Содержание к диссертации
Введение
I. История геолого-геофизических исследований на акватории Баренцева моря 6
II. Очерк геологического строения 11
1.Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 11
2. Тектоническое районирование 37
2.1. Региональный структурный план 37
2.2.Структура фундамента и платформенного чехла экваториальной части Баренцево-Печорского нефтегазоносного бассейна 40
3. История геологического развития 67
4. Сейсмостратиграфическая и литолого-фациальная характеристка осадочного чехла южной части Баренцева моря 80
III. Нефтегазоносность 95
1. Принципы нефтегазогеологического районирования 95
2. Нефтегазоносные комплексы 98
3. Месторождения и залежи углеводородов Баренцева моря 112
IV. Условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления в отложениях осадочного чехла южной части Баренцевоморского бассейна 120
4.1. Геохимическая характеристика рассеянного органического вещества нефтегазоматеринских отложений 121
4.2. Генерация нефти и газа в южной части Баренцевоморского бассейна 130
4.2.1. Эволюционно-динамическая модель нефтегазообразования 130
4.3. Зоны нефтегазонакопления 142
4.4. Очаги нефтегазообразования 154
4.5. Некоторые закономерности нефтегазообразования и распределение скоплений углеводородов в южной части Баренцевоморского шельфа 162
5. Перспективы нефтегазоносности южной части шельфа Баренцева моря 166
Заключение. 176
Литература 179
- История геолого-геофизических исследований на акватории Баренцева моря
- История геологического развития
- Месторождения и залежи углеводородов Баренцева моря
- Перспективы нефтегазоносности южной части шельфа Баренцева моря
История геолого-геофизических исследований на акватории Баренцева моря
Успешные поисково-разведочные работы на нефть и газ в северных районах Тимано-Печорского бассейна, приведшее к открытию в конце 60-х и в 70-х годах целой группы месторождений (Коровинское, Кумжинское, Василковское, Лаявожское, Хыльчуюское, Южно-Торавейское и др.), послужили отправным моментом для начала морских геофизических исследований в акватории Баренцева, Карского и Печорского морей уже в середине 70-х годов.
Систематическое изучение геологического строения о-ва Колгуев и прилегающей акватории Баренцева моря началось еще в 1930 г. экспедициями НИИГА, ВСЕГЕИ, ВНИГРИ и др. На этом этапе проводились маршрутные исследования, геолого-геоморфологическая съемка дна, изучение стратиграфии и литологии донных осадков. Материалы исследований обобщены в трудах М.В.Кленовой (1960), В.Н.Сакса, А.А.Белова, Н.И.Липиной (1955-1963), В.Д.Дибнера (1963-1965). Однако только с проведением региональных геофизических исследований были сделаны первые выводы о мощности осадочного чехла, тектонического строения региона, о направлении дальнейших поисковых работ.
В 1971 г. в юго-восточной части Баренцева моря НИИГА были проведены аэромагнитные наблюдения, позволившие во многом уточнить особенности глубинного строения акваториальной части Тимано-Печорского НГБ (В.И.Шимараев и др., 1971). В результате прослежены морские продолжения известных структур суши, составлена схематическая тектоническая карта. По особенностям физических полей в юго-восточной части Баренцева моря выделен ряд структур 1-го порядка, характеризующиеся различным погружением фундамента, границы между которыми проходят по зонам глубинных разломов.
К настоящему времени значительная площадь восточной части Баренцева моря покрыта аэромагнитной съемкой масштаба 1:500 000, выполненной в течение ряда лет Полярной геофизической экспедицией ПГО «Севморгеология». В итоге были составлены карты магнитного поля, которые послужили основой при составлении «Государственной карты аномального магнитного поля Советского сектора Арктики» (В.Н.Шимараев, 1976). По результатам аэромагнитных исследований проведена массовая количественная интерпретация, на базе которой составлена серия карт изогипс магнитоактивных горизонтов (В.Э.Волк, 1976).
В течение последних лет в юго-восточной части моря выполнялись профильные и площадные гидромагнитные работы в комплексе с сейсморазведкой и гравиразведкой. В результате этих работ были построены схематические карты аномального магнитного поля в графиках и изолиниях масштаба 1:500 000.
Сейсморазведочные исследования на Колгуевском шельфе выполнены в большом объеме. Были проведены профильные и площадные наблюдения, носившие характер региональных, поисковых и детальных работ.
Первые сейсмические работы на акватории, прилегающей к о-ву Колгуев, были выполнены ВНИИМОРГЕО в 1963, 1970, 1972 гг., в результате которых были построены в южной части Баренцева моря первые структурные карты и схемы масштаба 1:2 500 000, 1:1 000 000. По основным отражающим горизонтам выявлено тектоническое строение южной части Баренцева моря, прослежены продолжения крупных тектонических элементов суши: Шапкина-Юрьяхинский и Лайский валы, Колвинский мегавал и др. К северу от о-ва Колгуев была выделена обширная Южно-Баренцевская впадина.
С 1973 г. на рассматриваемой акватории сейсмические исследования были продолжены КМАГЭ НПО «Севморгео». Работы, как правило, носили региональный и площадной характер.
Первые работы КМАГЭ были выполнены методом отраженных волн с глубинной освещенностью разреза 2-3 км. В результате были составлены схематические структурные карты масштаба 1:500 000 и 1:200 000, уточнено строение акваториального продолжения Колвинского мегавала, вала Сорокина, Сенгейского вала, Пайхойско-Новоземельсокго прогиба.
На продолжении Тимана выявлена Приканинская зона поднятий, в Малоземельско-Колгуевской моноклинали прослежена Западно-Колгуевская зона поднятий, в пределах которой установлено крупное Русановское поднятие (В.А.Левченко, 1970); на продолжении Шапкина-Юрьяхинского вала оконтурены Колоколморская, Северо-Колоколморская и Северо-Поморская структуры; в пределах Хорейверской впадины выявлено крупное Красинское поднятие; на продолжении вала Сорокина - Седовское и Гусиноморское поднятия (В.А.Левченко, 1970). Летом 1971 г. выполнены региональные сейсмические и гидромагнитные исследования и детальные работы на Колоколморской площади и северном продолжении Шапкина-Юрьяхинского и Лайского валов (О.К.Репников, 1972). Уточнено строение Сенгейского вала, Коргинской и Гуляевской структур (Ю.И.Ермолаева, 1973).
Морскими сейсморазведочными работами «Севморгео» в 1973 г. выполнены региональные поисковые и детальные морские исследования в Печорском море и юго-восточной части Баренцева моря. (С.М.Гальперн, 1974). На о-ве Колгуев первые геологические исследования были проведены в 1957-1958 гг. (гравиметрическая съемка м-ба 1:500 000, К.А.Кривцов, 1958). Более детальное изучение геологического строения острова проводится с 1971 г.
В 1974 г. на о-ве Колгуев были проведены первые электроразведочные исследования методом теллурического зондирования (МТЗ) и комбинированным методом теллурического профилирования (КМТП). В результате получены сведения о характере залегания поверхности опорного электрического горизонта, предположительно связанного с поверхностью фундамента (Г.С.Габлина, 1975). Было отмечено несоответствие структурных планов по горизонтам верхней части осадочного чехла и поверхности фундамента при общем погружении их в северовосточном направлении.
В 1975 г. на о-ве Колгуев проводилась гравиметрическая съемка м-ба 1:200 000 (В.Н.Нечаева, 1976). По ее результатам с учетом данных магниторазведки, электроразведки, сейсморазведки составлена схема основных элементов тектонического строения острова.
Первые сейсмические исследования на о-ве Колгуев были проведены летом 1971 г. Это речные рекогносцировочные работы по методике МОВ-ДН по р.Песчанка. В отложениях мезозоя и, предположительно, верхней перми прослежен ряд отражающих горизонтов. Отмечено два антиклинальных перегиба (Т.Ю.Тяпкина, 1971).
С 1972 г. на о-ве Колгуев проводятся наземные сейсмические исследования; с 1974 г. они проводятся методом ОГТ (В.В.Володина, 1973, 1974; К.И.Чудинов, 1975, 1976; В.Д.Гудкова, 1977). В результате этих работ геологическое строение острова изучено по отложениям триаса, перми, карбона. Отмечено неравномерное погружение отражающих горизонтов в северо-северо-восточном направлении, осложненное серией малоамплитудных валообразных поднятий типа структурных носов северо-западного простирания. В восточной части острова выявлена Песчаноозерская структура субширотного простирания (К.И.Чудинов, 1976) с целью оконтуривания сухопутной части которой проводились работы в 1977 г.
С 1979 г. возобновились морские сейсморазведочные региональные и профильные исследования МОГТ в юго-восточной части Баренцева моря и на Колгуевском шельфе, в результате чего было освещено строение юго-восточной части Баренцева моря по верхнему и нижнему структурным этажам и прослежено северное окончание Колвинского мегавала. В нижнем структурном этаже выявлены зоны предполагаемых рифовых массивов. В 1982 г. в центральной части Баренцева моря выполнены профильные работы КМПВ (В.А.Бурбо, 1982).
С 1982 по 1986 гг. на о-ве Колгуев проводились зимние поисковые и детальные исследования МОГТ, в результате которых изучено строение осадочного чехла по мезозойским, палеозойским отложениям и поверхности фундамента. Были выявлены участки аномальной записи в чаркабожских отложениях нижнего триаса и участки аномальной записи, связываемые с рифовыми образованиями пермско-каменноугольного возраста; установлен блоковый характер строения по отложениям перми и фундамента; подготовлена к бурению прибрежная часть Песчаноозерской структуры; выявлены и подготовлены к бурению Портновская и Таркская рифовые структуры (Э.П.Дохсаньянц, 1982-1986).
В 1983-1984 гг. на Колгуевском шельфе выполнены поисковые сейсморазведочные и электроразведочные работы, позволившие выделить три типа неструктурных ловушек: литологические ловушки пермо-триаса, рифовая толща верхнего девона-нижней перми, тектонически экранированные и литолого-стратиграфические ловушки в зоне выклинивания нижнего девона; установлено наличие барьерного рифа в юго-восточной части Западно-Колгуевского шельфа (Е.А.Васильева, 1983; В.В.Игревский, 1984). Мелководные сейсморазведочные работы МОГТ на Южно-Колгуевском шельфе завершили поисковый этап исследования. В результате их проведения установлен блоковый характер строения фундамента, оконтурена морская периклиналь Песчаноозерской структуры, выявлен ряд структур и структурных осложнений (В.Е.Орлова, 1982; О.С.Винниковская, 1983-1985).
В 1985 г. впервые в Тимано-Печорском НГБ на территории Песчаноозерского поднятия проведены производственные исследования по методике пространственной сейсморазведки. В результате данных исследований было установлено, что рельеф поверхности нижнекаменноугольно-верхнетриасовых отложений оказался значительно сложнее, чем представлялось ранее; была подготовлена к бурению по нижнепермским отложениям рифовая Песчаноозерская структура; выявлена структурно-литологическая ловушка в нижнетриасовых отложениях, намечены участки с улучшенными коллекторскими свойствами продуктивных горизонтов чаркабожской свиты (М.Д.Малыхин, 1988).
В 1988-1990 гг. продолжались поисково-детальные наземные работы МОГТ, в результате которых изучено строение территории о-ва Колгуев по всему осадочному чехлу. Были переданы в бурение ПГО «Архангельскгеология» структуры: Таркская 1, Восточно-Таркская, Пуночная, Западно-Песчаноозерская, Колгуевская.
История геологического развития
История геологического развития Арктического шельфа была предметом детального рассмотрения, выполненного большим количеством авторов. Эти работы суммировали существующие представления на эволюцию тектонических структур и условий осадконакопления на всем протяжении геологической истории от раннего докембрия до кайнозоя.
Автор работы использовал большое количество фактического материала, который за истекшее время пополнился не столь значительно, чтобы пересматривать его заново. Новые данные позволяют лишь с несколько иных позиций рассмотреть условия осадконакопления в течение перми и триаса, однако, и этот материал требует тщательного анализа.
В геологической истории Баренцевоморского шельфа можно выделить несколько крупных этапов, каждый из которых характеризовался своеобразным тектоническим режимом и завершался формированием в осадочном чехле изучаемого региона соответствующих структурных комплексов (этажей): ордовикско-раннедевонский, среднедевонско-турнейский; визейско-артинский; кунгурско-триасовый, юрско-меловой и кайнозойский. С рифей-вендским этапом связано становление складчатого эпибайкальского фундамента территории.
Эти комплексы отражают проявление байкальского, каледонского, герцинского, киммерийского и альпийского циклов тектогенеза и тесно взаимосвязаны с важнейшими трансгрессивно-регрессивными циклами и глобальными колебаниями уровня океана (Баренцевская шельфовая плита, 1988).
На архейско-раннепротерозойском этапе произошла консолидация фундамента древнейших блоков, фрагменты которых предполагаются в основании каледонских структур Шпицбергена и на о.Медвежий, обнажаются на Северо-Восточной Земле и на Кольском п-ове и, вероятно, присутствуют в фундаменте Печорской плиты и погруженных частей Северо-Карской синеклизы (Баренцевская шельфовая плита, 1988). Наиболее ранний этап развития, имеющий отношение к Баренцевоморскому бассейну, связывается с поздним протерозоем.
Позднепротерозойский этап отвечает байкальскому циклу тектогенеза.
В рифейское время, тесно связанное с раннебайкальским тектогенезом, ранее сформировавшиеся карельские структуры претерпели дробление, произошел раскол эпикарельского(?) фундамента и возникла система пересекающихся разломов, по которым затем заложились и развивались авлакогены и грабенообразные прогибы с накоплением в них терригенных отложений значительной мощности. Складчатые структуры, образовавшиеся впоследствии на месте этих прогибов и относящиеся к байкальскому тектоническому циклу, известны на п-ове Канин, южном о-ве Новой Земли и на востоке Северной Земли.
В пределах Тимана и его продолжения на северо-запад происходило наиболее активное развитие континентальных рифтовых структур, где шло формирование молассоидных толщ. В течение рифея на территории современного Тимана и к востоку от него существовала Тимано-Уральская подвижная область.
В фундаменте молодой, формирующейся платформы в позднем рифее-венде произошло заложение Канино-Тиманской, Печоро-Колвинской и Варандей-Адзьвинской рифтовых зон (авлакогеноподобных прогибов), в которых накапливались рифейские толщи. В дальнейшем здесь проявилась относительно слабая складчатость.
В поздневендско-раннекембрийское время проявилась завершающая фаза байкальского тектогенеза (позднебайкальская фаза), вследствие которой на территории Тимано-Уральской подвижной области сформировался эпибайкальский фундамент Печорской плиты и большей части Баренцевоморского шельфа.
В позднем венде-раннем кембрии на территории Печорской плиты проявился байкальский орогенез, который привел к смятию пород, выполняющих авлакогены, а также отложения на Урале и Новой Земле. Канино-Тиманская рифтовая зона в результате сжатия претерпела инверсию, и ее складчатые образования были надвинуты на Восточно-Европейскую платформу. Формирование Канино-Тиманской складчато-надвиговой системы сопровождалось внедрением гранитных интрузивов, возраст которых датируется поздним вендом-ранним кембрием (Беляков и др., 1996; Шипилов, Тарасов, 1998).
Позднедокембрийские отложения обнажаются на Тимане и Урале, а в пределах Печорской плиты вскрыты скважинами в основании осадочного разреза в грабенах. В западных районах плиты рифейские отложения представлены сланцами, аргиллитами, алевролитами, кварцитопесчаниками, доломитами и известняками, а в восточных - основными и кислыми эффузивами, туфами, различными сланцами (Дедеев и др., 1988 а; Шипилов, 1998). Простирание палеорифтов Печорской плиты было северо-западное, и это направление просматривается в структуре основания осадочного чехла Южно-Баренцевской впадины и ее обрамления.
Структурный план региона к началу следующего каледонского цикла тектогенеза представлялся следующим образом. В течение позднего венда существовало Канино-Тиманское палеоподнятие, приблизительно в современных границах, которое представляло собой размытый ороген, продукты размыва которого поступали на запад и на восток (в пределы Ижма-Печорской палеовпадины). На территории современного Полярного и Северного Урала предполагается наличие вендского прогиба (Гецен, 1989).
Ордовикско-раннедевонский этап соответствует каледонскому циклу тектогенеза. На большей части Баренцевской плиты и Печорской плиты начинается собственно синеклизный этап развития осадочного чехла. Над сформированными ранее авлакогенными прогибами формируется нижний этаж осадочного чехла с присущими ему чертами строения.
В южной части Баренцевоморского шельфа каледонский цикл проявился в формировании нижнего складчатого комплекса (будущий каледонский фундамент Баренцевской плиты).
С начала данного этапа Баренцево-Печорский регион начинает превращаться в пассивную окраину Восточно-Европейского континента, а в это время на востоке происходит раскрытие Уральского океана. При этом установлено, что северный отрезок Урала не совпадает с северо-западным простиранием структур байкальского основания, а имеет ортогональное к ним простирание - северо-восточное. В этот же период начинают проявляться признаки заложения разломных зон растяжения, аналогичного, северо-восточного направления на востоке Кольского полуострова. Эти системы разломов являются поперечными по отношению к рифейским рифтам (северо-западного простирания) и, впоследствии, в позднедевонско-раннекаменноугольное время развиваются как самостоятельные рифтогены в пределах Кольского п-ова и Баренцева моря. Ретроспективный обзор северных районов России показывает, что на этом этапе могли существовать чередующиеся пояса растяжения и сжатия, о чем свидетельствуют структуры Северного о-ва Новой Земли, Таймыра и т.п.
В пределах Печорской плиты осадконакопление происходило в условиях последовательной смены седиментационных фаз прогибания относительными подъемами, с которыми связаны перерывы в осадконакоплении (Шипилов, Тарасов, 1998).
В связи с интенсивно прогибавшейся областью Уральского палеоокеана, наметился общий региональный наклон Печорской плиты с запада на восток. В конце ордовикского периода, после проявления таконийской фазы складчатости на Урале, вызвавшей кратковременный, но охватившей весь регион подъем, территория Печорской плиты и прилегающие области испытали дальнейшее погружение.
В конце ордовика-начале силура в пределах Печорской плиты обособились участки различного тектонического режима, отличающиеся друг от друга интенсивностью и характером тектонических движений, разграниченные крупными разломами: Тиманский, Ижма-Печорский, Печоро-Колвинский, Большеземельский, Варандей-Адзьвинский, Предуральский.
В пределах Палеотимана, кроме его северной части, чехол отсутствовал, и на поверхность выходили рифейские породы фундамента.
В пределах Печоро-Колвинского блока в результате глыбовых деформаций, которые проявились в формировании разломов, заложились и развивались прогибы и поднятия северо-западного простирания, подчиненные направлению основных разломов. Образовался Печоро-Колвинский авлакоген, выполненный отложениями ордовика-нижнего девона, осложненный Лайским и Лодминским палеоподнятиями. Эти поднятия тоже испытывали погружение, но менее интенсивное, поэтому в их пределах накопилось сравнительно меньшее количество отложений, до 800-1200 м.
Сформировавшиеся в течение ордовикско-раннедевонского этапа структуры этой зоны наследуются в более поздние этапы геологического развития региона и, несмотря на последующие инверсионные движения, сохраняются в рельефе фундамента и нижних горизонтах осадочного чехла до настоящего времени.
К востоку от Печоро-Колвинского авлакогена выделялось Большеземельское сводовое поднятие с амплитудой около 2000м.
Крупнейшие регрессивные фазы ордовикско-раннедевонского этапа отмечены на рубеже кембрия и ордовика, в конце раннего ордовика, в начале позднего ордовика, в конце карадока и на рубеже ордовика и силура.
Позднеордовикскому времени свойственно преобладание карбонатно-сульфатных фаций. Первая половина раннесилурийского времени характеризуется высокочастотной трансгрессивно-регрессивной цикличностью. На акватории Печорского моря соответствующий разрез нижнего ордовика представлен глинистыми известняками, насыщенными органическими остатками. Маломощные верхнесилурийские отложения на Печорской плите представлены переслаиванием доломитов, известняков и аргиллитов, вверх по разрезу возрастает роль регрессивных грубозернистых фаций.
Месторождения и залежи углеводородов Баренцева моря
Геологические исследования на шельфе Баренцева и Печорского морей, успешно проводившиеся в последние десять лет, привели к открытию целого ряда месторождений углеводородов, залежи в которых сосредоточены в карбонатных каменноугольно-пермских отложениях и в терригенных породах перми, триаса, юры и мела.
Мурманское газовое месторождение было открыто в 1983 г. и приурочено к антиклинальной складке, выявленной в отложениях среднего триаса (рис.23). Залежь пластово-сводового типа, где продуктивными являются несколько пластов песчаника нижнего и среднего триаса, разделенных глинистыми прослоями. Мощность песчаных пластов невыдержана по простиранию и может изменяться от одного до 20 метров. Притоки газа различной интенсивности получены в интервале 2300-3800 м из нижне-среднетриасовых отложений.
На Мурманской площади в разрезе триаса вскрыта продуктивная песчано-глинистая толща континентального происхождения мощностью около 1200 м, в которой по ГИС выделено 17 продуктивных горизонтов. По 11 горизонтам газоносность доказана и проведена оценка запасов по категориям Оі и Сг. Основной продуктивный горизонт располагается на глубине 2520-2785 м, возраст его определен как верхнетриасовый.
Промышленные притоки газа установлены в скв.22 в интервале 2542-2562 м дебитом 144 м3/сут, в скв.23 в интервале 2717-2786 м с дебитом 738 м3/сут на штуцере 22 мм, в скв.24 в интервале 2519-2618 м с дебитом 130 м3/сут на штуцере 9,92 мм. Газ сухой, преимущественно метановый (СН4=96,2%). Содержание этана составляет 0,98%, бутана - 0,08%, пропана - 0,07%, азота - 2,24%. Наличие конденсата не установлено. В нижних горизонтах дебит газа колеблется от 159 м3/сут (при депрессии 16,8 МПа) до нескольких м3/сут (при депрессии 23,2 МПа).
Северо-Килъдинское газовое месторождение, открытое в 1985 году, представляет собой в структурном плане брахиантиклинальную складку высотой более 200 м, отчетливо проявляющуюся в отложениях юры, триаса и нижней перми. Продуктивными являются пористые нижнетриасовые песчаники и алевролиты, в которых содержится сухой газ преимущественно метанового состава.
На Северо-Кильдинской площади в разрезе триаса выделен ряд продуктивных пластов. Промышленные притоки газа получены при опробовании отложений нижнего триаса в скв.80. Из нижнетриасовых терригенных отложений в интервале 2440-2485 м получен газ дебитом 369 м3/сут. Коллектор порового типа с коэффициентом пористости от 6% до 22%, проницаемость составляет 0,01-65,0 мД. Состав газа следующий: метан - 99%, этан - 0,272%, бутан - 0,02%, азот - 0,55%, углекислый газ - 0,06%. Удельный вес по воздуху - 0,55.
Одной из основных особенностей Мурманского и Северо-Кильдинского месторождений является однотипность газа, полученного при опробовании триасовых отложений в различных скважинах. Газ легкий (относительная плотность по воздуху 0,560-0,570), сухой (содержание гомологов метана 0,3-2%), по компонентному составу представлен, в основном, метаном (95-98%). По содержанию основных неуглеводородных компонентов газ классифицируется как низкоазотный, низкогелиеносный, бессернистый.
Штокмановское газоконденсатное месторождение располагается в центральной части Южно-Баренцевской впадины и представляет собой брахиантиклинальную складку с соотношением осей 1:1,5, ориентированную по длинной оси в северо-восточном направлении и отчетливо выраженную в отложениях позднеюрского возраста. Месторождение представлено многопластовыми залежами пластового типа в отложениях средней и верхней юры. Коллекторами являются различные по зернистости песчаники, разделенные пластами глинистых алевролитов и глин. Пористость коллекторов составляет первые десятки процентов и меняется по простиранию пластов, с общей тенденцией к увеличению в сводовой части залежи. Конденсат имеет преимущественно нафтеновый состав. По результатам геохимических исследований сделан вывод о том, что формирование залежи происходило в олигоцен-миоценовое время за счет миграции газа из подстилающих триасовых отложений.
Здесь в 1988 г. испытанием скв.1 были открыты две залежи свободного газа с конденсатом. Продуктивный горизонт первой из них Юо стратиграфически приурочен к верхнеюрским отложениям. Породы-коллекторы представлены песчаником мелкозернистым, на глинистом цементе, участками с примесью карбонатного материала. Открытая пористость их колеблется от 19,9 до 25,8%, газопроницаемость - от 264,3 до 1097,0 мкм2х10 3.
Второй продуктивный горизонт - Юі - стратиграфически приурочен к среднеюрским отложениям. Породы-коллекторы представлены песчаником мелко- и среднезернистым, на глинистом цементе, с линзовидными прослоями угля. Открытая пористость их варьирует от 1,1 до 20,2%, газопроницаемость - от 2,16 до 911,34 мкм2х Ю-3.
Газ по компонентному составу преимущественно метановый (94-96%), с содержанием азота 1,87-2,87%. Конденсат тяжелый, удельный вес его составляет 0,837-0,8454 г/см3.
Приразломное нефтяное месторождение расположено в юго-восточной части Печорского моря на экваториальном продолжении вала Сорокина. Структура вытянута в северо-западном направлении и представляет собой антиклинальную складку с соотношением осей 4:1. Юго-западное крыло складки осложнено тектоническим нарушением с амплитудой до 100 м по отложениям девона, карбона и перми. В вышележащих отложениях разлом не проявляется. На месторождении установлена продуктивность карбонатных каменноугольно-нижнепермских отложений, где коллекторами являются кавернозные проницаемые известняки с пористостью до 23% и рифовые известняки. Залежь пластово-сводового типа содержит тяжелую нефть плотностью 0,908-0,928 г/см3, с содержанием серы до 2,3%, смолистую (10-11,5%), вязкую и малопарафинистую. Газовый фактор составляет 30% попутный газ преимущественно метанового состава.
Еще дальше на север, на продолжении этой крупной антиклинальной зоны, выявлено Северо-Гуляевское нефтегазовое месторождение (1986 г.) с залежью нефти в отложениях верхней перми (рис.24). Залежь пластового сводового типа заключает в себе тяжелую, сернистую, смолистую нефть. Вмещающие породы преобразованы до уровня катагенеза, отвечающего градации МКі-МКг, что может косвенно предполагать сингенетичность углеводородов вмещающим толщам. Высококипящие фракции нефтей характеризуются полным рядом нормальных и изопреноидных алканов.
Газ получены из карбонатных отложений верхнего карбона-нижней перми из интервала 2787-2712 м, нефть - из верхнепермских песчаников в интервалах 2249-2237 м и 2222-2212 м. Газ состоит из метана - 50,7%, углекислого газа - 21,9%, сероводорода - 12,9%, азота - 1,62%. Общая мощность продуктивного горизонта составляет 78,8 м, эффективная газонасыщенная мощность - 37 м. Нефтеносные песчаники содержат нефть с плотностью 0,9 г/см3, парафина - 2,58%,
Поморское газоконденсатное месторождение выявлено в 1985 году в зоне подводного продолжения Колвинского мегавала и приурочено к узкой брахиантиклинальной складке, прослеживающейся в отложениях верхнего девона, нижнего карбона и верхней перми. Структура имеет северо-западное простирание и осложнена несколькими тектоническими нарушениями, прослеживающимися в нижних горизонтах осадочного чехла. Амплитуда разломов уменьшается снизу вверх по разрезу от 400 до 135 метров. Бурением в самой глубокой скважине были вскрыты каменноугольные отложения, а массивная залежь высотой 130 м установлена в карбонатных породах каменноугольно-пермского возраста. Из интервалов 2595-2533 м и 2640-2660 м при совместном опробовании получен приток газа и конденсата дебитом, соответственно, 271 тыс.м3/сут и 18 м3/сут на 15,3 мм штуцере. Газ преимущественно метанового состава: содержание метана - 52%, гомологов метана и высших УВ - 17,75%, объемный процент гелия - 0,005, азота - 0,93, углекислого газа 20,56%. Газ отличатся повышенным содержанием сероводорода (до 8,5%), выход стабильного конденсата плотностью 0,77 г/см3 составляет 66,4 см3/м3.
Мощность продуктивного горизонта составляет 92 м, эффективная газонасыщенная мощность 33,2 м. Коэффициент пористости коллектора составляет 0,11.
В юго-восточной части о-ва Колгуев открыто Песчаноозерское газонефтяное месторождение, приуроченное к сложнопостроенной антиклинальной складке (рис.25), осложненной целой серией тектонических нарушений. Нефтяные и газонефтяные залежи пластово-сводового и литологически-ограниченного типа, приурочены к регрессивным песчаникам прибрежно-морского и аллювиального генезиса, которые характеризуются значительной изменчивостью своих петрофизических свойств по площади и разрезу и часто очень плохо коррелируются между собой. В коллекторах порового типа часто отмечается примесь вулканогенного материала, где содержится значительное количество разложенного и хлоритизированного вулканического стекла. Покрышками служат глинистые и алеврито-глинистые толщи, весьма сложно переслаивающиеся с песчаными пластами.
На о-ве Колгуев, на северо-запад от Песчаноозерского месторождения открыто еще одно небольшое - Ижимка-Таркское месторождение, с аналогичными нефтяными залежами в отложениях триасового возраста.
За последнее время на территории Баренцевоморского шельфа были получены обнадеживающие результаты и на других структурах. В перечень успешных результатов можно включить открытие Лудловского месторождения с пластовой газоконденсатной залежью в отложениях средней юры, Ледовое месторождение с пластовой газоконденсатной залежью в средне- и верхнеюрских песчаниках, а также получение газового притока из меловых песчаников с глубины 700 метров на Лунинской площади.
Перспективы нефтегазоносности южной части шельфа Баренцева моря
Проведение нефтегеологического районирования и оценка перспектив нефтегазоносности южной части шельфа Баренцева моря, как это уже неоднократно указывалось выше, базируются на историко-генетическом методе оценки перспектив осадочно-породных бассейнов, разработанном и внедренном на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ им.М.В.Ломоносова. Основы используемого метода изложены в целом ряде работ, авторами которых являются Н.Б.Вассоевич, И.В.Высоцкий, Ю.И.Корчагина, Б.А.Соколов и др.
Представленный в работе материал, на современном уровне изученности южной части Баренцевоморского шельфа, позволяет провести оценку перспектив нефтегазоносности с учетом выполненных палеогеологических и палеогеотермических реконструкций. Эволюционные модели, построенные для различных областей изучаемой территории, отразили специфику проявления процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в пределах каждого из рассматриваемых объектов бассейна. Все это позволило дифференцировано подойти к оценке перспектив нефтегазоносности южной части шельфа Баренцева моря и выделить три крупные и различные по своему характеру зоны.
Одна из них, самая северная (рис.38), широкой полосой протягивается с востока на запад и, в пределах рассматриваемой в диссертационной работе территории, охватывает сферой своего воздействия Южно-Баренцевскую впадину, Печорморскую ступень и север Канино-Баренцевской ступени. В большинстве своем отложения осадочного чехла, располагающиеся в пределах рассматриваемой Северной Газовой Зоны (СГЗ) региона, прошли значительный путь своей нефтегеологической эволюции и по уровню катагенетического преобразования отвечают стадиям позднего мезокатагенеза и апокатагенеза, что указывает на их пространственную приуроченность к нижней преимущественной газогенерационной зоне. Стратиграфический диапазон отложений, находящихся в рассматриваемой зоне, довольно широкий. Здесь могут залегать породы от девона до триаса включительно, которые отличает значительная глубина погружения.
Следует отметить, что южная граница этой Северной Газовой Зоны (СГЗ), для отложений девонского возраста, может смещаться в южном направлении, что позволит распространить область газообразования на нижние горизонты девона и силура, расположенные в пределах краевой области Печоро-Колгуевской ступени, а также на всей северной территории Печоро-Колвинского авлакогена и Хорейверской впадины (рис.38).
Значительное пространство, в пределах рассматриваемого региона, принадлежит Центральной Нефтяной Зоне (ЦНЗ). Простирание ЦНЗ близко к широтному, и основными структурными элементами области ее распространения являются: значительная часть севера Печоро-Колвинского авлакогена и Хорейверской впадины, Печоро-Колгуевская ступень и небольшая территория в середине Канино-Баренцевской ступени. Отличительной особенностью площадного распространения ЦНЗ является ее максимальная по ширине площадь в восточной части рассматриваемого региона, которая в западном направлении постепенно сужается и затем, в пределах Канинско-Баренцевской ступени, достигает своего минимума (рис.38), одновременно ступенчато перемещаясь на север, причиной чего, по всей вероятности, является наличие крупного тектонического нарушения северо-северо-западного простирания.
В стратиграфическом аспекте в области ЦНЗ располагаются отложения практически всех основных нефтегазоносных комплексов, заключающих нефтяные залежи в пределах континентальной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. Нефтяные скопления в пределах ЦНЗ могут быть установлены в отложениях ордовика, силура, девона, карбона и нижних горизонтов ранней перми. Залегающие выше отложения верхнего терригенного комплекса, в составе которых присутствуют породы кунгурско-верхнепермского и триасового нефтегазоносных комплексов, в пределах ЦНЗ, по всей вероятности, могут заключать в себе преимущественно газовые, газоконденсатные и газонефтяные залежи.
Последней из выделяемых областей является Южная Газовая Зона (ЮГЗ), располагающаяся в нижней части приводимой схемы перспектив нефтегазоносности (рис.38). Для этой зоны можно отметить максимальную площадь в западной части исследуемой территории, где она охватывает значительную южную часть Канинско-Баренцевской ступени, а затем в восточном направлении перекрывает юго-запад Печоро-Колгуевской ступени и север Малоземельско-Колгуевской моноклинали. На территории севера Печоро-Колвинского авлакогена и Хорейверской впадины, органично вписывающихся в изучаемую территорию, влияние ЮЗГ не находит своего проявления, в силу специфических черт геологического строения и истории развития этих двух структурных элементов.
Стратиграфический диапазон пород осадочного чехла, представленных в области распространения ЮГЗ, весьма различен и не имеет возрастного ограничения. Здесь могут быть встречены отложения всех горизонтов, слагающих осадочное выполнение нефтегазоносного бассейна.
Таким образом, в настоящем разделе автор, в первую очередь расставляет генерационные аспекты нефтегеологического районирования, что позволяет определить и прогнозировать качественный состав флюидов, которые могут быть установлены в пределах каждой из представленных зон (Северная Газовая, Центральная Нефтяная и Южная Газовая) в южной части шельфа Баренцева моря.
Однако данный принцип является необходимым, но отнюдь не достаточным, поскольку затрагивает лишь только одну из сторон рассматриваемой проблемы оценки перспектив нефтегазоносности изучаемого региона. Совершенно очевидно, что весьма важным и даже решающим аспектом проблемы является выбор наиболее перспективного типа ловушек нефти и газа, что позволит наиболее рационально подойти к прогнозу и выбору поискового объекта для обоснованного размещения геофизических работ и последующей постановки глубокого бурения.
Выше, в соответствующем разделе, автором рассматривались основные зоны нефтегазонакопления, которые могут быть выявлены в пределах рассматриваемого региона. Основанием для выделения перспективных зон нефтегазонакопления явилась редкая сеть геофизических профилей, отработанных на рассматриваемой территории, чему имелись как объективные, так и субъективные причины.
Тем не менее, на основании фактического геофизического материала имелась возможность определить диапазон основных зон нефтегазонакопления, в ряду которых представлены зоны антиклинального и неантиклинального типов. Последние, в свою очередь, подразделяются на литологически-ограниченные, стратиграфически- и литологически-экранированные, тектонически-экранированные и рифовые зоны НГН.
Весьма существенным моментом в оценке перспектив нефтегазоносности бассейна по историко-генетическому принципу, является время формирования зоны нефтегазонакопления и соответствующей ловушки. Для зон НГН неантиклинального типа время образования четко фиксируется по возрасту нефтегазоносного комплекса, контролирующего как всю зону, так и отдельно представленную ловушку.
Рассматривая зоны НГН антиклинального типа, также можно определить время их формирования, чему реально способствует палеотектонический анализ (анализ мощностей) в системе изопахических треугольников.
В условиях ограниченного геофизического материала автором, все-таки, были использованы некоторые приемы палеотектонического анализа, что позволило дифференцировать антиклинальные ловушки по характеру их выраженности в рельефе структурных поверхностей отдельных литологических комплексов. Такой подход определил следующие типы антиклинальных зон НГН: погребенные -выраженные преимущественно в нижних горизонтах осадочного чехла; навешенные - представленные горизонтами верхней части разреза; сквозные - довольно уверено прослеживающиеся по нескольким горизонтам осадочного чехла и часто находящие свое выражение в структуре фундамента бассейна (отраженные поднятия). В последнем случае это могут быть как довольно древние, рано заложившиеся структуры конседиментационного характера, обязанные своим происхождением постоянным проявлениям отражения от погружающегося приподнятого блока, так и относительно «молодые» валы, сформировавшиеся в результате крупных тектонических подвижек на заключительном этапе герцинского (или древнекиммерийского) тектонического цикла. В этом случае изгиб всех слоев осадочного чехла происходил одновременно по всей толще разреза, что весьма существенно может сказаться на целостности и ненарушенности отложений в шарнирной (или купольной) части структуры.
