Содержание к диссертации
Введение
Глава I Основные особенности геологического строения мезозойских отложений 8
1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 8
1.2 Тектоническое строение и история развития 18
1.3 Нефтегазоносность мезозойских отложений 27
Глава II Корреляция разрезов продуктивных частей мезозойских отложений по геолого геофизическим данным 42
2.1 Корреляция разрезов триасовых отложений 43
2.2 Корреляция разрезов юрских отложений 53
Глава III Комплексный анализ основных геологических критериев нефтегазоносности по отложениям триасового и юрского возрастов 68
Глава IV Оценка перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений и рекомендации по дальнейшим ПРР 83
Заключение 96
Список использованной литературы 101
- Тектоническое строение и история развития
- Корреляция разрезов триасовых отложений
- Комплексный анализ основных геологических критериев нефтегазоносности по отложениям триасового и юрского возрастов
- Оценка перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений и рекомендации по дальнейшим ПРР
Введение к работе
Y fQ Ч&
Актуальность темы. По нефтегазовому потенциалу недр шельф Баренцева моря занимает второе место (после Карского моря) среди всех морей России.
Основными перспективными нефтегазоносными комплексами (НТК) на шельфе Баренцева моря являются терригенные среднеюрские, а также средне- и нижнетриасовые отложения. В первых из них выявлены такие месторождения, как уникальное по запасам Штокмановское газоконденсатное месторождение, крупные Ледовое ГКМ и Лудловское газовое месторождение. Во втором НТК выявлены Северо-Кильдинское и Мурманское газовые месторождения в акватории, а также Песчаноозерское и Тарское нефтегазоконденсатные месторождения на острове Колгуев.
С 1989 года объем поисково-разведочных работ (ПРР) в этой акватории (как и в целом по стране) резко сократился. В настоящее время предпринимаются меры по их продолжению, однако, слабая геолого-геофизическая изученность мезозойских отложений в центральной части шельфа Баренцева моря очень затрудняет возможности эффективного ведения целенаправленных ПРР.
Комплексное изучение пространственного изменения геологических критериев и уточнение оценки перспектив нефтегазоносности этих отложений в рассматриваемом регионе позволяет повысить обоснование выбора первоочередных направлений и объектов ПРР, что и определяет актуальность исследований.
Цель и задачи исследований. Выделение первоочередных направлений и объектов поисково-разведочных работ по результатам анализа геологических критериев и оценки перспектив газонефтеносности мезозойских отложений центральной части российского шельфа Баренцева моря.
Основные задачи исследования:
-
Уточнить геологическое строение мезозойских отложений в центральной части российского шельфа Баренцева моря
-
Провести корреляцию разрезов продуктивных частей мезозойских отложений по геолого-геофизическим данным в целях определения пространственного распространения пород-коллекторов и слабопроницаемых пород-покрышек, а также характера изменения их качества
РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ j БИБЛИОТЕКА
-
Обосновать основные геологические критерии нефтегазоносное нижне-среднетриасовых и среднеюрских отложений и провести их комплексный анализ.
-
Выполнить анализ результатов количественной оценки перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений, выполненной на 01.01.2002 г.
-
Обосновать основные направления и объекты дальнейших ПРР.
Научная новизна
В работе впервые совместно проанализированы геологические критерии перспектив газонефтеносности нижне-среднетриасовых и среднеюрских отложений в центральной части российского шельфа Баренцева моря.
Уточнены пространственное распространение и характер изменения качества пород коллекторов и пород покрышек.
Дано научное обоснование выделения перспективных объектов зонального и локального уровней для поиска и разведки залежей в выявленных месторождениях и новых углеводородных месторождений в мезозойских отложениях в рассматриваемом регионе.
Основные защищаемые положения
-
Прогноз пространственного распространения и изменения качества пород-коллекторов и пород-покрышек на основе уточнения геологического строения мезозойских отложений и корреляции продуктивных и реперных (флюидоупорных) горизонтов с наиболее четко регионально прослеживаемыми сейсмическими горизонтами при учете соотношения их толщин.
-
Анализ основных геологических критериев газонефтеносности продуктивных нефтегазоносных комплексов в мезозойских отложениях.
-
Обоснование выделения перспективных зон и участков, в которых нижне-среднетриасовые и среднеюрские отложения представляют совместный или раздельный интерес для выявления месторождений УВ.
4. Карта перспектив газонефтеносности мезозойских отложений в
центральной части российского шельфа Баренцева моря как основа
приоритетных направлений и первоочередных объектов дальнейших
ПРР.
Практическая значимость. В изучаемом регионе выделены наиболее
перспективные зоны и участки газонсфтепакоплеїшя для выявления углеводородных
месторождений в нижне-среднетриасовых и среднеюрских отложениях.
Определены объекты разведки на выявленных месторождениях и поиска их на перспективных локальных структурах-ловушках, а также очередность проведения этих работ.
Результаты работы частично уже внедрены в ООО «Газфлот».
Апробация работы. Результаты исследований и основные положения диссертационной работы докладывались на V научно-технической конференции «Актуальпые проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» на секции «Эффективные геолого-геофизические методы и технические средства поиска, разведки и контроля за разработкой месторождений нефти и газа» в 2003 году, а так же на секции «Освоение морских нефтегазовых месторождений шельфа» ООО «ВНИИГАЗ» в 2005 году.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 4 работы в журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», в трудах ООО «ВНИИГАЗ», в которых раскрываются основные теоретические положения и результаты проведенных исследований.
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения. Содержит 108 страниц машинописного текста, 22 рисунка и 7 таблиц.
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю доктору геолого-минералогических наук Е.В.Захарову за постоянную поддержку и всестороннюю помощь в написании данной работы.
В процессе работы автор пользовался ценными советами и консультациями докторов наук, профессоров В.В.Стрельчснко, П.Б.Никитина, Л.Г.Кульпина, кандидатов наук А.Н.Тимонина, Я.И.Штейна, старших научных сотрудников Т.А.
Толстиковой, Н.В.Реутской и других, которым выражает свою благодарность и признательность.
Тектоническое строение и история развития
Баренцевоморский шельф занимает наиболее погруженную северовосточную часть Восточно-Европейской платформы. Акваториальная ее часть относится к Восточно-Баренцевскому мегапрогибу. Начало его образования относится к раннепалеозойскому времени, когда формировались основные тектонические элементы, имеющие различные размеры, очертания и ориентировку [4, 9, И, 46]. Современное тектоническое строение мегапрогиба приведено на рисунке 1.2.
Северная граница прогиба проходит по южной границе Свальбардской антеклизы. На западе она сочленяется с крупной зоной Центрально-Баренцевских поднятий, на востоке - с Приновоземельской ступенью и на юге с зоной разрывных нарушений, ограничивающих с севера морское продолжение Печорской синеклизы. Во внутренней части мегапрогиба выделяются Северо-Баренцевская и Южно-Баренцевская впадины, разделенные Лудловской седловиной. В Северо-Баренцевской впадине выделяются: Альбановская седловина, поднятия Гимет, Эльдхольма, Пинегина, Лунинский выступ и вал Адмиралтейства, разделенные прогибами. В Южно-Баренцевской впадине выделяются: Восточно-Федынский выступ, Кильдинский выступ, Надеждинский выступ, Мурманский выступ, Гусиноземельский выступ и Куренцовская ступень.
Поверхность докембрийского фундамента наклонена с севера на юг. В Северо-Баренцевской впадине она залегает на глубине около 16 км, а в Южно-Баренцевской впадине - около 20 км. В нижний структурный этаж условно объединены палеозойские преимущественно карбонатные отложения до каменноугольных включительно.
Верхний структурный этаж в мегапрогибе формируют пермские, мезозойские и кайнозойские терригенные толщи. Накопление всех доверхнемеловых комплексов происходило при региональном наклоне с севера на юг, а более молодые отложения накапливались в северной части мегапрогиба.
Восточно-Баренцевский мегапрогиб на протяжении пермо-триасового и юрско-нижнемелового времени унаследовано продолжал быть областью максимального прогибания. В Южно-Баренцевской впадине толщина этих отложений составила 13-14 км (рисунки 1.3, 1.4). В бортовых ее зонах их толщина сокращается до 7 км.
Седловины, расположенные в пределах впадины, более погружены, чем бортовые зоны. Толщина рассматриваемых отложений сокращена в них на 1,5-2 км.
В раннем триасе произошло значительное опускание региона. Особенно интенсивно опускалась восточная его часть у подножия Адмиралтейского вала, где накопилось более 4,5 км нижнетриасовых пород, причем нижняя их часть представлена темными заглинизированными породами. В западной части региона разрез нижнетриасовых отложений сходен с разрезом Кильдинской скважины, в котором по споро-пыльцевым комплексам выделены индский и оленекский ярусы, сложенные преимущественно сероцветными песчаниками с пропластками красноцветных аргиллитово-глинистых разностей и редкими прослоями карбонатов, формировавшихся в условиях неглубокого моря.
В среднем триасе наиболее интенсивно прогибалась северная часть Южно-Баренцевской впадины, а центр прогибания сместился к западу, где формировалась Центральная депрессия и накопилось 4,5 км среднетриасовых осадков. С этим этапом была связана вспышка интенсивного вулканизма, который наметился еще на предыдущем раннетриасовом этапе. Наибольшее развитие вулканизм получил на северо-западе Печороморского шельфа и в районах Шпицбергена и северного окончания Новой Земли.
Верхняя часть среднетриасовых отложений более глубоководная -тонкоритмичная толща сероцветных глинистых пород, в которых присутствуют битуминозные горизонты, а в нижней их части увеличивается содержание песчаных пластов более светлой окраски.
Существенно иное развитие региона происходило на позднетриасовом этапе. В целом прогибание замедлилось (несколько углублялась лишь часть Центральной депрессии), возник перерыв в накоплении осадков. Распределение верхнетриасовых отложений было более сложное: оно в начале этапа контролировалось топографией подстилающего рельефа, неоднородность которого обусловлена наличием вулканогенных построек.
Отложившиеся осадки сначала выровняли рельеф, заполнив околоинтрузивные прогибы, затем произошло общее опускание региона, и сформировалась полого залегающая трансгрессивная толща около 1 км.
В разрезе верхнего триаса повсеместно фиксируется чередование трансгрессивных и регрессивных комплексов. К концу этапа произошло обмеление бассейна, хотя морские условия в центральной части Южно-Баренцевской впадины, по-видимому, сохранились.
На продолжении всего рассматриваемого периода в районах Шпицбергена, Новой Земли, Балтийского щита, Тиманского кряжа и Урала существовала суша. Соответственно южное погружение Шпицбергена, Адмиралтейский вал, участки Центрально-Баренцевской зоны поднятий, Кольская моноклиналь и большая часть Печорской синеклизы (до острова Колгуев на севере включительно) представляли собой прибрежные равнины, где происходило накопление континентальных терригенных озерно-аллювиальных осадков [37].
В области сочленения Южно-Баренцевской впадины и Печорской синеклизы, занимающей более высокую структурную позицию, отложения триасового комплекса представлены преимущественно континентальными и прибрежно-континентальными фациями. В западной части Печорской синеклизы триасовые отложения относятся к типично русловым.
Мурманские, Северо-Кильдинские и Куренцовская скважины, расположенные в южной части Южно-Баренцевской впадины, характеризуются сходным литолого-фациальным составом триасовых отложений. Последние представлены нижнетриасовыми (индский и оленекский ярусы) красноцветными, в основном, глинистыми отложениями, чередующимися с серо-зелеными алевролитами; среднетриасовыми (анизийский и ладинский ярусы) серопестроцветными в основном глинистыми и алевритовыми отложениями с пропластками песчаников и алевролитов; и верхнетриасовыми (карнийский и норийский ярусы) сероцветными глинами, песчаниками, алевролитами с включением углистых горизонтов и растительного детрита.
В целом отложения триасового возраста представлены преимущественно озерно-аллювиальными и лагунными фациями, формировавшимися в условиях аридного климата.
С триасовым периодом связана эпоха интенсивного траппового вулканизма. Лавовые и туфовые извержения устанавливаются в бортовых частях бассейна осадконакопления в разные моменты триасового этапа развития (Приновоземельская ступень). В Восточно-Баренцевском мегапрогибе в целом предполагается широкое развитие трапповой формации, признаком которой является аномальное поведение сейсмических горизонтов Aj и Аг, прослеживающихся в его центральных частях. Их поверхность создает характерные бугристые формы высотой до 100-200 м, образующие сложный рельеф внутри полого залегающей толщи. Зона, проницаемая для магматических расплавов, охватывает полосу шириной до 200 км и простирается на 1200 км вдоль о. Новая Земля от северной его оконечности до широты, где происходит резкое изменение ее простирания. Распределение толщин верхнетриасовых отложений, залегающих над магматогенными массивами, контролировалось топографией подстилающего рельефа, неоднородность которого была обусловлена наличием вулканогенных построек.
Этап накопления юрского комплекса, заключенного между сейсмическими горизонтами Б и В, сохраняет общие черты развития триасового времени. Разрезы юрских отложений изучены в скважинах, расположенных в центральной и западной частях Южно-Баренцевской впадины и Лудловской седловины.
С юрским этапом связано дальнейшее опускание региона, более интенсивное в поздней юре. Однако оно характеризовалось неравномерностью, одни участки интенсивно углублялись, другие испытывали лишь замедленное опускание. В результате в пределах Северо -25 Баренцевской и, особенно, Южно-Баренцевской впадин возникли полуизолированные вытянутые грабенообразные троговые прогибы, сочлененные выступами, седловинами и валообразными зонами поднятий (Восточно-Федынский; Гусиноземельский и др.) Общее простирание бортов Южно-Баренцевской впадины сохраняется прежним.
Корреляция разрезов триасовых отложений
Корреляция разрезов триасовых отложений проводилась (по линии 1-І) по скважинам, пробуренным в сводовых частях месторождений Северо-Кильдинское, Мурманское, Песчаноозерское и на Куренцовской перспективной структуре.
При выборе комплекса геофизических исследований скважин для литологического расчленения разрезов акцентировалось внимание на составе и свойствах горных пород. Для триасового терригенного разреза, состоящего из обломочных пород с редкими (менее 5%) прослоями карбонатов, которые по результатам бурения оказались непродуктивными, оптимальным является следующий комплекс ГИС - кавернометрия (KB), метод потенциалов собственной поляризации (ПС), микробоковой каротаж (МБК), боковой каротаж (БК), индукционный каротаж (ИК), гамма-каротаж (ГК), гамма-гамма плотностной каротаж (ГГКп), нейтронно-гамма каротаж (НТК) и акустический каротаж (АК). Направление сопоставления кривых ГИС (стандартный каротаж - KB, СП, БК, ГК) с запада на восток по линии скважин Северо-Кильдинская (скв.80) - Мурманская (скв.24) Песчаноозерская (скв.17) - Куренцовская (скв.1) приведено на рисунке 2.1.
Кровля триасового сейсмостратиграфического комплекса (ССК) прослеживается в волновом поле на временах 0,3-4 с и выходит на дно моря в северной части Приновоземельской зоны дислокаций. Средние скорости в комплексе изменяются в пределах 2,35-2,86 км/с, пластовые - 3,5-3,75 км/с. На акваториальном продолжении Печорской синеклизы средние скорости ССК плавно возрастают от кровли к подошве от 1,98 до 2,7 км/с, пластовые скорости в среднем составляют 2,97 км/с.
Нижняя граница ССК характеризуется трансгрессивным (в направлении с севера на юг) залеганием отложений триаса на поверхность пермских образований. Верхняя граница ССК на большей части региона представлена эрозионной поверхностью. Глубина эрозионного среза уменьшается с юга на север и с запада на восток. В целом волновая картина триасового ССК представлена слабо- и среднеинтенсивными отражениями, непротяженными, участками бугристыми, что характерно для континентальных отложений. Мощность комплекса 0,3-3,5 км
Кровля триасовых отложений проводится по СОГ «Б», однако, этот горизонт не очень уверенно выделяется в центральной части Южно-Баренцевской впадины, где отражение от магматогенных тел (траппов) стратиграфически смещается вверх по разрезу. Подошва триасовых отложений фиксируется по СОГ «Ai». При корреляции разреза учитывались эти сейсмоотражающие горизонты, возрастные геологические границы, определенные при изучении керна и шлама в пробуренных скважинах. Данные по указанным объектам приведены в таблице 2.1.
Комплексная геолого-геофизическая корреляция позволяет составить представление о характере изменения литолого-стратиграфического расчленения триасового разреза и распространении в нем газонасыщенных пластов и пород-покрышек (рисунок 2.2). В качестве опорных разрезов приняты разрезы скважин на месторождениях Песчаноозерское и Тарское на острове Колгуев и на Мурманском месторождении. В рассматриваемом разрезе выделены реперные пласты R] и R2, наиболее уплотненные глинистые породы-флюидоупоры.
Разрезы триасовых отложений, изученные на острове Колгуев, Мурманском месторождении и на морском продолжении Печорской синеклизы, обнаруживают большое сходство литологического состава и ритмичность, главным образом верхнетриасовых отложений.
Изученный разрез нижнего и среднего триаса на острове Колгуев мало отличается от разрезов на побережье.
Граница нижней юры - верхнего триаса фиксируется по подошве песчаников (рисунок 2.2). В верхнем триасе резко происходит увеличение показаний ПС и ГК. Разрез характеризуется чередованием глинисто-аргиллитовых и песчано-алевритовых пород, причем содержание песчаных фракций достаточно высокое - коэффициент песчанистости на Северо-Кильдинском месторождении составляет 0,34, на Мурманском - 0,22-0,39, а на Куренцовской структуре - 0,38.
Среднетриасовые отложения вскрыты во всех рассматриваемых скважинах. Содержание песчанистой фракции в среднем триасе достаточно низкое - не более 18%, кроме Мурманского месторождения, на котором эта величина достигает 32%. Отложения среднего триаса имеют достаточно широкое распространение, но меньшее, чем верхнетриасовые.
Нижнетриасовые отложения вскрыты полностью в трех скважинах (см. рисунок 2.2), кроме скв. №1 на Куренцовской структуре. Чаркобожская свита начинается с базального конгломерата и песчаник в основании, а выше переслаиванием глин, алевролитов и песчаников, с преобладанием глин. Нижнетриасовые отложения относительно верхнетриасовых и среднетриасовых имеют более широкое распространение.
Отбор керна из интервала триасового разреза во всех скважинах колеблется от 85 до 100% [10].
Глинистые отложения нижнего и особенно среднего (ангуранская свита) триаса рассматриваются как регионально выдержанные и надежные флюидоупоры, отчетливо изолирующие сохранение залежей не только в триасовых, но и в верхепалеозоиских отложениях. Прямым свидетельством высокого качества покрышек служат залежи углеводородов, обнаруженные при испытании скважин - газ из нижнего триаса на Северо-Кильдинском, газ и нефть на Песчаноозерском месторождении, газ из среднего триаса на Мурманском месторождении.
Об экранирующих свойствах глинистых пород можно судить по их устойчивости к разрушению, по отсутствию трещиноватости и по гранулометрическому и минеральному составу. Также обращает на себя внимание облик красноцветных глинистых пород, для которых характерны комковатая, брекчевидная текстура. Изучение гранулометрического состава глинистых пород показало, что среди них встречаются хорошо отсортированные тонкодисперсные разности, которые приурочены к красноцветам. Состав глинистых минералов изменяется в довольно широких пределах: присутствует монтмориллонит (70-80%), который улучшает экранирующие свойства покрышек.
Выделение пород-коллекторов и определение их толщин в терригенных отложениях триаса выполнялось по совместным признакам кривых ГК и ПС, а также наличием глинистой корки на кривой КВ.
Поровыми коллекторами в нижне-среднетриасовой части разреза являются алеврито-песчаные породы.
Коллекторские свойства триасовых отложений на шельфе Баренцева моря оценивались во многих работах (Школа И.В. и др., 1978, 1979, 1980 гг.; Бро Е.Г. и др., 1982, 1984, 1985 гг., Ронкина 3.3. и др., 1984, 1985 гг., Пчелина Т.М. и др., 1984, 1985 гг., Таныгина И.А.и др.).
Основная часть коллекторов приурочена к песчаникам кварцево-полевошпатового состава и грауваккам. Последние преобладают в разрезах среднего и нижнего триаса.
Нижнетриасовые граувакки детально изучены на Песчаноозерской площади. Их пористость меняется от 10 до 26 % при широком диапазоне проницаемости. Для песчаников характерны интенсивные вторичные преобразования неустойчивых минеральных компонентов (калиевых полевых шпатов) и обломков эффузивов. Ртутная порометрия показала присутствие в образцах до 96% пор с размером менее 0,7 мкм. Тонкой структурой порового пространства и наличием большой доли неэффективных пор объясняется высокая остаточная водонасыщенность граувакковых коллекторов, достигающая у отдельных разностей 90 %, а также весьма слабая связь удельного электрического сопротивления (параметра пористости) с пористостью [8].
В среднем триасе продуктивные пласты установлены только на Мурманском месторождении. Они представлены переслаиванием песчано-алевритовых пород. Выделяется 3 объекта, суммарные величины общей и эффективной толщин которых составляют 125,4, м и 74,3 м соответственно. Коэффициент пористости изменяется в достаточно узком диапазоне от 0,14 до 0,19, а коэффициент газонасыщенности от 0,52 до 0,59.
В верхней части нижнего триаса на Мурманском месторождении выделяется 4-ый пласт. Он характеризуется достаточно высокими Кп=0,18 и Кг=0,58.
Комплексный анализ основных геологических критериев нефтегазоносности по отложениям триасового и юрского возрастов
На сегодняшний день установлено, что потенциально лучшей нефтематеринской толщей в Баренцевом море являются так называемые «черные глины» позднеюрского возраста. Однако, согласно результатам многочисленных работ целого ряда исследователей, на большей части площади Баренцева моря «черные глины» так и не достигли главной зоны нефтеобразования. Данный факт подтверждает крайне ограниченную возможность генерации нефтяных углеводородов юрскими «черными глинами».
Разрезы триаса, обогащенные рассеянным органическим веществом (РОВ) сапропелевого типа, занимают западные норвежские районы шельфа. В скважинах же российского сектора установлен преимущественно гумусовый тип РОВ, обусловленный континентальными и субконтинентальными условиями осадконакопления. Лишь в самой северной части акватории, возможно, существовали и морские условия, в ходе которых могли формироваться глинистые толщи (особенно в низах триаса) обогащенные сапропелевым РОВ. И хотя они могут быть отнесены к категории нефтепроизводящих [19, 21], масштабы генерации жидких УВ такими толщами невелики. Из изложенного следует, что глинистые отложения триаса и юры относятся к преимущественно газопроизводящим, о чем убедительно свидетельствуют выявленные в нижне-среднетриасовых и среднеюрских отложениях скопления газа и конденсата.
Основные геологические критерии нефтегазоносности перспективных частей разреза триасовых и юрских отложений на современном этапе состоят в учете характера пространственного распространения коллекторов, покрышек и местоположения перспективных локальных структур в пределах крупных поднятий, характеризующихся благоприятными условиями газонефтенакопления.
На начальном этапе ПРР в Баренцевом море основное внимание акцентировалось на изучении терригенных средне-нижнетриасовых отложений, поскольку они относятся к числу регионально нефтегазоносных во многих седиментационных бассейнах Арктического сектора Земли. Это привело к открытию в Баренцевом море небольших месторождений: газовых - Мурманское, Северо-Кильдинское, а также нефтяных - Песчаноозерское, Тарское (на о. Колгуев). В северной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в этих же отложениях выявлен ряд газоконденсатных и газовых (Коровинское, Кумжинское, Василковское, Хыльчуюское), нефтяных и газонефтяных (Варандейское, Торавейское, Южно-Торавейское и Наульское) месторождений. В процессе изучения этих месторождений установлено, что основными регионально распространенными породами-покрышками служат кунгуро-артинские и верхнетриасово-нижнеюрские глинистые отложения.
По направлению к погруженным частям Южно-Баренцевской впадины, где строение триасовых отложений сильно осложнено магматогенными массивами, выделяемыми по СОГ А2, вероятность обнаружения современных скоплений УВ промышленного значения снижается. В этом же направлении последовательно сокращается возможность вскрытия нижнего и нижней части среднего триаса, залегающих на глубине более 7 км. В целом эффективность ПРР на триасовые отложения оказалась невысока, так как эти отложения очень полифациальны, литологически резко изменчивы и неоднородны по коллекторским свойствам. На этом основании, а также после открытия уникального по запасам газа Штокмановского газоконденсатного месторождения в среднеюрских отложениях, триасовые отложения уже не рассматривались в качестве основного поискового объекта.
Однако, по мнению автора триасовые отложения представляют интерес для дальнейших ПРР в Южно-Баренцевской впадине.
В этой связи важное значение имеют результаты изучения фациальных условий осадконакопления триасовых отложений на разных этапах развития всего Восточно-Баренцевского мегапрогиба, изложенные в главе I.
С триасовым этапом связаны наиболее грандиозные опускания в развитии Восточно-Баренцевского мегапрогиба. Общая толщина терригенных триасовых отложений достигает во впадинах 7-9 км. При этом в разрезе среднего и верхнего триаса имели место морские условия осадконакопления [45].
Практический интерес в качестве основного поискового критерия представляет тот факт, что перечисленные выше месторождения углеводородов, выявленные в континентальных триасовых отложениях Печорской и Южно-Баренцевской впадин, расположены в непосредственной близости от мелководных морских условий осадконакопления.
Зона перехода от континентальных фаций к морским содержит большое многообразие седиментационных ловушек [3]. В связи с этим, в триасовых отложениях будут широко развиты стратиграфические ловушки, образовавшиеся в результате срезания песчаного пласта поверхностью эрозии и последующего перекрытия ее непроницаемой глинистой толщей. Такого типа ловушки уже выявлены в Долгинской зоне, и могут быть встречены в восточной части Печорской впадины, граничащей с зоной Предновоземельского краевого прогиба.
Особенности геологического строения, а также данные, полученные при бурении скважин ( в том числе на островах архипелагов Шпицберген, ЗФИ и на о.Эдж), свидетельствуют о возможном наличии в этом комплексе месторождений нефти в прибортовых частях Северо-Баренцевской впадины (в Центрально-Баренцевской зоне поднятий и на Лунинском выступе).
Анализ палеотектонических и фациальных обстановок позволяет предполагать, что в триасовых отложениях морского генезиса, развитых преимущественно в пределах Южно-Баренцевской и Северо-Баренцевской нефтегазоносных областей, будут обнаружены преимущественно месторождения газа.
С учетом вышеизложенного составлена схематическая карта геологических критериев нефтегазоносности средне-нижнетриасовых отложений в Восточно-Баренцевском мегапрогибе (рисунок 3.1), на которой выделены зоны и участки наиболее вероятного нефте- и(или) газонакопления, представляющие интерес для дальнейших поисково-разведочных работ.
В Северо-Баренцевской впадине среди таких объектов можно указать Альбановскую седловину, Восточно-Персейский выступ и юго-западную часть Лунинского выступа.
В пределах Центрально-Баренцевской зоны поднятий к их числу можно отнести Годинский и Восточно-Ферсмановский выступы.
В Южно-Баренцевской впадине перспективны Гусиноземельский выступ и юго-восточная часть Куренцовской ступени.
Следует отметить также, что триасовые отложения могут представлять поисковый интерес и в зоне совместных интересов России и Норвегии - в пределах свода Федынского [28,44].
На втором этапе изучения нефтегазоносности недр Южно-Баренцевской впадины изучались вышележащие юрские отложения. История формирования юрского комплекса в Восточно-Баренцевском ГНБ связана с влиянием Атлантического океана, которое осуществлялось через ряд глубоких прогибов, расчленяющих Центрально-Баренцевскую зону поднятий. Области суши располагались в пределах Балтийского щита, Свальдбардской антеклизы, центральной части Центрально-Баренцевской зоны поднятий и Земли Франца-Иосифа. Это были основные области сноса обломочного материала, дополнительный снос происходил с участков крупных поднятий - Восточно-Персейского выступа, свода Федынского и других, где юрские отложения полностью или частично размыты.
Оценка перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений и рекомендации по дальнейшим ПРР
Из предыдущих глав очевидно, что при современной геолого-геофизической изученности шельфа Баренцева моря возможно:
- обосновать выделение в разрезе мезозойских отложений регионально продуктивных и перспективных пород-коллекторов и перекрывающих их покрышек;
- судить о геологическом строении крупных зон поднятий (сводов, валов, выступов, седловин), представляющих собой установленные или предполагаемые зоны газонефтенакопления и выявленных в них перспективных структур-ловушек;
- определить характер пространственного изменения основных критериев газонефтеностности продуктивных частей рассматриваемого разреза и, тем самым, оценить перспективы газонефтеносных мезозойских отложений в регионе.
Восточно-Баренцевская НГП характеризуется в целом поздней тепловой активизацией. В ней развиты триасовые трапповые комплексы, которые подстилаются мощными палеозойскими осадочными образованиями, а перекрываются менее мощными мезозойскими и кайнозойскими. Из-за высокого теплового воздействия зоны поднятий перекрывающие мезозойские отложения должны быть преимущественно газонасыщенными, о чем свидетельствует открытие здесь Штокмановского, Ледового и Лудловского месторождений в средней юре, а также Северо-Кильдинского, Мурманского и Песчаноозерского месторождений в триасе [22].
В плане нефтегазогео логического районирования Восточно-Баренцевский мегапрогиб расположен в Восточно-Баренцевской НГП [2]. В пределах последней выделяются:
Северо-Баренцевская ВНГО - эта крупнейшая область расположена в пределах Северо-Баренцевской впадины. Кровля палеозойских карбонатов опускается здесь до глубины 13 км, и основные перспективы связываются с карбонатными палеозойскими (в прибортовых выступах) и терригенными триасовыми, юрскими и, возможно, меловыми отложениями.
Адмиралтейская ВНГО - расположена в северо-восточной прибортовой части НГП. Перспективны здесь палеозойские (нижнепермско-каменноугольные карбонатные) отложения.
Южно-Баренцевская НТО характеризуется толщей фанерозойских отложений толщиной до 20 км. Нефтегазоносность связывается в основном с верхнепалеозойским карбонатным комплексом отложений в прибортовых частях впадины, а также с терригенными триасовыми и юрскими отложениями. Большая часть объема осадочного выполнения впадины приходится на триас-раннеюрские отложения.
Центрально-Баренцевская ПНГО рассматривается как область возможного газонефтенакопления. Перспективы здесь могут быть связаны с верхнепалеозойскими и мезозойскими отложениями.
Кольско-Канинская ВНГО - рассматривается как область возможного нефтегазонакопления. Перспективы здесь могут быть связаны с верхнепротерозойскими и кайнозойскими отложениями.
В пределах Южно-Баренцевской НТО выделено два перспективных газонефтеносных района: Восточно-Федынский газоносный на севере и Мурманско-Кильдинский газонефтеносный на юге. В этих районах выделены крупные перспективные зоны нефтегазонакопления (ЗНГН), представляющие основной интерес для дальнейших ПРР [18, 30].
В Восточно-Федынской и Лудловской ЗНГН выявлены крупнейшее Штокмановское газоконденсатное и крупные Ледовое газоконденсатное и Лудловское газовое месторождения, а также Западно-Штокмановская и Западно-Лудловская перспективные локальные структуры - пластовые сводовые ловушки. В юго-восточной части Федынской ЗНГН выявлено газовое месторождение Северо-Кильдинское и перспективные локальные структуры такие как Центральная, Восточная, Западная, Южная.
В Демидовско-Ферсмановской ЗНГН выявлены такие крупные перспективные структуры как Демидовская и Ферсмановская.
Наконец, в Мурманско-Куренцовской ЗНГН выявлено Мурманское газовое месторождение и пять локальных структур.
Первые две и последняя ЗНГН расположены в пределах Южно-Баренцевской впадины (одноименной газонефтеносной области), а две остальные - в Центрально-Баренцевской зоне поднятий (одноименной перспективной нефтегазоносной области).
В недрах Восточно-Федынской ЗНГН, приуроченной к одноименному выступу, перспективны не только терригенные среднеюрские отложения, продуктивность которых установлена на Штокмановском и Ледовом ГКМ, но также терригенные триасовые отложения (особенно в ее юго-западной части, примыкающей к Центрально-Баренцевской зоне поднятий). Здесь вероятно выявление газоконденсатных месторождений, причем содержание стабильного конденсата в газе вниз по разрезу будет возрастать. Глубины залегания перспективных триасовых отложений в пределах этой ЗНГН возрастают в северо-восточном направлении от 1500 м до 4300 м.
В недрах Федынской ЗНГН, приуроченной к одноименной зоне поднятий сводового типа конседиментационного развития предполагается перспективность в широком возрастном диапазоне от палеозойских до мезозойских отложений включительно. Среди палеозойских отложений наибольший интерес представляют карбонатные нижнепермско каменноугольные и терригенные верхнепермские отложения, а в мезозойском разрезе - терригенные триасовые и в меньшей степени юрские отложения, частично отсутствующие в гипсометрически высоких частях структур.
В мезозойских отложениях вероятно преимущественное выявление газовых месторождений, а в палеозойских - нефтяных. Глубины залегания перспективных верхнепермско-каменноугольных отложений в пределах поднятия изменяются от 3000 до 3750 м.
Демидовско-Ферсмановская ЗНГН рассматривается как перспективная нефтегазоносная зона, в пределах которой выявлены такие крупные перспективные структуры как Демидовская, Ферсмановская. На структуре Ферсмановская была пробурена параметрическая скважина, испытание которой проведено не было. Эти структуры расположены в участке, непосредственно примыкающем к Лудловской седловине. Верхнеюрский флюидоупор в этом участке тектонически не нарушен. В результате проведенного прогнозирования нефтегазоносности этих структур получено обоснование возможного обнаружения залежей газа в пластах Юо иЮНа Ферсмановской структуре, а также в пласте Юо (и возможно в Юо) на Демидовской структуре. Глубина залегания верхнетриасовых отложений 1300-1550 м.
Результаты качественной оценки перспективности мезозойских отложений Баренцевоморского шельфа отражались на комплексной схематической карте геологических критериев нефтегазоносности средне-нижнетриасовых и среднеюрских отложений (см. рисунок 3.3).
Границам участков разной степени перспективности на карте перспектив нефтегазоносности соответствуют границы наиболее существенных пространственных изменений комплекса качественных и количественных характеристик выявленных критериев нефтегазоносности или определенных сочетаний [20].
На картах качественной оценки перспектив нефтегазоносности принято выделять участки пяти групп перспективности:
1) высокоперспективные (наиболее благоприятные сочетания основных критериев нефтегазоносности);
2) перспективные (при общем благоприятном сочетании основных критериев нефтегазоносности отдельные из них уступают по своим качественным или количественным характеристикам аналогичным критериям на соседних участках);
3) малоперспективные (малоблагоприятное сочетание основных критериев нефтегазоносности - низкие коллекторские свойства пород, или недостаточно удовлетворительные условия для формирования или сохранения скоплений углеводородов и т.д.);
4) с невыясненной перспективностью (основные критерии нефтегазоносности изучены недостаточно);
5) бесперспективные (весьма неблагоприятное сочетание основных критериев нефтегазоносности - оцениваемый литолого-стратиграфический комплекс в разрезе осадочных отложений либо отсутствует, либо лишен коллекторов или покрышек, либо находится в зоне гипергенеза или других неблагоприятных условиях).
