeography of the Upper Jurassic and Lower Cretaceous in the Eastern Barents Sea. Basin Research, 36(2), e12862. https://doi.org/10.1111/bre.12862

19. Patruno S., Helland-Hansen W. (2018). Clinoforms and clinoform systems: Review and dynamic classification scheme for shorelines, subaqueous deltas, shelf edges and continental margins. Earth-Science Reviews, 185, pp. 202–233. https://doi.org/10.1016/j.earscirev.2018.05.016

20. Pellegrini C., Patruno S., Helland-Hansen W., Steel R.J., Trincardi F. (2020). Clinoforms and clinothems: Fundamental elements of basin infill. Basin Research, 32, pp. 187–205. https://doi.org/10.1111/bre.12446

21. Salazar M., Moscardelli L., Wood L. (2015). Utilising clinoform architecture to understand the drivers of basin margin evolution: A case study in the Taranaki Basin, New Zealand. Basin Research, 28(6), pp. 1–27. https://doi.org/10.1111/bre.12138

22. Schlager W., Adams E.W. (2001). Model for the sigmoidal curvature of submarine slopes. Geological Society of America. Geology, 29(10), pp. 883–886. https://doi.org/10.1130/0091-7613(2001)029<0883:MFTSCO>2.0.CO;2