Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Физико-географический очерк и история геологического изучения шельфа Баренцева моря 7
1.1. Физико-географический очерк 7
1.2. История геологического и геохимического изучения 9
Глава 2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 14
2.1. Верхнепротерозойская эонотема 14
2.2. Фанерозойская эонотема 14
Глава 3. Структурно-тектоническое районирование 27
3.1. Фундамент 27
3.2. Строение осадочного чехла 27
3.3. Основные структурно-тектонические элементы 29
Глава 4. История развития 35
Глава 5. Нефтегазоносность Баренцевоморского региона 41
Глава 6. Нефтегазоматеринский потенциал юрских отложений шельфа Баренцева моря 48
6.1. Методика 48
6.2. Результаты геохимического исследования органического вещества юрских отложений шельфа Баренцева моря 58
Глава 7. Закономерности изменения нефтегазоматеринских свойств юрских отложений шельфа Баренцева моря 106
7.1. Распределение содержания органического углерода по площади 106
7.2. Закономерности изменения типа органического вещества 112
7.3. Закономерности изменения катагенетической зрелости органического вещества 114
Глава 8. Моделирование процессов нефтегазообразования в Баренцевоморском бассейне 122
8.1. Исходные данные 122
8.2. Результаты моделирования 130
8.3. Перспективы юрского нефтегазоносного комплекса 136
Заключение 139
Литература 1
- История геологического и геохимического изучения
- Фанерозойская эонотема
- Основные структурно-тектонические элементы
- Закономерности изменения типа органического вещества
Введение к работе
Актуальность темы. Юрские нефтегазоматеринские толщи являются одним из потенциальных источников углеводородов в мезозойских бассейнах российской Арктики. Их потенциал в Баренцевом море еще слабо изучен, хотя основные запасы и ресурсы углеводородов в акватории связаны с юрскими отложениями. В настоящий момент в юрских резервуарах в российском секторе открыто три газовых месторождения (в том числе - уникальное по запасам Штокмановское), в норвежском секторе - несколько нефтегазовых месторождений. Последние нефтяные открытия в норвежском секторе Баренцева моря ставят остро вопрос об источнике нефтяных углеводородов. Оценка возможностей юрских потенциально нефтегазоматеринских пород генерировать как газовые, так и жидкие углеводороды необходима для понимания закономерностей распределения залежей в этом регионе. Прогноз фазового состава углеводородов в Баренцевом море определяет выбор стратегии геолого-разведочных работ и является крайне актуальной и необходимой задачей для оценки перспектив одного из наиболее богатых углеводородами бассейнов Арктического шельфа России.
Цель работы заключалась в выявлении нефтегазогенерационного потенциала юрских отложений шельфа Баренцева моря и прогнозе фазового состава генерируемых ими углеводородов.
Основные задачи:
-
Сбор геолого-геофизического и скважинного материала по шельфу Баренцева моря;
-
Выделение нефтегазоматеринских пород в разрезе юрских отложений. Определение генетических типов органического вещества и условий формирования юрских потенциально нефтегазоматеринских отложений;
-
Анализ современного структурного плана и выявление закономерностей изменения качественных и количественных характеристик юрских нефтегазоматеринских пород по площади и в разрезе;
-
Выявление современных очагов генерации углеводородов юрскими нефтегазоматеринскими породами;
-
Реконструкция процессов нефтегазообразования с использованием 2D бассейнового моделирования в программном пакете Temis Suite.
Научная новизна. Проведенный анализ потенциально нефтегазоматеринских толщ в отложениях юрского комплекса Баренцевоморского шельфа выявил закономерности изменения качественных и количественных характеристик юрских нефтегазоматеринских пород по площади и в разрезе.
Впервые установлено, что глинистые прослои в терригенной толще нижне-среднеюрского возраста, формировавшиеся в условиях аллювиально-дельтовой и прибрежно-морской равнины, обладают хорошими нефтегазоматеринскими характеристиками и могут принимать участие в формирование нефтегазоносности региона.
Подтверждена возможность верхнеюрских отложений генерировать жидкие углеводороды в наиболее погруженных частях Южно-Баренцевской впадины. На основании анализа геологических и геохимических данных, а также результатов бассейнового моделирования выделены очаги генерации нефтяных и газовых углеводородов юрскими нефтегазоматеринскими породами на шельфе Баренцева моря и показаны возможные пути их миграции.
Защищаемые положения
-
В разрезе юрских отложений Баренцевоморского шельфа выделяются следующие нефтегазоматеринские толщи: нижнеюрские с органическим веществом гумусового типа, среднеюрские аален-батские и келловейские - со смешанным сапропелево-гумусовым органическим веществом и верхнеюрские - с преимущественно сапропелевым органическим веществом.
-
Максимальные концентрации органического вещества гумусового типа в нижнеюрских отложениях отмечаются в отдельных глинистых прослоях аллювиально-дельтовой равнины, гумусово-сапропелевого типа в среднеюрских отложениях - в глинистых породах прибрежно-морской равнины, и приурочены к северо-западной части Южно-Баренцевской впадины и прогибам норвежского шельфа. Доля сапропелевой составляющей в юрских глинистых горизонтах увеличивается вверх по разрезу, достигая максимума в верхнеюрских отложениях, отражая региональную трансгрессию моря в юрский период. Максимальные содержания органического вещества преимущественно сапропелевого типа в верхнеюрских породах приурочены к наиболее глубоким участкам палеобассейна (Южно-Баренцевская впадина, прогибы норвежского шельфа).
-
Нижнеюрские толщи достигли условий главной зоны нефтеобразования в прогибах южной части Баренцевоморского шельфа, но в связи с гумусовой природой органического вещества генерировали преимущественно газовые углеводороды. Аален-батские и келловейские породы достигли условий главной зоны нефтеобразования (градации МКі-МКг) в Южно-Баренцевской впадине, в прогибах Нордкап и Хаммерфест и генерировали как нефтяные, так и газовые углеводороды. Верхнеюрские отложения вошли в главную зону нефтеобразования лишь в центральной части Южно-Баренцевской впадины, где они могли генерировать жидкие углеводороды.
Практическая значимость
Построена геолого-геохимическая модель формирования нефтегазоносности шельфа Баренцева моря и оценен вклад юрских нефтегазоматеринских пород в формирование углеводородного потенциала бассейна. Выявлены очаги генерации углеводородов юрскими нефтегазоматеринскими толщами, показаны возможные пути их миграции. Полученные данные могут использоваться для прогнозирования фазового состава возможных углеводородных скоплений и выбора стратегии проведения дальнейших поисково-разведочных работ в Баренцевоморском бассейне.
Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на российских и международных конференциях:
AAPG Arctic Technology Conference (Houston, 3-5 December 2012);
XIV Международная научно-практическая конференция «Геомодель» (Геленджик, 10-14 сентября 2012);
научная конференция «Ломоносовские чтения» (Москва, 15-23 ноября 2011);
72nd EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC 2010 (Barcelona, Spain, 14-17 June 2010).
Публикации. По теме диссертации автором опубликовано 6 работ, включая тезисы и тексты докладов, из них две - в журналах, входящих в перечень ВАК Минобрнауки РФ: Геология нефти и газа, № 3, 2012 г. и Вестник Московского университета. Серия 4. Геология, № 1, 2013 г.
Фактический материал. Работа основана на геолого-геохимическом исследовании кернового материала скважин российской части Баренцева моря Северо-Мурманской, Арктической, Штокмановской, Лудловской, Ледовой и Ферсмановской площадей, предоставленного компанией ОАО «Арктикморнефтегазразведка»; образцов пород из скважин норвежской части Баренцева моря, предоставленных компанией Статойл в рамках российско-норвежского сотрудничества между МГУ имени М.В.Ломоносова, университетом г. Тромсо и нефтяной компанией Статойл; образцов пород из обнажений архипелага Земля Франца Иосифа и Шпицберген, отобранных в ходе экспедиций сотрудниками и студентами геологического факультета МГУ имени М.В. Ломоносова. Объем аналитических исследований, выполненных автором, включает: макроописание и люминесцентно-битуминологическое исследование - более 250 образцов, микроописание и пиролиз (Rock-Eval) - 110 образцов, экстракция и газожидкостная хроматография - 40 образцов, газовая хроматография - масс-спектрометр ия - 30 образцов. Помимо геохимических аналитических работ были выполнены замеры показателя отражения витринита для более чем 100 образцов пород из всех скважин российского сектора
Баренцева моря. Привлекались литературные данные и результаты геохимических исследований образцов керна и шлама скважин норвежского шельфа Баренцева моря, опубликованные на сайте . Для выполнения бассейнового моделирования использовались региональные сейсмо-геологические разрезы по юго-восточной части Баренцева моря, предоставленные компанией ОАО МАГЭ.
Структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, девяти глав и заключения. Общий объем работы составляет 151 страницу, в том числе 100 рисунков и 12 таблиц. Список литературных источников содержит 134 наименования.
Благодарности
Автор выражает искреннюю благодарность своему научному руководителю д.г.-м.н., профессору А.В. Ступаковой за всестороннюю поддержку и помощь в процессе написания работы. Особую признательность автор выражает к.г.-м.н., в.н.с. Т.А. Кирюхиной за приобретенные практические навыки, моральную поддержку, возможность работать вместе и использовать материалы, собранные ею за годы научной деятельности.
Автор искренне признателен за помощь в проведении аналитических исследований и советы по написанию работы Т.Н.Корневой, И.М.Натитник, Н.П.Фадеевой, Е.В.Соболевой, Н.В.Прониной, В.В.Мальцеву, СИ.Бордунову, К.А.Ситар, Е.А.Бакай, М.А.Большаковой, А.А.Сусловой, Р.ССауткину и другим сотрудникам кафедры.
Автор благодарит компании ОАО «Арктикморнефтегазразведка», ОАО МАГЭ и Statoil за любезно предоставленные материалы.
Особую благодарность автор выражает всем членам своей семьи и друзьям за бесценную поддержку и понимание во время написания работы.
История геологического и геохимического изучения
Изучение геологического строения шельфа Баренцева моря и прилегающих территорий началось в начале XX века. На ранних стадиях основным источником геологической информации служили арх. Новая Земля, Земля Франца Иосифа и Шпицберген, где было проведено геологическое картирование, аэрофотосъемка, изучение стратиграфии разреза, проявлений магматизма и т.д.
Сейсмические работы на акватории Баренцева моря начались в 60-е годы XX века. Уже в 1961 г. был пройден первый профиль ГСЗ-62 длиной 300 км. Он начинается вблизи п-ова Рыбачий и продолжается в С-СВ направлении вглубь акватории (Литвиненко, 1968). Проведение этих работ позволило впервые установить, что Баренцево море обладает утоненной земной корой, предположительно, континентального типа. В 1976 г. АН СССР и НПО «Севморгео» отсняли региональный профиль ГСЗ-76 от п-ова Рыбачий до арх. Земля Франца Иосифа, а в 1982 г. ОАО МАГЭ, совместно с АН СССР, был пройден региональный профиль ГСЗ-82 длинной 500 км от о. Колгуев в направлении о. Медвежий. (Строение литосферы..., 2005). Эти исследования позволили установить мощность осадочного чехла и вариации мощности земной коры в пределах Баренцева моря.
Параллельно с изучением глубинного строения активно проводилось и сейсмическое изучение строения осадочного чехла Баренцева моря. В период 1982-1992 г. ОАО МАГЭ выполнила геологическую съемку юго-восточной части шельфа Баренцева моря в масштабе 1:1000000 (Маловицкий, 1998). А в 1994-1995 г. Полярной экспедицией (ГП ПМГРЭ) было выполнено 7 сейсмических профилей методом отраженных волн и 18 зондирований корреляционным методом преломленных волн в северной части Баренцева моря (Строение литосферы..., 2005). В 2005-2007 г. ОАО МАГЭ провело сейсмическое зондирование в Северо-Баренцевской впадине по сетке профилей, что позволило уточнить геологическое строение и особенности седиментационного заполнения впадины и прилегающей территории (Khlebnikov, 2011).
В 1995-1998 г. НПО «Севморгео» выполнило глубинные сейсмические исследования, включающие методы отраженных и преломленных волн, а также гравимагнитное изучение вдоль геотраверса 1-AR, длинной 700 км, который практически совпадал с профилем ГСЗ-76. В 2000-2002 г. оно продолжило изучение в северной части геотраверса 1-AR, а также провело сейсмическое зондирование вдоль регионального профиля 2-AR субширотного простирания (Карское море - арх. Новая Земля -центральная часть Баренцева моря). В 2000-2005 г. был отснят региональный профиль 3 10 AR, пересекающий Печорское море и уходящий в акваторию Карского моря (Строение литосферы..., 2005; Тимонин, 2009).
Геофизическое изучение западной норвежской части Баренцева моря началось в 1970 г., однако плотность сейсмического покрытия здесь значительно выше, чем восточной. Всего здесь было выполнено более 367000 км сейсморазведки 2D и около 10 000 км2 сейсмо-разведки 3D (Хенриксен, 2006).
В 70-х годах XX века началось бурение параметрических скважин на архипелагах Баренцева моря. Первая скважина, глубиной 3173 м, была пробурена в 1975 г. в приосевой части Западно-Шпицбергенского прогиба. Она вскрыла нижнепермские карбонатные отложения. В период с 1977 по 1981 г. на арх. Земля Франца Иосифа было пробурено 3 скважины глубиной 3204-3523 м. Скв. Северная и Хейса не вышли из триасовых пород, в то время как скв. Нагурская на глубине 1304 м вскрыла протерозойское складчатое основание (Грамберг, 1985).
Активное бурение велось также и на юге региона. В 1970-1980 г. на Кольском п-ове была пробурена Кольская сверхглубокая скважина глубиной 12262 м. Она вскрыла архейско-раннепротерозойский кристаллический фундамент. На о. Колгуев было пробурено 7 параметрических скважин, наиболее глубокая из них (4740 м) вскрыла отложения кембрия (Строение литосферы..., 2005). В процессе параметрического бурения было открыто Песчаноозерское нефтегазоконденсатное месторождение.
Поисково-разведочное бурение непосредственно на шельфе началось в 1981 г. Первая скважина, глубиной 4236 м была пробурена ПО АМНГР на Дресвянской площади в Печорской губе. Скважина прошла мезозойские и частично палеозойские отложения, до верхнего девона. В Баренцевом и Печорском морях бурение выполнялось на 22 площадях (Строение литосферы..., 2005). Наиболее глубокая скважина на шельфе Баренцева моря пробурена до 4524 м (Арктическая площадь), в Печорском море - до 4236 м (Дресвянская площадь). Наиболее древние отложения, вскрытые бурением в Баренцевом море -карбонатные породы каменноугольного возраста, в Печорском море - отложения раннего девона (Борисов, 1995). В настоящее время в Баренцевом море пробурено всего 30 скважин, т.е. одна скважина на 26,9 тыс. км2. А в северной части шельфа скважины вовсе отсутствуют и выполнены лишь редкие сейсмические профили (Щеголькова, 2012).
Результатом проведения поисково-разведочного бурения на шельфе Баренцева моря стало открытие Мурманского газового месторождения (1983 г.), Северо-Кильдинского газового месторождения (1985 г.), уникального по запасам Штокмановского газоконденсатного месторождения (1988 г.), Лудловского газоконденсатного месторождения (1990 г.) и Ледового газоконденсатного месторождения (1992 г.). Всего в российской части Баренцева моря и Печорском море открыто около 10 месторождений (из них 5 находятся в акватории Баренцева моря).
На западе шельфа Баренцева моря первая поисково-разведочная скважина бьша пробурена в 1980 г, а в конце 1981 г. норвежская компания Статойл обнаружила первое газовое месторождение Аскелад, которое входит в состав крупного месторождения Сновит (Sattar, 2012). После открытия последнего в норвежской части Баренцева моря были открыты лишь небольшие углеводородные скопления. В 1995 г., в связи с ослабеванием интереса к западной части акватории Баренцева моря, был объявлен региональный проект "Баренцево море", в рамках которого, в 2000-2001 г., было пробурено 5 скважин и сделано 3 новых открытия, в том числе крупное нефтяное месторождение Голиас (Хенриксен, 2006). Всего на норвежском шельфе открыто 6 газовых месторождений и одно небольшое газонефтяное (Ступакова, 2001).
В.М.Комарницкий (1991), Э.В.Шипилов (2011), Ю.В.Карякин, Н.М.Столбов (2007) и др. активно занимались изучением магматизма в Баренцевом море. На сейсмических профилях в толще пермо-триасового терригенного комплекса отмечаются многочисленные тела магматических пород. Вскрыты они лишь скважиной Лудловская № 1. Наиболее полно магматические тела изучены на северных архипелагах, где они выходят на земную поверхность. Было установлено, что породы относятся к базальтам и долерит-базальтам; наиболее часто встречающаяся форма залегания - силлы и штоки; К-Аг датировки показывают юрско-меловой возраст. Во многих случаях к магматическим телам на архипелагах приурочены проявления природных битумов.
Результаты геолого-геофизических исследований нашли отражение в многочисленных статьях, а также в фундаментальных работах российских и зарубежных авторов. В 1988 г. И.С.Грамберг опубликовал монографию «Баренцевская шельфовая плита», которая остается актуальной и сегодня. В 1992 г. Norwegian Petroleum Society выпустил сборник трудов Arctic Geology and Petroleum Potential под редакцией T.O.Vorren и др., посвященный геологическому строению и перспективам нефтегазоносности Арктики, в том числе, Баренцева моря, куда вошли статьи как зарубежных, так и российских исследователей. В 1996 г. под редакцией Н.А.Богданова и В.Е.Хайна бьша составлена «Тектоническая карта Баренцева моря и севера Европейской части России». В 2005 г. был опубликован сборник «Строение литосферы российской части Баренц-региона» под редакцией Н.В.Шарова и др. А в 2011 г. Геологическим Сообществом опубликован сборник статей Arctic Petroleum Geology под редакцией A.M.Spencer., A.F.Embry и др.
Фанерозойская эонотема
На норвежском шельфе среднеюрские породы входят в состав формации Сто и Фуглен и вскрыты на моноклинали Финмарк, поднятии Лоппа, в прогибах Тромсо, Хаммерфест, Бъерная, Нордкап. Аален-батские отложения представлены хорошо сортированными песчаниками с редкими прослоями аргиллитов и алевролитов, келловейские - темно-коричневыми аргиллитами с карбонатистыми прослоями. Мощность отложений нарастает в западном направлении от 30 до более 200 м. Возраст пород определен по комплексам морской фауны (Грамберг, 1988).
В районе арх. Земля Франца Иосифа разрез (50 м) представлен темными алевролитами и глинами с многочисленные конкреции пирита, карбонатистых песчаников и алевролитов. В отложениях позднебатского и раннекелловейского возраста найдена фауна аммонитов (Чирва, 1999). На северо-западе преобладают песчаные и крупноалевритовые разности с включениями глауконита, карбонатными и фосфоритовыми конкрециями. Мощность достигает 100 м (Грамберг, 1988).
Верхний отдел (J;) на территории всего Баренцева моря представлен преимущественно мелководно-морскими и морскими глинистыми отложениями. В Печорском море в основании разреза залегают маломощные прослои песчаников, которые перекрываются толщей переслаивания глин, аргиллитов и алевролитов, в последней отмечаются конкреции фосфоритов и глауконитов (мощность 130 м) (Захаров, 1994).
В южной и центральной части Баренцева моря разрез состоит из темно-серых глинистых и карбонатно-глинистых отложений, иногда алевритистых, сменяющихся вверх по разрезу почти черными тонкослоистыми битуминозными глинами, содержащими до 20 % органического вещества (Грамберг, 1988). Мощность битуминозных глин изменяется в широких пределах, что обусловлено неоднократными и разновременными вехнеюрскими перерывами, и региональным предваланжинским размывом, и, как правило, не превышает 23-30 м (поднятие Ферсмана) (Geological history..., 2009).
На юго-западе верхнеюрские отложения входят в состав формации Хеккинген, и вскрыты практически повсеместно. Оксфорд-нижнекимериджские отложения (35-50 м) представлены черными листоватыми битуминозными глинами и аргиллитами, кимеридж 23
титонские (80-310 м) - буро-серыми и темно-серыми глинами и аргиллитами с отдельными прослоями известняков, доломитов, алевролитов, реже песчаников. Возраст определен по комплексам микрофоссилий.
На арх. Шпицберген и прилегающей территории верхнеюрские отложения соответствуют свите Агардфьеллет (100-400 м) (Geological history..., 2009). Во всех разрезах она залегает с размывом на подстилающих образованиях, как нижне-среднеюрского, так и верхнетриасового возраста (Грумантская скважина). Разрез представлен темными битуминозными, преимущественно гидрослюдистыми, аргиллитами с карбонатными конкрециями биогенного генезиса, обломками древесины и мелкими двустволками; в низах встречаются алеврито-песчаные прослои.
Отложения верхнеюрского возраста арх. Земля Франца Иосифа подвергались многочисленным размывам в процессе накопления и в позднемеловое время. Наиболее распространенными являются темно-коричневые и темно-серые глины и аргиллиты с конкрециями фосфоритов оксфордского возраста, которые входят в состав пачки келловейско-нижнеоксфордского возраста. Верхнеоксфордско-титонские отложения представлены черными аргиллитами с конкрециями алевролитов с карбонатным цементом и фосфоритов. В кровле титонских отложений встречается пачка черных глин мощностью до 10 м (Грамберг, 1988). Общая мощность верхнеюрских отложений около 280 м.
На всей территории Баренцева моря в разрезе верхнеюрских отложений выделяется толща пород, обогащенных органическим веществом. Это темноокрашенные глинистые породы - глины, аргиллиты, реже кремнисто-глинистые и карбонатно-глинистые разности, с высоким содержанием органического вещества, объединенные под термином «черные глины». На шельфе Баренцева моря эти отложения установлены в обнажениях на островах, донных пробах и в скважинах на акватории. На каротажных кривых они выделяются повышенной гамма-активностью. Стратиграфическое положение «черных глин» меняется по площади - их формирование на отдельных участках региона началось еще в конце кимериджского века, однако основная их часть образовалась в позднетитонское время. Мощность «черных глин» увеличивается от периферии к центральным частям Южно- и Северо-Баренцевской впадины, где она достигает 70-80 м (Бро, 1993).
Позднеюрский возраст отложений определен по многочисленным органическим остаткам: Astacolus inflatiformis - Marginulinopsis subrusticus, Evolutinella emeljanzevi -Dorothia tortuosa, Ammodiscus veteranus - Evolutinella emeljanzevi, Lecticulina solida, Haplophragmium elongatulum, Ammobaculites ex. gr. minutissimus, Ammobaculites multiformis - Spiroplectammina suprajurassica, Lecticulina solida (Грамберг, 1988). В целом мощность юрских отложений в пределах Баренцевоморского бассейна изменяется сравнительно незначительно: 600-650 м на севере, 800 м на юге, до 900 м в Южно-Баренцевской впадине, 500-800 м в Северо-Баренцевской впадине. Самая маленькая мощность фиксируется в на о. Колгуев (200-250 м) (Грамберг, 1988).
Отложения меловой системы представлены двумя отделами, нижний имеет широкое распространение, а верхний развит локально. На северо-востоке региона во второй половине раннего мела проявился вулканический магматизм.
Нижний отдел (К\) на арх. Шпицберген сложен двумя пачками: темно-серые аргиллиты с карбонатными конкрециями внизу и серые песчаники и алевролиты наверху, в кровле - темно-серые аргиллиты и глинистые алевролиты. В баремских оложениях встречены туфы и туфопесчаники. На арх. Земля Франца Иосифа берриас-нижневаланжинский разрез сложен морскими песками с прослоями алевролитов; верхневланжин-готеривский - континентальными толщами: ритмичным переслаиванием пестро окрашенных песков, глин и алевритов с линзами бурого угля; баррем-альбский -чередованием пачек переслаивания песчаников, алевритов, глин и бурых углей с потоками и покровами базальтов. В Южно-Баренцевской впадине разрез сложен чередованием алевролитов и глин, содержание последних преобладает в верхней части. На Печорской плите неокомский разрез представлен алеврито-глинистыми отложениями с редкими прослоями песчаников, а апт-альбский - ритмичным чередованием сероцветных песков, темно-серых алевролитов и глин с обильным углистым детритом. Возраст определен по спорово-пыльцевым комплексам и комплексам формаминифер. Мощность составляет: 550-1000 м на юге (до 2 км в Южно-Баренцевской впадине), до 368 м в Печорском море, до 1500 м на арх. Шпицберген и более 700 м на арх. Земля Франца Иосифа (Грамберг, 1988).
Верхний отдел (Kz) имеет локальное распространение. На о. Гофман (арх. Земля Франца Иосифа) отложения представлены разнозернистыми песчаниками и алевролитами видимой мощностью 35 м. Изолированные выходы мелко-среднезернистых глауконитовых песков с прослоями алевритов, реже глин сохранились на о. Колгуев и п-ове Канин. Видимая мощность достигает 68 м. На арх. Новая Земля отложения этого отдела сохранились в виде отдельных конкреций. В пределах Южно-Баренцевской впадины верхнемеловые породы, присутствуют лишь на локальных участках (Арктическая и Штокмановская площади), представлены переслаиванием глин и алевролитов с тонкими прослоями песчаников. Отложения богаты остатками флоры и фауны, что позволяет определить возраст.
Основные структурно-тектонические элементы
Нижний структурный этаж - рифей(?)-нижнепалеозойско-нижнепермский. Верхней границей является поверхность каменноугольно-нижнепермского карбонатного комплекса, которая выражена на сейсмике в качестве яркого протяженного отражения; нижняя отбивается по подошве осадочного чехла (кровля акустического фундамента). Распространение и мощности отложений нижнего структурного этажа обусловлены строением фундамента Баренцевоморского бассейна. Рифейские породы распространены локально в пределах грабенов (терригенные) и на склонах моноклиналей (карбонатные) (Строение литосферы..., 2005). Мощность их изменяется от 1-2 км до 4-6 км. Венд-кембрийский терригенно-карбонатный комплекс залегает на подстилающих отложениях с угловым несогласием и характеризуется значительной нарушенностью (Грамберг, 1988). Максимальная мощность, до 3 км, наблюдается на западе арх. Новая Земля. Ордовикско-среднедевонские карбонатно-терригенные отложения накапливались в пределах формирующейся в это время Центрально-Баренцевской сверхглубокой депрессии. В центральной части их мощность достигает 4-5 км, а к югу и северу постепенно сокращается. Отложения карбонатной платформы верхнедевонско-нижнепермского возраста развиты практически на всей территории шельфа Баренцева моря. Максимальные мощности (до 3 км) отмечаются в субширотных прогибах, сокращенные - на инверсионных валах. Нижний структурный этаж разбит многочисленными разломами, смещение по которым может достигать сотен метров. На Печорской плите, севере Кольского п-ва, арх. Новая Земля и в меньшей степени арх. Шпицберген, присутствуют следы девонского магматизма основного состава.
Средний структурный этаж (верхнепермско-триасовый) является самым мощным и слагает основную часть разреза Баренцевоморского шельфа. Верхняя граница приурочена к перерыву осадконакопления и эрозии на границе триасовой и юрской эпох. Формирование комплекса происходило под влиянием Уральского орогенеза, активных процессов рассеянного континентального рифтогенеза, проявившихся в позднепермско-раннетриасовое время и инверсионных процессов в конце триаса. Мощность терригенных верхнепермско-триасовых отложений значительно возрастает в зонах развития рифтогенных прогибов и центральных частях Южно- и Северо-Баренцевской впадин (до 0,5-1 до 10-12 км) (Арктические моря, 2004; Ivanova, 2006).Отложения характеризуются горизонтальным залеганием и слабой нарушенностью разломами взбросового и сбросового типов. В структурном плане уже сформировались свод Федьшского, поднятия Ферсмановское, Демидовское, Лоппа (Ступакова, 2011). В триасовом комплексе развиты пластовые интрузивные тела мелового возраста, которые вскрыты в скважинах. Состав пород основной и средний (Комарницкий, 1991).
Верхний структурный этаж состоит из терригенных пород юры, мела и кайнозоя. В это время окончательно формируются основные черты современного структурного плана бассейна (поднятия Штокмановской, Демидовско-Лудловской и Лунинской седловин). Юрско-меловые отложения развиты практически повсеместно на территории бассейна, кайнозойские - локально, преимущественно в прогибах норвежского шельфа и на арх. Шпицберген. Породы накапливались в условиях чередований обстановок относительного погружения и воздымания. Внутри комплекса наблюдаются следы многочисленных перерывов осадконакопления и размывов, самым крупным из которых приходится на границу мела и кайнозоя. Мощность комплекса последовательно увеличивается от 100-200 м на периферии Баренцева моря до 2,5-3,5 км в центральной части Южно- и Северо-Баренцевской впадины (Ivanova, 2006). Отложения верхнего структурного этажа слабо нарушены малоамплитудными разломами. На северной и западной окраинах шельфа в меловых отложениях встречаются эффузивные породы основного состава, формирование которых связанно с раскрытием северной части Атлантического океана и Северного Ледовитого океана.
Баренцевоморский шельф расположен в пределах Баренцевской плиты, которая граничит на юге с Печорской плитой и байкальской складчатостью Пайхоя, на востоке — киммерийской складчатой системой Новой Земли, на юго-западе - Скандинавской складчатой системой каледонид, на севере и северо-западе - Северным Ледовитым океаном.
Наиболее крупным элементом первого порядка является Центрально-Баренцевская сверхглубокая депрессия субширотного простирания (рис. 3), протягивающийся от центральной части арх. Новая Земля через весь западный шельф. Вероятно, она заложилась в рифей-вендское время, однако активное ее формирование происходило в период ранне-среднепалеозойского континентального рифтогенеза (Stoupakova, 2011). В позднепалеозойское и мезозойское время здесь происходила активная седиментация. В конце каменноугольного и начале пермского периодов тектоническое растяжение сменилось сжатием, что привело к активному развитию инверсионных процессов. На территории Центрально-Баренцевской сверхглубокой депрессии сформировалась система линейных инверсионных поднятий и разделяющие их грабенообразные прогибы северозападного простирания, вытянутые вдоль эпицентра погружения: поднятия Лоппа, Бъярмелэнд, Центральной банки, Маловицкого, Ферсмана, Демидовское, хребет Сенья, свод Федынского; прогибы Хаммерфест, Нордкап, Сервестнагет, Бьерная, Харстад, Тромсе, Ольги. Эти структуры относят к структурам второго порядка. На каргах изопахит нижне-среднепалеозойских отложений они отсутствуют, либо слабо выражены, что доказывает их более позднее образование (Ступакова, 2000; Stoupakova, 2011).
Наиболее крупным элементом второго порядка на территории Центрально-Баренцевской сверхглубокой депрессии является Южно-Баренцевская впадина. Мощность осадочного чехла на ее территории превышает 20 км (Богданов, 2004). Основной этап погружения Южно-Баренцевской впадины пришелся на позднепермско-триасовое время, однако, в ее основании предполагается палеозойский разрез, что свидетельствует о более раннем заложении. Активизация процессов погружения связанна с наложением на восточную часть Центрально-Баренцевской сверхглубокой депрессии Северо-Баренцевской сверхглубокой депрессии. На узле сочленения этих двух структур, в юрско-меловое время, образовались инверсионные структуры - Штокмановская, Демидовско-Лудловская и Лунинская седловины, а также разделяющие их Северо-Штокмановская и Южно-Лунинская впадины (Ступакова, 2011). Мощность осадочного чехла в пределах Центрально-Баренцевской сверхглубкой депрессии составляет более 10-15 км, увеличивается в сторону арх. Новая Земля до 20 км (рис. 4). Максимальные мощности отмечаются в центральной части Южно-Баренцевской впадины.
Северо-Баренцевская сверхглубокая депрессия имеет субмеридиональное простирание. В ее пределах выделяются следующие элементы второго порядка: Северо-Баренцевская впадина и прогиб Святой Анны, разделенные Альбановско-Горбовской седловиной. Мощность осадков в Северо-Баренцевской впадине достигает 15 км. Разрез представлен палеозой-кайнозойскими образованиями, максимальные мощности приходятся на пермо-триасовый комплекс.
Закономерности изменения типа органического вещества
Баренцево море в настоящее время является одним из наиболее перспективных нефтегазоносных бассейнов западной части Арктического шельфа. Его нефтегазоносность доказана открытием ряда нефтяных и газовых месторождений на российском и норвежском шельфах. В российском сегменте открыто пять газовых месторождений, в том числе уникальное по запасам Штокмановское газовое месторождение. В Баренцевом море выделяют следующие нефтегазоносные комплексы: ордовикско-верхнедевонский, верхнедевонско-нижнепермский, верхнепермско-триасовый, юрско-меловой (юрско-неокомский) и меловой (Арктические моря, 2004).
Ордовикско-верхнедевонский и верхнедевонско-нижнепермский
нефтегазоносные комплексы выделяются по аналогии с одновозрастными комплексами Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. На территории Баренцевоморского шельфа они залегают на глубине свыше 7 км, и не доступны для бурения (Грамберг, 2004). Перспективность комплексов была косвенно доказана при изучении отдельных обнажений на обрамляющих Баренцево море архипелагах. На арх. Новая Земля в отложениях силура встречены прослои битуминозных известняков, а в средне-вернедевонских отложениях - примазки и включения битумов (от мальт до керитов). Насыщенные вязкой нефтью и жидкими битумами верхнедевонские песчаники встречены в скважинах на арх. Шпицберген (Верба, 2007). Там же, в районе рудника Пирамида и бухты Петунья, получены притоки горючего газа и легкой нефти из песчано-алевролитовых отложений башкирского яруса среднего карбона (Верба, 2007).
Верхнепермско-триасовый нефтегазоносный комплекс являлся основным объектом поисково-разведочных работ на начальных этапах изучения Баренцевоморского региона. Комплекс является регионально нефтегазоносным во многих бассейнах Арктического шельфа. Он имеет терригенный состав и обладает значительной фациальной изменчивостью. Резервуары представлены алеврито-песчаными породами верхнепермского возраста и песчано-алевритовыми отложениями триасового возраста. Коллекторы характеризуются резким изменением литологического состава, мощности и фильтрационно-емкостных свойств (Захаров, 2004; Рябухин, 1992). По данным М.И.Леончика для триасовых отложений характерны седиментационные ловушки, связанные с мощными аллювиально-дельтовыми и авандельтовыми телами (Леончик, 2011). В открытых месторождениях пористость коллекторов составляет 13-24%, проницаемость до 200 мД. Мощность пластов коллекторов 3-12 м (Lindquist, 1999).
В Центрально-Баренцевской сверхглубокой депрессии в разрезе верхнепермских отложений выделяются седиментационные (литологически экранированные) ловушки, обладающие высокими перспективами, приуроченные к конусам выноса, а также отложениям палеорусел, однако, в связи со значительной глубиной залегания они не вскрыты скважинами (Леончик, 2011; Леончик, 2012; Окнова, 1992).
В Тимано-Печорском бассейне в отложениях пермского и триасового возраста выявлен ряд газоконденсатных и газовых (Коровинское, Кумжинское, Василковское, Хыльчуюское), нефтяных и газо-нефтяных (Песчаноозерское, Варандейское, Торавейское, Южно-Торавейское и Наульское) месторождений (Захаров, 2004). В пределах акватории Баренцева моря к песчаным телам триасового возраста приурочены залежи на Мурманском и Северо-Кильдинском газовых месторождениях. Мурманское газовое месторождение (рис. 8) является первым месторождением, открытым в Баренцевом море в (1983 г). Оно приурочено к структурному поднятию. В разрезе выделяется порядка 20 продуктивных пластов ранне-среднетриасового возраста. Залежи литологически экранированные (Шипилов, 2001). Северо-Кильдинское газовое месторождение расположено в пределах склона поднятия Федынского. Залежь газа, пластово-сводового типа, приурочена к песчаникам нижнего триаса. В песчаниках позднепермского возраста также отмечены газопроявления (Ступакова, 2001). Оба месторождения содержат метановый газ с низким содержанием неуглеводородных компонентов, плотность по воздуху 0,56-0,57 (Шипилов, 2001; Клещев, 2010).
Строение Мурманского газового месторождения в плане (слева) и разрезе (справа) (Шипилов, 2001). Условные обозначения: 1- газ; 2 - песчаники; 3 -разломы; 4 изогипсы кровли продуктивных отложений, м; 5 - скважина: числитель - номер, знаменатель - глубина кровли продуктивной толщи, м В скважинах на южном борту Южно-Баренцевской впадины и на Адмиралтейской площади отмечена люминесценция верхнепермского керна (Семенович, 1992). На архипелаге Земля Франца Иосифа описаны многочисленные включения битумов в полевошпатовых песчаниках Васильевской свиты позднетриасового возраста, приуроченные к участкам внедрения даек долерито-базальтов (Безруков, 1997; Клубов, 1997; Клубов, 1998). В их составе преобладают асфальты. На арх. Шпицберген помимо проявлений битумов к триасовым отложениям приурочены газопроявления в скважинах Грен-фьорд, Грумантская, Тромсебреен, Вассдален и др. (Шаров, 2005; Верба, 2007).
Флюидоупорами являются кунгурско-артинские глинистые отложения, широко распространенные на территории Баренцева моря, и глинистые пачки триаса и нижней юры, распространенные локально (Захаров, 2004). Глинистые прослои триасового разреза часто содержат повышенные концентрации органического вещества. Проведенные в разное время исследования (Бро, 1993; Leith, 1993; Данюшевская, 1995; Bjoroy, 2010; Кирюхина, 2012) показали, что основной нефтегазоматеринской толщей являются аргиллиты анизийского яруса среднетриасового отдела. Тип органического вещества изменяется с запада на восток от II до III. Содержание органического углерода в среднем составляет 2-8 %, может достигать 20 %. На арх. Шпицберген в разрезе ладинского яруса встречаются прослои горючих сланцев с содержанием органического углерода до 12-14 % (Клубов, 1997). На Ладинском поднятии (западная акватория арх. Земля Франца Иосифа) обнаружены битуминозные аргиллиты ладинского яруса (Шкатов, 2001). Нижне- и верхнетриасовые отложения содержат более низкие концентрации органического вещества (до 1,2%) преимущественно гумусового типа (Кирюхина, 2012). Исключение составляют прослои черных глин карнийского возраста на арх. Земля Франца Иосифа, обогащенные гумусово-сапропелевым органическим веществом (до 10,8 %) (Данюшевская, 1995).
После открытия уникального по запасам газа Штокмановского месторождения в 1988 г. фокус поисково-разведочных работ сместился на вышезалегающий юрско-меловой (юрско-неокомский) нефтегазоносный комплекс. Разрез этого комплекса представлен песчано-глинистой толщей мощностью до 2 км, накапливавшейся в условиях региональной трансгрессии (рис. 9). На сейсмике наблюдаются эрозионные врезы, трактуемые как протоки дельты (Окнова, 1992). Глубина залегания комплекса изменяется от 700 до 2500 м (Lindquist, 1999). Коллекторами являются песчаные породы ранне-среднеюрского возраста, общая пористость которых часто превышает 15-25 %, а проницаемость изменяется от п 100 до п 1000 мД. Мощность песчаных пластов составляет 8-76 м (Борисов, 1995). Залежи массивного и пластово-сводового типов с элементами лито логического ограничения. Возможны ловушки, сформированные за счет литологического выклинивания или эрозионного срезания отложений нижней юры на юге, юго-востоке и западе территории (Семенович, 1992).
