Седиментационные ловушки углеводородов баренцевского мегабассейна - новое перспективное направление поисков нефти и газа

Леончик, Михаил Иванович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Седиментационные ловушки углеводородов баренцевского мегабассейна - новое перспективное направление поисков нефти и газа
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Седиментационные ловушки углеводородов баренцевского мегабассейна - новое перспективное направление поисков нефти и газа"

005008411

Леончик Михаил Иванович

СЕДИМЕНТАЦИОШ1ЫЕ ЛОВУШКИ УГЛЕВОДОРОДОВ БАРЕНЦЕВСКОГО МЕГАБАССЕЙНА-НОВОЕ ПЕРСПЕКТИВНОЕ НАПРАВЛЕНИЕ ПОИСКОВ

НЕФТИ И ГАЗА

Специальность: 25.00.12 - «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений»

1 9 ЯНВ 2С/2

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Геленджик - 2011

005008411

Работа выполнена в ОАО «Союзморгео»

Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук,

академик РАЕН Григорепко Юрий Николаевич

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук,

профессор, академик РАЕН Макаревич Владимир Николаевич

доктор физико-математических наук,

профессор, член-корреспондент РАЕН Ампшов Юрий Петрович

Ведущая организация: ГНЦ ФГУГП «Южморгеология»

Защита диссертации состоится « 03 »февраля 2012 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 216.008.01 при Федеральном госу дарствен ном унитарном предприятии «Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт» (ФГУП «ВНИГРИ») по адресу. 191014, Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39, зал заседаний Ученого совета.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГУП «ВНИГРИ»

Автореферат разослан « 26 » декабря 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат геолого-минералогических наук

м,

Г.А. Григорьев

Актуальность исследований

Мировая статистика показывает, что не менее 30 % ресурсов УВ сосредоточено в ловушках неантиклинального типа различного происхождения, в том числе седиментационного; в некоторых районах их доля увеличивается до 50-;70 %.

Анализ соотношения локализованных объектов и оценки начальных суммарных ресурсов углеводородов показывает, что не менее 25 % НСР УВ не обеспечены ловушками антиклинального типа (рис. 1).

В связи с этим обнаружение и изучение седиментационных ловушек и выделение областей их регионального развития в российской части Баренцева моря, является необходимым и актуальным, особенно в наиболее благоприятных по природным условиям южных районах, где количество перспективных антиклинальных структур относительно невелико.

Объектом исследования являются седиментационные ловушки Баренцевского мегабассейна различного генезиса, геологические условия их образования, особенности их выделения и типизации на основе сейсмофациального и седиментационного анализа, последующая оценка перспектив их нефтегазоносности.

Цель работы - оценка строения, формирования и нефтегазоносности седиментационных ловушек УВ российской акватории Баренцевского мегабассейна.

Основные задачи исследований:

1. Выявление и изучение седиментационных ловушек различного типа в верхнедевонско-неокомских нефтегазоносных комплексах Баренцевского мегабассейна с привлечением материалов сейсмофациального и седиментационного анализов.

2. Локализация отдельных седиментационных ловушек в верхнедевонско-юрских нефтегазоносных комплексах на основе анализа временных разрезов и структурных построений.

3. Характеристика углеводородных систем и нефтегазовых комплексов палеозоя-неокома, в связи с особенностями формирования и прогнозирования углеводородов седиментационных ловушек.

4. Оценка прогнозных ресурсов седиментационных ловушек и зон их концентрации.

5. Разработка предложений по направлениям поиска нефтеперспективных ловушек седиментационного типа в верхнедевонско-юрских нефтегазоносных комплексах Баренцевского мегабассейна (российская часть).

Защищаемые положения:

1. Распространение и формирование ловушек седиментационного типа определяется условиями образования вмещающих эти ловушки толщ и тектоническими процессами, характерными для разных эпох развития Восточно-Баренцевского мегапрогиба.

2. Наиболее крупные седиментацинные ловушки представлены рифогенными образованиями, приуроченными к краевым зонам локальных карбонатных платформ позднедевонско-нижнепермского (Д3-Р1) возраста, развитых в бортовых зонах Восточно-Баренцевского мегапрогиба на границах с глубоководными впадинами, в которых существовали условия, благоприятные для накопления потенциально нефтематеринских отложений доманикового типа.

х ^

\ 'V \

3. Области развития наиболее крупных седиментационных ловушек, обусловленных деятельностью речных палеосистем и связанных с ними дельт, расположены в южной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба - соответственно, в районе Куренцовской ступени и Мурманской и Кольской моноклиналей. Они представлены конусами выноса верхнепермского возраста и береговыми барами средне-верхнетриасового возраста.

а о £. А Д X

1. морские, береговые и островные скважины;

2. результаты

бурения: а - не промышленные притоки нефти; б - не промышленные притоки газа; с-отсутствие положительного результата;

3. потенциальные ловушки УВ, представленные антиклинальными структурами; 4. потенциальные ловушки УВ, представленные седиментационными ловушками в рифах С-Рг на Кольской моноклинали;

5. месторождения нефти (а), газа и конденсата (б) и смешанного состава (в);

6. госграницы;

7. граница района исследований

Рис. 1. Схема расположения района исследований и выявленных перспективных ловушек российской части Баренцева моря

4. В западной части Южно-Баренцевской впадины существуют седиментационные ловушки, образованные турбидитовыми песчаниками в толще глинистых верхнеюрских отложений, которые на акватории Баренцева моря обладают высоким нефтеносным потенциалом.

5. Ловушки седиментационного типа, выделенные в восточной российской части Баренцева моря, представляют значительный нефтегазопоисковый интерес, их доля в начальных суммарных ресурсах может составлять 25-30 % и в количественном выражении оценивается в 7,2-8,6 млрд т УТ.

Научная новизна.

1. В работе научно обосновывается принципиально новое направление геологоразведочных работ на нетрадиционные для акватории Баренцева моря неструктурные ловушки седимснтационного типа.

2. Главные участки их распространения выявлены в средне-всрхнепалеозойских, триасовых и юрско-неокомских отложениях.

3. Наряду с расширением фонда локальных нефтегазопоисковых объектов выявление и изучение седиментационных ловушек способствует адресному поиску морских месторождений УВ, столь важных для российской Арктики, расширению и вовлечению в нефтепоиски бортовых районов основной нефтеперспективной мегаструктуры Баренцева моря - Восточно-Баренцевского мегапрогиба.

4. В бортовых зонах Восточно-Баренцевского мегапрогиба прослежены системы локальных карбонатных платформ позднедевонско-нижнепермского возраста, обрамляющих глубоководные впадины, в которых формировались синхронные нефтематеринские отложения доманикового типа.

5. Седиментационные ловушки, связанные с рифогенными образованиями (краевые рифы), приуроченными к окончанию карбонатных платформ, могут содержать залежи нефти, в том числе крупные по размерам.

6. Впервые дано геолого-геофизическое обоснование присутствия песчаных пород турбидитового генезиса, располагающих удовлетворительными ФЕС, внутри верхнеюрской глинистой толщи в Южно-Баренцевской впадине.

7. Дана количественная оценка УВ ресурсов седиментационных ловушек различного генезиса как выделенных впервые, так и выделенных ранее и подтвержденных современными гсолого-гсофизичсскими исследованиями: карбонатных платформ позднего девона-ранней перми, конусов выноса поздней перми, позднетриасовых баровых тел, образованных речными палеосистемами и верхнеюрских турбидитов. Показано их существенное значение в общей ресурсной оценке Баренцевоморской НГП.

Личный вклад.

Сбор, анализ, интерпретация и обобщение использованных при работе над диссертацией геолого-геофизических материалов проводились автором по результатам исследований 1979-2011 гг., выполненных ОАО (ранее ВМНПО) «Союзморгео», ОАО МАГЭ (ранее КМАГЭ), ФГУП «Севморнефтегеофизика» (ранее трест в составе Союзморгео).

Автор проанализировал более 50 производственных отчетов по региону работ, проинтерпретировал временные разрезы в количестве более 25000 пог. км, привлек к интерпретации результаты бурения по всем объектам, разбуренным на акватории Баренцева (14 структур) и Печорского морей (10 структур), проанализировал результаты исследований по западной части Баренцева моря и по нефтегазоносным бассейнам мира на основе литературных источников.

При непосредственном участии автора или под его руководством выполнено более 20 производственных и тематических отчетов, касающихся геологического строения, нефтегазоносности, а также оценки прогнозных ресурсов УВ Баренцева моря.

Фактический материал:

Первичные и фондовые материалы по результатам работ 1979-2011 гг., выполненных ОАО «Союзморгео», ОАО МАГЭ, ФГУП «Севморнефтегеофизика», в том числе выполненные при непосредственном участии автора, материалы статей и докладов, посвященных изучению нефтегазоносности и геологическому строению региона, опубликованных в геологических изданиях и интернет-ресурсах.

Апробация работы.

Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на 11 конференциях: Нефть и газ Арктики», Москва, 2006, «Нефть и газ Арктического шельфа», Мурманск, 2006, 2008, Морская школа, Москва, 2007, АР-3, Москва, 2009, ВНИГРИ, С-Петербург, 2010, ЕАГЕ, Санкт-Петербург, 2010, ВНИГНИ, Москва, 2010, Освоение шельфа России, Москва, 2011 и др. Кроме того основные положения диссертации изложены в различных тематических отчетах, выполненных автором в процессе производственной деятельности в рамках федеральных и коммерческих исследований, в том числе для Министерства природных ресурсов и экологии РФ, ВНИГНИ, ВСЕГЕИ, ВНИИОкеангеологии.

Результаты исследований автора учтены в работах выполнявшихся ОАО «Союзморгео» для Министерства природных и экологии РВ 2008-2010 гг.

К внедрению предлагаются морфоструктурно-генетическое описание (типизация) 4 основных типов седиментационных ловушек в палеозой-мезозойских отложениях и 5 участков их распространения в пределах Баренцевоморского региона.

По теме диссертации опубликовано 16 работ, в том числе 5 публикаций в ведущих периодических изданиях из Перечня, рекомендованного ВАК.

Благодарности:

Автор выражает благодарность всем геологам и геофизикам, работавшим и работающим в настоящее время в арктических морях, результаты работ которых и их представления о геологическом развитии региона были использованы автором при написании диссертации: Бро Е.Г., Гаврилову В.П., Грамбергу И.С., Григоренко Ю.Н., Диденко Е.Б., Кораго Е.А., Маловицкому Я.П., Маргулису Л.С., Погребицкому Ю.Е., Пчелиной Т.М., Прищепе О.М., Прокудину С.К., Сенину Б.В., Супруненко О.И., Шипилову Э.В., Шипелькевичу Ю.В., Школа И.В., Юнову А.Ю., ХаинуВ.Е. и многим другим.

Особую благодарность автор выражает научному руководителю д.г.-м.н. Григоренко Ю.Н и д.г.-м.н. Сенину Б.В. за их внимание, ценные научные консультации и мудрые житейские советы, которые помогли автору справиться с этой работой.

Структура и объем работы:

Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы из 56 наименований, содержит 50 рисунков. Общий объём работы - 130 страниц

Обоснование защищаемых положений.

Положение № 1. Распространение и формирование ловушек седиментационного типа определяется условиями образования вмещающих эти ловушки толщ и тектоническими процессами, характерными для разных эпох развития Востото-Баренцевского мегапрогиба.

Так как в Восточно-Баренцевском мегапрогибе самыми древними доступными для бурения - и то только в бортовых зонах - являются комплексы среднего-верхнего

палеозоя, в диссертации рассмотрены условия образования этих и более молодых отложений.

Платформенный этап развития (в диссертации рассмотрен только для верхнедевонско-нижнепермского возраста) характеризуется относительно спокойным тектоническим режимом, при котором в Баренцевоморском регионе формировались долгоживущие области морского карбонатного и карбонатно-терригенного мелководья и относительно глубоководные впадины с широким спектром промежуточных фациальных зон [Bugge, 1995; Blendinger, 1997; Ehrenberg, 1998; В.А. Басов и др., 2009; Ivanova, 1997].

В это время на восточном борту Восточно-Баренцевского мегапрогиба - от Печорского шельфа до Северо-Карской синеклизы - протягивается пояс терригенно-карбонатной седиментации с рифообразованием [Ю.Ф.Федоровский, 2009].

На Приновоземельском шельфе распространяются мелководно-морские условия седиментации с возможными рифогенными постройками. С запада в направлении Восточно-Баренцевского трога предполагается постепенный переход к отложениям континентального склона и далее к конденсированным карбонатно-глинисто-кремнистым осадкам некомпенсированных впадин, аналогичных синхронным отложениям Новой Земли [И.С. Грамберг и др., 2002; Е.А. Кораго и др., 1992; М.И. Леончик, 2010]. Поднятие Центральной Банки и свод Федынского в это время, скорее всего, представляли собой карбонатные банки, окруженные мелким карбонатным шельфом, полого наклонённым на восток. Печорская плита, включая её акваториальное продолжение, характеризуется режимом мелководного шельфа («карбонатной платформы»), В целом наиболее активным рифообразованием, а следовательно и формированием ловушек на карбонатном шельфе в пределах Баренцевоморского региона отмечаются ассельско-сакмарские обстановки нижней перми.

Выделяемые карбонатные платформы приурочены к областям долгоживущих поднятий, таких как Печорская плита, Кольская моноклиналь, Центрально-Баренцевское и Адмиралтейское.

Соответственно, основные типы ловушек представлены различными рифогенными (органогенными) образованиями в пределах карбонатного шельфа.

Для рифтового этапа характерно усиление тектонических движений в поздней перми - триасе, активное прогибание Восточно-Баренцевского мегапрогиба и формированию в нем значительной по мощности терригенной пермско-триасовой толщи (суммарно более 10-12 км). Это привело к развитию участков латерального седиментационного наращивания склонов Восточно-Баренцевского мегапрогиба, особенно ярко проявившегося на юге Южно-Баренцевской впадины, где по сейсмическим данным выделены верхнепермские конусы выноса и триасовые речные палеосистемы [Л.А.Попова и др., 1993; Ю.В. Шипелькевич, 1993; АЛО. Юнов, 1993; М.И. Леончик, 2011].

Кроме того на рубеже триаса и юры в результате древнекиммерийского орогенеза активизировалось поднятие Новоземельской гряды, что привело к изменению первичного залегания осадочных пород пермско-триаеового возраста в прилегающих депрессиях, особенно, вдоль западного фронта Новоземельского орогена (современные районы Предновоземельской системы дислокаций и прогиба Седова, восточный склон Адмиралтейского вала и ступень мыса Желания) и формированию структурно -стратиграфических ловушек в триасово-среднеюрских отложениях [М.Л. Верба, 1977; Б.В. Сенин, Э.В. Шипилов, А.Ю. Юнов, 1989; И.С. Грамберг, 1997; И.С. Грамберг, О.И. Супруненко, 1998; С.П. Павлов, 2009; М.И. Леончик, 2011].

Пострифтовый (синеклизный) этап характеризуется началом трансгрессии, достигшей своего максимума в верхнеюрское время, когда значительно сократились площади, занятые сушей, а в центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба сформировались битуминозные глинистые отложения, аналогичные баженовской свите Западной Сибири, с линзами турбидитовых песков.

Таким образом, история геологического развития региона показывает, что на протяжении среднего-верхнего палеозоя-мезозоя в регионе существовали условия, благоприятные для формирования седиментационкых ловушек различного генезиса.

Положение № 2. Наиболее крупные седиментацинные ловушки представлены рифогеиными образованиями, приуроченными к краевым зонам локальных карбонатных платформ позднедевонско-нижнепермского (Д3-Р1) возраста, развитых в бортовых зонах Восточно-Баренцевского мегапрогиба на границах с глубоководными впадинами, в которых существовали условия, благоприятные для накопления потенциально нефтематеринских отложений доманикового типа.

Главными особенностями этих названных обстановок являются [М.И. Леончик и др., 2008, 2010]:

1. Формирование доманиковой формации франско-фаменского возраста, которая в российской части Баренцева моря накапливалась в морских достаточно глубоководных условиях и которая на юге моря (район Тимано-Печорский плиты) а также, предположительно, в окраинных (прибортовых) частях Восточно-Баренцевского мегапрогиба является основной нефтегенерирующей толщей, способной генерировать значительные объёмы нефти.

2. Наличие рифогенных образований франско-нижнепермского возраста в экваториальной и наземной частях Тимано-Печорской плиты, с которыми связан ряд залежей нефти (Варандей-Адзьвинская структурная зона, Хорейверская и Денисовская впадины, Колвинский вал) и рифогенных образований каменноугольно-верхнепермского возраста в норвежской части моря, в которых при бурении на поднятии Лоппа и на платформе Финнмарк были выявлены признаки их нефтегазоносности (Хагаеп й а1., 2002].

Выполненный автором сейсмофациальный анализ данных региональных сейсмических исследований в комплексе с результатами геологических съёмок шельфа и островов Баренцева моря позволил существенно расширить представления об особенностях распространения и перспективах нефтегазоносности карбонатных отложений франско-пермского возраста в восточной части Баренцева моря [М.И. Леончик, 2010, 2011].

В отложениях этого возраста в различных структурных зонах восточной части Баренцева моря на временных сейсмических разрезах выделяются аномалии волнового поля, относимые автором к палеоседиментационным карбонатным уступам, в пределах которых выделяются рифы (рис. 2). Им свойственно заметное изменение волнового поля и мощности отложений дорифового, рифового и зарифового комплексов. Как правило, в зарифовом пространстве происходит региональное ослабление динамики опорного отражающего горизонта 1а, приуроченного к кровле карбонатов франско-пермского возраста. На участках смены фациальных зон наблюдаются аномалии, связанные с окончанием карбонатного шельфа - они представлены крупными аномалиями типа «риф», заметным и довольно резким уменьшением мощности карбонатного комплекса. В дорифовом пространстве происходит замещение карбонатных фаций на карбонатно-кремнисто-глинистые с элементами подошвенного налегания, а также выделяются сейсмофации передового склона карбонатной платформы (обломочные фации на склоне карбонатных уступов) - в волновом поле им соответствуют хаотические косослоистые

сейсмофации иногда с элементами кровельного и подошвенного прилегания. В глубоководной части в подошве комплекса выделяется 2-3-х фазное высокоамплитудное отражение, соответствующее, по всей видимости, депрессионным осадкам I доманикоидного типа.

Принципиальные модели возможного перехода от карбонатного мелководного шельфа к более глубоководному, показанные в диссертации, и связанный с этим характер фациальных замещений хорошо согласуются с литолого-фациальной зональностью синхронных разрезов в обнажениях вдоль западного побережья Новой Земли. Согласно этим данным, в среднем-позднем палеозое на востоке Баренцева моря действительно были широко развиты рифовые массивы и пространственно сопряженные с ними черносланцевые отложения, обогащенные сапропелевым органическим веществом (Сорг. до 5-12 %).

Анализ сейсмических данных, материалов геологических съёмок и бурения на островах и прилегающей суше позволил определить на акватории Баренцева моря области возможного развития локальных окраинно-бассейновых карбонатных платформ а также наметить границы краевых рифов, приуроченных к их окончанию [М.И. Леончик и др., 2010]. Эти объекты преимущественно обрамляют древние глубоководные впадины Восточно-Баренцевского мегапрогиба.

В центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба обособляется относительно глубоководный бассейн, представляющий собой впадину глубиной 5002000 м, соединённую с основной океанической областью Урало-Сибирского палеоокеана глубоководным проливом в полосе Пай-Хоя-Полярного Урала. В этом бассейне могли существовать участки накопления нефтематеринских карбонатно-глинисто-кремнистых толщ типа доманиковой формации, что согласуется с результатами палеоседиментационного анализа для этого времени, выполненного для

Краевой риф на окончании карбонатной платформы

Фации карбонатного шельфа

Й^ДоСпйМочиьк фации на склоне ю^Оонатаого уступг (шсПфовыс отложения)

Гу'А Депрессиоише фашп[Ш-С1, ада предположительно доманикоидного типа

Рис. 2. Фрагмент временного разреза, характеризующий зону перехода от мелководного карбонатного шельфа к относительно глубоководному с конденсированным осадконакоплением (работы ОАО МАГЭ, с изменениями М.И. Леончика)

смежной Тимано-Печорской области [Атлас геологических карт ..., 2000; О.М. Прищепа и др., 2009; Е.А. Маргулис, 2009] а также для ступени Тегеттгофа на Северо-Карском шельфе [О.И. Супруненко и др., 2009].

Мелководное море с карбонатным осадконакоплением располагалось, в основном, в пределах Тимано-Печорской плиты и распространялось на север до ограничивающей её Куренцовской ступени. С запада, севера и востока глубоководный бассейн окружали небольшие карбонатные платформы или массивы, на окраинах которых могли формироваться краевые рифы.

Таким образом, в Восточно-Баренцевском мегапрогибе могли существовать благоприятные условия как для накопления нефтегазоматеринских отложений, так и для формирования седиментационных ловушек в виде рифов, которые приурочены к краевым уступам региональной карбонатной платформы Тимано-Печорской плиты в зоне ее сочленения с южным бортом Восточно-Баренцевского мегапрогиба (Куренцовская ступень) и локальных карбонатных платформ, расположенных на юго-западном, западном и восточном бортах мегапрогиба [М.И. Леончик и др., 2010].

По имеющимся сейсмическим материалам выделены две локальные карбонатные платформы, залегающие на глубинах, доступных для современного бурения.

Карбонатная платформа верхнедевонско-нижнепермского возраста в районе ступени Желания впервые была выделена автором в 1990 году по результатам тематических работ как атолл, в 2007 году её существование было подтверждено современными сейсмическими исследованиями МАГЭ. По новым данным площадь платформы составляет 5223 км2, мощность осадочного комплекса превышает 1000 м [П.А. Хлебников и др., 2010].

Предполагаемая платформа более молодого возраста - каменноугольно-нижнепермского - прослежена по единичным сейсмическим профилям (архивные временные разрезы ОАО «Союзморгео» и треста СМНГ) на экваториальном продолжении Канино-Тиманского кряжа. Ориентировочная площадь составляет 3400 км2, мощность отложений платформы около 500 м.

Степень преобразованности (катагенеза) органического вещества нефтегазоматеринских толщ в восточной части Баренцева моря на глубинах до 6000 метров по данным двухмерного (2D) моделирования, выполненного по сети региональных профилей в 2006 году специалистами ФГУП «ВНИИОкеангеологии», находится на стадиях МК2-МК5. Применительно к большим глубинам результаты моделирования свидетельствуют о полной реализации нефтематеринского и значительной реализации газоматеринского потенциала палеозойских отложений.

Однако при оценке перспектив нефтегазоносности рассматриваемого комплекса, по всей видимости, следует учитывать такие явления, отмечаемые некоторыми исследователями, как «инверсия» катагенетической зональности, т.е. снижение зрелости органического вещества с глубиной в некоторых разрезах Баренцева моря [M.JI. Верба и др., 1999] или растянутость шкалы катагенеза во впадинах с мощным (20-25 км) осадочным чехлом и погружение нижней границы зоны нефтеобразования иногда до 68 км, а также статистически обоснованные представления о возможной генерации жидких УВ при температуре до 200°С [М.И. Лоджевская, 1990].

Эти предположения подкрепляются открытием в последние годы месторождений нефти на глубинах, значительно превышающих общепризнанные для формирования залежей нефти. Так, в 2009 году в Мексиканском заливе открыто самое глубокое в мире, обнаруженное за всю историю нефтяной отрасли на глубинах 10,6-12,0 км уникальное нефтяное месторождение Тайбер (Tiber) с геологическими запасами нефти 1,8 млрдт в отложениях палеогена и неогена.

Наличие нефтегазовых месторождений, приуроченных к седиментационным ловушкам, расположенным в пределах рассматриваемого возрастного интервала (Д3-Р,), доказано как в Прикаспийской впадине (выявленные гигантские запасы газа на Астрахановском месторождении, нефти - на месторождениях Тенгиз, Кашаган и нефти и газа - на месторождении Карачаганак), так и в пределах сухопутной части Тимано-Печорской провинции. В частности, в Хорейверской впадине с рифогенными отложениями доманиково-турнейского нефтегазоносного комплекса связано большинство промышленных залежей нефти.

Автором дана оценка НСР УВ двух предполагаемых локальных карбонатных платформ на основе оценки плотности НСР извлекаемых УВ ВНИИОкеангеологии [Арктические моря, т. 5, кн. 1,2004].

Карбонатная платформа в районе ступени Желания при площади 5220 км2 характеризуется НСР УВ (извл.) в объёме 261-522 млн тУТ (минимальные-максимальные значения).

На карбонатной платформе на экваториальном продолжении Канино-Тиманского кряжа при её ориентировочной площади 3400 км2 предполагаемые извлекаемые НСР УВ составляют от 102 до 170 млн т УТ.

Положение № 3. Области развития наиболее крупных седиментациониых ловушек, обусловленных деятельностью речных палеосистем и связанных с ними дельт, расположены в южной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба - соответственно в районе Куренцовской ступени и Мурманской и Кольской моноклиналей. Они представлены конусами выноса позднепермского возраста и береговыми барами средне-верхнетриасового возраста.

Крупные песчаные тела конусов выноса, палеодельт и другие элементы, установленные на Кольской и Мурманской моноклиналях, Куренцовской ступени, на юге Предновоземельского форланда являются характерными аккумулятивными формами пермско-триасового возраста. Осадки, выносимые древними речными системами, привели к накоплению в центральной части Южно-Баренцевской впадины мощной толщи терригенных песчано-глинистых отложений, обогащенных органическим веществом, способным генерировать большие объёмы УВ.

В верхнепермских отложениях восточной части Баренцева моря поисковый интерес представляют седиментационные ловушки в конусах выноса Южного Приновоземелья, Куренцовской ступени и Кольской моноклинали. На временных разрезах они определяются по характерным косослоистым, сигмоидным сейсмофациям с элементами кровельного и подошвенного прилегания (рис. 3).

Специальные сейсмические исследования, нацеленные на выделение локальных литологических ловушек в указанных конусах выноса Баренцева моря, не проводились.

Однако мировая практика показывает [Н. РеП^Ш, 1998], что с аналогичными конусами выноса, образовавшимися на пассивных окраинах Атлантического и других океанов в результате выноса осадочного материала реками, в том числе в нефтегазоносных бассейнах Бразильского (Кампос, Гайанский и др.) и ЮжноАвстралийского шельфов (бассейн Отуэй), в Мексиканском заливе, на шельфе Центральной Африки (дельты рек Нигер и Конго), связано большое количество месторождений. Коллекторами являются преимущественно песчаные отложения конусов выноса позднемелового и миоценового возраста. По оценкам Н. РеН^Ш (1998), с 1970 по 1998 г. в мире открыто 30 гигантских месторождений нефти и газа, связанных с такими отложениями, суммарные извлекаемые запасы которых составляют более 4,6 млрд т УТ. Проведённый указанным автором анализ по этим месторождениям показал, что 25% запасов приходится на структурные, 10% - на стратиграфические

ловушки и 65 % - на ловушки смешанного структурно-стратиграфического типа, то есть роль седиментационных ловушек в формировании перспективных объектов достигает 75%. При этом статистические подсчёты показали, что ключевыми факторами образования гигантских месторождений являются площадь ловушки и эффективная мощность продуктивных пластов.

Аккумулятивные веера выноса Рис. 3. Фрагмент временного разреза через Куренцовскую ступень (работы ОАО МАГЭ, интерпретация М.И. Леончика)

Таким образом, изучение внутреннего строения изначально авандельтовых пермских конусов выноса в древних зонах перехода от континентального шельфа к склону на востоке Баренцева моря представляет интерес для поиска в них локальных седиментационных ловушек, связанных с литологическими замещениями.

Суммарная площадь ареала развития верхнепермского конуса выноса в районе Куренцовской структуры составляет около 22000 км2. Размеры отдельных аккумулятивных вееров в пределах конусов составляют 40 х 60 км, мощность толщи достигает 2-3,5 км [Л.А.Попова и др., 1993]. При минимальной удельной плотности извлекаемых НСР УВ, характерных для Куренцовской ступени, 50 тыс. т/км2 в этом ареале формально может быть сосредоточено до 1100 млн т УТ.

В триасовых отложениях развиты ловушки седиментационного типа, связанные с наземными и подводными долинными и приустьевыми комплексами, которые формируют мощные аллювиально-дельтовые и авандельтовые тела. Одно из таких образований, связанное со средне-верхнетриасовой палеодолиной, было выделено специалистами треста СМНГ ВМНПО «Союзморгео» в 80-х годах прошлого столетия по сейсмическим данным в районах Кольской и Мурманской моноклиналей (рис. 4).

Сейсмофации палеодолины представлены разнообразными морфологическими элементами - палеоруслами, барами, валами, косами и другими аллювиальными отложениями. Для них характерно наличие коротких косослоистых отражений,

палеоврезов и локальных положительных элементов внутри комплекса. В числеположительных аккумулятивных тел выделяются узкие валообразные объекты протяженностью 40-70 км, шириной несколько сотен метров и мощностью до 200300 м. В структурном плане эти тела часто сопряжены со структурами облекания амплитудой 25-75 м.

Рис. 4. Фрагмент временного разреза регионального профиля в области развития морфоструктур триасовой речной палеосистемы (по данным ОАО «Союзморгео»)

Рассматриваемая палеодолина частично располагается в пределах древней суши, для которой характерна последовательная смена среды осадконакопления - от возвышенности к равнине и приморской низменности. Наземная часть палеодельты (продельта) предположительно располагается в пределах этой низменности, периодически затапливаемой морем. Область разгрузки (авандельта) находится в постоянно прогибающейся и заполняемой речными осадками котловине, занятой мелководным морем типа современного Северного Каспия или Аральского моря. В этой котловине мощность верхнетриасовых отложений возрастает до 1500-2500 м. В связи с этими процессами в центральной части Южно-Баренцевской впадины была сформирована осадочная толща большой мощности, содержащая органическое вещество смешанного сапропелево-гумусового, а в наиболее погруженной части впадины - гумусово-сапропелевого типа [М.И. Леончик, 2011].

Глубина залегания кровли верхнетриасовых отложений (отражающий горизонт Б) по данным сейсморазведки в наиболее погруженной части ЮБВ составляет 35004500 м. По мнению Е.Г. Бро [1993], верхнетриасовые отложения на этих глубинах достигли стадий катагенеза МК2-МК3.

В триасовых седиментационных ловушках на акватории Баренцева моря (включая остров Колгуев), образованных в результате деятельности триасовых речных палеосистем, выявлено 4 месторождения углеводородов.

В мировой практике известны примеры гигантских месторождений, приуроченных к баровым ловушкам. На месторождении Боливар (Маракайбский бассейн, Венесуэла) в

баровых песчаниках миоцена открыты две залежи Лагунильяс с геологическими запасами 2,3 млрд т нефти. На этом месторождении развиты ловушки как антиклинального, так и неантиклинального типов (литологические, литолого-стратиграфические).

На Кольской моноклинали выделен участок, в пределах которого расположено 12 баровых ловушек, близко расположенных друг к другу. Общая площадь этого участка превышает 1300 км2. Площадь отдельных баров меняется от 68 до 186 км2; средняя мощность баров по сейсмическим данным составляет около 300 м. Бары залегают на глубинах 1300-1800 м от поверхности моря. В области их развития триасовые отложения перекрыты юрскими образованиями, в кровле которых расположен региональный флюидоупор, представленный глинистыми отложениями верхнеюрско-нижнемелового возраста. В кровле 9 баровых ловушек по структурным построениям установлены антиклинальные перегибы амплитудой 25-75 м.

Оценка локализованных ресурсов объёмным методом, выполненная по этим девяти структурно-литологическим ловушкам, показывает, что суммарные геологические прогнозные ресурсы УВ по ним могут составлять от 267 до 801 млн т УТ.

Положение № 4. В западной части Южно-Баренцевской впадины существуют седиментационные ловушки, образованные турбидитовыми песчаниками в толще глинистых верхнеюрских отложений, которая обладает высокгш нефтеносным потенциалом.

Геолого-геофизические исследования скважин свидетельствуют об отсутствии хороших традиционных коллекторов в этой толще в связи с преимущественно глинистым составом отложений. Глинистые, а в центральной части моря -битуминозно-глинистые отложения характеризуются высоким содержанием органического вещества сапропелевого типа (до 11,8% в скважине Арктическая), не достигшего стадии катагенической преобразованности, при которой происходит массовая генерация углеводородов. На основании этих результатов в настоящее время верхнеюрскому комплексу на Баренцевоморском шельфе общепризнанно отводится роль регионального флюидоупора и потенциально нефтеносного комплекса с высоким, но нереализованным нефтегенерационным потенциалом. Однако следует отметить, что все скважины, пробуренные в Баренцевом море, расположены в бортовых зонах Восточно-Баренцевского мегапрогиба, где кровля комплекса располагается на глубинах 1400-1850 м, или на палеоподнятиях, которые прослежены в мегапрогибе по кровле юрского комплекса (на Арктической структуре глубина кровли - 2302 м).

По обобщениям Б.В. Сенина, похожая ситуация складывалась в 50-е годы прошлого столетия при изучении катагенеза органического вещества (ОВ) мезозойских, в том числе верхнеюрских отложений Западно-Сибирского палеобассейна, когда из-за слабой изученности бурением, которое проводилось преимущественно по периферии бассейна, у исследователей сложилось мнение о слабой преобразованности ОВ этих толщ. Дальнейшие исследования показали, что степень катагенеза ОВ быстро нарастает от периферии к центру бассейна.

Анализ данных по отражательной способности витринита показывает, что катагенетическая преобразованность этой толщи весьма разнообразна: в бортовых зонах мегапрогиба (скважины Мурманские, Северо-Кильдинские, Куренцовская) ОВ верхнеюрских отложений преобразовано до стадии ПК2.з, в осевой части впадины она достигает стадии МК| (Арктическая, Штокмановская и Ледовая скважины) и даже МК2 (Северо-Мурманская скважина) [Геология и полезные ископаемые России, 2004].

Кроме того, в Арктической и Северо-Мурманской скважинах, согласно результатам пиролитического исследования, глины верхней юры отличаются повышенным

коэффициентом продуктивности (соответственно, 0,1 и 0,33), что свидетельствует о преобразованности органического вещества, достаточной для продуцирования жидких углеводородов [Геодинамика и нефтегазоносность..., 1993]. Их присутствие в данном разрезе подтверждается на Арктической площади, где в интервале глубин 2416-2422 м в керне по плоскостям напластования кимеридж-оксфордских аргиллитов были обнаружены капли нефти.

На степень катагенеза органического вещества этих отложений в разное время дополнительно могли влиять два фактора:

1. Проявление в центральной части Южно-Баренцевской впадины обширного магматизма с образованием внутрипластовых интрузий, возраст которых по данным бурения на Лудловской площади определён как меловой. В работе Л.В. Жидковой и E.H. Кузнецовой (2000) на примере Сибирской платформы показана степень воздействия тепла трапповых интрузий на вмещающую их геологическую среду. В ней авторы отмечают, что на расстоянии 400-600 м выше траппового пласта температура под его воздействием может повышаться на 30-100 % от условно нормальной исходя из среднего геотермического градиента. Степень влияния траппов на температурный режим вмещающих толщ при этом зависит от мощности внедрившегося траппа, теплопроводности вмещающих пород, их трещиноватости, гидродинамической ситуации во вмещающих породах и других факторов.

2. Палеоглубины залегания верхнеюрского комплекса на момент начала кайнозойского аплифта заметно превышали современные глубины его залегания.

В связи с этим, на начало кайнозойского регионального подъёма всего Баренцевоморского региона глубина залегания кровли поздней юры в центральной части ЮБВ могла достигать 3000-3300 м. Подошва верхнеюрского комплекса, учитывая максимальную мощность этих отложений, могла находиться на глубинах до 34503750 м.

Результаты исследования отражательной способности витринита, выполненные в генетически однотипном Западно-Сибирском палеобассейне, показывают, что верхняя граница главной зоны нефтеобразования в этом бассейне по разным нефтегазоносным областям меняется от 2000 до 2900 м, а её мощность составляет 800-900 м [A.M. Фомин и др., 2000].

Всё выше сказанное позволяет предполагать, что в некоторых наиболее погруженных частях впадины, пока не изученных бурением, отложения верхней юры находились продолжительное время в главной зоне нефтеобразования и могли генерировать жидкие углеводороды. Область её развития, в сочетании с глубиной погружения верхнеюрского комплекса, определяется высокими значениями теплового потока (до 100-120 мВт/м2), свойственными, по данным В.Г. Левашкевича (2007), району восточнее Арктической структуры.

В связи с этим на первый план выходит проблема наличия коллекторов в верхнеюрской углеводородной системе.

Сейсмофациальный анализ, выполненный автором на базе временных разрезов, позволил выделить в пределах Южно-Баренцевской впадины в верхнеюрских отложениях область развития сейсмофаций, характеризующихся холмообразными, косослоистыми отражениями переменной амплитуды и протяжённости, которые находятся между высокоамплитудными субпараллельными отражающими горизонтами B(J3) и ОГ B'(KrJ3), соответствующими подошве и кровле верхнеюрских отложений [М.И. Леончик, 2011]. Эти сейсмофации в целом не свойственны верхнеюрской глинистой толще Баренцевоморского региона (рис. 5).

Глубоководные турбидиты, подобные выделенным в Южно-Баренцевской впадине, достаточно широко распространены в осадочных палеобассейнах мира, в том числе верхнеюрских.

В Норвежском море на месторождениях Тампен, Статфьорд и Магнус вскрыты нефтеносные глубоководные песчаники, находящиеся во вмещающей верхнеюрской глинистой толще, отнесённые к группе Викинг оксфордского и волжского ярусов [Petroleum Exploration and Exploitation in Norway. NPF, Special Publication № 4, Elsevier, Amsterdam, 1995, 444 р]. По своему происхождению песчаные отложения этого района были определены как турбидитовые фации, сформированные в морских условиях за счёт выноса материала с соседних площадей. Исследования показывают, что эти фации приурочены, в основном, к структурно низким зонам, что объясняет их редкое обнаружение в скважинах, которые бурятся, как правило, на антиклинальных структурах.

Структура Ахматовскся

область развития прогнозируемых верхнеюрскнх турблдиэв

5ЙР5» Çffiwfci'.'W

--------■■ ■■ ■■ ■ ■ • -

Предполагаемые турбидптыр

Рис. 5. Фрагмент регионального временного разреза, характеризующего ссйсмофации турбидитов, и схема их развития в Южно-Баренцевской впадине

Во многих районах Западной Сибири по сейсмическим данным выделяется так называемый «аномальный» разрез баженовской свиты [Г.Р. Хуснуллина, 2009]. Его особенностью является появление внутри битуминозных глин (чёрных сланцев) песчано-алевролитовых отложений.

Область развития турбидитов, выделенных по сейсмическим данным, приурочена к западному борту Южно-Баренцевской впадины и бурением не вскрыта.

Таким образом, в западной части ЮБВ предполагается существование региональной области развития коллекторов в песчаных осадках, принесенных сюда турбидными (мутьевыми) потоками с удаленной окружающей суши [М.И. Леончик, 2011].

Площадь этой области на данном этапе сейсмической изученности составляет около 9000 км2. Максимальная мощность верхнеюрских отложений по сейсмическим данным достигает 250-400 м.

В пределах выделенной зоны возможно обнаружение двух преобладающих типов ловушек, связанных с верхнеюрскими турбидитами. Первый тип - это ловушки литологические, приуроченные к зонам замещения глинистых отложений песчано-алевролитовыми. На современном этапе изученности их выделение затруднительно. Второй тип - ловушки комбинированные или структурно-литологические, в которых литологическая ловушка пространственно совпадает с антиклинальной. Второй тип ловушек на современной стадии сейсмической изученности представляет наибольший поисковый интерес в связи с наименьшими геологическими рисками их изучения, поскольку имеется достоверно определяемый замкнутый контур. К числу таких ловушек относятся антиклинальные поднятия Ахматовское, Андреевское, Южно-Туломское, Туломское, Безымянное и Бритвинское.

В диссертации выполнены две оценки ресурсов:

- НСР УВ всей выделенной области возможного развития турбидитовых коллекторов в целом могут составить при разной мощности нефтенасыщенной толщи (5 и 30 % от мощности верхнеюрского комплекса) 875 и 5255 млн т УТ соответственно;

- локализованные прогнозные ресурсы вышеперечисленных 6 антиклинальных структур, определенные объёмным методом составляют 220,6 млн т. Они меняются от 3,9 на Безымянной до 75,9 и 81,8 млн т соответственно на Южно-Туломской и Ахматовской структурах.

Положение № 5. Ловушки седиментационного типа, выделенные в восточной российской части Баренцева моря, представляют значительный нефтегазопоисковый интерес, их доля в начальных суммарных ресурсах может составлять 25-30 % и в количественном выражении оценивается в 7,2-8,6 млрд т УТ.

В восточной части Баренцева моря (исключая Печорское море) на 01.01.2011 г. сейсморазведкой разной плотности выявлено около 190 ловушек антиклинального типа (см. рис. 1). Их суммарная площадь составляет около 55 тыс. км2, что составляет приблизительно 5,8 % от общей площади акватории восточной части Баренцева моря (около 950 тыс. км2 - в границах изучаемого региона). Этот показатель по Печорскому и Карскому морям достигает 8-9 %. Таким образом, обеспеченность начальных суммарных ресурсов УВ ловушками антиклинального типа на акватории Баренцева моря является наиболее низкой среди морей Западной Арктики.

Внутри Баренцевского мегабассейна наиболее низкая обеспеченность антиклинальными ловушками прослеживается в Южно-Баренцевской впадине.

По результатам последней официальной оценки (на 01.01.2002 г.) НСР УВ российской части Баренцева моря составляют 25,3 млрд т УТ, по данным оперативной оценки Министерства природных ресурсов и экологии РФ на 01.01.10 г. они достигают 26,6 млрд т, а по данным ВНИГРИ - 24,5 млрд т [О.М. Прищепа, 2008]. Как видно, оценки НСР УВ по объёму принципиально не отличаются. В этих оценках не учтены НСР УВ бывшей «серой зоны» в объёме 6,4 млрдт по данным на 01.01.2002 г. Учитывая разделение этой зоны между Россией и Норвегией приблизительно на равные площади, к НСР УВ восточной части Баренцева моря можно «добавить» 3,2 млрд т УТ. Таким образом, средняя величина возможных начальных суммарных ресурсов УВ восточной части Баренцева моря (без Печорского) составляет 28,7 млрд т УТ.

Структура НСР УВ распределяется следующим образом: запасы по 5 месторождениям (Штокмановское, Ледовое, Лудловское, Мурманское и Северо-Кильдинское) составляют 4,6 млрд т УТ, локализованные ресурсы 81 антиклинальной

структуры, включая перспективные (категория Сз) и прогнозные (категория ДО ресурсы, согласно оценке ОАО «Союзморгео» достигают 7,9 млрд т УТ. Для сравнения отметим, что оценки специалистов треста СМНГ на 2004 г. близки и составили 7,4 млрд т УТ. В последующих расчётах использованы оценки локализованных ресурсов, выполненные ОАО «Союзморгео» в 2008-2010 гг. по заказам ГНЦ ФГУГП Южморгеология и ФГУП ВНИГНИ.

Следовательно, НСР УВ в 86 антиклинальных ловушках, включая 5 месторождений суммарной площадью около 34 000 км2, представленные запасами и локализованными ресурсами (категории Сз и ДО, составляет 12,5 млрд тУТ и представляют 61,8 % от общей площади выявленных на настоящее время антиклинальных объектов при средней расчётной плотности НСР УВ, определенной по этим структурам, на уровне 0,367 млн т/км2(367 тыс. т/км2). С учетом такой плотности в оставшихся 103 антиклинальных структурах, выявленных сейсморазведкой, но не локализованных, может содержаться ещё около 7,0 млрд т УТ. Таким образом, НСР УВ в объёме 9,1 млрд т должны быть сосредоточены в антиклинальных и неантиклинальных ловушках, в том числе преимущественно седиментационного типа, которые ещё не выявлены сейсморазведочными работами, то есть эти ресурсы на стадии современной изученности ловушками «не обеспечены».

С учетом не выявленных антиклинальных структур (доля которых может составлять предположительно 20 %) в седиментационных ловушках может содержаться, по предварительным оценкам, 7,3 млрд т УТ, что составляет чуть более 25 % от всех НСР УВ восточной (российской) части Баренцева моря. При коэффициенте успешности бурения в Баренцевом море, равном 0,5 (из 14 разбуренных структур на 5 открыты месторождения, на 4 структурах результат не определен, так как не вскрыты целевые горизонты), доля неантиклинальных ловушек в общем объёме НСР УВ может заметно повыситься.

Заключение

1. В работе научно обосновывается принципиально новое для западных бассейнов Арктики направление ГРР - нетрадиционные неструктурные ловушки УВ седиментационного типа (рис. 6).

2. В средне-верхнепалеозойских и триасовых, а также в юрско-нижнемеловых отложениях российской акватории Баренцева моря установлено четыре основных типа седиментационных ловушек и выявлены главные участки их распространения.

3. Наряду с расширением фонда перспективных локальных объектов акваторий выявление и изучение седиментационных ловушек способствует адресному поиску морских месторождений жидких УВ, столь важных для Российской Арктики, а также расширению и вовлечению в нефтепоиски бортовых районов основной перспективной мегаструктуры Баренцева моря - Восточно-Баренцевского мегапрогиба.

4. Основными типами седиментационных ловушек установлены: ловушки карбонатных платформ, ловушки, образованные речными палеосистемами: ловушки дельтовых конусов выноса, баровые ловушки, ловушки, образованные турбидитами. Выделенными участками концентрации и перспективного освоения седиментационных ловушек являются:

- два участка развития локальных карбонатных платформ верхнедевонско-раннепермского возраста (район ступени Желания Западной Приновоземельской зоны и участок на экваториальном продолжении Канино-Тиманского кряжа);

- участок развития верхнепермского конуса выноса на Куренцовской ступени;

I. границы нефтегазоносных и потенциально нефтегазоносных провинций (а) и областей (б); 2. Восточно-Баренцевская нефтегазоносная провинция и области в ее составе; 3. прочие провинции и области; 4. морские, береговые и островные скважины; 5. результаты бурения: а - не промышленные притоки нефти; б - не промышленные притоки газа; с-отсутствие положительного результата; 6. потенциальные ловушки УВ, представленные антиклинальными структурами; 7. месторождения нефти (а), газа и конденсата (б) и смешанного состава (в); 8. границы структурных элементов обрамления нефтегазоносных провинций; 9. индексы нефтегазоносных провинций и областей; 10. госграницы

Структурные элементы обрамления НГП:

II. докембрийские щиты и массивы; 12. складчатые и складчато-орогенные зоны; 13. прогибы (орогенные прогибы, синклинории, перикратонные погружения синеклизы)

Рис. 6. Схема участков развития выявленных перспективных ловушек российской части Баренцева моря (основа - карта ИГР по Б.В. Сенину, М.И. Леончику, 2010)

- участки распространения баровых отложений средне-верхнетриасового возраста на Кольской моноклинали;

- участок распространения турбидитов верхней юры в западной части Южно-Баренцевской впадины.

5. Величина НСР УВ, которые сосредоточены в седиментационных ловушках Восточно-Баренцевского мегапрогиба, составляет 25-30 % от всего ресурсного потенциала и по предварительным оценкам, может составить 7,2-8,6 млрд т УТ.

6. Выявление и изучение, а также оценка перспектив нефтегазоносности седиментационных ловушек должны осуществляться на основе сочетания специальных (целевых) тематических и научных исследований и сейсморазведочных работ регионального и поискового этапов. Заключительная фаза этих работ должна включать применение технологий трёхмерного численного моделирования бассейнов и симуляции нефтегазонакопления.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах: Публикации в изданиях, рекомендованных ВАК РФ:

1. ЛсончикМ.И., Сенин Б.В. Перспективы нефтеносности палеозойских карбонатов в российском секторе Баренцева моря // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2010. - Т. 5. - № 4 - http://www.ngtp.rU/mb/5/43 2010.pdf.

2. ЛеончикМ.И. Новый нефтегазоперспективный объект - верхнеюрские турбидиты Южно-Баренцевской впадины // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2011. - № 4. - С. 22-32.

3. Сенин Б.В., Лсончик М.И. Некоторые итоги и проблемы воспроизводства углеводородных ресурсов на российских акваториях // Газовая промышленность. - 2011. - № 661 спецвыпуск. - С. 25-28.

4. ЛеончикМ.И. Перспективные ловушки углеводородов неантиклинального типа восточной части Баренцева моря // Территория «Нефтегаз» - 2011. - № 9. - С. 2429.

5. Леончик М.И. Нефтеносность верхнедевонско-нижнепермских карбонатов восточной части Баренцева моря // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2011. - № 12. - С. 20-26.

Другие статьи и материалы конференций:

6. Диденко Е.Б, Симонов А.Н., Леончик М.И. Строение осадочного чехла северозападной экваториальной части Тимано-Печорской провинции по данным сейсмофациального анализа // Результаты морских геолого-геофизических работ на нефть и газ. - Рига: ВНИИморгео. - 1990. - С. 3-16.

7. Леончик М.И., Сенин Б.В. Карбонатное осадконакопление и условия формирования зон концентрации углеводородов в восточной части Баренцева моря // Материалы конференции: Зоны концентрации углеводородов в нефтегазоносных бассейнах суши и акваторий. ВНИГРИ, С-Петербург, 27 июля-02 августа 2010 г., С. 92100.

8. Игнатенко Е.А., Леончик М.И., Сенин Б.В. Седиментогенез и модели развития резервуаров бассейнов Баренцево-Кэрского региона // Материалы четвёртой международной конференции «Нефть и газ Арктического шельфа», Мурманск 12-14 ноября 2008 г., 5 с.

9. Сенин Б.В., Игнатенко Е.А., Леончик М.И., Лиссел Ф.Т., Сенин Т.Б. Перспективы нефтеносности палеозойско-юрского разреза Баренцево-Карского региона // Материалы Международной конференция «Нефть и газ Арктического шельфа», Мурманск 15-17 ноября 2006 г., 4 с.

10. Сенин Б.В., Леончик М.И., Сенин Т.Б. Нефтегазовая система триасового комплекса Баренцева моря // Материалы четвёртой международной конференция «Нефть и газ Арктического шельфа», Мурманск 12-14 ноября 2008 г., 4 с.

11. Леончик М.И., Сенин Б.В. Палеозойские платформы восточной части Баренцева моря // Материалы Международной конференция ЕАГЕ, Санкт-Петербург, 58 апреля 2010 г., 4 с.

12. Сенин Б.В., Леончик М.И. Условия осадконакопления и перспективы нефтегазоносности триасовых отложений Баренцева моря // Материалы Международной конференция ЕАГЕ, Санкт-Петербург, 5-8 апреля 2010 г., 4 с.

13. Сенин Б.В., Леончик М.И., Игнатенко Е.А., Сенин Т.Б. Сейсмогеологические критерии нефтеносности разреза восточной части Баренцева моря. Геология океанов и морей // Материалы XVII международной научной конференции (школы) по морской геологии, М., 12-16 ноября 2007 г, МГЕОС, 2007 г., С. 71-73.

14. Сенин Б.В., Леончик М.И. Сейсмогеологические предпосылки нефтеносности палеозойских и мезозойских отложений восточной части Баренцева моря // Материалы международной конференции ЗР Arctic, г. Москва 30 сентября - 2 октября 2009 г., 3 с.

15. Сенин Б.В., Игнатенко Е.А., Леончик М.И. Осадочные бассейны Баренцева моря: некоторые особенности геологического строения и проблемы нефтеносности разреза // Материалы Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Арктики», Москва, 27-29 июня 2006 г., РГУНГ им. Губкина, М., 2006 г., С. 114-115.

16. Сенин Б.В., Леончик М.И. Перспективы нефтегазоносности российских акваторий: обзор геологических результатов морских работ последнего десятилетия // Материалы 8-ой Международной конференции: Освоение шельфа России и СНГ. PRI, Москва, 20 мая 2011 г.

Содержание диссертации

Введение

1. Современное состояние выявления и изучения локальных - в том числе неструктурных - объектов нефтегазопоисков в российской части Баренцева моря

2. Основные черты геологии, тектоники и иефтегазоносности российской части Баренцева моря

2.1. Главные тектонические элементы

2.2. Геологическая история

2.3. Нефтегазоносность палеозойско-мезозойского разреза

3. Седиментационные ловушки Баренцевского мегабассейна

3.1. Исходные данные и методы анализа седиментационных ловушек

3.2. Типы седиментационных ловушек и условия их образования

3.2.1. Седиментационные ловушки карбонатных платформ верхнедевонско-нижнепермского возраста.

3.2.2. Седиментационные ловушки, образованные деятельностью речных палеосистем

3.2.2.1. Седиментационные ловушки верхнепермских конусов выноса

3.2.2.2. Седиментационные баровые ловушки средне-верхнетриасового возраста

3.2.3. Седиментационные ловушки верхнеюрского возраста, образованные турбидитами

3.3. Прогноз развития ловушек по площади и нефтегазоносным комплексам

4. Углеводородный потенциал седиментационных ловушек Баренцевского мегабассейна

4.1. Характеристика элементов палеозойских и мезозойских углеводородных систем

4.2. Прогнозные ресурсы УВ седиментационных ловушек

5. Рекомендации к поискам перспективных седиментационных ловушек нефти и газа в Баренцсвском мегабассейне

Заключение

Подписано в печать 23.12.2011 Формат 60x90/16 Бумага офсетная. Усл. печ. л. 1,25 Тираж 100 экз. Заказ 635

Отпечатано в типографии «Адмирал» 199048, Санкт-Петербург, В.О., 6-я линия, д. 59 корпус 1, оф. 40

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Леончик, Михаил Иванович

Введение

Глава

2.2 2.

Глава

3.2.2.

3.3 Глава

4.2 Глава

Современное состояние выявления и изучения локальных - в 8 том числе неструктурных - объектов нефтегазопоисков в российской части Баренцева моря

Основные черты геологии, тектоники и нефтегазоносности 12 российской части Баренцева моря

Главные тектонические элементы

Геологическая история

Нефтегазоносность палеозойско-мезозойского разреза

Седиментационные ловушки Баренцевского мегабассейна

Исходные данные и методы анализа седиментационных ловушек

Типы седиментационных ловушек и условия их образования 42 Седиментационные ловушки карбонатных платформ верхнедевонско-нижнепермского возраста.

Седиментационные ловушки, образованные деятельностью 53 речных палеосистем

Седиментационные ловушки верхнепермских конусов выноса

Седиментационные баровые ловушки средне-верхнетриасового 56 возраста

Седиментационные ловушки верхнеюрского возраста, 59 образованные турбидитами

Прогноз развития ловушек по площади и нефтегазоносным 65 комплексам

Углеводородный потенциал седиментационных ловушек 70 Баренцевского мегабассейна

Характеристика элементов палеозойских и мезозойских 70 углеводородных систем

Прогнозные ресурсы УВ седиментационных ловушек

Рекомендации к поискам перспективных седиментационных ловушек нефти и газа в Баренцевском мегабассейне

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Седиментационные ловушки углеводородов баренцевского мегабассейна - новое перспективное направление поисков нефти и газа"

Актуальность исследований

Основные задачи исследований:

4. Оценка прогнозных ресурсов седиментационных ловушек и зон их концентрации.

Защищаемые положения:

3. Области развития наиболее крупных седиментационных ловушек, обусловленных деятельностью речных палеосистем и связанных с ними дельт, расположены в южной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба -соответственно, в районе Куренцовской ступени и Мурманской и Кольской моноклиналей. Они представлены конусами выноса верхнепермского возраста и береговыми барами средне-верхнетриасового возраста.

Научная новизна.

1. В работе научно обосновывается принципиально новое направление геологоразведочных работ на нетрадиционные для акватории Баренцева моря неструктурные ловушки седиментационного типа.

2. Главные участки их распространения выявлены в средне-верхнепалеозойских, триасовых и юрско-неокомских отложениях.

7. Дана количественная оценка УВ ресурсов седиментационных ловушек различного генезиса как выделенных впервые, так и выделенных ранее и подтвержденных современными геолого-геофизическими исследованиями: карбонатных платформ позднего девона-ранней перми, конусов выноса поздней перми, позднетриасовых баровых тел, образованных речными палеосистемами и верхнеюрских турбидитов. Показано их существенное значение в общей ресурсной оценке Баренцевоморской НГП.

Личный вклад.

При непосредственном участии автора выполнено более 20 производственных и тематических отчетов, касающихся геологического строения, нефтегазоносности, а также оценки прогнозных ресурсов УВ Баренцева моря.

Фактический материал:

Апробация работы.

Результаты исследований автора учтены в работах выполнявшихся ОАО «Союзморгео» для Министерства природных и экологии PB 2008-2010 гг.

Благодарности:

Автор выражает благодарность всем геологам и геофизикам, работавшим и работающим в настоящее время в арктических морях, результаты работ которых и их представления о геологическом развитии региона были использованы автором при написании диссертации: БроЕ.Г., Гаврилову В.П., Грамбергу И.С., Григоренко Ю.Н., Диденко Е.Б., Кораго Е.А., Маловицкому Я.П., Маргулису JI.C., Погребицкому Ю.Е., Пчелиной Т.М., Прищепе О.М., Прокудину С.К., Сенину Б.В., Супруненко О.И., Шипилову Э.В., Шипелькевичу Ю.В., Школа И.В., Юнову А.Ю., Хаину В.Е. и многим другим.

Структура и объем работы: Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы из 126 наименований, содержит 50 рисунков, 4 таблицы. Общий объём работы - 130 страниц.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Леончик, Михаил Иванович

- результаты исследования биомаркеров нефти на Таркском месторождении и нефти в отложениях пермо-карбона на других месторождениях севера Тимано-Печорской плиты позволяют сделать вывод о различных источниках генерации этих нефтей, то есть, возможно, нижнетриасовая нефть мигрировала не из отложений палеозоя;

- соотношение диастераны/регулярные стераны (диа/рег) равно 0,47, что указывает на генерацию углеводородов в глинистых отложениях;

- насыщенной фракции этой нефти свойственно распределение н-алканов с преобладанием низкомолекулярных гомологов (отношение Н-С15/Н-С25 составляет 3,0 и 3,8 соответственно), что указывает на исходное ОВ морского генезиса.

В пользу предполагаемой миграции УВ с севера и, следовательно, принадлежности колгуевских нефтяных месторождений к углеводородной подсистеме Южно-Баренцевской впадины, говорят региональные модели распространения триасовых резервуаров, построенные нами на основе обновлённых структурных построений и новых результатов анализа данных морского бурения, выполненного ФГУП АМНГР (рис.4.1.6, 4.1.7).

Эти модели показывают, что нефтяные месторождения в триасовых отложениях о-ва Колгуев, месторождения Северо-Кильдинское и Мурманское в триасовых отложениях Южно-Баренцевской впадины, а также ряд крупных перспективных объектов, выраженных в этих отложениях, на самом деле расположены на склонах единого триасового или пермско-триасового палеобассейна и скорее всего, должны были заполниться флюидами за счёт миграционных потоков из этого палеобассейна.

Кроме того, на такую возможность показывают выполненные автором структурные построения по восточной части Баренцева моря. На карте мощностей триасовых и пермских отложений достаточно уверенно прослеживается связь Восточно-Баренцевского мегапрогиба (ВБМ) с северным погружением Тимано-Печорской плиты (см. рис.2.3.7, 3.2.9). Как видно из карт ВБМ в своих зонах содержит узкие прогибы, которые продолжаются в северную часть Тимано-Печорской плиты.

Таким образом, Южно-Баренцевская впадина, которая находилась в пермско-триасовое время в режиме постоянного погружения и в которой накапливались огромные мощности осадков, втягивала в погружение пограничные области палеоподнятий, расположенных в бортовых зонах впадин.

Характерными аккумулятивными формами триасового времени являются крупные песчаные тела конусов выноса, палеодельт и другие элементы, установленные на Кольской и Мурманской моноклиналях, Куренцовской ступени, на юге Предновоземельского форланда. Существование речных палеосистем в ыю

2000

Л ООО

4 ООО

5000

7000

Л-ЮИроЛН I м. нссчиимки

Лр| и.1.Ш 1Ы. I.

Но 1М1УЖНМС II) чин рицин УН

Мсс1<>р<>ж 1СП а) исфтм. о) IX рис.4.1.6 Региональная модель распространения резервуаров в триасовых отложениях юной части Баренцева моря по линии профиля Ферсмановская

Ижимка-Таркская (о.Колгуев) рис.4.1.7 Региональная модель распространения резервуаров в триасовых отложениях юной части Баренцева моря по линии профиля Северо-Кильдинская -Ижимка-Таркская (о.Колгуев) - Варандей море. триасе привело к образованию в центральной части Южно-Баренцевской впадины мощной толщи терригенных глинистых отложений, обогащенных органическим веществом, способным генерировать большие объемы УВ, в том числе жидкие.

Одна из таких речных палеосистем средне-верхнетриасового возраста была выделена специалистами «Союзморгео» (трест СМНГ) в южной части Баренцева моря (Печорское море), седиментационные ловушки (бары), образованные которой рассмотрены в главе 3.

Эта палеосистема представлена разветвленной сетью палеорусел, включающих различные формы аллювиальных образований (бары, валы). Ширина палеорусел по сейсмическим данным может меняться от 0,5 до 1,5 км и более. Размеры русловых и береговых валов могут достигать по протяженности километры - первые десятки километров. Их мощность может составлять 200-300 м. Вынос обломочного материала палеоруслами предположительно происходил из районов Кольского полуострова, полуострова Канин и севера Тимано-Печорской плиты.

Указанная система палеодолин располагается в пределах континентальной области, для которой характерна последовательная смена обстановок осадконакопления от возвышенности к равнине и низменности (рис.4.1.8, 4.1.9). Наземная часть палеодельты (продельта) предположительно располагалась в пределах приморской палеоравнины, периодически затапливаемой морем. Область разгрузки (авандельта) находилась в котловине (мульде) эпиконтинентального шельфового мелководного моря типа современных акваторий Северного Каспия или Аральского моря, в которой происходит увеличение мощности верхнетриасовых отложений до 1500-2500 м.

По результатам сравнительного анализа литолого-фациального состава верхнетриасовых отложений, представленных в морских скважинах Баренцевоморского и Печорского регионов, вырисовывается следующая литофациальная зональность:

- в Печорской синеклизе (скв. Северо-Гуляевская, Приразломная, Медынская море-2, Песчаноозёрская-46) и, частично, на бортах Восточно-Баренцевского мегапрогиба (скв. Адмиралтейская, Крестовая, Ферсмановская) преобладали преимущественно континентальные условия осадконакопления с развитой системой палеорек, озёр и болот;

- в зоне перехода от Печорской плиты к Южно-Баренцевской впадине (Мурманская и Куренцовская моноклинали - скв. Мурманские, Куренцовская, Северо-Кильдинские) условия осадконакопления сменялись на дельтовые и лагунные;

- в Южно-Баренцевской впадине (скв. Штокмановские, Лудловская, Арктическая) условия осадконакопления были преимущественно мелководно-морскими, реже прибрежно-морскими, дельтовыми. Так, например, в скв. Штокмановская-2 нижняя часть нижнего триаса представлена тонким ритмичным переслаиванием глин, аргиллитов, и песчаников, часто с косослоистой и линзовидной структурой с примесью обуглившихся растительных остатков (формирование комплекса в дельтовых условиях).

Исследования ИГиРГИ [102] показывают, что верхнетриасовые отложения по параметрам пиролиза характеризуются благоприятными нефтегазогенерационными показателями, а при удалении к северу от о-ва Колгуев, в сторону Южно-Баренцевоморской впадины в этих отложениях ожидается увеличение доли глинистых пород морского происхождения, с более высоким нефтематеринским потенциалом, обогащенных сапропелевым ОВ заметно выше, чем синхронные породы о-ва Колгуев и северных районов Тимано-Печорской плиты.

Глубина залегания кровли верхнетриасовых отложений (отражающий сейсмический горизонт Б) по данным структурных построений в наиболее погруженной части Восточно-Баренцевского трога (Южно-Баренцевская впадина) составляет 3500-4500 м (рис. 4.1.10). По мнению Е. Г. Бро [94] верхнетриасовые отложения на этих глубинах достигают стадий катагенеза МК2-МК3. Таким образом, отложения верхнетриасового комплекса могли производить УВ смешанного состава - газового, газоконденсатного, а в области развития морской части авандельт возможно даже и нефтяного.

Косвенным подтверждением такой возможности являются результаты бурения на Арктической площади, где в верхнетриасовом комплексе отмечены нефтепроявления, а также на Мурманской площади, где в отдельных пробах шлама, полученных из песчаных тел в нижнеюрских отложениях, был отмечен запах нефти, а в пробах бурового раствора из интервала развития этих пород в разрезе - до 10% сырой нефти.

Существование морских палеобассейнов в Южно- и Северо-Баренцевской впадинах позволяет предполагать формирование мощных толщ, обогащенных сапропелевым и гумусово-сапропелевым ОВ, что значительно повышает привлекательность триасовых и вышезалегающих толщ в отношении их нефтегазоносности.

Юрская углеводородная система. Данная система включает отложения юры, которые являются пока основными реально продуктивными отложениями в Баренцевском регионе. Комплекс уверенно разделяется на две части (рис.4.1.11):

-отложения ранней и средней юры преимущественно выполняет роль коллекторской толщи, представленной песчаниками с высокими фильтрационно-ёмкостными характеристиками (см.главу 2), в которой сосредоточены все месторождения юрской УВ системы, открытые в российской части Баренцева моря (Штокмановское, Ледовое, Лудловское);

-отложения частично средней юра и поздней юра представляют собой региональную покрышку, под которой и сосредоточены залежи перечисленных месторождений.

Как следует из результатов анализа палеоседиментационных условий, выполненного автором совместно с Б.В.Сениным, юрский комплекс отражает этап трансгрессивного развития Баренцевоморского палеобассейна, в результате которого здесь устанавливается преимущественно морское осадконакопление. Юрский палеобассейн Баренцевоморского региона являлся частично замкнутым, ограниченным серией палеоподнятий: на западе и юго-западе - Балтийским щитом; на востоке - Новоземельским орогеном, разделявшим юрские бассейны -Баренцевоморский и Южно-Карский; на западе и севере - несколькими более мелкими поднятиями или островами, существовавшими в то время в районах современных архипелагов Земля Франца Иосифа и Шпицберген (рис.4.1.12).

1500-3000 м на поднятиях северных и северо-западных районов шельфа. В осевой части Баренцевоморского трога и на Печорской плите эрозия, по мнению И.С. Грамберга, составляет 200-300 м, а по данным Е.Хенриксена, Х.М.Бьорсета, Т.К.Хальса и др. [84] до 400-600 м. Современные глубины залегания кровли верхнеюрских отложений в ЮБВ достигают 2400-2700 метров. Поэтому на конец мелового времени глубина залегания кровли верхней юры в центральной части ЮБВ могла превышать 2700-3000 м. Подошва верхнеюрского комплекса, учитывая максимальную мощность этих отложений (до 450 м), приуроченную к Южно-Баренцевской впадине могла находиться на глубинах до 3150-3450 м. По прогнозным кривым стадийности катагенеза в разрезах поисковых скважин [34] на этих глубинах отложения должны находится в зоне катагенеза стадии МК2-МК3.

Выше сказанное позволяет предполагать, что в некоторых наиболее погруженных частях впадины, не изученных бурением, отложения верхней юры находились продолжительное время в главной зоне нефтеобразования и могли генерировать жидкие углеводороды. Её местоположение наряду с глубиной погружения верхнеюрского комплекса, определялось также высокими значениями теплового потока (до 100-120 мВт/м), свойственными, по данным В.Г.Левашкевича [38], району восточнее Арктической структуры. В связи с этим в верхнеюрской углеводородной системе на первый план выходит проблема наличия коллекторов, роль которых могут выполнять песчано-алевролитовые пласты, образовавшиеся за счёт деятельности турбидных потоков и наличия крупных ловушек.

Наличие коллекторов в верхнеюрском комплексе по результатам бурения на Баренцевоморском шельфе пока не находит подтверждения. Однако следует отметить, что по некоторым данным [37] во многих разрезах Тимано- Печорского региона имеет место стратиграфическое несогласие между кимериджскими и средневолжскими отложениями, указывающее на наличие фазы морской регрессии. Степень влияния данной регрессии на стратиграфическую полноту и литологическую изменчивость верхнеюрского разреза на акватории Баренцева моря из-за низкой её изученности бурением пока не ясна. В тоже время по сейсмическим данным заметны изменения, как мощности верхней юры, так и её литологического состава, которые возможно связанны с кратковременными

На региональной схеме развития неокомского бассейна выделены области развития элементов кровельного и подошвенного прилегания, которые указывают на направление и движения древнего подводного склона (рис. 4.1.17). Из рисунка следует, что развитие бассейна контролировалось системой поднятий, расположенных по его периметру: на юге системой ступеней (Куренцовская и Мурманская), на западе - сводом Федынского, а на севере Штокмановско-Лунинским порогом, уже существовавшим в то время. Они, по всей видимости, препятствовали распространению турбидитных потоков и способствовали их концентрации вдоль склона. На временных разрезах достаточно уверенно выделяются пологие и крутые части клиноформ (рис. 4.1.18, 4.1.19). Первые больше соответствуют шельфовым условиям осадконакопления, вторые -проградирующему аккумулятивному склону, вдоль основания, которого могли формироваться грубозернистые осадки.

В Западной Сибири с однотипными неокомскими клиноформами связаны значительные запасы УВ, прежде всего нефти. Месторождения приурочены к песчаным коллекторам, распространённым как в верхней части клиноформ, так и в подошвенной их части (ачимовская свита). Нефтегенерирующей толщей для них являются бажениты верхней юры.

В Южно-Баренцевской впадине неокомские клиноформы могут представлять интерес только с точки зрения поиска в них структурно-литологических ловушек, миграция УВ в которые могла происходить из нижележащих толщ, преимущественно - из триасовых, при условии достижения юрской толщей глубины, достаточной для начала генерации УВ из её верхнеюрских глин.

Нижнемеловые отложения Восточно-Баренцевского трога содержат Сорг. от 0,01 до 2,58 %, а Печорской синеклизы - 0,5-3 %; концентрация ХБА составляет от 0,001 до 0,01% [25]. По содержанию органического вещества некоторые районы развития неокомских отложений могут рассматриваться как нефтегазоматеринские, однако степень его преобразованности не высока и их генерационный потенциал далёк от реализации.

Результаты анализа условий осадконакопления отложений, представленные в данной работе, что в центральной части Восточно-Баренцевского мегабассейна

С« Арслмвзая-Т тиснк'ии

038702N

ШлИ tíwii'i»; rasncsis шш исигг

ЕжЖ^^^Ш^жт1-

Схема развития ачиькесксй толщи в в неоксмских клиноформах Северного Приобья (по С В Ершсеу,20С4) N и!» i i—'щШШ

Возможный аналог ачимовсксй свиты ffiSBMf

Шшш ттшшттт®. рис.4.1.18 Неокомские клиноформы Южно-Баренцевской впадины по профилю 038702, расположение профиля см. рис. 4.1.17 (интерпретация М.И. Леончика)

ШШШШт

ШШж шшшш шика рис.4.1.19 Неокомские клиноформы Южно-Баренцевской впадины по профилю 018907, расположение профиля см. рис. 4.1.17 (интерпретация М.И. Леончика) продолжительное время существовали морские условия, благоприятные для накопления отложений с высоким содержанием органического вещества сапропелевого типа. Источником жидких УВ для выделенных ловушек могли служить обогащенные органическим веществом доманиковые отложения среднего-верхнего палеозоя, нижнего триаса, развитые в краевых зонах Южно-Баренцевской и Северо-Баренцевской впадин, а также верхнеюрские глины в наиболее погруженной части Южно-Баренцевской впадины. Вероятные фрагменты этих зон (кроме юрских) с многочисленными нефте- и битумо-проявлениями выведены на поверхность вследствие складчатых и орогенных движений на восточных островах арх. Земля Франца-Иосифа, на севере и юге Новой Земли [28, 72 и др.]. Это говорит о том, что жидкие углеводороды в выделенных ловушках могут составлять значительную долю от их НСР.

4.2. Прогнозные ресурсы УВ седиментационных ловушек

В данном разделе представлены две предварительные оценки прогнозных ресурсов ловушек седиментационного типа. Первая оценка основана на анализе и сопоставлении официальных показателей величин НСР УВ Баренцевоморского региона и общей площади всех выявленных на настоящее время сейсморазведкой перспективных объектов, включая месторождения и структуры, подготовленные к бурению. Цель этой оценки выяснить насколько НСР УВ региона обеспечены антиклинальными структурами, и какая доля НСР может быть сосредоточена в ловушках неантиклинального типа, включая седиментационные ловушки. Вторая включает в себя оценку конкретных представленных в диссертации седиментационных ловушек.

Первая оценка. По результатам последней официальной оценки (на 01.01.2002 г.) НСР УВ российской части Баренцева моря составляют 25 263,9 млн. т УТ, по данным оперативной оценки Минприроды на 01.01.10 г. они достигают 26658,5 млн. т, а по данным ВНИГРИ - 24538,9 млн. т [59]. Как видно оценки НСР УВ по объему принципиально не отличаются. В этих оценках не учтены НСР УВ бывшей «серой зоны» в объеме 6446,00 млн. т по данным на 01.01.2002 г. Учитывая разделение этой зоны между Россией и Норвегией приблизительно на равные площади, к НСР восточной части Баренцева моря можно добавить 3200 млн. т УТ. Таким образом, средняя величина возможных начальных суммарных ресурсов УВ восточной части Баренцева моря (без Печорского) составит 28687,1 млн. т УТ.

Структурно НСР УВ распределяется следующим образом (рис.4.2.1): запасы по 5 месторождениям (Штокмановское, Ледовое, Лудловское, Мурманское и Северо-Кильдинское) составляют 4626 млн. т УТ, локализованные ресурсы 81 антиклинальной структуры, включая перспективные (категория С3) и прогнозные (категория ДО ресурсы согласно оценке ОАО «Союзморгео» (2010) достигают 7896 млн. т У Т. Для сравнения отметим, что оценки специалистов треста СМНГ на 2004 год близки и составили 7424,8 млн. т УТ [98]. В последующем расчете использована оценка локализованных ресурсов, выполненная ОАО «Союзморгео» в 2008-2010гг. в рамках совместных работ с ГНЦ ФГУГП Южморгеология и ФГУП ВНИГНИ.

I Месторождения

I Антиклинальные структуры, локализованные

Ангикл инальные структуры выявленные, но не локализованные ■ Невыявленые ангикл ючальные структуры к Ловушки неантиклинал ьного типа, вт.ч.седиментационше рис.4.2.1. Схема распределения НСР УВ Баренцевоморского региона

Из приведённых выше оценок следует, что НСР УВ в 86 антиклинальных ловушках, в том числе ловушках 5 месторождений, общей суммарной площадью около 34 000 км2, представлены запасами и локализованными ресурсами (категории С3 и ДО в объёме 12522 млн. т УТ или 61,8 % от общей площади выявленных на настоящее время антиклинальных объектов, при средней расчетной плотности НСР УВ, определенной по этим структурам и равной 0,367387 млн. т/км2 (367,387 тыс. т/км2). С учетом такой плотности в оставшихся 103 антиклинальных структурах, выявленных сейсморазведкой, но не локализованных, может содержаться ещё около 7045 млн. т УТ. Таким образом, НСР УВ в объеме 9121 млн. т должны быть сосредоточены в антиклинальных и неантиклинальных, преимущественно

НСР ,млн.тУТ

Оценка ресурсов седиментационных ловушек в барах среднего-позднего триаса (табл.4.2).

Заключение.

1. В диссертационной работе научно обосновывается актуальность развития принципиально нового для западных бассейнов Арктики направления ГРР -поисков и разведки нетрадиционных неструктурных ловушек УВ седиментационного типа.

2. По результатам исследований уточнены перспективы нефтегазоносности акватории Баренцева моря, в-первую очередь его бортовых зон, на основе изучения и локализации седиментационных ловушек обоснована вероятность присутствия в этих районах нефтяных месторождений. Последние характеризуются относительно небольшими глубинами и возможным присутствием слабо преобразованных и не разрушенных гипергенными процессами залежей нефти ранней стадии онтогенеза.

3. В средне-верхнепалеозойских и триасовых, а также в юрско-нижнемеловых отложениях российской акватории Баренцева моря установлено четыре основных типа седиментационных ловушек и выявлены главные участки их распространения.

4. В качестве основных типов седиментационных ловушек определены: ловушки карбонатных платформ, ловушки, образованные речными палеосистемами: ловушки дельтовых конусов выноса, баровые ловушки, ловушки, образованные турбидитами. Выделенными участками концентрации и перспективного освоения седиментационных ловушек являются:

- два участка развития локальных карбонатных платформ позднедевонско-раннепермского возраста (район ступени Желания Западной Приновоземельской зоны и участок на экваториальном продолжении Канино-Тиманского кряжа);

- участок развития верхнепермского конуса выноса на Куренцовской ступени;

- участки распространения баровых отложений средне-верхнетриасового возраста на Кольской моноклинали;

- участок распространения турбидитов верхней юры в западной части Южно-Баренцевской впадины.

5. Величина НСР У В, которые сосредоточены в седиментационных ловушках Восточно-Баренцевского мегапрогиба, согласно выполненным по результатам исследований оценкам, составляет 25-30 % от всего ресурсного потенциала и по предварительным оценкам, может составить 7,2-8,6 млрд т УТ.

6. Выявление и изучение седиментационных ловушек способствует адресному поиску морских месторождений жидких УВ, столь важных для Российской Арктики, а также расширению и вовлечению в нефтепоиски бортовых районов основной перспективной мегаструктуры Баренцева моря - Восточно-Баренцевского мегапрогиба.

7. Выполненные исследования показывают, что выявление, изучение и оценка перспектив нефтегазоносности седиментационных ловушек должны осуществляться на основе сочетания специальных (целевых) тематических и научных исследований и сейсморазведочных работ регионального и поискового этапов. Заключительная фаза этих этапов работ должна включать применение технологий трёхмерного численного моделирования бассейнов и симуляции нефтегазонакопления.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Леончик, Михаил Иванович, Геленджик

1. Абилхасимов Х.Б. Сравнительная характеристика палеозойских карбонатных платформ Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа, 2008, №3, С.6-19.

2. Акрамходжаев A.M., Бабадаглы В.А., Джумагулов А.Д. Геология и методы изучения нефтегазоносности древних дельт. М., Недра, 1986,216 с.

3. Алёхин C.B. Антиклинальные и литолого-стратиграфические ловушки нефти и газа южной части Баренцева моря и методические основы их поисков сейсморазведкой MOB ОГТ. Автореферат диссертации на соискание ученой степени к. г.-м.н. Ленинград, 1985,29 с.

4. Ампилов Ю.П. Сейсмическая интерпретация: опыт и проблемы. М.: Геоинформцентр, 2004,278с.

5. Ампилов Ю.П. Стоимостная оценка недр. М.: Геоинформцентр, 2003,275с.

6. Атлас палеогеографических карт. Шельф Евразии в мезозое-кайонозое. РАН, Робертсон групп, 1992.

7. Бакиров A.A., Бакиров Э.А., Мелик-Пашаев B.C., Юдин Г.Т. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа. М.: Высшая школа, 1976,416 с.

8. Бакиров A.A. и др. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа. М.:Высшая школа, 1976,416с.

9. Баренцево-Северо-Карский седиментационный бассейн / О. И. Супруненко, Е. А. Кораго, К. Г. Вискунова. В кн. Геология и полезные ископаемые России. Т. 5 кн.1. Арктические моря. СПб.: ВСЕГЕИ, 2004, С. 161-212.

10. Баренцевская шельфовая плита (Под.ред. И.С.Грамберга). Л., Недра, 1998,263с.

11. Богацкий В. И., Богданов Н. А., Костюченко С. Л., Сенин Б. В., Соболев С. Ф., Шипилов Э. В., Хаин В. Е. Объяснительная записка к тектонической карте Баренцева моря и северной части Европейской России м-ба 1:2500000. М., ИП РАН, 1996,94 с.

12. Бро Е.Г. и др. Геологическое строение и нефтегазоносность отложений осадочного чехла на шельфах Баренцева и Карского морей. СПб, ВНИИОкеангеология, 1993,243 с.

13. Брод И.О. Развитие представлений по районированию и классификации нефтегазоносных территорий. В сб. Закономерность размещения месторождений нефти и газа Волго-Уральской области. М.: Изд-во АН СССР, 1963, С. 356-364.

14. Брод И.О., Левинсон В.Г. Происхождение нефти и нефтегазонакопление. -М.: Гостоптехиздат., 1955, 240 с.

15. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти. М.: Изв. АН СССР. Сер. геол., 1967, № 11, С. 137-142.

16. Верба МЛ. Баренцево-Северокарский мегапрогиб и его роль в эволюции Западно-Арктического шельфа // Геологическое строение Баренцево-Карского шельфа. Л., 1985, С. 11-29.

17. Верба М.Л, Матвеев Ю. И., Сакулина Т.С., Телегин А.Н., Евдокимова Н.К. Нефтегенерационные комплексы в зоне сочленения Балтийского шита и Баренцевской шельфовой плиты по геофизическим данным // Разведка и охрана недр. М., Недр, 1999, №2, С. 19-24.

18. Волков А.Н., Гагельганц. A.A., Юнов А.Ю. и др. Строение и нефтегазоносность окраин континентов. М.:Недра, 1981,250 с.

19. Высоцкий И.В. Теоретическая модель вертикального распределения скоплений углеводородов в стратисфере. В кн. Современные проблемы геологии и геохимии горючих ископаемых. М., 1973, С. 108-114.

20. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И. Формирование нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. М. Недра, 1986,288 с.

21. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И., Оленин В.Б. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран М. Недра, 1990,405 с.

22. Геодинамика и нефтегазоносность Арктики (Под. ред. В. П. Гаврилова). -М.: Недра, 1993,323 с.

23. Геологическое строение СССР и размещение полезных ископаемых, Т. 9, Моря Советской Арктики. JI.: Недра, 1984, С. 50-60.

24. Геология и полезные ископаемые России. Т.5. Арктические и дальневосточные моря. Кн.1. Арктические моря /под. ред. И. С. Грамберга, В. Л. Иванова, Ю. Е. Погребицкого. СПб.: ВСЕГЕИ, 2004,468 с.

25. Геология СССР, том XXVI. Острова Советской Арктики. Геологическое описание / Гл. ред. A.B. Сидоренко. М.: Недра, 1970,547 с.

26. Грамберг И.О. и др. Реконструкция геологического строения восточных районов Баренцевоморского региона на основе комплексного анализа геолого-геофизической информации // Российская Арктика. СПб: ВНИИО, 2002, 958с., С. 193-201.

27. Грамберг И.С., Супруненко О.И. Баренцевоморский нефтегазоносный осадочный бассейн основные этапы становления // Третья международная конф. «Освоение шельфа арктических морей России»: Реф. доклада.- Спб, 1997, С. 44-45.

28. Гроссгейм. В.А., Бескровная О.В., Геращенко И.Л. и др. Методы палеогеографических реконструкций. М.:Недра,1984,272с.

29. Губкин И. М. Учение о недрах. Третье изд. М.: Наука, 1975, 384 с.

30. Иванова Н.М. Предполагаемые палеозойские рифы в южной и центральной частях Баренцевского шельфа // Международная конференция по потенциалу нефти и газа в Баренцевом и Карском морях и прилегающей суши.-Мурманск, НИИМоргеофизика, 1992,29 с.

31. Кирюхина Т.А., Ступакова A.B. Качественный прогноз флюидов в месторождениях Печорского моря // Геология нефти и газа № 3,2001, С. 28-35.

32. Клушин И.Г. Комплексное применение геофизических методов для решения геологических задач. Л.: Недра, 1968,312 с.

33. Короновский Н.В. Историческая геология. М.: Академия. 2006,458с.

34. Кравец В. С., Чирва С. А. Палеогеография Тимано-Уральской области в поздней юре / Мезозой Советской Арктики. Тр. Ин-та геологии и геофизики СО АН СССР Вып. 555. Новосибирск: Наука, 1983, С. 165-180.

35. Левашкевич В.Г. Геотермические условия акватории Баренцева моря и перспективы его нефтегазоносности // Материалы международной научно-технической конференции «Нефть и газ Арктики». Москва, Интерконтакт Наука, 2007, с. 190-200.

36. Леончик М.И., Сенин Б.В. Карбонатное осадконакопление и условия формирования зон концентрации углеводородов в восточной части Баренцева моря.

37. В сб. Зоны концентрации углеводородов в нефтегазоносных бассейнах суши и акваторий. СПб.: ВНИГРИ, 2010, С. 92-100.

38. Леончик М.И. Нефтеносность верхнедевонско-нижнепермских карбонатов восточной части Баренцева моря // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2011, № 12, С. 20-26.

39. Леончик М.И. Новый нефтегазоперспективный объект верхнеюрские турбидиты Южно-Баренцевской впадины // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2011, № 4, С. 22-32.

40. Леончик М.И. Перспективные ловушки углеводородов неантиклинального типа восточной части Баренцева моря // Территория «Нефтегаз», 2011, №9, С. 24-29.

41. Леончик М.И., Сенин Б.В. Перспективы нефтеносности палеозойских карбонатов в российском секторе Баренцева моря // Нефтегазовая геология. Теория и практика, 2010, Т. 5, № 4, http://www.ngtp.rU/nib/5/43 2010.pdf.

42. Лоджевская М.И. Нефтегазоносность глубокозалегающих горизонтов // Геология нефти и газа, 1990, №7, С.8-10.

43. Маргулис Е. А. Эволюция Баренцевоморского региона и его углеводородные системы // Нефтегазовая геология, Теория и практика, http://www.ngtp.ru, 2009 (4), 13с.

44. Маруашвили Л.И. Палеогеографический словарь. М.: Мысль, 1985,368с.

45. Милановский Е.Е. Геология России и ближнего зарубежья. М.: МГУ, 1998,448 с.

46. Осадочный чехол Западно-Арктической метаплатформы. Мурманск: НИИМоргеофизика, 1993,184 с.

47. Оценка потенциальных ресурсов углеводородов. Основы моделирования процессов их генерации, миграции и аккумуляции (С. Г. Неручев, Т. К. Баженова, С. В. Смирнов и др.). СПб.: Недра, 2006, 364 с.

48. Пермяков И.Г., Шевкунов E.H. Геологические основы поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1976, 376с.

49. Перродон А. История крупных открытий нефти и газа. М.: Мир, 1994,256 с.

50. Перродон А. Формирование и размещение месторождений нефти и газа. М.: Недра, 1985, 359 с.

51. Повышева Л.Г., Устрицкий В.И. О фациальной зональности в верхнепермских отложениях Новой Земли // Литология и полезные ископаемые, 1988, №4, с.105-111.

52. Повышева Л.Г., Устрицкий В.И. Пермские отложения Новой Земли // Стратиграфия. Геологическая корреляция, 1996, т.4, № 5, С. 25-34.

53. Преображенская Э.Н., Устрицкий В.И., Бро Е.Г. Палеозойские отложения о. Колгуев (Баренцево море) // Стратиграфия. Геологическая корреляция, 1995, т. 3, №5, С 75-85.

54. Прищепа О.М., Богацкий В.И., Орлова Л.А., Чумакова О.В. Прогноз нефтегазоносности области северного замыкания Тимано-печорского осадочного бассейна. // Нефтегазовая геология. Теория и практика. СПб.:ВНИГРИ, 2009, Т.4, htpp://www.ngtp.ru/6/362009.pdf.

55. Прогноз месторождений нефти и газа (А. Э. Конторович, Э. Э. Фотиади, В. И. Демин и др.). М.: Недра, 1981,350 с.

56. Пчелина Т.М. Нефтегазоматеринская толща среднего триаса Баренцевоморского шельфа. // Геологическое строение и нефтегазоносность Арктических морей России.-СПб.: ВНИИОкеангеология, 1994, С. 39-48.

57. Пчелина Т.М. История триасового осадконакопления на Шпицбергене и прилегающем шельфе Баренцева моря // Стратиграфия и палеонтология мезозойских осадочных бассейнов севера СССР. Л.: ПГО Севморгеология, 1985, С. 135-155.

58. Пчелина Т.М. Палеогеографические реконструкции Баренцево-Карского региона в триасовом периоде в связи с нефтегазоносностью // Третья международная конференция «Освоение шельфа арктических морей России»: Реф. доклада. Спб: 1998, С. 261-263.

59. Рединг Х.Г., Коллиснсон Дж.Д., Аллен Ф.А. и др. Обстановки осадконакопления и фации. М., Мир, 1990, Т.2,380 с.

60. Сенин Б. В., Левитан М. А. Фанерозойская эволюция скоростей осадконакопления и значение позднегерцинского события в геологической истории Баренцево-Карского региона // Российский геофизический журнал, 1999, № 13-14, С. 80-88.

61. Сенин Б.В., Шипилов Э.В. Классификация и номенклатура региональных элементов метаплатформы. В кн.: Осадочный чехол Западно-Арктической метаплатформы. Мурманск.: Изд.-во «Север», 1993, С. 16-25.

62. Сенин Б. В., Шипилов Э. В., Юнов А. Ю. Тектоника Арктической зоны перехода от континента к океану. Мурманск.: Изд.-во «Север», 1989,176 с.

63. Сенин Б.В., ЛеончикМ.И. Некоторые итоги и проблемы воспроизводства углеводородных ресурсов на российских акваториях // Газовая промышленность, 2011, № 661 спецвыпуск, С. 25-28.

64. Словарь по геологии нефти и газа. Л-д.: Наука, 1988,679 с.

65. Ступакова A.B. Развитие бассейнов Баренцевоморского шельфа и их нефтегазоносность. Автореферат диссертации на соискание ученой степени д. г.-м.н. Москва, 2001,41 с.

66. Супруненко О.И., Устрицкий В.И., Зуйкова О.Н. и др. Геолого-геофизическое районирование севера Баренцево-Карского шельфа по данным сейсморазведки //Геология нефти и газа, 2009, № 4, С. 17-25.

67. Тектоника и металлогения ранних кимерид Новой Земли (под научн. ред. Ю.Е. Погребицкого; Е.А. Кораго и др.) СПб.: Недра, 1992,196 с.

68. Федоровский Ю. Ф., Захаров Е. В. Геологическое прогнозирование нефтеносности карбонатных верхне-среднепалеозойских отложений на российском шельфе Баренцева моря // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2008, № 1, С. 4-9.

69. Хлебников П.А., Беленький В .Я., Гарзанов Г.Е. и др. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности восточного борта Северо-Баренцевской впадины // Разведка и охрана недр, 2009, №7.

70. Шипелькевич Ю.В. Методика сейсмостратиграфических исследований и ее применение при поисках нефти и газа в юрско-меловой толще Южно-Баренцевской впадины. Автореферат диссертации на соискание ученой степени к. г.-м.н. Л-д, 1986,22 с.

71. Яшин Д.С., Ким Б.И., Супруненко О.И., Евдокимова Н.К. Карта нефтегеологического районирования шельфа Восточно-Арктических морей России. М-б: 1:2 500 ООО. СПб.: ВНИИОкеангеология, 2005.

72. Arctic Geology and Petroleum Potential. NPF, Special Publication № 2, Elsevier, Amsterdam, 1993, 751 p.

73. Atlas-geological history of the Barents Sea. NGU, Trondcheim, Norway, 2009, p. 129.

74. Biteau J.-J., Choppin de Janvry G., Perrodon A. Petroleum system-2. Oil and Gas Journal, Aug., 11,2003, pp. 46-49.

75. Biteau J.-J., Choppin de Janvry G., Perrodon A. Petroleum system: fundamental tool. Petroleum system-1. Oil and Gas Journal, Aug., 4,2003, pp. 34-38.

76. Bugge Т., Mangerud G., Elvebakk G. et al. The Upper paleozoic succession on the Finnmark Platform, Barents Sea. Norsk Geologisk Tidsskrift, Oslo, 1995, Vol. 75, pp. 3-30, pp. 123-150.

77. Ehrenberg S.N., Nielsen E., Svana T.A., Stemmerik L. Depositional evolution of the Finnmark carbonate platform, Barents Sea: results from wells 7128/6-1 and 7128/4-1. Norsk Geologisk Tidsskrift, Vol.78, pp. 185-224. Oslo, 1998. ISSN 0029-196X.

78. H.Pettingill. Lessons learned from 43 turbidite giant fields // Oil and Gas. -1998. -№10-pp.93-95.

79. Henriksen E., Bjornseth, Yals T.S. et al. Uplift and erosion of the greater Barents Sea: impact on prospectivity and petroleum systems. Arctic Petroleum Geology. London, 2011, pp. 271-283.

80. Larssen G. В., Elvebakk G., Henriksen L. B. e.a., Upper Paleozoic litostratigraphy of the southern Norvegian Barents Sea. www.npd.no, 2002, p. 53.

81. Magoon Leslie B. The play that complements the petroleum system a new exploration equation. Oil and Gas Journal, Oct. 2, 1995, pp. 85-87.

82. Magoon L.B., and Dow W.G. The Petroleum system from source to trap. A A PG Memoir 60,1994, pp. 3-24.

83. Otis Robert M. and Schneiderman Nahum. A process for evaluating exploration prospects. AAPG Bulletin, Jul, 1997, 81, pp. 1087-1109.

84. Petroleum Resources: Norwegian Continental Shelf. NPD. Stavanger, Norway, 1993, p. 40.

85. Structural elements of the Norwegian continental shelf. Part I: The Barents Sea Region (by Roy H. Gabrielsen e.a.) NPD-bulletin №6, 1990. NPD, Stavanger, Norway, 1990, p. 33, fig. 17.

86. The Petroleum Resources on the Norwegian Continental Shelf 1999. The Norwegian Petroleum Directorate, Stavanger, Norway, 1999,54 p.

87. Ziegler P. A. Evolution of Laurussia: a study in Late Paleozoic plate tectonics. Kluver deademic Publishers. Dordrecht, Netherlands, 1989, p. 102, plates 14.

88. Ziegler P. A. Evolution of the Arctic-North Atlantic and Western Tethys. AAPG Memoir 43, Tulsa, US, 1988, p. 198 and plates 30.1. Фондовая:

89. Бро Е.Г., Преображенская Э.Н., Пчелина Т.М. и др. Геологическое строение и нефтегазоносность отложений осадочного чехла на шельфе Баренцева и Карского морей. Отчет, СПб, ВНИИОкеангеология, 1993.

90. Бро Е.Г.и др. Прогноз нефтегазоматеринских толщ, региональных резервуаров, покрышек и зон нефтегазонакопления на арктических шельфах России. Отчет по теме 344. СПб., ВНИИОкеангеология, 1996.

91. Васильева Е.А. и др. Поисковые комплексные геофизические работы в северо-восточной части Южно-Баренцевской впадины. Объект 06/87. Библиотека копий отчётов ОАО «Союзморгео», Мурманск, 1989.

92. Васильева Е.А. и др. Изучение геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносности Ушаковско-Новоземельской площади северной части Баренцева и Карского морей». Отчет, Мурманск, ОАО Севморнефтегеофизика, 2010. Фонды Моргеолфонда.

93. Вискунова К.Г. и др. Создание каркасной сети бассейнового моделирования с целью оценки перспектив нефтегазоносности акватории Баренцева моря. Отчет, СПб., ВНИИОкеангеология, 2006. Фонды Моргеолфонда.

94. Вискунова К.Г. и др. Переобработать геолого-геофизические материалы по Баренцево-Северо-Карской плите с целью определения стратегии поисков залежей углеводородов. Отчет, СПб.: ВНИИОкеангеология, 2002. Фонды Моргеолфонда.

95. Грузер Ф.Л. и др. Рекомендации к заложению параметрической скважины на морфоструктуру на Кольской моноклинали. Мурманск, ВМНПО Союзморгео, ММГНЭ, 1983. Фонды «Союзморгео».

96. Лебедев Л.И. и др. Изучение и увязка геолого-геофизического материала в переходной зоне между сушей и морем в районе о. Колгуев. Отчет, М., ИГиРГИ, 2001. Фонды Моргеолфонда.

97. Диденко Е.Б. и др. Опытно-методические работы по переинтерпретации и обобщению материалов геофизических исследований на Приновоземельском шельфе Баренцева моря .Отчёт по объекту 16/90, 1991. Фонды «Союзморгео».

98. Диденко Е.Б. и др. Опытно-методические работы по переинтерпретации и обобщению материалов геофизических исследований в южной части шельфа Баренцева моря. Отчёт по объекту 14/88, 1989. Фонды «Союзморгео».

99. Зобнина Н.И. и др. Изучение геологического строения и оценки перспектив обнаружения УВ ресурсов в западном секторе арктического шельфа России. Мурманск, 2002. Фонды Моргеолфонда.

100. Зобнина Н.И. Отчёт о региональных сейсмических работах на юго-западном борту Южно-Баренцевской впадины. Отчет по объекту 36/79, Мурманск, 1980. Библиотека копий отчётов ОАО «Союзморгео».

101. Киреев Г.И. и др. Комплексная обработка материалов бурения скважин Баренцевоморского региона. Отчет, Мурманск, ФГУП Арктикморнефтегазразведка, 2009. Фонды Моргеолфонда.

102. Киреев Г.И. и др. Создание единой информационной геолого-геофизической базы данных по континентальному шельфу Российской Федерации (отчет в 9-ти томах). Мурманск, ФГУП Арктикморнефтегазразведка, 2003. Фонды Моргеолфонда.

103. Комарницкий В.М. и др. Отчет по объекту 2/89-91 «Обобщение материалов поискового бурения по скважинам 1-Арктическая, 1-Куренцовская, 82-Северо-Кильдинская». Мурманск, 1990. Фонды АМНГР.

104. Леончик М.И. и др. Подготовка геолого-геофизической основы для оценки ресурсного потенциала осадочных бассейнов Баренцевоморского и ЮжноКарского регионов. Отчёт ОАО Союзморгео, Геленджик, 2007. Библиотека копий отчётов ОАО «Союзморгео».

105. Леончик М.И. и др. Структурная и стратиграфическая интерпретация сейсмических данных по акваториям Баренцева и Карского морей. Отчёт ОАО Союзморгео, Геленджик, 2010. Библиотека копий отчётов ОАО «Союзморгео».

106. Павлов С.П. и др. Изучение геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносности Адмиралтейского вала в Баренцевом море. Отчёт МАГЭ, Мурманск, 2006. Фонды ЦМГД Моргеобанка.

107. Павлов С.П. и др. Поисковые сейсморазведочные работы MOB ОГТ в центральной части Баренцева моря. Отчет по объекту 02/85 ВМНПО "Союзморгео", Мурманск, 1986. Библиотека копий отчётов ОАО «Союзморгео».

108. Павлов С.П. и др. Уточнить геологическое строение и перспективы нефтегазоносности восточного борта Северо-Баренцевской впадины. Отчёт МАГЭ, 2008. Фонды Моргеолбанк.

109. Попова Л. Н. и др. Поисковые сейсморазведочные работы MOB ОГТ в западной части Баренцева моря. Отчёт ВМНПО "Союзморгео", Мурманск, 1988. Библиотека копий отчётов ОАО «Союзморгео».

110. Попова Л.А.и др. Проведение поисковых комплексных геофизических работ в центральной части Южно-Баренцевской впадины. Отчёт по объекту 02/88 ВМНПО «Союзморгео». Мурманск, 1990. Библиотека копий отчётов ОАО «Союзморгео».

111. Прокудин C.K. и др. Отчёт по теме: Опытно-методические работы ро переинтерпретации и обобщению материалов геофизических исследований в Баренцевом море (объект 10/86). Мурманск, 1988. Библиотека копий отчётов ОАО «Союзморгео».

112. Скобельская С.К., Поисково-детальные сейсморазведочные работы MOB ОГТ в восточной части Баренцевоморского шельфа. Отчёт по объект 05/88. Библиотека копий отчётов ОАО «Союзморгео». Мурманск, 1989.

113. Супруненко О.И. и др. Количественная оценка величины начальных суммарных ресурсов нефти, газа и конденсата Баренцева, Печорского и Карского морей. СПб, ВНИИОкеангеология, 2004.

Информация о работе

Леончик, Михаил Иванович
кандидата геолого-минералогических наук
Геленджик, 2011
ВАК 25.00.12

Диссертация

Седиментационные ловушки углеводородов баренцевского мегабассейна - новое перспективное направление поисков нефти и газа - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Седиментационные ловушки углеводородов баренцевского мегабассейна - новое перспективное направление поисков нефти и газа - тема автореферата по наукам о земле, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы