Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Геолого-геохимические условия формирования нефтегазоносности Штокмановско-Лунинской мегаседловины

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геолого-геохимические условия формирования нефтегазоносности Штокмановско-Лунинской мегаседловины"

На правах рукописи

0034563ЬВ БОЛЬШАКОВА Мария Александровна

ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ШТОКМАНОВСКО-ЛУНИНСКОЙ МЕГАСЕДЛОВИНЫ

Специальность 25.00.12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва,

2008 г. 0 5 ДЕК *

003456358

Работа выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета Московского государственного университета имени М.ВЛомоносова

Научный руководитель: Кандидат геолого-минералогических наук,

доцент Кирюхина Тамара Алексеевна

Официальные оппоненты: Доктор геолого-минералогических наук,

Защита диссертации состоится 5 декабря 2008 г. в 14 час. 30 мин. на заседании совета Д 501.001.40 по защите докторских и кандидатских диссертаций при Московском государственном университете имени М.В.Ломоносова по адресу: 119991, Москва, ГСП-1, Ленинские горы, Главное здание МГУ, геологический факультет, аудитория 829.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке геологического факультета МГУ имени М.В.Ломоносова (Главное здание МГУ, сектор «А», 6 этаж).

Автореферат разослан 5 ноября 2008 г. Ученый секретарь

профессор Гончаров Иван Васильевич Доктор геолого-минералогических наук Захаров Евгений Владимирович

Ведущая организация: ООО «Газфлот»

диссертационного совета

Карнюшина Е.Е.

Актуальность работы. Шельф Баренцева моря - один из самых перспективных на нефть и газ регионов России. Акватория большей части Баренцева моря (включая Печорское) характеризуется наиболее высоким уровнем изученности среди морей российской Арктики, и все же этот район остается малоизученным. Пробуренные скважины редко вскрывают палеозойские отложения. Подавляющее большинство работ, проводимых на акватории, геолого-геофизического плана и они, в основном, направлены на выявление структур в верхней части осадочного чехла. Геохимические исследования проводились только на отдельных месторождениях и изучались прежде всего физико-химические свойства флюидов, редкие исследования посвящены изучению нефтегазоматеринских пород.

Данная работа - попытка обобщить имеющийся геолого-геохимический материал, дополнить его новыми геохимическими данными, и на основе этого реконструировать историю формирования нефтегазоносности изучаемого района с использованием современных аналитических методов и компьютерных технологий.

Цель и задачи исследования. Цель исследований состояла в выявлении условий формирования нефтегазоносности мезозойских отложений Штокмановско-Лунинской мегаседловины и прогнозе качества УВ флюидов Баренцевоморского шельфа (БМШ) на основе анализа геохимических особенностей отложений осадочного чехла и флюидов.

Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи:

1. Обобщение материала о геологическом строении и эволюции региона.

2. Выделение нефтегазоматеринских пород в разрезе отложений.

3. Оценка генерационных возможностей нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) с учетом их катагенетического преобразования.

4. Выявление современных очагов нефте- и газогенерации.

5. Реконструкция условий формирования нефтегазоносности (с учетом геохимической характеристики флюидов и с привлечением пакета прграмм по бассейновому моделированию).

Научная новизна. Проведены геохимические исследования нефтематеринских отложений и флюидов Баренцевоморского шельфа (БМШ) на современном аналитическом уровне и выявлен дифференцированный характер распространения нефтематеринских толщ на БМШ .

Впервые установлено наличие нефтегазоматеринских толщ в нижне- и верхнетриасовых отложениях на локальных участках БМШ.

Обосновано участие верхнеюрских отложений БМШ в формировании флюидов Штокмановско-Лунинской мегаседловины (ШЛМС).

Для оценки нефтегазоносности отложений БМШ впервые применен метод бассейнового моделирования с использованием пакета программ «Ternis», в результате построена геолого-геохимическая модель формирования нефтегазоносности отложений БМШ. Модель подтвердила выводы о степени катагенетического преобразования, сделанные на основе аналитических данных, и дала возможность судить о процессах миграции и аккумуляции УВ.

В работе защищаются следующие основные положения:

1. Основной нефтегазогенерирующей толщей Баренцевоморского шельфа являются среднетриасовые отложения анизийского яруса, имеющие широкое распространение на БМШ. Качественный состав ОВ меняется по площади от гумусового на юге до сапропелево-гумусового на севере и северо-западе БМШ. Катагенез ОВ широко варьирует и фиксируется на градациях от ПК до АК. Впервые установлено наличие прослоев с хорошими нефтегазоматеринскими свойствами в нижне- и верхнетриасовых отложениях.

2. Верхнеюрские «черные глины», широко распространенные на БМШ, обладают хорошими нефтематеринскими свойствами (TOC до 20%, кероген типа II). Они находятся на стадии катагенеза от ПК1.3 до МКь Повышенная концентрация ОВ нефтематеринских толщ такого типа способствует развитию процессов генерации УВ на ранних стадиях катагенеза.

3. Формирование нефтегазоносности Штокмановско-Лунинской мегаседловины (ШЛМС) происходило в основном за счет триасовых нефтегазоматеринских пород, что обусловило преобладание в регионе газовых залежей. Газоконденсатные залежи образовались при участии нефтяных флюидов из вернеюрских НМТ.

4. Современные очаги нефте- и газообразования на Баренцевоморском шельфе приурочены к Южно-Баренцевской (ЮБВ) и Северо-Баренцевской впадинам (СБВ) и наиболее погруженным участкам Центрально-Баренцевской зоны поднятий, где триасовые НГМТ генерируют преимущественно газовые, а верхнеюрские - нефтяные углеводороды (УВ).

Практическая значимость данной работы заключается в научном обосновании выделения очагов нефте- и газогенерации БМШ, что дает возможность ,более уверенно судить о генерации и миграции УВ, то есть повысить надежность оценки геологического риска проведения дальнейших поисково-разведочных работ и

структурах Демидовская, Медвежья, Западно-Штокмановская и Западно-Лудловская. На основе проделанной работы дается дифференцированный прогноз наличия и состава УВ на перспективных участках и локальных структурах БМШ.

Публикации н апробация работы. Предварительные результаты и основные положения работы докладывались на VIH Всероссийской научной конференции студентов, аспирантов и молодых специалистов «Геологи XXI века» (Саратов, 2007); VIII Международной конференции «Новые идеи в науках о Земле» (Москва, 2007); XIV Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов-2007» (Москва, 2007); на 23 Международной встрече по органической геохимии (Torquay, Великобритания, 2007), Arctic Geology, Hydrocarbon Resources and Environmental Challenges II (AGREE II), 6-7th September 2007 Tromsö, Norway и изложены в 8 опубликованных работах, включая тезисы и тексты докладов конференций.

Фактический материал. Работа основана на исследовании 21 образца флюидов и 48 образцов НМЛ из коллекции кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ, образцов нефтематеринских пород (НМЛ) отобранных в 2005-2007 гг. участниками Российско-Норвежской кооперации, в ходе полевых работ на арх. Шпицберген, образцов керна из скважин Штокмановского месторождения. Также в работе использована представительная база данных по геохимическим (пиролитическим и химико-битуминологическим) данным НМЛ БМШ и прилегающих территорий, основанная на литературных данных и данных, содержащихся в производственных отчетах «ВНИИОкеангеология» и ФГУП «Аркшкморнефтегазразведка».

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, семи глав и заключения. Общий объем работы составляет 143 страницы, включая 67 рисунков и 17 таблиц; библиографический список включает 69 наименований.

Благодарности. Автор искренне благодарен своему научному руководителю кандидату геолого-минералогических наук, доценту Тамаре Алексеевне Кирюхиной за многолетнюю и всестороннюю поддержку и помощь, за возможность учиться у нее, за возможность работать вместе и использовать материалы, наработанные ею за годы научной деятельности.

Данная работа выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых и хочется выразить благодарность заведующему кафедрой Михаилу Константиновичу Иванову за возможность работать с замечательными специалистами

кафедры. Автор глубоко признателен за консультации и ценные советы всем сотрудникам кафедры, особенно профессору Антонине Васильевне Ступаковой.

Автор искренне признателен сотрудникам факультета за помощь и советы во время работы над диссертацией О.К.Баженовой, И.П.Фадеевой, ЕВ.Соболевой,

A.Н.Гусевой, К.А.Ситар, М.Н.Соколовой, И.М.Натитник, Т.Н.Корневой,

B.В.Мальцеву, СИ.Бордунову, Э.А.А6ле, Е.В.Сливко, а также всем коллегам и друзьям, помогавшим этой работе состояться.

Спасибо за помощь и поддержку всем участникам Российско-Норвежской кооперации.

Отдельно хочется поблагодарить организации, любезно предоставившие материалы, которые расширили знания автора об изучаемом регионе и были использованы в данной работе: ВСЕГЕИ, ВНИИОкеангеология, МАГЭ и Севморгео.

Благодарность за помощь в освоении пакета «Ternis» автор выражает коллегам из компании Beicip-Franlab M. Сен-Жермес и Н. Бьянки.

Автор рад случаю поблагодарить своих родных и близких за понимание и поддержку.

Глава 1. История геологических исследований

В этой главе рассмотрена история геологического изучения Баренцевоморского региона. Планомерные геологические исследования на Баренцевом море начались в 60-е годы XX века и продолжаются до сих пор. Большой вклад в эти исследования внесли Ю.К.Бурлин, М.Л.Верба, И.С.Гр&мберг, Е.В.Захаров, Б.А.Клубов, Е.А.Кораго, Ю.И.Корчагина, Я.П.Малсвицкий, Ю.Е.Погребицкий, Б.В.Сенин, О.И.Супруненко, А.В.Ступакова, Э.В.Шипилов, Ю.В.Шипилькевич, А.Ю.Юнов и многие другие. Несмотря на многолетние исследования геология шельфа Баренцева моря остается малоизученной. Сложность и неоднозначность строения региона ведут к разногласиям между исследователями в вопросах тектонического районирования, эти разногласия касаются прежде всего структур и строения допалеозойских и палеозойских отложений.

Глава 2. Геологическое строение Баренцевоморского региона

В главе рассмотрено литолого-стратиграфическое строение осадочного чехла региона, его тектоническое строение и история развития на протяжении мезозойской эры.

Разрез отложений Баренцевоморского шельфа в основании сложен метаморфическими и кристаллическими породами докембрия (Шипилов, Тарасов, 1998).

Мощность осадочного чехла по данным сейсморазведки достигает 18-20 км. Для непосредственного изучения доступны образования чехла преимущественно по периферии бассейна, на островах и побережье и в немногочисленных морских поисково-разведочных скважинах. Для большей части Баренцевоморского бассейна чехол может быть достаточно грубо расчленен на три крупных литолого-стратиграфических комплекса: 1) нижнепалеозойский-ннжнепермский - терригенно-карбонатный; 2) верхнепсрмско-триасовый - терригенный; 3) юрско-меловой -терригенный.

Нижнепалеозойский-нижнепермский терригенно-карбонатный комплекс распространен по всей площади Баренцева моря, он изучен преимущественно геофизическими методами, имеет мощность от 1-2 до 5, а иногда до 10-13 км и представлен терригенно-карбонатными отложениями.

Верхнепермско-триасовый терригенный комплекс - рифтогенный комплекс осадков является основным, заполняющим прогибы Баренцевоморского региона. Максимальная мощность комплекса в Баренцевоморском мегапрогнбе 10-12 км, на остальной площади мощность составляет 2-6 км.

Верхнепермские образования сложены в низах морскими, преимущественно глинистыми, известковистыми и кремнистыми породами, а в верхах - прибрежно-морскими и угленосными толщами глннисто-алеврито-пссчи юго . состав а. В верхах местами присутствует туфогенный материал основного состава. (Арктические..., 2004).

Триасовые отложения распространены на всем БМШ. По геофизическим данным наибольшая глубина их подошвы предполагается в ЮБВ, СБВ и Северо-Новоземельской впадинах. В этих же впадинах предполагается и самая большая мощность триасовых отложений. Бурением подошва триаса в разных структурных зонах вскрыта на глубинах от 1650 м до 2620 м, мощность их колеблется от 690 до 4200 м и более по данным сейсмических исследований. Триасовые отложения выходят на дневную поверхность на всех архипелагах и островах. Они представлены терригенной толщей с прослоями и конкреционными образованиями карбонатов.

Юрско-меловой - терригенный комплекс покрывает весь шельф Баренцева моря. Глубина залегания подошвы юрских отложений в наиболее погруженной центральной части Южно-Баренцевской впадины (ЮБВ) по геофизическим данным достигает 4 км. На разбуренных площадях подошва юры вскрыта на глубинах от 626 до 3200 м

Разрез сложен слоистыми терригенными отложениями, для которых характерно чередование алеврито-песчаных и апеврито-глинистых пачек.

В конце поздней юры в условиях развития максимальной трансгрессии, нивелировки областей денудации, обусловивших дефицит обломочного материала, очень низких скоростей осадконакопления происходило накопление относительно глубоководных «черных глин» обогащенных OB.

Кайнозойские отложения. Палеогеновые отложения, сохранились в виде мощной толщи на архипелаге Шпицберген (более 3500 м) и прилегающем шельфе, а также в Нордкапском прогибе, в ЮБВ. Они представлены чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников, с пластами углей, с линзами известняков. На востоке бассейна осадки состоят преимущественно из песчанистых алевролитов.

Неогеновые отложения в акватории распространены в основном вдоль западной части южной окраины Баренцевской плиты (до 200-500 м). Неогеновые отложения представлены в основном в терригенных фациях: глинами, алевритами, частично диамиктоном, песками и галечниками

Четвертичные отложения (5-200 м) имеют повсеместное развитие, трансгрессивно перекрывают разновозрастные подстилающие породы.

В настоящее время нет общепринятого тектонического районирования Баренцевского шельфа. Тектоническое районирование, представленное в этой главе отражает концепцию A.B. Ступаковой, которая исходит из положения о том, что рассматриваемый шельф является частью древней платформы, где выделяются тектонические элементы разного порядха, которые по своему формированию характерны для древних платформ.

Кристаллический фундамент бассейнов Баренцевоморского шельфа имеет в основном архей-раннепротерозойский возраст. По характеру волнового поля и изменениям пластовых скоростей в разрезе осадочного чехла бассейнов Баренцевоморского шельфа A.B. Ступакова (200!) выделяет 3 общих для них структурных этажа, разделенных границами несогласий.

Нижний структурный этаж - рифей (Т)-палеозойский. Верхней границей его является поверхность карбонатов нижнепермско-каменноугольного возраста Структурный этаж выполнен отложениями ордовикско-девонского и каменноугольно-пермского возрастов. Рифейские отложения распространены в пределах зон развития отдельных грабенов и зон с ними сопряженных. Изучены отложения в пределах Печорской синеклизы и в зонах обрамления Баренцево-Карского шельфа, на Новой Земле, Земле Франца Иосифа, на архипелаге Шпицберген, Северной Земле и Таймыре.

Средний структурный этаж (пермо-триасовый) составляет основную часть разреза Баренцевоморского бассейна. Он отвечает обширной зоне прогибания, которая

помимо Баренцевоморского шельфа захватила, вероятно, и центральную часть Новой Земли и прилегающие районы Карского моря. Это основной структурный этаж, формирующий осадочный чехол и современный структурный план всего Баренцево-Карского шельфа. Нижней границей его является стратиграфическое несогласие и смена карбонатного осадконакопления на терригенное на рубеже артинского и кунгурского веков.

Верхний структурный этаж сложен терригенными породами юры, мела и палеоген-неогена. Юрские и меловые отложения Баренцево-Карского шельфа относятся к обширному некогда единому плитному покрову, перекрывающему различные тектонические площади. Он формировался, когда структурный план бассейнов уже был близок к современному.

В качестве наиболее крупных надпорядковых тектонических элементов выделяют: Баренцевоморскую, Печорскую синеклизы и Свальбардскую антекпизу.

В пределах надпорядковых тектонических элементов выделяются структуры первого порядка: Центрально-Баренцевская зона поднятий, Кольская моноклиналь, моноклиналь Финмарк и Южно-Баренцевская зона ступеней.

В качестве структур второго порядка выделяются многочисленные прогибы (Хаммерфест, Нордкап, Сервестнагет, Бъерная, Харстад, Тромсб, Св. Ольги, Малыгинский грабен) и валы (поднятие Лоппа, хребет Сенья, поднятие Бъярмелэнд, Демидовско-Лудловский мегавал, Штокмановская седловина, свод Федынского, поднятия Центральной банки и Ферсмана).

Кроме того, в пределах Баренцевоморского шельфа выделяются впадины, наложенные на структуры более древнего заложения в результате пермско-триасового рифтогенеза: Северо-Баренцевская (СБВ) и Южно-Баренцевская (ЮБВ).

Приподнятую субширотно ориентированную область между ЮБВ и СБВ принято называть Штокмановско-Лунинской мегаседловиной, этот термин был предложен И.С.Грамбергом. Под этим названием объединено несколько более мелких структурных элементов, а именно: Штокмановская седловина, Демидовско-Лудловский мегавал (который включает в себя Лудловскую и Лунинскую седловины и Южно-Лунинский прогиб) и Северо-Штокмановский прогиб.

История развития территории современного шельфа Баренцева моря на протяжение мезозойской эры состоит из чередования трансгрессий и регрессий. Большую часть мезозоя на БМШ господствовали морские условия осадконакопления. Море наступало, в основном с севера и северо-востока. В триасе устойчивое морское осадконакопление устанавливается лишь на севере региона (арх. Шпицберген, Земля

Франца-Иосифа (ЗФИ)). Крупная регрессия моря произошла в конце триасового периода, и на рубеже триаса и юры, практически на всей территории БМШ фиксируется перерыв в осадконакоплении.

На юге морские воды задерживаются лишь в ЮБВ и СБВ. В юре и мелу морские воды поступают с севера и со средней юры устанавливается связь с морями Западной Европы.

В течение юры море постепенно наступало и, к поздней юре практически на всей территории БМШ снова господствовало море. Трансгрессия продолжалась и в поздней юре, на большей части БМШ море было мелководным.

На рубеже юры и мела, снова началась регрессия, но она была не столь масштабна как предыдущая. В мелу море снова захватило весь БМШ. Максимум трансгрессии пришелся на альб.

На протяжении мезозойской эры на территории шельфа Баренцева моря было два крупных перерыва в осадконакоплении: на рубеже триасовой и юрской эпох (мощность эродированных пород - от 100 до 2000 м) и на рубеже мезозоя и кайнозоя (мощность -200 - 1000 м). Предюрское воздымание территории наиболее сильно проявилось в южной и юго-западной частях шельфа, а предкайнозойское поднятие затронуло большей частью центральную, субширотную область БМШ.

Глава 3. Нефтегазоносность Баренцевоморского шельфа

В пределах БМШ выделяются: Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн (НГБ) (его экваториальное продолжение), Баренцевоморский НГБ и Свальбардский НГБ.

В разрезе выделяются три крупных осадочных комплекса: палеозойский терригенно-карбонатный; верхнепермско-триасовый терригенный; юрско-меловой терригенный.

Отложения палеозойского терригенно-карбонатного комплекса на доступных для бурения глубинах развиты только по периферии основных депоцентров седиментационного бассейна. Этот комплекс на экваториальном продолжении Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна содержит основную часть доказанных запасов нефти и газа и делится здесь на два самостоятельных нефтегазоносных комплекса (НГК): 1) Ордовикско-верхнедевонский (нижнефранский) нефтегазоносный комплекс; 2) Верхнедевонско (верхнефранско)-нижнепермский нефтегазоносный комплекс, каждый из которых включает в себя региональный резервуар и региональную покрышку.

Верхнепермско-триасовому терригенному комплексу, слагающему большую часть разреза рассматриваемого седиментационного бассейна, соответствует одновозрастный нефтегазоносный комплекс. Региональный резервуар комплекса объединяет алеврито-песчаные породы верхней перми и песчано-алевритовые отложения нижнего триаса. Верхняя часть резервуара включает в себя континентальные фации на юге, сменяющиеся к северу лагунно-континентальными и далее морскими фациями. Коллекторы поровые (пористость 14-16%) и порово-трещинные развиты преимущественно в верхней (триасовой) толще резервуара.

Нижняя (верхнепермская) толща резервуара на поднятиях Центрально-Баренцевское и Персея может содержать, наряду с терригенными, и карбонатные породы. В западной зоне поднятий присутствуют коллекторы с вполне удовлетворительными емкостно-фильтрационными свойствами. Такие коллекторы присутствуют и в верхнепермских отложениях на Кольской моноклинали, и в Печорской синеклизе. В зонах глубокого залегания верхнепермских отложений и в Приновоземельской структурной зоне сохранились лишь порово-трещинные коллекторы.

Флюидоупорами служат глинистые толщи среднего и верхнего триаса.

В региональном верхнепермско-нижнетриасовом резервуаре обнаружены нефтяные залежи на Песчаноозерской, Таркской и Северо-Гуляевской площадях: газовые — на Песчаноозерской, Северо-Кильдинской и Мурманской площади.

Юрско-меловой (юрско-неокомский) терригенный нефтегазоносный комплекс слагает большую часть верхнего терригенного комплекса осадочного чехла Баренцевского шельфа.

Региональным резервуаром является нижняя часть нижне-среднеюрской части юрско-мелового комплекса. Отметки кровли резервуара не превышают 2500 м, а его мощность максимальна в центральной части Южно-Баренцевской впадины, где она больше 800 м. Второй депоцентр приурочен к Северо-Баренцевской впадине, и в обеих впадинах на бортах толща характеризуется максимальной песчанистостью. В основании средней юры прослеживается достаточно выдержанная по простиранию алеврито-глинистая пачка мощностью до нескольких десятков метров, которая рассматривается как локальная покрышка для депоцентров Южно- и Северо-Баренцевской впадин. В рассматриваемом резервуаре открыты газоконденсатные залежи на Штокмановской и Ледовой площадях.

Наиболее крупные газовые и газоковденсатные залежи в юрско-меловом комплексе контролируются региональной покрышкой среднеюрско-рачпемелового возраста, представленной преимущественно алевритовыми и глинистыми породами суммарной мощностью от 300 до 800 м, также возрастающей от бортов к центру впадин. При мощности средне-всрхнеюрской части покрышки более 300 м в ней появляются алеврито-песчаные тела мощностью до нескольких десятков метров (пористость 20-25%). Скорее всего, они представляют собой конусы выноса рек. К этим существенно песчаным телам приурочены залежи газоконденсата на Штокмановской и Ледовой площадях и газа - на Лудговской площади. В качестве вероятных нефтегазоматеринских толщ для комплекса рассматриваются алеврито-глинистые породы среднего-верхнего триаса и «черные глины» верхней юры.

В верхней части юрско-мелового терригенного комплекса над неокомской региональной покрышкой иногда выделяют меловой нефтегазоносный комплекс, отложения которого широко распространены на большей части Баренцевского региона

Проницаемая часть разреза представлена в основном субугленосными толщами аптского возраста, коллекторы встречаются также в верхних частях неокома и нижнего -среднего альба. Общая мощность проницаемой части достигает 600 м, пористость-18%.

Покрышки, развитые в верхнемеловых отложениях, имеют незначительную мощность, а в районе поднятий опесчаниваются и в некоторых случаях размыты.

Продуктивность отложений не установлена, но при проходке этой части разреза повсеместно отмечались высокие газопоказания.

В норвежском секторе Баренцева моря известны две непромышленные залежи нефти в песчаниках нижнего мела во впадине Хаммерфест, кроме того в Карском море обнаружены уникальные по запасам газа и газоконенсата Русановское и Ленинградское месторождения.

В Баренцевоморском бассейне открыто пять месторождений: Мурманское, Северо-Кильдинское, Штокмановское, Ледовое и Лудловское. Первые два - газовые, они расположены по юго-западной периферии бассейна, в них продуктивен триасовый комплекс, а остальные расположены в центральной части бассейна, два из них -Штокмановское и Ледовое являются газоконденсатными, а Лудловское - газовое, в этих месторождениях продуктивен юрский комплекс.

В норвежской части Баренцева моря известны две группы небольших месторождений, пространственно связанных с пограничными зонами бассейнов Хаммерфест и Нордкап. Залежи в основном газовые, открыты в резервуарах преимущественно юрских, верхнетриасовых и в незначительной степени

нижнемеловых отложений. При этом на месторождения Сновит и Аскеллад приходится половина открытых здесь газовых ресурсов (Spenser A.M., Birkeland О., Koch J.-O., 1993).

Глава 4. Мезозойские нефтематеринскне породы Баренцевоморского шельфа

В этой главе подробно описана история геохимических исследований проводившихся на шельфе Баренцева моря. Мезозойские отложения арктического шельфа изучались такими учеными-исследователями как: В.М.Безруков, Е.Г Бро, И.Ю.Винокуров, Е.В.Гарибьян, Е.А.Глебовская, Н.К.Гудкова, А.И.Данюшевская, Т.А.Кирюхина, Б.А.Клубов, Г.Л.Корюкин, Е.А.Рогозина, Н.П.Фадеева, Т.Г.Чернова, Е.П.Шкатов, N.Arhus, P.W.Brooks, G.Elvebakk, A.F.Embry, T.L.Leith, F.Livbjerg, A.Mork, A.Nottvedt, K.R.Stewart, H.M.Weiss и др.

Исследования, которые проводились на шельфе Баренцева моря, позволяют выделить в пределах БМШ две основные мезозойские газонефтематеринские толщи -отложения среднего триаса и верхней юры. В палеозойских отложениях к нефтегазоматеринским относят породы доманикового типа верхнедевонского возраста, визейские отложения, артинско-сакмарские и кунгурские породы нижней перми.

Нами были исследованы образцы триасовых и юрских отложений архипелагов ЗФИ и Шпицберген, юрских отложений из западной (месторождение Сновит) и центральной (месторождение Штокмановское) частей Баренцева моря.

Методика исследований. НМЛ исследовались методом пиролиза Rock-Eval, битумоид экстрагировался хлороформом методом холодной экстракции, состав средней части (Сц-Сзг) битумоида анализировался методом газожидкостной хроматографии и методом хроматомасс-спектрометрии.

Результаты наших исследований (также как и результаты других исследователей) позволяют отнести к НГМТ отложения среднего триаса и верхней юры, но, кроме того, мы считаем, что отложения верхнего и нижнего триаса могут считаться HTM в некоторых районах Баренцевоморского шельфа.

Отложения нижнего триаса (оленекский ярус) характеризуются повышенным содержанием органического углерода (Сорг) в западной части БМШ (до 8%) и на арх.Земля Франца-Иосифа (до 2%). Эти отложения содержат OB типа II и III соответственно.

Среднетриасовые отложения обладают наиболее хорошими газонефтематеринскими свойствами, но их качественные и количественные характеристики различаются в пределах различных тектонических элементов.

В южной части БМШ в глинистых и глинисто-алевритистых отложениях среднего триаса содержание Сорг как правило ниже кларкового, лишь в отдельных сероцветных пластах оно достигает 2,27% и связано с повышенным содержанием детрита высших растений.

На Земле Франца-Иосифа породы среднего триаса, вскрытые скв. Нагурская на о. Земля Александры характеризуются содержаниями Сорг близкими к кларковым (максимум для аргиллитов 0,8-0,9%). Органическое вещество III типа. В групповом составе экстрактов доминируют смолисго-асфальтеновые компоненты. Степень катагенетической преобразованное™ ОВ значительно варьирует (от МК) до АК).

В восточной части архипелага Шпицберген в анизийском ярусе отдельные мощные пласты черных карбонатных аргиллитов по содержанию ОВ (Сорг до 11,4%) близки к горючим сланцам, ОВ - сугубо сапропелевого типа. Здесь отмечаются самые высокие содержания хлороформенного экстракта (до 0,68-0,85%). Содержание масел в экстракте 54,4-81,8%, состав УВ метано-нафтеновый (Бро, 1993). Эта толща среднего триаса рассматривается как нефтематеринская с высоким потенциалом генерации жидких УВ.

Практически на всей площади БМШ, кроме о. Колгуев, ОВ среднетриасовой толщи достигло зрелости, и отложения вошли в ГЗН (МК1-МК3). Повышенный уровень преобразования в центральной части Западно-Шпицбергенского прогиба и в отдельных пачках на арх. ЗФИ объясняется влиянием активных тектонических процессов и широким распространением магматических тел.

Верхнетриасовые черные глины карнийского яруса арх. ЗФИ острова Греэм-Бэлл с содержанием Сорг 2-14,3%, ОВ III типа, прослеживаются на глубине около 950 м мощностью не менее 15-20 м. Максимальные содержания ОВ достигают 58,4% и приурочены к углистым прослоям в карнийских отложениях (скв. Северная). По данным А.И.Данюшевской, (1995) в составе УВ доминирует метано-нафтеновая фракция (50-70%). Среди алканов резко преобладают Си-Си (остатки восков гидробионтов), отношение пристан/фитан (П/Ф) от 3 до 5; подобное распределение алканов и соотношение П/Ф характерно и для экстрактов из глин карнийского возраста о. Колгуев. Черные глины в карнийских отложениях присутствуют и на о. Хейса, содержание Сорг составляет 4-5%, битуминозность 0,2%, в составе битумоида доминирует ароматическая фракция.

Верхнетриасовые отложения арх. Шпицберген характеризуются содержанием ОВ до 1,5%, кероген III типа.

Катагенетическая преобразованность ОВ пород верхнего триаса варьирует от незрелого ОВ (!<<, менее 0,5%) на о. Колгуев, до зрелого 0,95-1,0%) - в центральных частях ЮБВ и СБВ и на арх. ЗФИ.

Характерной особенностью верхнеюрских отложений БМШ является присутствие в их разрезе пород, обогащенных органическим веществом. Это темноокрашенные, черные, темно-коричневые, почти черные глинистые породы с высоким содержанием ОВ преимущественно растительного происхождения, которые условно объединены под названием «черные глины». Высокое содержание ОВ (более 8%) роднит их с баженовитами Западной Сибири.

На шельфе БМ «черные глины» были установлены в обнажениях на островах, донных пробах и морских нефтегазопоисковых скважинах.

В Южно-Баренцевской впадине и в прилегающей к ней с юго-запада Кольско-Колгуевской моноклинали кровля «черных глин» находится на глубине от 1200 до 2314 м, а на шельфе Печорского моря - от 350 до 700 м. Стратиграфическое положение «черных глин» меняется по площади. На Печорском шельфе и южном обрамлении ЮБВ эти породы имеют средневолжский и возможно средне-верхневолжский возраст, а их мощность составляет около 10 м. В ЮБВ «черные глины» образуют две разновозрастные пачки - кимериджскую и волжскую. Мощность кимериджских «черных глин» достигает 20-35 м, а волжских - 40-47 м.

В кимериджских «черных глинах» содержание Сорг меняется от 12 до 16%, в хлороформениом экстракте масла составляют 23-29%, в их составе метаново-нафтеновые УВ 22-35%, по данным пиролиза в центральной части ЮБВ степень зрелости ОВ достигает уровня МК|, что согласуется с показателями преломления витринита, выделенного из выше и нижележащих толщ (Бро, 1993).

Тип керогена II, III и смешанные разности. К центральной части ЮБВ приурочен II тип ОВ, окраинам ЮБВ свойственен III тип ОВ (Арктические моря, 2004, ЬекЬ е1 а1., 1992):

В западной части БМ «черные глины» были вскрыты бурением на южном борту Нордкапского прогиба. Мощность пачки 25 м, в ее составе различаются две части: нижняя - кимериджская (мощность более 9,6 м) и верхняя - верхневолжская-берриасская (ок. 13 м). В кимериджских глинах Сорг составляет 9,7-12,0%, в верхневолжских-берриасских - 22,2-23,1%.

Далее на запад норвежского шельфа верхнеюрские «черные глины» были установлены в бассейне Хаммерфест, мощность «черных глин» составляет около 50 м.

Верхнеюрские «черные глины» распространены также на о. Западный Шпицберген. Мощность «черных глин» здесь достигает 100 м. Эт отложения представлены темно-серыми и черными аргиллитами. Последние обогащены ОВ и имеют характерную листоватую отдельность.

Содержание Сорг в верхнеюрских отложениях Шпицбергена составляет 7-12%. Отложения содержат ОВ смешанного сапропелево-гумусового состава, иногда с резким преобладанием гумусового. Мощность аргиллитов обогащенных ОВ составляет первые десятки метров. «Черные глины», выявленные в разрезах тяготеющих к западной части о. Зап. Шпицберген, где предполагается мощная зона тектонических нарушений Западно-Шпицбергенского разлома, преобразованы до градаций катагенеза МК2-4.

Содержания органического углерода в верхнеюрских отложениях центральной части Шпицбергена около 2,5%, хлороформенного экстракта - колеблется в пределах от 0,1 до 0,4 %, максимум в распределении алканов приходится на С23-С24. По литературным данным (Leith et al., 1992) экстракты из верхнеюрских глин Свальбарда отличаются высокими значениями отношения пристан/фитан (от 2 до 5), наши исследования показали отношение П/Ф порядка 1,2.

Верхнеюрские отложения Штокмановского месторождения содержат 8,3-9,4% ОВ, кероген типа П, содержание битумоида 0,57 - 0,75%, максимум в распределении н-алканов приходится на четные гомологи С18, Ç20, Сп, отношение П/Ф 0,7-0,8.

Анализ биомаркерных коэффициентов, изменяющихся в зависимости от катагенетической преобразованное™ исходного ОВ, дает результаты сходные с результатами пиролитического анализа. Наименее катагенетически преобразовано ОВ черных глин центральной части БМШ (Штокмановского месторождение).

В целом можно отметить, что наилучшими качествами обладают породы центральной и южной частей БМШ (Сорг 15-25%). Образцы с архипелагов ЗФИ, Шпицберген и Новая Земля обычно содержат от 1 до 3% органического углерода.

Результаты исследований методом Rock-Eval говорят о значительном разнообразии исходного ОВ верхнеюрских пород. ОВ катагенетически не преобразованных НМЛ представлено керогеном типов П, Ц/Ш, III (Н1>400 мг/r TOC, 200-400 мг/гТОС, <200 мг/г TOC соответственно). В центральной и юго-восточной частях БМШ наиболее широко распространен кероген типа II. В западной части БМШ преобладает кероген типа III.

ОВ характеризуется разной степенью катагенетической преобразованное™ от малозрелого (м-ния Штокмановское, Северо-Мурманское) до зрелого (арх. Шпицберген).

Верхнеюрские глины БМШ характеризуются относительно высоким содержанием хлороформенного экстракта (ХБЛ) от 0,1 до 0,5 %, достигая иногда 2%.

Таким образом, среднетриасовые отложения относятся к преимущестенно газоматеринским, а верхнеюрские - к нефтематериискнм практически на всей территории БМШ. Отложения нижнего триаса - являются нефтегазоматеринскими на севере региона (арх. ЗФИ), а на юге - газонефтематеринскими; верхнетриасовые отложения характеризуются повышенным содержанием ОВ на арх. ЗФИ.

Глава 5. Геохимическая характеристика пластовых флюидов месторождений Шток.мановско-Лунннской мегаседловнны.

В пределах ШЛМС на сегодняшний день открыто три месторождения: Штокмановское и Ледовое газоконденсатные и газовое Лудловское месторождение. Газ всех месторождений по основным показателям компонет-ного состава является сухим, метановым, низкоазотиым, бессернистым, низкоуглекислым, низкогелиеносным. Отмечается увеличение содержания в газе гомологов метана с глубиной.

Содержание стабильного конденсата в газе Штокмановского месторождения увеличивается с глубиной и составляет от 5,3 г/м3 до 14,1 г/м3. Плотность конденсатов изменяется в пределах 0,798-0,820 г/см3, температура начала кипения (н.к.) 71-85°С, конца кипения 303-315°С. Содержание серы 0,01-0,025%. В составе конденсатов присутствуют твердые парафины (от 0,01 до 0,09 %), смолы (от следов до 0,35%), асфальтены (от полного отсутствия до 0,07%) (Гудкова и др. 1990).

Целью исследования было определение условий формирования залежей Штокмановского газоконденсатного месторождения на основе детальных геохимических исследований конденсатов.

Методика исследований. Аналитические исследования, по определению индивидуальных УВ и гетероатшных соединений в конденсатах Штокмановского месторождения включали методы газожидкостной хроматографии фракций н. к. -150°С (С5-С9) и 200-500 °С (Сц-Сзг) и определение биомаркеров циклоалканового и ароматического рядов методом хроматомасс-спектрометрии.

Наибольший интерес представляет генетическая характеристика флюидов. Однако конденсаты редко содержат высокомолекулярные биомаркеры, которые являются наиболее информативными с генетической точки зрения. Поэтому основное внимание в настоящей работе уделено изучению бензиновых фракций.

Углеводородный состав бензиновой фракции конденсатов отражает природу процессов, протекающих в ходе их формирования, по нему, с определенной долей достоверности, можно судить о типе исходного органического вещества, степени

созревания, литологических особенностях вмещающих пород, фациальной обстановке, степени гипергенного изменения флюидов.

Были исследованы конденсаты Штокмановского месторождения из разных интервалов разреза скв. 1 (1920-1959м, 1954-1959м и 2212-2282м) и скв. 6 (1823-1860м) (рис. 1).

В групповом составе конденсатов преобладают нафтеновые углеводороды (4249%). Среди них доминируют циклогексаны (ЦГ), их доля составляет 28-33%. Насыщенные УВ составляют 37-40% бензиновой фракции и среди них преобладают изоалканы (24-26%). В целом, по разрезу групповой состав бензиновой фракции исследованных конденсатов Штокмановского месторождения имеет схожие параметры.

Преобладание в составе УВ нафтеновых структур может быть следствием разных причин. Некоторые исследователи (Ал.А. Петров, В.А. Чахмахчев и др.) рассматривают этот факт как показатель слабой степени зрелости исходного OB, по другим представлениям (H.H. Немченко, В.А. Скоробогатов и др.) повышенные концентрации нафтеновых структур в конденсатах могут быть следствием существенно гумусовой природы исходного OB.

Рис. 1. Схематический разрез среднеюрских отложений Штокмановского месторождения Условные обозначения: 1 -флюидоупоры; 2 - газонасыщенные коллекторы; 3 - водонасыщенные коллекторы; 4 - разломы; 5 - места отбора исследованных конденсатов; 6 - скважины.

По результатам хроматографии бензиновой фракции были рассчитаны различные коэффициенты, являющиеся индикаторами литолого-фациальных и степени его катагенетической

OB

условий формирования исходного преобразованное™,

В качестве индикаторов фациально-генетических типов исходного ОВ, В.А. Чахмахчев (2003) предлагает использовать ряд соотношений УВ бензиновой фракции. Например, морской сапропелевый тип ОВ способствует генерации УВ систем, обогащенных н-алканами, изоалканами и циклопентанами. Растительно-гумусовый тип ОВ континентальных фаций является источником повышенных содержаний в нафтидах изомеров циклогексановых УВ, аренов (бензол, толуол, изомеры ксилолов) и

насыщенных УВ с четвертичным атомом углерода в молекулах. Анализ бензиновой фракции конденсатов Штокмановского месторождения свидетельствуют о преобладании гумусового материала в исходном для них ОВ.

Для определения степени катагенетической преобразованности штокмановских конденсатов были использованы некоторые соотношения УВ, изменяющиеся в зависимости от градации катагенеза, предложенные Т.Л. Виноградовой, В.А. Чахмахчевым, К. Томпсоном (рис. 2).

На рисунке видно, что по бензиновым индикаторам преобразованности вещества, конденсаты образовались из незрелого и слабозрелого ОВ (градации ПК - МК,).

Распределение нормальных и изопреноидных алканов средней части для всех исследованных конденсатов схожее. Во всех конденсатах максимум кривой н-алканов приходится на Си - С]6 с резким снижением концентраций н-ачканов состава С^-Сгб-Среди изопренанов во всех случаях значительно преобладает пристан (ИЗ0-С19) и изо-С16.

Часто высокие значения отношения пристан/фитан связывают с наличием углистого материала в исходном ОВ. Для исследованных конденсатов эти значеши изменяются в пределах 5,7 - 12,5, что еще раз подтверждает выводы о преобладании континентальной составляющей в исходном ОВ и хорошо согласуется со значениями расчетных параметров бензиновой фракции.

Градациикатагенгза ЛС,|ПК,И МС, | МК, | МК, | МК. I ж,

Н.У. Н-вптшЛйоапгавы Цнвлвгепаныйоазвткгавы Геппногык кидст (Н,*/.) Иээгяпановьдкншк (I] 0,3 0,4 0,5 0.« 0,7 0,8 0,9 1,0 1,3 1.4 1,7 2 0.04 2.4 Ю 0.4 0.8 с_д 8.4 8^5—-, 18 22 30-60 1.7« 2.0 20-4.0

Рис. 2. Степень катагенетической зрелости исходного ОВ, по соотношениям некоторых УВ бензиновой фракции

Хроматомасс-спектрометрический анализ конденсатов показал, что гопановые УВ присутствуют в столь незначительных количествах, что их невозможно идентифицировать. Среди стсранов отмечаются только следы диастеранов. Удалось идентифицировать ароматические соединения: метилфенантрены и

метилдибензотиофены, соотношения которых используются для определения степени преобразованности исходного органического вещества

Среди соотношений ароматических соединений самым информативным является метилфенантреновый индекс (MPI-1 = 1,5 х [(2-МР) + (3-МР)] / [(Р) + (1-МР) + (9-МР)]). Этот коэффициент основан на том, что с увеличением зрелости ОВ метильные гомологи 1-МР и 9-МР преобразуются в более устойчивые 2-МР и 3-МР. Кроме того, происходит метилирование фенантрена.

Значения метилфенантренового индекса (MPI-1) были связаны со значениями показателя отражательной способности витринита (R0 %) для различных типов углей, после чего стало возможным получение расчетных значений Ro, %. В исследуемых конденсатах Штокмановского месторождения MPI-I изменяется от 0,42 до 0,54, что соответствует Ro 0,5-0,6%, то есть слабозрелому ОВ (Виноградова Т.Л. и др., 2001).

Значения параметра 4-МДБТ/1-МДБТ, основанного на разной термодинамической устойчивости гомологов одного ряда, изменяются в широких пределах от 2 (Ro около 0,6%, слабозрелое ОВ) до 6,6 (R<, около 1%, зрелое ОВ). Коэффициент нечетности CPI -близок к 1, что соответствует зрелому ОВ.

Таким образом, значения коэффициентов - индикаторов степени преобразованное™ вещества, рассчитанные для конденсатов Штокмановского месторождения по результатам хроматомасс-спектрометрии, говорят о том, что конденсаты образовались из существенно гумусового ОВ, находящегося на разных стадиях катагенеза (от слабозрелого до зрелого ОВ).

Глава 6. Моделирование процессов нефтегазообразования Штокмановско-Лунинской мегаседловины

Для района прилегающего к Штокмановско-Лунинской мегаседловине было выполнено геолого-геохимическое 2D моделирование с использованием пакета программ «Ternis» по 2 профилям, пересекающим регион в субмеридиональном и субширотном направлениях. Основой для двухмерных моделей послужили геолого-геофизические профили (1АР1 и 2АР), любезно предоставленные «Севморгео», для которых были построены литологические модели, палеопрофили для основных этапов развития бассейна, восстановлены мощности осадочных комплексов, эродированных в периоды подъема территории. В модели учитывались периоды перерыва в осадконакоплении и поднятия территории: пермский, на рубеже триаса и юры и на рубеже мезозоя и кайнозоя.

Учитывая резкую фациальную неоднородность триасовых отложений и их плохую изученность, для разных структурных элементов БМШ были использованы те параметры НГМТ, аналоги которых можно было найти в хорошо изученных регионах,

например в Тимано-Печорском бассейне. При этом учитывались сходные черты геологического строения и истории развития соседних регионов.

На рассматриваемых разрезах были выделены нефтегазоматеринские толщи, охарактеризованные содержанием Сорт, типом керогена, с соответствующим водородным индексом и химико-кинетическими параметрами реакций преобразования керогена.

Значения величин показателя отражательной способности витринита (К0,%) замеренных в скважинах на площадях региона (Арктическая, Ферсмановская, Лудловская, Штокмаловская и скв. Хейса (Земля Франц-Иосифа) и расчетными значениями Ио, полученными в результате моделирования, совпадение замеренных и расчетных современных значений Ко считались критерием корректности заданных граничных температурных условий. Кроме этого, сопоставлялись модельные величины плотности теплового потока на поверхности осадочного чехла, и величины теплового потока, замеренные в акватории.

Условия генерации УВ флюидов. Нефтегазоматеринскими отложениями на БМШ являются палеозойские, триасовые и верхнеюрские породы. Палеозойские нефтематеринские толщи, вероятно, полностью выработали свой потенциал к концу триаса

В сопредельных с ШЛМС Южно-Баренцевской и Северо-Баренцевской впадинах длительное время сохранялись условия, способствовавшие процессам генерации УВ из триасовых отложений. Мощные триасовые толщи, накопившиеся в рифтогенных впадинах, где был повышенный тепловой поток, почти повсеместно находятся в зоне катагенеза (градации МК2-МК5) (Грамберг и др., 2001).

Отложения среднего триаса на территории БМШ начали реализовыватъ свой потенциал в юрскую-меловую эпохи. К настоящему времени практически весь газонефтематеринский потенциал этих отложений реализован. Только на приподнятых участках шельфа по бортам впадин в этих толщах продолжается газогенерация.

Отложения верхней юры частично реализовали свой нефтематеринский потенциал, они вступили в ГЗН в наиболее погруженных частях БМШ (ЮБВ и СБВ) и коэффициент трансформации керогена для них составляет на сегодняшний день до 20%, в наиболее погруженных частях бассейна, пересекаемых профилем 1АР1 и около 15% - профилем 2АР.

Миграция флюидов из среднетриасовых НГМТ в наиболее погруженных частях района, пересекаемых профилями, началась в конце юры - начале мела, и шла в основном в вертикальном направлении. Под верхнеюрским флюидоупором по бортам

впадин (Малыгинский грабен, Северо-Баренцевская впадина) наблюдается изменение направления миграции на латеральное.

На современном этапе развития бассейна миграция углеводородов из среднечасовых очагов протекает в прибортовых зонах Мачыгинского грабена и Северо-Баренцевской впадины, а также на поднятиях. Причем на участках сочленения отрицательных и положительных структурных элементов преобладает латеральная миграция.

Миграция флюидов из верхнеюрских отложений на современном этапе развития идет только на участках шельфа, где эти отложения находятся на наибольшей глубине.

Штокмановско-Лунинская мегаседловина оказалась особо благоприятной дтя аккумуляции УВ зоной. Как крупное поднятие по мнению одних авторов (Борисов и др., 1995) она начала формироваться к началу средней юры, и в течение последующих 150 млн. лег вплоть до настоящего времени здесь постоянно существовала и развивалась обширная, насыщенная крупными локальными структурами, гипсометрически приподнятая область, выполняющая роль структурного барьера для мигрировавших из смежных впадин углеводородов. Другие исследователи (Грамберг и др, 2001) считают эту структуру унаследованной с палеозоя.

С одной стороны, ШЛМС служила областью нефтегазосбора по отношению к крупнейшим депрессиям - Южно- и Северо-Баренцевским впадинам, а с другой -содержала более мощный, чем на смежных поднятиях юрско-меловой комплекс отложений с наиболее емкими резервуарами и надежной верхнеюрско-нижнемеловой глинистой покрышкой. Путями миграции УВ из сопредельных впадин, помимо латеральных, служили разрывные нарушения, а время основной миграции, по-видимому, ограничено рамками кайнозойского аплифта, после завершения которого можно ожидать сохранность сформировавшихся залежей УВ (Грамберг и др, 2001).

Залежи, которые, возможно, были сформированы палеозойскими флюидами (предположительно, это должны были быть нефтяные залежи), вероятнее всего были переформированы или разрушены в результате ряда причин. Месторождения могли разрушиться в результате активизации разрывных нарушений во время кайнозойского перерыва в осадконакоплении и подъема территории БМШ. Кроме того, нефтяные флюиды могли быть вытеснены газами, которые генерировались и все еще генерируются триасовыми отложениями. Среднетриасовые отложения вступили в ГЗН в юрское время, а основная часть УВ была генерирована ими в мелу.

На сегодняшний день все открытые в пределах ШЛМС месторождения газовые и газоконденсатные.

Выполненные геохимические исследования и моделирование позволяют представить, как формировались газовые и газоконденсатные залежи ШЛМС.

Миграция УВ газов из среднетриасовой толщи в положительные структуры ШЛМС началась в юрскую эпоху. В меловое время в пределах Штокмановской и, вероятно, Лунинской седловин могли быть сформированы газовые залежи. К концу меловой эпохи началась миграция преимущественно жидких УВ из верхнеюрских отложений погруженных районов БМШ к ШЛМС, в то же зремя продолжалась миграция газов из среднетриасовых отложений. В кайнозойскую эру вероятно произошло переформирование газовых залежей в пределах Штокмановской и Лунинской седловин, они были пополнены жидкими УВ и превратились в газоконденсатные. Кроме того, положительная структура в пределах Лудловской седловины была заполнена газом, частично вытесненным из Штокмановской и Лунинской седловин, частично сгенерированным среднетриасовой толщей.

Глава 7. Перспективы нефтегазоносности Баренцевоморского бассейна.

Перспективы открытия новых месторождений углеводородного сырья в первую очередь зависят от наличия в разрезе бассейна отложений, с хорошими коллекторскими свойствами, наличия ловушек и пород-покрышек. Однако, этого не достаточно. Не случайно среди основных факторов, учитываемых при оценке геологического риска поисково-разведочных работ обязательно рассматриваются условия генерации и миграции углеводородов. Поэтому в данной работе основное внимание уделялось источнику углеводородов в осадочном бассейне - нефтегазоматеринским породам, истории их катагенетического преобразования и их характеристикам: количественной (содержание Сорт) и качественной (тип ОВ, степень преобразования).

Полученные результаты показали, что в формировании современной нефтегазоносности принимают участие палеозойские, триасовые и верхнеюрские НГМТ. На основе изучения НМТ, флюидов БМШ и построенной геолого-геохимической модели формирования нефтегазоности Баренцевоморского бассейна была построена схематическая карта современного расположения очагов нефтегазогенерации углеводородов мезозойскими НГМТ (рис. 3)

Очаги генерации УВ триасовыми газонефтематеринскими отложениями широко распространены на БМШ. Они наиболее активны в бортовых зонах крупных депрессий - ЮБВ и СБВ, где триасовые породы находятся в ГЗН и ГЗГ, в зоне Центральнобаренцевских поднятий, за исключением наиболее погруженной части Малыгинского грабена и в западной части БМШ. Таким образом, практически везде,

кроме наиболее погруженных участков Баренцевоморского бассейна, триасовые отложения продолжают вносить свой вклад в нефтегазоносностъ территории.

Верхнеюрские отложения, на большей части шельфа, относятся к потенциально нефтематеринским и лишь в наиболее погруженных частях бассейна из них уже происходит эмиссия УВ. К очагам генерации флюидов верхнеюрской НМТ можно отнести центральные части ЮБВ и СБВ, Малыгинского грабена, прогиба Хаммерфест и борта поднятия Вернадского.

Основной «работающей» толщей являются отложения среднего триаса, которые на большей части обогащены ОВ гумусового (преимущественного газогенерирующего) типа и лишь на окраинах бассейна могут давать жидкие УВ флюиды. Поэтому на БМШ вероятность газовых месторождений выше, чем нефтяных.

В бортовых частях ЮБВ состав залежей, вероятно, формируется за счет триасовых газов и верхнеюрских жидких УВ, образуя газоконденсатные смеси. Такое явление наблюдается на открытых месторождениях Штокмановское и Ледовое. То же самое можно предположить и для бортовых частей Малыгинского грабена.

В бортовых зонах СБВ можно ожидать открытия нефтяных месторождений, сформированных преимущественно из нефтяных флюидов средне- и верхнетриасовых НМТ и верхнеюрской НМТ, находящейся в ГЗН в центральной части СБВ. Если в центральной части СБВ на доступных для бурения глубинах будут обнаружены положительные структуры, то в них можно ожидать скоплений газовых флюидов, которые обеспечиваются триасовыми отложениями, находящимися в этом районе в ГЗГ. В областях «дренирующих» наиболее погруженные части бассейна ЮБВ, СБВ и Мапыгинский грабен, а именно в пределах ШЛМС можно ожидать газоконденсатные скопления, по тем же причинам, что и в бортовых частях впадин. На основании изложенного представляется возможным выделить ряд перспективных структур, представляющих практический интерес для поисково-разведочных работ. По мнению автора в целях выявления газовых и газоконденсатных месторождений в среднеюрских и триасовых отложениях указанные работы на российском шельфе целесообразно провести на структурах Вернадского, Средняя, Демидовская, Медвежья, Западно-Штокмановская и Западно-Лудловская. По данным сейсморазведки (Захаров и др., 2004) геологическое строение мезозойской части разреза этих структур имеет сходство с месторождениями Штокмановское, Ледовое, Лудловское. На поднятии Вернадского, соседствующем с СБВ, можно ожидать залежи в которых преобладающими будут жидкие флюиды.

1

z

_

Рис. 3. Схематическая карта распространения мезозойских очагов нефтегазообразования в пределах Баренцевоморского шельфа. Условные обозначения: 1 -мезозойские очаги генерации УВ; 2 - триасовые очаги генерации УВ; 3 - юрские очаги генерации УВ; 4 - распространение мезозойских очагов генерации УВ не исследовано; 5 - мезозойские очаги генерации УВ отсутствуют; 6 - открытые месторждения; 7 - перспективные локальные структуры.

Заключение

Из проведенных исследований следует, что в пределах БМШ можно выделить следующие мезозойские нефтегазоматеринские толщи:

• Триасовые отложения БМШ находятся на градациях катагенеза от ПК до АК. Отложения среднего триаса - нефтегазоматеринские на всей территории БМШ: на большей части шельфа они содержат OB III типа (Сорг до 10%), а на севере - в них преобладает кероген типа II. Отложения нижнего триаса - на севере региона (арх. ЗФИ) являются нефтегазоматеринскими (TOC до 1,7%, ОВ типа III), а на юге (скв. Северо-Кильдинская) - газонефтематеринскими (TOC около 0,8%, ОВ типа II). Верхнетриасовые отложения характеризуются повышенным содержанием ОВ на арх. ЗФИ (TOC до 14%)

• Верхнеюрские «черные глины» широко распространены на БМШ (TOC до 20%) и находятся на градациях катагенеза ПКз - МКг. Наименее катагенетически преобразованы отложения приподнятых частей БМШ.

Анализ геохимических данных о составе конденсатов средне-верхнеюрских залежей месторождений ШЛМС позволяет сделать следующие выводы:

• Степень катагенетической преобразованное™ исходного ОВ конденсатов Штокмановского месторождения была различной - от катагенетически малозрелого до ОВ главной зоны нефтеобразования, а ОВ формировалось в прибрежно-морских условиях за счет гумусовых компонентов.

• Газоконденсатные залежи Штокмановского месторождения образовались в результате накопления УВ разных генераций. Основная часть газовых УВ всех месторождений ШЛМС была обеспечена газонефтематеринскими толщами триасового возраста Источником жидких УВ являются верхнеюрские «черные глины» чрезвычайно богатые ОВ. Они могут поставлять УВ в залежи: за счет миграции по бортам седловины, где эти отложения находятся на высоких стадиях катагенеза.

Геохимическое моделирование и анализ результатов, полученных в ходе геохимических исследований позволяют прогнозировать:

• Наличие очагов газообразования в триасовых породах по бортам крупных впадин (СБВ, ЮБВ) и в зоне Центральнобаренцевских поднятий, и очаги нефтеобразования в верхнеюрских породах - в центральных частях крупных впадин (СБВ, ЮБВ, Малыгинский грабен);

• В пределах ШЛМС, в бортовых частях ЮБВ и Малыгинского грабена состав залежей формируется за счет триасовых газов и верхнеюрских жидких УВ, образуя газоконденсатные смеси.

• В целях выявления газовых и газоконденсатных месторождений в среднеюрских и триасовых отложениях поисково-разведочные работы целесообразно провести на структурах Демидовская, Медвежья, Западно-Штокмановская и Западно-Лудловская.

• В бортовых зонах СБВ и на поднятии Вернадского можно ожидать открытия нефтяных месторождений, образовавшихся преимущественно из нефтяных флюидов средне- и верхнетриасовых и верхнеюрской НМТ.

Результаты геолого-геохимического моделирования и построенную карту можно и необходимо использовать при планировании дальнейших геолого-разведочных работ на шельфе Баренцева моря.

Список работ, опубликованных по теме диссертации

1. Большакова М.А. Сравнение верхнеюрских нефтематеринских толщ и флюидов Баренцево-Карского региона. Доклады VIII Международной конференции « Новые идеи в науках о Земле», 2007, Т.2. - Москва, 2007. С.36-39.

2. Большакова М.А., Кирюхина Т.А. Газоконденсаты Штокмановского месторождения // Геология нефти и газа, 2007, № 3. - С. 39-48

3. Большакова М.А. Газоконденсаты Штокмановского месторождения // Геологи XXI века: Материалы VIII Всероссийской научной конференции студентов, аспирантов и молодых специалистов. Саратов: Изд-во СО ЕАГО, 2007, С. 18-19

4. Огаркова М.П., Большакова М.А. Особенности состава и строения верхнеюрских отложений полуострова Ямал в связи с их газонефтеносностью // Материалы XIV Международной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов - 2007», С. 41.

5. Большакова М.А. Формирование состава конденсатов Чугорьяхинского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2007, №8. - С. 59-65.

6. Kirjuhina Т.А., Stupakova A.V., Bolshakova М.А., Silar K.A. Hydrocarbon systems of Barents-Kara region / Book of Abstracts The 23rd International Meeting on Organic Geochemistry, Torquay, 2007. P. 634-635.

7. Henriben E., Rqfaelsen В., Stoupakma A., Kirjukhina Т., Nielsen J.K., Andreassen К., Silar К., Bolshakova M., Safronova P., Golinchik P., Zaytseva M., Mironcheva E., Ogarkova M„ Chebotar K„ Kusov A., Norina D., Kiryukhina N. and Suslova A. Petroleum systems of the Barents Sea - Kara Sea region. Arctic Geology, Hydrocarbon Resources and Environmental Challenges II (AGREE II), 6-7th September 2007 Tromso, Norway. Abstracts and Proceedings of the Geological Society of Norway. P. 189-190.

8. Henriksen E„ Rafaelsen В., Stoupakova A., Kirjukhina Т., Nielsen J.K., Andreassen К., Silar К, Bolshakova M., Safronova P., Golinchik P., Zaytseva M., Mironcheva E., Ogarkova M, Chebotar K„ Kusov A., Norina D., Kiryukhina N.. Suslova A. andBordunov S. Stratigraphy of the Barents-Kara Sea region. Arctic Geology, Hydrocarbon Resources and Environmental Challenges II (AGREE II), 6-7th September 2007 Tromso, Norway. Abstracts and Proceedings of the Geological Society of Norway. P. 207.

Подписано в печать 30.10.2008 г.

Печать трафаретная

Заказ № 1072 Тираж: 110 экз.

Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 www.autoreferat.ru

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Большакова, Мария Александровна

Введение

Глава 1. История геологических исследований

Глава 2. Геологическое строение Баренцевоморского региона

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

2.2 Тектоническое строение

2.2.1. Фундамент

2.2.2. Структурные этажи

2.2.3. Основные структурно-тектонические элементы

2.3.История развития Баренцевоморского седиментационного бассейна в мезозое

Глава 3. Нефтегазоносность Баренцевоморского шельфа

3.1. Нефтегазоносные комплексы

3.2. Месторождения

Глава 4. Мезозойские нефтематеринские породы Баренцевоморского шельфа

4.1. Триасовые нефтегазоматеринские отложения

4.2. Верхнеюрские газонефтематеринские отложения

Глава 5. Геохимическая характеристика углеводородных флюидов месторождений Штокмановско-Лунинской мегаседловины.

5.1. Состав газов

5.2. Состав конденсатов

Глава 6. Моделирование процессов нефтегазообразования

Штокмановско-Лунинской мегаседловины

Глава 7. Перспективы нефтегазоносности Баренцевоморского бассейна.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геолого-геохимические условия формирования нефтегазоносности Штокмановско-Лунинской мегаседловины"

Актуальность темы. Шельф Баренцева моря — один из самых перспективных на нефть и газ регионов России. Акватория большей части Баренцева моря (включая Печорское) характеризуется наиболее высоким уровнем изученности среди морей российской Арктики, и все же этот район остается малоизученным. Пробуренные скважины редко вскрывают палеозойские отложения. Подавляющее большинство работ, проводимых на акватории, геолого-геофизического плана и они, в основном, направлены на выявление структур в верхней части осадочного чехла. Геохимические исследования проводились только на отдельных месторождениях и изучались прежде всего физико-химические свойства флюидов, редкие исследования посвящены изучению нефтегазоматеринских пород.

Данная работа - попытка обобщить имеющийся геолого-геохимический материал, дополнить его новыми геохимическими данными, и на основе этого реконструировать историю формирования нефтегазоносности изучаемого района с использованием современных аналитических методов и компьютерных технологий.

Цель и задачи исследования. Цель исследований состояла в выявлении условий формирования нефтегазоносности мезозойских отложений Штокмановско-Лунинской седловины и прогнозе качества УВ флюидов Баренцевоморского шельфа (БМШ) на основе анализа геохимических особенностей отложений осадочного чехла и флюидов. Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи:

1. Обобщение материала о геологическом строении и эволюции региона.

2. Выделение нефтегазоматеринских пород в разрезе отложений.

3. Оценка генерационных возможностей нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) с учетом их катагенетического преобразования.

4. Выявление современных очагов нефте- и газогенерации.

5. Реконструкция условий формирования нефтегазоносности (с учетом геохимической характеристики флюидов и с привлечением пакета прграмм по бассейновому моделированию).

Научная новизна. Проведены геохимические исследования нефтематеринских отложений и флюидов Баренцевоморского шельфа (БМШ) на современном аналитическом уровне и выявлен дифференцированный характер распространения нефтематеринских толщ на БМШ .

Впервые установлено наличие нефтегазоматеринских толщ в нижне- и верхнетриасовых отложениях на локальных участках БМШ.

Обосновано участие верхнеюрских отложений БМШ в формировании флюидов Штокмановско-Лунинской мегаседловины (ШЛМС).

Для оценки нефтегазоносности отложений БМШ впервые применен метод бассейнового моделирования с использованием пакета программ «Temis», в результате построена геолого-геохимическая модель формирования нефтегазоносности отложений БМШ. Модель подтвердила выводы о степени катагенетического преобразования, сделанные на основе аналитических данных, и дала возможность судить о процессах миграции и аккумуляции УВ.

В работе защищаются следующие основные положения:

1. Основной нефтегазогенерирующей толщей Баренцевоморского шельфа являются среднетриасовые отложения анизийского яруса, имеющие широкое распространение на БМШ. Качественный состав ОВ меняется по площади от гумусового на юге до сапропелево-гумусового на севере и северо-западе БМШ.-Степень катагенеза ОВ широко варьирует и фиксируется на градациях от ПК до АК. Впервые установлено наличие прослоев с хорошими нефтегазоматеринскими свойствами в нижне- и верхнетриасовых отложениях.

2. Верхнеюрские «черные глины», широко распространенные на БМШ, обладают хорошими нефтематеринскими свойствами (ТОС до 20%, кероген типа II). Они находятся на стадии катагенеза от ПК1.3 до MKj. Повышенная концентрация ОВ нефтематеринских толщ такого типа способствует развитию процессов генерации УВ на ранних стадиях катагенеза.

3. Формирование нефтегазоносности Штокмановско-Лунинской мегаседловины (ШЛМС) происходило в основном за счет триасовых нефтегазоматеринских пород, что обусловило преобладание в регионе газовых залежей. Газоконденсатные залежи образовались при участии нефтяных флюидов из вернеюрских НМТ.

4. Современные очаги нефте- и газообразования на Баренцевоморском шельфе приурочены к Южно-Баренцевской (ЮБВ) и Северо-Баренцевской впадинам (СБВ) и наиболее погруженным участкам Центрально-Баренцевской зоны поднятий, где триасовые НГМТ генерируют преимущественно газовые, а верхнеюрские — нефтяные углеводороды (УВ).

Практическая значимость данной работы заключается в научном обосновании выделения очагов нефте- и газогенерации БМШ, что дает возможность ,более уверенно судить о генерации и миграции УВ, то есть повысить надежность оценки геологического риска проведения дальнейших поисково-разведочных работ и выявления газовых и газоконденсатных месторождений в среднеюрских и триасовых отложениях. Указанные работы на российском шельфе целесообразно провести на структурах Демидовская, Медвежья, Западно-Штокмановская и Западно-Лудловская. На основе проделанной работы дается дифференцированный прогноз наличия и состава УВ на перспективных участках и локальных структурах БМШ.

Публикации и апробация работы. Предварительные результаты и основные положения работы докладывались на VIII Всероссийской научной конференции студентов, аспирантов и молодых специалистов «Геологи XXI века» (Саратов, 2007); VIII Международной конференции «Новые идеи в науках о Земле» (Москва, 2007); XTV Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов-2007» (Москва, 2007); на 23 Международной встрече по органической геохимии (Torquay, Великобритания, 2007), Arctic Geology, Hydrocarbon Resources and Environmental Challenges II (AGREE II), 6-7th September 2007 Tromso, Norway и изложены в 8 опубликованных работах, включая тезисы и тексты докладов конференций.

Фактический материал. Работа основана на исследовании 21 образца флюидов и 48 образцов НМП из коллекции кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ, образцов нефтематеринских пород (НМП) отобранных в 2005-2007 гг. участниками Российско-Норвежской кооперации, в ходе полевых работ на арх. Шпицберген, образцов керна из скважин Штокмановского месторождения. Также в работе использована представительная база данных по геохимическим (пиролитическим и химико-битуминологическим) данным НМП БМШ и прилегающих территорий, основанная на литературных данных и данных, содержащихся в производственных отчетах «ВНИИОкеангеология» и ФГУП «Арктикморнефтегазразведка».

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, семи глав и заключения. Общий объем работы составляет 143 страницы, включая 67 рисунков и 17 таблиц; библиографический список включает 69 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Большакова, Мария Александровна

Заключение

Баренцевоморский шельф — самый перспективный на газ и нефть район российской Арктики. На БМШ газонефтеносность установлена в верхнепермско-триасовом и юрско-меловом комплексах.

В первом, отсутствие региональных покрышек - отрицательный для формировании газонефтенсоности фактор, большая часть флюидов генерированных верхнепермскими и триасовыми отложениями мигрировала в вертикальном направлении и либо рассеялась, либо аккумулировалась под верхнеюрско-меловым флюидоупором.

В юрско-меловом комплексе, региональная покрышка в верхнеюрских толщах, видимо, явилась барьером для дальнейшей вертикальной миграции УВ генерированных триасовыми НГМТ, что увеличивает перспективы нефтегазоносности его, вследствие скопления всех генерируемых УВ под юрской региональной покрышкой.

Из проведенных исследований следует, что в пределах БМШ можно выделить следующие газонефтематеринские мезозойские толщи:

• Отложения нижнего триаса - на севере региона (арх. ЗФИ) -нефтегазоматеринские (ТОС до 1,7%) и на юге (скв. Северо-Кильдинская) — газонефтематеринские (ТОС около 0,8%).

• Отложения среднего триаса — газоматеринские практически на всей территории шельфа (ТОС до 10%)

• Верхнетриасовые отложения характеризуются повышенным содержанием органического углерода на арх. ЗФИ (ТОС до 14%)

• Триасовые отложения БМШ находятся на стадиях катагенеза от ПК (в районах с солянокупольной тектоникой - поднятие Лоппа) до АК (в районах, где проявлялся магматизм — ЗФИ)

• Верхнеюрские «черные глины», широко распространенные на БМШ (ТОС до 20%).

• Породы находятся на градации катагенеза ПКз - МКг. Наименее катагенетически преобразованы верхнеюрские отложения приподнятых частей БМШ (ШЛМС, Нордкапский бассейн). ОВ верхнеюрских отложений арх. Шпицберген, бассейна Хаммерфест находится в ГЗН.

Анализ геохимических данных о составе флюидов средне-верхнеюрских залежей месторождений ШЛМС позволяет сделать следующие выводы:

• Штокмановские конденсаты образовались из ОВ, отлагавшегося в прибрежно-морских условиях. В их формировании существенную роль играло органическое вещество высшей наземной растительности

• Степень катагенетической преобразованности исходного ОВ для штокмановских конденсатов была различной - от катагенетически незрелого ОВ до органического вещества, находившегося на стадии «нефтяного окна».

• Газоконденсатные залежи Штокмановского месторождения образовались в результате накопления УВ разных генераций.

• Основная часть газовых УВ всех месторождений ШЛМС была обеспечена газонефтематеринскими толщами ранне-позднетриасовош возраста, которые в настоящее время находятся в главной зоне нефтеобразования, но в силу специфики существенно гумусового ОВ генерируют преимущественно газовые УВ.

• Источником жидких УВ могут быть верхнеюрские черные глины чрезвычайно богатые ОВ. Черные глины могут поставлять УВ в залежи: за счет нисходящей миграции по бортам седловины, где они находятся на высоких стадиях катагенеза.

Геохимическое моделирование и анализ всех результатов, полученных в ходе геохимических исследований позволяет прогнозировать:

• Наличие очагов газообразования в триасовых породах на бортах крупных впадин в пределах БМШ (СБВ, ЮБВ) и в зоне Центральнобаренцевских поднятий;

• Очаги нефтеобразования в верхнеюрских породах в центральных частях крупных впадин в пределах БМШ (СБВ, ЮБВ, Малыгинский грабен);

• В пределах ШЛМС и в бортовых частях ЮБВ и Малыгинского грабена состав залежей складывается из триасовых газов и верхнеюрских нефтяных УВ образуя газоконденсатные смеси.

• В целях выявления газовых и газоконденсатных месторождений в среднеюрских и триасовых отложениях поисково-разведочные работы целесообразно провести на структурах Вернадского, Средняя, Демидовская, Медвежья, Западно-Штокмановская и Западно-Лудловская.

• В бортовых зонах СБВ и на поднятии Вернадского можно ожидать открытия нефтяных месторождений, преимущественно из нефтяных флюидов средне- и верхнетриасовых и верхнеюрской НМТ. Верхнеюрские отложения вошли в ГЗН в центральной части СБВ

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Большакова, Мария Александровна, Москва

1. Баженова О.К. Образование нефти на небольших глубинах // Геология нефти и газа, 1990, №7. С. 2-7

2. Баженова O.K., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хаин В.Е. Геология и геохимия нефти и газа. М., изд-во МГУ, 2004. 415 с.

3. Баренцевская шельфовая плита / М-во геологии СССР. Сев. Произв. Объединение по морским разведочным работам «Севморгеология». «ВНИИОкеангеология». Труды. Т. 196; Под ред. Акад. И.С.Грамберга. Л.:Недра, 1988. 263 с.

4. Безруков В.М. Природные битумы о-ва Греэм-Белл Земли Франца Иосифа и их значение для оценки перспектив нефтегазоноеноети арктической окраины Баренцево-Северо-Карского шельфа // Геология нефти и газа, 1997, №2. С. 20-25.

5. Белонин М.Д., Новиков Ю.Н., Соболев B.C. Концепция и предварительные результаты прогноза крупнейших месторождений нефти и газа на Арктическом шельфе России // Геология нефти и газа, 2001, № 1. С. 3-9.

6. Борисов А.В., Винниковский B.C., Таныгин И.А. Штокмановско-Лунинский структурный порог баренцевоморского шельфа новый крупный нефтегазоносный район России // Геология нефти и газа, 1995, №7 - С. 10-15.

7. Борисов А.В., Винниковский B.C., Таныгин И.А., Федоровский Ю.Ф. Шельф Баренцева и Карского морей новая крупная сырьевая база России (особенности строения, основные направления дальнейших работ // Геология нефти и газа. -1995, №1. С.4-8.

8. Бро Е.Г., Устинов Ю.В., Устрицкий В. Геологическое строение и нефтегазоносность Баренцевоморского шельфа. / ВНИИОкеангеология, С.Петербург, 1993. С. 17-37.

9. Бурлин Ю.К., Ступакова А.В. Геологические предпосылки перспектив нефтегазоноеноети шельфа российского сектора Северного Ледовитого океана // Геология нефти и газа, 2008, №4. С. 13-23.

10. Вассоевич Н.Б., Корчагина ЮМ., Лопатин Н.В. и др. Главная фаза нефтеобразования // Вестник МГУ. Сер. 4 «Геология», 1969, № 6. С. 3-27.

11. Виноградова Т.П., Чахмахчев В.А., Агафонова З.Г., Якубсон З.В.

12. Углеводородные и гетероатомные соединения показатели термической зрелости органического вещества пород и нафтидов // Геология нефти и газа, 2001, №6. С.49-55.

13. Геологическое строение и закономерности размещения полезных ископаемых. Т. 9. Моря Советской Арктики / Под ред. И.С. Грамберга и Ю.Е. Погребицкого. — Л.: Недра, 1984. 280 с.

14. Геология и полезные ископаемые России. В шести томах. Т.5. Арктические и дальневосточные моря / ред. И.С. Грамберг, В.Л. Иванов, Ю.Е. Погребицкий. — СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2004,468 с.

15. Гончаров И.В. Геохимия нефтей Западной Сибири, М.: Недра, 1987, 181 с.

16. Гончаров И.В., Обласов Н.В., Самойленко В.В., Носова С.В. Снижение рисков при поисках нефти //Нефтяное хозяйство, 2006, № 8. С. 28-33.

17. Гончаров И.В., Обласов Н.В., Самойленко В.В., Носова С.В. Углистое органическое вещество нижней и средней юры Западной Сибири и его роль в формировании углеводородных скоплений //Нефтяное хозяйство, 2006, № 8. С. 19-23.

18. Грамберг И.С., Супруненко О.И. Нефтегазоносность шельфа Баренцева моря // Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море: Тез. Докл. СПб.: ВНИГРИ, 1994. С.18-19.

19. Грамберг И.С., Евдокимова Н.К., Супруненко О.И. Катагенетическая зональность осадочного чехла Баренцевоморского шельфа в связи с нефтегазоносностью // Геология и геофизика, 2001, т. 42, № 11-12. С. 1808-1820.

20. Грамберг И.С., Супруненко О.И., Вискунова Е.Г. и др. Глубинное строение и перспективы нефтегазоносности северо-западного шельфа России по геолого-геофизическим данным // Разведка и охрана недр, 1999, №9-10. С41-44.

21. Грамберг И.С., Супруненко О.И., Шипелькевич Ю.В. Штокмановско-Лунинская мегаседловина высокопереспективный тип структур Баренцево-Карской плиты //Геология нефти и газа, 2001, №1. С.10-16.

22. Григорьева В.А. Григорьева В.А., Еремин Н.А., Назарова JI.H. Палеогеография и нефтегазоносность триасовых отложений шельфа Печорского и Баренцева морей Геология нефти и газа, 1998, №9. С.10-17.

23. ГудковаА.К, Еременко Е.Ю., Белоусова JI.B. и др. Анализ и обобщение материалов по изучению физико-химических свойств нефтей, газов, пластовых вод и РОВ по акваториям Арктикморнефтегазразведка за 1988-1990 г.г. Мурманск 1990 - 1 кн. - 154 с.

24. Данюшевская А.И. Нефтегазопроизводящие толщи фанерозойских отложений арктических островов // Геохимия, 1995, №10. С.1495-1505.

25. Данюшевская А.И., Глебовская Е.А., Рогозина Е.А., Шкатов Е.И

26. Геохимическое исследование органического вещества осадков шельфа Баренцева моря // Геология нефти и газа, 1973, №1. С.33-40.

27. Данюшевская А.И., Яшин Д.С., Кириллов О.В. Геохимические закономерности распределения органического углерода в донных осадках арктических морей // Океанология, 1980, №2. С.281-289.

28. Жузе Т.П. О природе ретроградных явлений в газоконденсатных залежах углеводородов // Геология нефти и газа, 1992, №7. С.

29. Захаров Е.В., Кулибакина И.Б. Геотермический режим недр один из основных факторов, определяющих степень перспективности нефтегазоносных бассейнов // Геология нефти и газа, 1997, №12. С.31-36.

30. Захаров Е.В., Кулибакина И.Б. Перспективы нефтегазоносности триасового комплекса на шельфе Баренцева и Печорского морей // Геология нефти и газа, 1996, №10. С.21-25.

31. Захаров Е.В., Холодилов В.А., Толстиков А.В. Перспективы нефтегазоносности нижне-среднетриасовых и среднеюрских отложений Баренцева моря // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2004, № 9. С.7-9.

32. Захаров Е.В., Юное А.Ю. Направления поисков залежей УВ в юрских отложениях на Российском шельфе Баренцева моря // Геология нефти и газа, 1994, №2. С. 13-15.

33. Каламкаров JI.B. Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран: Учебник для ВУЗов. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003. - 560 с.

34. Клубов Б.А., Безруков В.М., Гарибъян Е.В., Таниннская Н.В. Активные нефтепроявления на архипелаге Земля Франца-иосифа и наиболее вероятная их природа // Литология и полезные ископаемые, 1998, № 4. С. 431-435.

35. Клубов Б.А., Винокуров И.Ю., Гарибъян Е.В. Битумопроявления на о-ве Хейса // Геология нефти и газа, 1997, №2. С. 10-13.

36. Кораго Е.А, Г.Н.Ковалева, В.Ф.Ильин и др. Тектоника и металлогения ранних киммерид Новой Земли.- СПб: Недра, 1992, 187 с.

37. Нестеров И.И Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири: Сб. научных трудов Тюмень, 1985

38. Нефтегазообразование в отложениях доманикового типа / С.Г.Неручев, Е.А.Рогозина, Г.М.Парпарова и др.- JL: Недра.-1986.247 с.

39. Петров Ал.А. Углеводороды нефти. М."Наука",1985. 185 с.

40. Проблемы и методы изучения геологического строения и полезных ископаемых шельфа. Геология и геофизика I А.К.Соколовский, Ф.В.Заузолков, Л.Л.Ляхов и др.; Под ред. А.К.Соколовского. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004.-691 с.

41. Стратиграфия и палеонтология мезозойских осадочных бассейнов севера СССР. Л., 1985. 165 с.

42. Справочник по геохимии нефти и газа / Под ред С.Г. Неручева С-Пб. ОАО Изд-во «Недра», 1998. 576 с.

43. Старобинец И.С. Газогеохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений. М. Недра 1986. 200 с.

44. Ступакова А.В Развитие бассейнов Баренцевоморского шельфа и их нефтегазоносность. Диссертация на соискание степени доктора геолого-минералогических наук, 2001. 246 с.

45. Ступакова А.В., Кирюхина Т.А. Нефтегазоносность Баренцевоморского шельфа // Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья. Выпуск 6. — М.: Геоинформмарк, 2001. — 62 с.

46. Тиссо Б., Велъте Д. Образование и распространение нефти. М., «Мир», 1981

47. Федоровский Ю.Ф. Перспективы нефтегазоносности карбонатных верхне-среднепалеозойских отложений на российском шельфе Баренцева моря :диссертация на соискание степени кандидата геолого-минералогических наук: 25.00.12 Москва, 2007. 120 с.

48. Федоровский Ю.Ф., Захаров Е.В. Локализованные ресурсы нефти и газа -главный фактор выделения участков при лицензировании недропользования (на примере российского шельфа Баренцева моря) // Геология нефти и газа, 2008, №4. С. 9-12.

49. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. М. Недра, 1983 231 с.

50. Чахмахчев В.А., Виноградова T.JI. Геохимические показатели фациально-генетических типов исходного органического вещества // Геохимия. — 2003 №5 - С.554-560.

51. Чернова Т.Г. Битуминозные компоненты в осадках Баренцева моря // Геохимия, №3,1991. С.423-428.

52. Шипелькевич Ю.В., Прогноз юрско-меловых обстановок осадконакопления в Южнобаренцевской впадине по сейсмическим данным // Осадочный чехол Западно-Арктической мегаплатформы. Мурманск: ИГП «Север», 1993, С.131-139.

53. Шипелькевич Ю.В., Региональные условия формирования коллекторов а покрышек в юрских продуктивных отложениях на Баренцевоморском шельфе // Геология нефти и газа, 2000, №6. С.22-26.

54. Шипилов Э.В., Мурзин P.P. Месторождения углеводородного сырья западной части российского шельфа Арктики: геология и закономерности размещения // Геология нефти и газа, 2001, №4. С. 6-19.

55. Шипилов Э.В., Тарасов Г.А. Региональная геология нефтегазоносных осадочных бассейнов Западно-Арктического шельфа России. Апатиты: Изд-во КНЦ РАН, 1998.306 с.

56. Dore A.G. Barents Sea Geology. Petroleum Resources and Commercial Potential / Arctic Vol. 48, №3,1995. P.207-221

57. Erdman J. G., Morris D. A. Geochemical Correlation of Petroleum // AAPG Bulletin. -November 1974; v. 58; no. 11 Part 1. P. 2326-2337

58. Leith T.L., Weiss H.M., Mork A., Arhus N.,Elvebakk G., Embry A.F., Brooks P. W., Stewart K.R., Pchelina T.M., BroE.G., Verba M.L., Danyushevskaya A, Borisov A.V.

59. Mesozoic hydrocarbon source-rocks of the Arctic region / Arctic Geology and Petroleum Potential Amsterdam, Elsevier, Norwegian Petroleum Society, 1992. P. 125

60. Merrill R.K. Source and migration processes and evaluation techniques, 1991. 212 p.

61. Nottvedt A., Livbjerg F., Midboe P.S., Rasmussett E. Hydrocarbon potential of the Central Spitsbergen Basin / Arctic Geology and Petroleum Potential Amsterdam, Elsevier, Norwegian Petroleum Society, 1992. P. 333-361

62. Peters K.E., Clifford C. W., Moldowan J.M. The biomarker guide. Second edition. V. 2. Biomarkers and Isotopes in Petroleum Systems and Earth History: 2004, 1155 p.

63. Peters K.E., Moldowan J.M. The biomarker guide: interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments, 1993. 350 p.

64. Отчет по договору № 210 от 01 июля 2006г. на выполнение тематических работ «Моделирование условий формирования углеводородов палеозойских отложений Баренцево-Карского шельфа и оценка их нефтегазогенерационного потенциала», Севморгео, 2007

65. Отчет о результатах бурения скважин 80 и 81 Северо-Кильдинской площади КТЦ ФГУП АМНГР. 1989