Прогноз нефтегазоносности палеозойско-мезозойских отложений Баренцевоморского региона России
И.Д.ПОЛЯКОВА,
д.г-м.н.,
главный научный сотрудник Геологический институт РАН
В.И.БОГОЯВЛЕНСКИЙ,
член-корреспондент РАН, д.т.н., профессор, заместитель директора по науке, заведующий лабораторией «Шельф»
vib@pgc.su
Т.А. БУДАГОВА,
к.т.н., старший научный сотрудник
А.Н. ДАНИЛИНА
старший инженер
Институт проблем нефти и газа РАН
Проанализированы геохимические и термобарические характеристики нефтегазоматеринских отложений Баренцева моря и сопредельной суши. Обоснована потенциальная нефтегазоносность крупных объектов в карбонатной толще палеозоя.
PROGNOSIS OF THE PALEOZOIC-MESOZOIC OIL-GAS-BEARING DEPOSITS IN THE BARENTS SEA REGION OF RUSSIA
I. POLYAKOVA, Geological Institute
V. BOGOYAVLENSKY, T. BUDAGOVA, A. DANILINA, Oil and Gas Research Institute of Russian Academy of Sciences
Geochemical and thermobaric characteristics of oil-gas bearing deposits of the Barents Sea Region and adjacent onshore are analyzed. Potential oil-gas bearing of large uplifts in the Paleozoic carbonate thickness is grounded.
Key words: Barents Sea Region, reservoir and oil-gas maturity properties of rocks, thermobaric conditions, geochemical indicators of organic substance
Нефтегазоносность российского сектора Баренцева моря и сопредельной арктической суши, образующих Ба-ренцевоморский регион, связана с Вос-точно-Баренцевским и Тимано-Печорским нефтегазоносными бассейнами (НГБ), характеризующимися высокими ресурсными показателями.
С востока регион ограничен Пайхойско-Новоземельским и Уральским покровно-складчатыми поясами, на западе его отделяет от норвежской акватории группа крупных подводных поднятий, на севере располагается Земля Франца-Иосифа. Осадочное заполнение обоих НГБ составляют терригенно-карбонатный (ордовик - нижняя пермь) и терригенные (пермь - мезозой) комплексы, общая мощность которых достигает самых больших значений (20 -22 км) в южной части Восточно-Баренцевс-кого НГБ. В пределах региона выделяются крупные тектонические элементы: Южно- и Северо-Баренцевская впадины с Лудловс-ко-Штокмановской седловиной между ними. Борта бассейна сформированы положительными нефтегазоперспективными, по мнению многих специалистов [1, 2, 3 - 7 и др.], структурами, среди которых наиболее крупные: Адмиралтейский вал на восточном склоне, свод Федынского и поднятия Центральной Банки, Година, Персея и др. на западном.
Большая часть площади западного борта НГБ находилась в так называемой серой зоне - спорной территории между Россией и Норвегией, где существовал длительный двухсторонний мораторий на изучение и освоение нефтегазовых ресурсов. После
вступления в силу в 2011 г договора о разделе «серой зоны» исследования ее потенциальной нефтегазоносности значительно активизировались с норвежской стороны. По заказу Норвежского нефтяного директората (NPD) в 2011 г. были проведены сей-сморазведочные работы 2D в объеме около 11,5 тыс. км, а в России было принято решение о выдаче лицензий на право недропользования всей российской части бывшей «серой зоны» ОАО «НК «Роснефть».
В Восточно-Баренцевском НГБ открыты газоконденсатные и газовые месторождения с залежами в юрском и триасовом терригенных комплексах. Среди этих месторождений - уникальное Штокмановское (3,9 трлн м3 газа и 50 млн тонн конденсата), четыре крупных - Ледовое, Лудловское, Лу-нинское и Мурманское, а также среднее -Северо-Кильдинское, расположенное у юго-восточного подножия гигантского (около 10 тыс. км2) свода Федынского (рис. 1, [1]). Баренцево море в районе данного свода не замерзает, кроме того, оно находится в два раза ближе к побережью Кольского полуострова, чем Штокмановское месторождение, что делает его одним из наиболее привлекательных объектов новых нефтегазо-поисковых работ. Судя по результатам бурения скважин Северо-Кильдинская-80 и 82 (забои 3326 и 4124 м), в триасовых отложениях имеются хорошие глинистые покрышки, а в нижнетриасовых и палеозойских отложениях свода Федынского следует ожидать аномально высокие пластовые давления (АВПД), что повышает перспективы обнаружения крупных залежей углеводородов (УВ).
В Тимано-Печорском НГБ основные тектонические элементы арктического блока суши (Печоро-Колвинский авлакоген, Хорейверская впадина, Варандей-Адзъвинс-кая структурная зона, Предновоземельский краевой прогиб) продолжаются в Печорское море, являющееся мелководным продолжением Баренцева моря. В бассейне открыто около 250 месторождений УВ, среди которых преобладают нефтяные, связанные преимущественно с девонскими и каменноугольно-нижнепермскими терри-генно-карбонатными отложениями. В последнее время промышленная нефтеносность установлена также в толщах ордовика и силура. На акватории открыт ряд крупных и средних нефтяных и газонефтяных месторождений, включая Долгинское, Приразломное, Варандей-море, Ме-дынское-море и Северо-1уляевское.
Многочисленные находки нефте- и битумопроявле-ний на архипелагах Новая Земля, Земля Франца-Иосифа и Шпицберген создают предпосылки для более детального изучения островов и их склонов.
Целью данной работы является анализ геохимических характеристик органического вещества (ОВ) нефтегазо-материнских отложений, составление шкал и карт катагенеза ОВ по различным стратиграфическим уровням осадочного заполнения бассейнов, уточнение перспектив нефтегазоносности терригенно-карбонатного и терриген-ных комплексов Баренцевоморского региона России.
НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ
Их выделение в осадочном разрезе производится по содержанию органического углерода (Сорг) и битумои-дов (Бхл) в породах, типу и водородному индексу (Н1) рассеянного ОВ, которые определяются комплексом геохимических методов. Нефтегазоматеринские отложения Тимано-Печорского (суша и море), в меньшей степени Восточно-Баренцевского НГБ и на островах архипелагов Новая Земля и Франца-Иосифа диагностировались в работах [4,8]. Приведенные данные использовались нами при анализе углеводородного потенциала осадочного чехла всего Баренцевоморского региона.
Обзор нефтематеринских свойств отложений начнем с терригенно-карбонатного комплекса палеозоя, который относительно хорошо изучен в наземной части Тима-но-Печорского НГБ. Самые качественные нефтемате-ринские горизонты зафиксированы в разрезе девона-нижнего карбона, в котором идентифицированы углеродистые карбонатно-кремнисто-глинистые горизонты собственно доманика, доманикитов и субдоманикитов с ОВ I и II типов (по Ван-Кревелену) и весьма высоким Н1 (200-500 мгУВ/гСорг). В доманике и доманикитах
среднее содержание Сорг составляет 4,95, а в прослоях - 30%, Бхл изменяется от 0,008 до 1,6%. В субдо-маникитах р,1, D2, С^) ОВ распределено неравномерно: концентрации Сорг варьируют от десятых долей до 20% при средних значениях 0,4 - 1,0%, а содержания Бхл изменяются в диапазоне 0,002 - 0,9%. В синбитумоидах максимумы н-алканов в диапазоне С15-С19, отношения пристана к фитану, часто равное 1,0 - 1,5, а также состав биомаркеров подтверждают, что ОВ доманикитов имеет планктоногенное происхождение и накапливалось в восстановительных условиях глубоководного моря.
Другие нефтегазоматеринские горизонты обладают более слабыми генерационными возможностями. Выявленные в карбонатном разрезе силура относительно обогащенные ОВ темноцветные пачки пород ^1, S2) характеризуются средними содержаниями Сорг 0,35% и содержаниями Бхл, варьирующиися в диапазоне 0,002 -0,08%. В отложениях нижней перми, где распространено
Рис. 1. Свод Федынского по кровле домеловых отложений
ОВ II и III типов, содержания ОВ повышены в P1ar (Сорг - 0,04 - 3,04, Бхл - 0,006 - 0,07%) и P1k (Сорг - 0,2 - 25,0%, Бхл - 0,03 - 0,06%) ярусах за счет значительного присутствия гумусового детрита. Особенно это касается угленосного кунгурского яруса [8].
В Печороморском блоке Тимано-Печорского НГБ получили пространственное продолжение нефтематеринс-кие горизонты силура, верхнего девона-нижнего карбона и нижней перми. Горизонты доманикитов и субдоманикитов, вскрытые и изученные в разрезах площадей Дресвянской, Песчаноозерской, Медынское-море, характеризуются осредненными концентрациями Сорг в известняках - 0,6 - 1,0% и аргиллитах - 0,1 - 3,5. В неф-тегазоматеринских горизонтах нижней перми, изученных в разрезе месторождений Варандей-море, Северо-1уля-евское, Северо-Долгинское, Мурманское, ОВ имеет смешанный сапропелево-гумусовый и гумусово-сапропеле-вый состав и относится к II/III типу. Это подтверждается распределением н-алканов в битумоидах, на хроматог-раммах которых прослеживаются два пика: один приходится на С17 и С18 другой - на С27-С29 О значительном присутствии гумусового ОВ свидетельствует преобладание пристана над фитаном в два раза [4]. Концентрации Сорг в карбонатных глинах ассельского и сакмарского ярусов варьируют от 0,6 до 0,8% , достигая максимальных значений в 2,0%. Средние содержания Сорг в глинах и алевритистых глинах артинского и кунгурского ярусов изменяются в диапазоне 0,4 - 1,2%. В средне-верхнетриасовых глинистых отложениях Северо-Кильдинской площади Сорг изменяется от 0,15 до 1,17%.
Нефтегазоматеринские отложения терригенных комплексов мезозоя изучались в Тимано-Печорском, Вос-точно-Баренцевском бассейнах и в разрезах Земли Франца-Иосифа. Палеогеографические реконструкции бассейнов триаса [5, 6] позволили наметить возможное местоположение глубоководных зон с глинистыми отложениями, содержащими сапропелевое и гумусово-сапро-пелевое ОВ (II и II/III типы). В раннем триасе глубоководная зона находилась в депоцентре Южно-Баренцевской впадины, в среднем триасе она переместилась на север и стала занимать Северо-Баренцевскую впадину и район Земли Франца-Иосифа. В глубоководных отложениях среднего триаса преобладают темно-серые и черные битуминозные аргиллиты со средними содержаниями Сорг 1,6 при максимальных значениях 11%. Изученные на Шпицбергене эти отложения содержат ОВ II типа и обладают высоким нефтематеринским потенциалом (S1+S2 достигает 57 мгУВ/г породы). В их битумоидах максимум в распределении н-алканов соответствует С15, что подтверждает сапропелевую природ
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.