Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Строение мезозойского нефтегазоносного комплекса Южно-Баренцевской впадины

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Строение мезозойского нефтегазоносного комплекса Южно-Баренцевской впадины"

МОСКОВСКИЙ ОРДЕНОВ ЛЕНИНА, ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ им.М.В.ЛОМОНОСОВА

Геологический факультет Кафедра геологии и геохимии горячих ископаемых

На правах рукописи

НАЗАРУК Владимир Владимирович

УДК 553.98:550.834.05:551.76

СТРОЕНИЕ МЕЗОЗОЙСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО КОМПЛЕКСА ШНО-БАРЕНЦЕВСКОЙ ВПАДИНЫ

Специальность 04.00.17 - геология, поиски и разведка

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва 1991

Работа выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета Ыокковского государственного университета им. Ы.В.Ломоносова.

НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ

ОФИЦИАЛЬНЫЕ ОППОНЕНТЫ:

ВЕДУЩЕЕ ПРЕДПРИЯТИЕ:

Защита состоится

доктор геолого-минералогических наук, профессор В.В.Семенович

доктор геолого-минералогических наук, профессор Г.Е.Рябухин МИНГ им. И.М.Губкина доктор геолого-минералогических наук, ст. н. с. Е.В.Захаров ВНИИГаз

ПО "Арктикморнефтегазразведка" /г. Мурманск/

^"ШЩлт г. Л

часов на

заседании специализированного совета Д.053.05.64 по геологии, поискам и разведке нефтяных и газовых месторождений, месторожден ний твёрдых горючих ископаемых и литологии при Московском государственном университете им. М.В.Ломоносова по адресу: 119899, ГСП, Москва, В-234, Ленинские горы, МГУ, геологический факультет, аудитория .

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета МГУ. .

Автореферат разослан " /3 " 1991 г.

Учёный секретарь специализированного совета

Н.В.Пронина

Западная часть Ледовитого океана - Баренцево море - омывает

звропейский Север нашей страны - окраину Восточно-Европейской тлатфорвы в геологическом плане. Эта акватория, получившая назван -ше Баренцевской окраинной плиты, представляет собой обширную область устойчивого прогибания и формирования осадочного чехла, в эбщих чертах сходного по возрасту и составу с образованиями Русской и Печорской плит. Открытие ряда месторождений, среди которых гигантское Штокмановское, подтверждает высокую перспективность восточной части Баренцева моря.

Актуальной задачей является обобщение имеющегося материала как по региону в целом, так и по наиболее изученной юго-восточной части Баренцева моря, для составления схемы направлений исследования и разведки. В первую очередь надо определить общие черты строения и развития мезозойской части разреза - основного объекта поисков на современном этапе. Это цель диссертации.

Для её достижения решены следующие вопросы:

1. Проанализированы все геологические данные по разрезу [кно-Баренцевской впадины, включая исследование вещественного состава отложений.

2. Изучен сейсмический материал с привлечением дополнительных методик в рамках сейсмостратиграфического анализа.

3. Проинтерпретирован материал о природных резервуарах мезозоя.

Научная новизна. На основе интеграции данных бурения, сейсмической стратиграфии и геологической информации со смежных областей охарактеризована история развития Южно-Баренцевской впадины. Выделены нефтегазоносные комплексы - объекты изучения перспектив. В их обьёме изучены природные резервуары. Оценены в общих чертах генерационные, аккумуляционные и консервационные возможности разреза. Восстановлены условия формирования нефтегазоносных комплексов. Сформулированы направления поисков нефти и газа.

При рассмотрении этих вопросов проведён анализ углов залегания седиментационных тел и перспективная корреляция отложений по новой методике с оригинальным программным обеспечением на ФОГТРАНе - 4, реализуемая на базе данных каротажа скважин.

Исходный материал - данные бурения (рис.1) на Мурманской, Северо-Кильдинской /С-К/, Арктической, Штокмановской, Лудловской, Песчаноозёрской, Куренцовской, Северо-Мурманской /С-М/, Крестовой,

Ферсмановской, Аквамаринчкой, Адмиралтейской и опорных скважин островного и континентального обрамления бассейна, по которым изучен разной полноты керновый материал; временные разрезы МОВ ОГТ в основном площадных объектов юго-востока Баренцева моря.

Основой работы являются результаты исследований автора, про-проведённые и опубликованные в 1985-1990 г.г., содержащиеся в списке работ, а также в двух отчётах и методической рекомендации, подготовленных в лаборатории волновых полей и моделей реальных сред ШИМоргеофизики ПО"Союзморгео" где автор работал в 1984-1987 г.г., занимаясь моделированием в геологии и сейсмостратиграфичео-

- Скааиины;

Северо -Баренцевская впадина

@

1— Месторожвения

газа (возраст);^

•с ,о V о <ь ■

<* ^ «о

- ^ а- >

^о*// "¿Т^'ьГ®"

ПРОГИБ /\ * *// ^ ЛедоЬое

___ , Ю 1« Н О '

Западно

"1— Непорозн-, J ДЕ1Ш НЕфТ!)

"1— Газопро-I явмниа^

Нордкапскик

Лудловское

ЫтокмлиоЬское @(

\кольски /о) С-Кильдинское

I (т,ч> 6 АрЕНЦЕВСКАЯ

- ^ ' ® Арктическое

СЗь)

ВПЛД.ИНК

мурммш

(ольсци!

п - об

Ку р е и 6 с ,Тз) \ с

Мурманское^^ Печоро-\^ , морская • \ седловина Л1есчаноозрр«' (Т1-а,р}

(С-Рч) @

Печорскля

СИНЕКЛИЗА

Рис. I. Обзорная структурно-тектоническая схева юго-аоеточной части Баренцева ыоря с элеыентами нефтегаэоносности.

3.

ким анализом временных разрезов, и работает в настоящее время. Построения выполнены по геолого-геофиэическим данным, любезно предоставленным сотрудниками объединений "Арктикморнефтегазраэведка", "Союзморгео", "Севморгеология", "Архангельскгеология" и других и содержащиеся в отчётах. Использованы опубликованные материалы по геологии сопредельных областей.

Практическая значимость. Сформулированные направления с указанием первоочередных задач будут использованы при разработке планов геологоразведочных работ в Баренцевеком НГБ. Новые методические приёмы могут заинтересовать специалистов, занимающихся оценкой перспектив нефтегазоносности акваторий.

Диссертация состоит из введения, 4-х глав и заключения. Работа изложена на страницах машинописного текста, иллюстрирована рисунками и включает таблиц. Список использованной литературы содержит наименований.

Представленная работа выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ по научным руководством профессора В.В.Семеновича, которому автор глубоко признателен за внимание и поддержку на всех этапах работы. Автор благодарен профессорам Ю.К.Бурлину и Б.А.Соколову и ведущему научному сотруднику А.И.Конюхову, чей опыт и критические замечания имели большое значение для постановки и выполнения данной работы. В процессе исследований и написания диссертации автор пользовался советами и консультациями профессоров И.В.Высоцкого, С.И.Корчагиной, доцентов А.Я.Архипова, О.К.Баженовой, А.Н.Гусевой, А.А.Трофи-мука, М.К.Иванова; старших научных сотрудников Г.Л.Чочия и Г.Е. Яковлева. Помощй в осмыслении материала сказывали: докт. г.-м. н. Я.П.МаловицкиЙ и А.Ю.Юнов, канд. г.-м. н. Е.ф.Безматерных и Д.В.Макаров, а также В.И.Коржик, Б.В.Сенин, А.А.Токарев, Ю.П.Ампилов. За поддержку на разных этапах работы автор выражает признательность Ю.В.Тронову, В.Н.Мартиросяну, С.К.Прокудину, и другим.

Глава I. ОЧЕРК ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ.

§1. История изучения региона охватывает несколько сотен лет. Детальное описание геологического строения островов сделано в процессе освоения Северного морского пути Арктическим институтом в 30-е годы. Известные до этого времени отрывочные данные о строении

дна моря позволили создать его сотрудникам единую концепцию развития Баренцевоморского региона.

Планомерный характер исследования акватории приобретают в 50-! годы с выделением НИИ Геологии Арктики. Большой вклад внесла Мурманская экспедиция ЛГО "Севморгеология" и Кольский филиал АН СССР. Данные по геологии дна моря начали систематизироваться, что послужило основанием для построения коллективом авторов из ПГО "Севморгеология" первой геологической карты Баренцевоморского шельфа со снятым покровом четвертичных отложоний на поднятиях.

В семидесятых годах развёртывается Мурманская экспедиция ВМНПО "Союзморгео", затем трест "Арктикморнефтегазразведка, специа лизирующиеся на поисках углеводородов, что привело к интенсивному разбуриванию акваторий и открытию в 80-х годах десяти месторождени нефти и газа.

В разные годы геологические вопросы Баренцевского региона при влекали внимание Г.П.Аветисова, Е.ф.Безматерных, А.В.Борисова, С.П.Бурова, М.Л.Вербы, П.С.Виноградова, В.Г.Гецена, В.А.Дедеева, В.Д.Дибнера, М.М.Ермолаева, В.А.Журавлёва, М.В.Клёновой, А.А.Кра-силыцикова, Ю.А.Лившица, В.Д.Наливкина, Ю.Е.Погребицкого, Я.П.Ма-ловицкого, Е.М.Пущаровского, Т.М.Пчелиной, Б.К.Остистого, Р.Л.Са-мойловича, Б.В.Сенина, В.И.Устрицкого, Ю.Ф.Федоровского, Н.С.Шатс-кого, 0.0.Шереметы, А.Ю.Юнова и многих других. Из последних трудоЕ привлекает внимание фундаментальностью книга, вышедшая в свет под редакцией И.С.Грамберга, "Баренцевская шельфовая плита" /"Труды НИИГА", т.196, 1988 г./.

§2. Южно-Баренцевская впадина - тектонический элемент Барен-цевской окраинной плиты - занимает площадь свыше 250 тыс. кв. км, что превышает десятую часть акватории Баренцева моря, занимая юго-восточную его часть. Её осадочное выполнение предположительно включает все системы фанерозоя общей толщиной свыше 14 км.

Бурением в акватории ВБВ вскрыт разрез до верхнего карбона ш Адмиралтейском поднятии. В прогнутой части большинством скважин освещён меловой, юрский и верхняя часть триасового разреза.

Снизу разрез предположительно начинает терригенно-карбонатна нижнепалеозой-среднедевонская толща резко изменчивой мощности как в тазрезах обрамления (от 0 до 7 км), так и по сейсмическим данны. в акватории. Сульфаты развиты в разрезах обрамления повсеместно в

силур-девоне. Вулканогенные разности присутствуют в кембрии в пре-целах Печорской плиты, а в среднем девоне - на севере Новой Земли.

Выше залегает карбонатная, выдержанная по составу верхнеде-вон-нижнепермская толща. Отличается повсеместным присутствием органогенных разностей вплоть до полосы рифов, протягивающейся суб-лиротно вдоль северного берега Кольского п-ва. В западной части Баренцева моря широко развиты галогенные и сульфатные разности с сокращением их роли к востоку до полного отсутствия предположительно в разрезе ЮБВ. Толщина этой части разреза около 2 км с сокращением к северу (на ЗФИ остаётся лишь 83 м).

Выше залегает терригенная пермь-нижнемеловая толща с незначительным количеством маломощных прослоев карбонатов и углистых разностей. Характерна резким увеличением мощности в ЮБВ до 12 км и сокр ращением до 2-3 км на её периферии. Свыше 2/3 охватывают верхнепермские и триасовые предположительно флишоидные'образования.

Венчает разрез маломощная терригенная, пёстрая по составу верхний мел - кайнозойская толща. Мощность до 300 м на востоке и до 5-6 км на западе Баренцева моря.

§3. ЮБВ - составная часть Восточно-Баренцевского мегапрогиба, заложенного на окраине пассивного типа и протягивающегося вдоль складчатого сооружения Новой Земли. В обрамлении Баренцевского НГБ, главным структурным элементом которого является упомянутый мегапро-гиб, участвуют: а) с востока - складчатое сооружение киммерид Новой Земли; б) с запйда - сводово-глыбовое Центрально-Баренцевское поднятие; в) с севера - сводово-глыбовое поднятие Земли Франца-Иосифа /ЗФИ/; г) с юга - Тиманекий складчатый пояс, отделяющий Баренцевс-кую и Печорскую плиты от Восточно-Европейской платформы.

В данной работе основное внимание уделено Южно-Баренцевской впадине /ЮБВ/, составляющей вместе с сопредельными тектоническими элементами (рис.1), южную половину Баренцевского НГБ. Разрез верхней части земной коры здесь имеет трёхэтажное строение: фундамент, промежуточный комплекс и платформенный чехол. Наиболее вероятен байкальский возраст первого по крайней мере в юго-восточной части Баренцевской шельфовой плиты.

Промежуточный комплекс охватывает стратиграфический диапазон от рифея (прибрежная зона Кольского щита) или кембрия-ордовчка до девона. Эта сильно дислоцированная изменчивой мощности тол-.да предположительно содержит вулканогенные образования и магматические

тела, нередко инъецирующие разрывные нарушения.

Третий - платформенный чехол - охватывает верхнепалеозой-кай-нозойские отложения и подразделяется на четыре структурных яруса. Характеризуется уменьшением как пликативных, так и дизъюнктивных дислокаций вверх по разрезу .

Структурные формы в пределах ШВ отличаются пологими углами наклона. Лишь на бортах он может составлять в низах разреза 2-4 градуса, а в верхах - около 1°. В узкой полосе бортовой зоны, совпадающей в плане с разломами, ограничивающими наиболее прогнутую часть, углы достигают 5-6, и иногда (особенно на востоке) и свыше 10 градусов. Исключение составляют сейсмические горизонты группа "А", имеющие предположительно магматическую природу, залегающие безсистемно с углами наклона до 10 и более градусов, тяготеющие к прогнутой части ЕБВ.

Глава 2. ИСТОРИЯ ГЕОДОГИЧЕСНОГО РАЗВИТИЯ.

§1. Основным методом познания истории развития малоразбуренню акваторий является сейсмический. Возможность создания непрерывных профилей через весь нефтегазоносный бассейн позволяет рассматривав трёхмерные осадочные тела как результаты отрезков времени.

В соответствии с принципами сейсмической стратиграфии проведено расчленение осадочного чехла на 7 сейсмических седиментационных комплексов /ССК/ - трёхмерных тел, отделённых друг от друга поверхностями несогласия.

Начинает разрез нижнепалеозой-среднедевонский ССК, идентифицированный преимущественно в южной части ШВ, а также в Печорском море. Прослеживается в западных и северных частях ШВ. Мощность по крайней мере в южной части изменчива (1-4 км) вплоть до отсуствия.

Выше залегает верхнедевонско-нижнепермский ССК, развитый на всей акватории. Здесь развито несколько динамически выраженных отражающих горизонтов, имеющих тенденцию к сближению в северном направлении. В полосе субширотного простирания, протягивающейся на расстоянии 150-200 км вдоль северного побережья Кольского щита, присутствуют аномалии типа "риф". Мощность до 2 км.

Выше лежит пермский терригенный ССК с фациями бокового наращи вания склона. Прослеживается на востоке ЮВ и Лудловской перемычке Мощность 0,5-1,5 км.

Вше обращает на себя внимание верхнепермско-триасовый терри-генный ССК с дискордантными рефлекторами, имеющими тенденцию к воэ-дыманию к кровле комплекса на Лудловской перемычке и далее на север. Мощность около 7 км.

Вше лежит юрский ССК с широким развитием холмообразного и прерывистого рисунка разноамплитудных отражений. В его кровле выделяется наиболее вццержанный отражающий горизонт "В". Мощность до 1,4 км.

Неокомский, идентифицированный в центральной части ГБВ, перекрывает описанный по схеме подошвенного налегания! Мощность увеличивается с юго-запада к центру ГОВ от 20 до 300 м и далее до 400 м.

Апт-альбский терригенный ССК завершает разрез. Верхняя его половина находится в неблагоприятных для наблюдения условиях. Распространён повсеместно. Мощность до 2 км.

Для первых четырёх ССК закономерным является переход с юго-запада на северо-восток от сейсмических фаций, генезис которых связан с континентальными условиями, к морским и далее к относительно глубоководным. В юрском ССК такой закономерности не отмечено, а в неокомском присутствует близкая к обратной. Завершает разрез ССК, где явно просматривается тенденция к стабилизации условий.

§2. Видимый угол падения сейсмических отражающих границ связан с реальным современный наклоном палеоповерхности седиментации. Проведя анализ приращения угла залегания с течением времени, можно оценить историю прогибания, зафиксированную в накопленном осадке. Для исследования выбираются участки, наиболее "контрастно" отображающие интенсивность тектонических движений. Это борта впадин, склоны валов или отдельных антиклинальных складок, по разним частям которых строятся кумулятивные кривые приращения угла залегания.

В триасовом периоде основное приращение угла залегания толщ на юго-восточном и северо-восточном бортах впадины приходится на начало периода, а на западном и юго-западном - на конец, что указывает на ассимметрию палеобассейна седиментации по глубинам. Результат может быть следствием заполнения впадины осадком с одной стороны: впадение крупных рек с указанных направлений при равномерном прогибании. С другой стороны, не исключено и запаздывание в прогибании западной части,ГОВ по отношению к восточной.

В юрском периоде отмечено равномерное приращение углов на всех бортах ЮБВ с небольшой дифференциацией. Меловой период отличается

увеличением темпа приращения углов залегания в восточной части EBB по отношению к западной, что обусловлено ростом Новоземельс-кого орогена.

"Косые" серии отражений (клиноформы) являются индикаторами некомпенсированного прогибания. Измеряя длину и угол их наклона, можно оценить величину перепада палеоповерхности седиментации. Вычисленная таким образом глубина пермского бассейна седиментации равна 1200 м, раннеюрского - 400 м, а неокомского - 300 м. Причём, пресноводное озеро юрского периода может быть мельче, но перепад поверхности седиментации к средней эпохе составлял 400 м.

§3. Последовательность геологических событий, имевших место в пределах описываемого района, восстановлена по сейсмическим и геолого-геофизическиы данным с учётом применения новых приёмов интерпретации. Детальность и достоверность построений снижается с глубиной и с увеличением геологического возраста.

Заложение шельфовых прогибов по всей вероятности качалось в девонскую фазу растяжения земной коры с образования грабенов. Затем выделяется пермская - возникновение осадочных бассейнов, юрская - новое прогибание с расширением сферы вовлечённых элементов, раннемеловая - прогибание с одновременным ростом Новоземельского орогена и излиянием базальтовых лав на ЗФИ. Завершилась история растяжения образованием океанических бассейнов в кайнозое.

По сейсмическим данным депоцентр в каледонский этап осадко-накопления располагался восточнее Новой Земли. В герцинский этап он сместился к оси Восточно-Баренцевского мегапрогиба. Юрско- меловой отрезок истории отмечен совпадением депоцентра с триасовым и с возникновением новых равноценных в отдельных прогибах западной части Баренцева моря. В кайнозое центр осадконакопления смещается на запад Варенцевской плиты, а в пределах ЮВВ отмечается воздымание и размыв.

Обстановки осадконакопления существенно менялись на протяжении платформенного этапа развития. Карбон-раннепермское время характеризуется выдержанностью мелководно-шельфовых условий карбо-натонакопления в пределах ЮБВ, а также соседних тектонических элементов. К северо-востоку появляются осадки склона и далее континентального подножья. В перми глубоководные условия распространяются во впадину (глубина свыше 1200 м), сохраняясь в течении

поздней перыи и раннего триаса. Затем скорость накопления обгоняет темп прогибания, что приводит постепенно к обмелению бассейна седиментации вплоть до осушения территории в конце триаса (рэтс-кий век). На южной периферии обстановка континентальной озёрно-лагунной седиментации доминирует на протяжении всего триаса с размывом в конце периода глубиной до 600 м.

В ранней юре обстановка озёрного и лагунного осадконакопления распространяется на всю акваторию ЕЕВ, сохраняясь до поздней юры, когда море вторгается с севера с установлением глубин до 300 м. Далее некомпенсированный бассейн существует до конца раннего мела с преобладанием глубин 100-300 м.

В позднем мелу, а вероятнее в палеогене, осадконакопление сменяется воздыманием и размывом отложений с амплитудой до 1-1,5км.

Глава 3. ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ МЕЗОЗОЯ.

§1. Мезозойские отложения ЕБВ являются главным объектом поисков залежей углеводородов /УВ/. Поэтому изучение их вещественного состава, взаимоотношения слоёв-коллекторов и флюидоупоров представляет интерес.

Начинает разрез нижне-среднетриасовая толща, коллекторские свойства которой низки. Общая пористость 5-10/6, редко - более 15%. Величина проницаемости колеблется от единиц до сотен миллиДарси. Плохая сортировка обломков и невыдержанность слоёв предопределяют невысокие аккумуляционные способности.

Нижняя часть верхнего триаса аналогична описанной толще, а в верхней части коллекторские свойства выше. Общая пористость проницаемых пачек нередко достигает 20/6. Проницаемость составляет сотни ииллцЦарси.

Нижне-среднеюрские породы обладают высокими ёмкостными свойствами. Здесь преобладают слои с общей пористостью 15-25^ и проницаемостью до единиц Дарки. Величина последней изменяется из-за неравномерного преобразования полевых шпатов в каолин и хлориты и неравномерного распределения карбонатного цемента (на севере ЕБВ). Особенности изменения минеральных зёрен позволяют предположить незначительное снижение проницаемости по латерали, при значительном по вертикали. Коллекторские свойства верхней юры (проницаемых разностей) похожи по количественным показателям на верхнетриасовые.

Пористость нижнемедовых пород-коллекторов составляет 10-15$, но проницаемость часто низка. На севере ЮБВ чаще встречаются слои с более высокими коллекторскини свойствами.

§2. Прослеживание проницаемых пачек и флюидоупоров основано, помимо традиционных методов, на модернизированной автором методике перспективной корреляции. Здесь за основу принято предположение о пропорциональном суммарной мощности свиты отложении слоёв. Опыт показал большую достоверность при прослеживании пелитовых разностей. Обработка на ЭВМ исключает симпатии в трассировании пластов.

Применение метода дало наилучший результат в верхнетриасовой толще, где доказана сопоставимость проницаемых пачек и флюидоупоров на сотни километров, что подтверждаете я другими методами.

В юре применение методики позволило детализировать корреляцию до прослеживания отдельных пластов-флюидоупоров в преобладающе грубозернистой толще.-.На севере их сопоставимость выше, чем на юге ЕБВ, что предполагает состоятельность покрышек среднего и верхнего отделов этой части акватории. Сопоставление Штокмановского и Лудловского разрезов выявило, что верхний продуктивный пласт первого выклинивается при прослеживании ко второму, причём не исключена возможность его срезания поверхностью скрытого несогласия.

§3. Изучив особенности коллекторов и их распространения, можно оценить аккумуляционные возможности каждого комплекса пород, что позволит ориентироваться в планово-экономических прогнозах не-фтегазоносности. Зная площадь выявленных ловушек и "высоту" их прослеживания, вычислим обьём пород. Прогнозируя по геолого-геофизическим данным соотношение проницаемых и глинистых разностей и сред' ний коэффициент пористости, можно оценить обьём выявленных ловушек. Вычисление всех параметров проведено с учётом общегеологических закономерностей строения, описанных выше.

В нижнем мелу отношение суммы пластов-коллекторов к общей мощ ности изменяется в пределах 0,05-0,3 для разных площадей с максимальными значениями на востоке ВБВ. С учётом прогнозируемого среднего коэффициента пористости, обьём выявленных ловушек составляет 64хЮ9м3.

В юре и триасе отношение суммы коллекторов к общей мощности изменяется от 0,бдо 0,82 и от 0,05 до 0,35 соответственно. В обеих толщах максимальные значения характерны для бортовой зоны. Общий

9 Я Ч

объём выявленных ловушек соответственно 279x10 и 108x10 м.

Общий объём ловушек в мезозойском комплексе пород достигает 455хЮ9м3, а с учётом прогнозируемых (литологически ограниченных и малоамплитудных, пропущенных сейсморазведкой) достигает 900 х Ю^м^, что подтверждает высокие аккумулирующие способности мезозойской части разреза Южно-Баренцевской впадины.

Глава 4. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ.

§1. В результате поисково-разведочных работ в акватории Баренцева и Печорского морей было открыто десять месторождений нефти и газа с преобладанием последних как по количеству, так и по запасам (рис.1). Кроме этого присутствуют нефтегазопроявления ещё на трёх площадях. Стратиграфический диапазон продуктивности охватывает верхний палеозой (Сд) - мезозой (юра 3). Наибольшее количество залежей приурочено к триасу, а по запасам на первом месте юра.

§2. В осадочном чехле ЕБВ автором выделено пять потенциально нефтегазоносных комплексов/ПНШ/. Продуктивность двух доказана. Снизу вверх выделяются: нижнепалеозой-среднедевонский, верхнедевон-нижнепермский, верхнепермско-триасовый, юрский и меловой.

Нижний НГТС скважинами не вскрыт. Разрез предположительно тер-ригенно-карбонатный с сульфатами на южном борту ЕБВ и на Централь-но-Баренцевском поднятии. Отдельные пачки пород выклиниваются в его пределах. Работами треста "Севморнефтегеофизика" вблизи Кольского п-ва закартировано несколько обьектов, где возможны литологи-чески и стратиграфически экранированные залежи (или в комбинации с тектоническим экраном). Возможно развитие коллекторов всех типов. Флюидоупоры скорее всего могут быть представлены плотными разностями пород, но не исключены и другие типы (например, эвапориты, широко развитые в Нордкапском прогибе). По аналогии с Печорской плитой следует ожидать присутствие залежей жидких УВ.

Верхнедевонско-нижнепермский преимущественно карбонатный НШ заключает ряд залежей нег!ти и газа в пределах континентальной части Печорской плиты. В экваториальной её части нефть и газ получены на Северс-Гуляевском и Поморском месторождениях. На Адмиралтейском поднятии из зоны трещиноватости получен приток газа с водой.

Высокие перспективы следует связывать прежде всего с южной

периферией ЮБВ, восточная часть которой является по существу продолжением структурных элементов Печорской плиты. Возможны литоло-гически, тектонически и комбинированно ограниченные залежи. Экраном могут быть плотные разности известняка и глинистые породы Перми, менее вероятно - эвапориты. Коллекторы вероятно трещинного и кавернозного типов, а в полосе субширотного простирания вдоль южного борта ЮБВ - органогенного (рифы). Близким к "Печорскому" строением обладает Центрально-Баренцевское поднятие. Здесь комплекс залегает на доступной для бурения глубине в южной и северной его частя*. Адмиралтейское поднятие имеет высокие перспективы с предположительным преобладанием тектонически экранированных залежей и ведущей ролью трещинных коллекторов.

Верхнепермско-триасовый Н1К продуктивен в нижне-среднетриасо-вой своей части на всей акватории ЮБВ (с учётом проявлений УВ). Верхняя пермь и верхний триас пока проявились незначительными притоками газа. Это позволяет предполагать региональную продуктивность комплекса на всей акватории ЮБВ и её периферии. В наиболее прогнутой части впадины доступен для бурения лишь верхний'триас.

Сравнение аргиллитов нижнего-вреднего триаса юга ЮБВ и Адмиралтейского поднятия позволяет сдэлать вывод о большей степени катагенеза последних (не размокают в воде в отличии-от первых). Тре-щиноватость аргиллитов севера выше, в то время как трещины на юге часто залечены кальцитом. Отсюда вытекает большая роль трещинных коллекторов на севере и меньшая на юге. Присутствие органогенного и кавернозного типов пористости маловероятно на всей акватории. Основной будет межзерновая. Покрышки на юге и западе ЮБВ могут быть представлены глинистыми разностями, присутствующими в избытке. На севере и в прогнутой части их роль будут выполнять плотные разности терригенных пород. Присутствие АВПД в этом Н1ТС говорит о нём как с региональном флюидоупоре. Невыдержанность слоёв предполагает наличие мелких залежей в большом количестве.

Юрский НГК представлен преимущественно грубозернистой толщей. Подразделяется на две толщи. В первой (^.¡р) преобладают проницаемые разности, а во второй (7^) - глинистые. Региональным флюидоупо-ром для всего комплекса служит пачка "волжских" глин, залегающая в кровле. Её изолирующие свойства высоки как из-за состава (40^ монтмориллонита), так и из-за малой примеси алевритовых частиц (менее 10%). Доказана продуктивность комплекса в центральной и северо-за-

падкой части ЮБВ (рис.1). Залежи газа сводового и пластово-еводо-вого типов (крупные и гигантские) прежде всего за счёт большой мощности коллекторов, отсюда косвенное подтверждение состоятельности локальных покрышек в средней части комплекса на севере ЮБВ. Коллекторы порового типа с развитием вторичных минералов. В юго-восточной части ЕБВ можно ожидать присутствие литологического ограничения залежей в комбинации со структурным. Ловушки на бортах могут возникнуть и при выклинивании и срезании слоев нижней юры. Центральная и северная часть ЮБВ предположительно газоносна. Залежи нефти можно ожидать лишь в наиболее прогнутой части в верхней юре (Арктическое месторождение).

Меловой потенциальный НГК представлен преимущественно алевро-пелитовой толщей, что заставляет оценивать его как мощный флюидо-упор. Количество и мощность проницаемых разностей возрастает к северу. Верхняя часть этого НГК предположительно находится в акон-сервационной зоне. В нижней предполагается присутствие залежей УЬ в лдовушках комбинированного (литологического и структурного) ограничения. Сгущение сети профилей уже позволило выявить несколько складок небольшой амплитуды.

§3. По аналогии с обрамлением, в разрезе южной части БНГБ возможно присутствие ряда нефтегазоматеринских свит. В мезозое к таковым относится нижний-средлий триас и часть верхней юры. Отложения нижнего мела также содержат много органического вещества гумусового типа (до 2% в виде растительного детрита).

Все палеозойские толщи к северу от южного борта ЕБВ сейчас находятся на глубина свыше б км. Учитывая, историю прогибания, можно предположить, что на большей части акватории они находятся на этих глубинах с конца триаса.

Глубина погружения меловой толщи не превышает 2 км на большей части БНГБ. Степень изменённости менее ПКд. Верхнеюрская толща находится сейчас на глубине 2-25 км в прогнутой части впадины при степени изменённости -Шд-МНр что соответствует началу главной фазы нефтегазообразования. Прямые наблюдения подтверждают начавшуюся генерацию (капельная "нефть", запах керосина и жжёной резины при нагревании).

Отложения триаса на южном борту ЮБВ содержат в основном гумусовую органику, но к северу предполагается появление смешанного и

сапропелевого типов по аналогии с разрезами северного обрамления. Степень катагенеза на южном борту не превышает ЫК^ при современной глубине залегания 2-3 км. На Адмиралтейском поднятии более МКд при залегании 1-2 км, что составляет верхнюю возможную границу изменён-ности пород в прогнутой части ЮБВ, учитывая историю прогибания. Предполагая глубину кайнозойского размыва равной I км, можно сделать вывод о выходе триасовых пород (без верхнего отдела) из главной зоны нефтеобразования.

Исходя из сказанного, газообразование должно преобладать на всей акватории ЮБВ с триаса, что подтверждается фазовым составом залежей.

§4. Осадочный чехол ЮБВ разделяется на ряд проницаемых и непроницаемых толщ, из которых юрская представляет крайний член первой группы, а нижне-средне триасовая - второй, что обусловлено генезисом. Для остальных толщ также существуют в разной степени литоло-гические ограничения возможностей перемещения флюидов. Ниже сделана попытка оценить роль другого фактора, влиягщего на перемещение флюидов в сумме с литологией.

Количество и интенсивность дизъюнктивных дислокаций в целом увеличивается с глубиной, поэтому возможности перемещения флюидов расту1 в этом же направлении. Сбросы и взбросы, формирующие контур впадины, прослеживающиеся до мела представляют максимальные возможности вплоть до полной разгрузки разреза. Перемещение флюидов в верхней части разреза затруднено из-за: а) преобладания

глин; б) отсутствия значительных разрывных нарушений; в) близкого к горизонтальному залеганию пород; г) невысокой степенью изменённое™ отложений. В нижней-средней юре роль разломов минимальна, а в триасе - максимальна.

Всего в разрезе осадочного чехла ЮБВ присутствует несколько систем разломов, диапазон активности которых соответствует проявившимся фазам тектогенеза. В оценке перспектив нефтегазоносности ведущую роль играют разломы триасовой и меловой групп, нарушающие целостность соответственно триасовой и верхнеюрской толщ. Так присутствие мощной зоны дробления в пределах Штокмановской площади отразилось гигантским месторождением в юрской толще, обеспеченном про хождением УВ флюидов через триас. Наличие крупных разрывных нарушений в юре Ферсмановской площади позволило разгрузить отложения под дно моря.

Перспективы нефтегазоносности в южной части БНГБ по изложенным выше причинам высоки. Большая мощность коллекторов юры предопределяет возможность открытия крупных месторождений. Для остальных НГК оснований для обнаружения гигантских скоплений УВ пока нет. При условии наличия нарушений, секущих верхнюю юру, в прогнутой части Восточно-Баренцевского мегапрогиба есть вероятность обнаружения скоплений нефти в меловом НГК.

По фазовому составу: залежи жидких УВ ногут присутствовать в обоих палеозойских ПНГК в южной и западной частях ЮБВ, а также в верхней юре и меловом ПНГК центральной её части. Возмогло присутствие нефти в верхнепермско-триасовом НГК на западном и восточном бортах ЮБВ и на северной её периферии. Газ с конденсатом должен присутствовать на всей площади впадины в триасовых отложениях. Гигантские месгороядения газа возможны в юре северо-западного сектора ЮБВ, а далее на север - нефти и газа. Палеозойские породы в пределах свода Адмиралтейского поднятия скорее всего будут нефтеносны, а на его склонах - нефтегазоносны.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведённых в последнее десятилетие поисково-разведочных работ в восточном секторе Баренцева моря изучен крупный осадочно-породнкй бассейн, обладающий промышленной газонефтеносностью (Баренцевский НГБ), южной части которого посвящена изложенная работа. В осадочном чехле Южно-Баренцевской впадины объединены два мегакомплекса: мезозойский терригенный с установленной продуктивностью и палеозойский карбонатно-терригенный, перспективы которого оценены высоко в бортовых зонах. В разрезе первого установлено два НГО: верхнепермско-триасовый и юрский. Перспективно нефтегазоносными являются доверхнедевонский, верхнедевон-нижнепермский и меловой.

В диссертации обобщён накопленный материал геолого-геофизических наблюдений, что позволило восстановить детально историю формирования нефтегазоносных комплексов с использованием традиционных и-предложенных автором методических приёмов интерпретации и корреляции. Изучены природные резервуары; намечены пути, оценена интенсивность перемещения УВ флюидов в породах осадочного чехла; определены особенности состава мезозойских пород, имеющие влияние на изме-

нение ёмкостно-фильтрационных свойств.

Это позволило обосновать перспективы нефтегазоносности в мезозойском и, частично, в палеозойском мегакомшгексах на основе интеграции всех геолого-геофизических данных с целью выбора направлений поисково-разведочных ргбот, что является решением актуальней задачи, имеицей большое народно-хозяйственное значение.

Определены основные направления исследований в Баренцевском НГБ, вытекащие из методических и фактических результатов работы:

1. Переинтерпретация сейсмических материалов с целью поиска лито-логически ограниченных ловушек и картирования дизъюнктивных дислокаций прежде всего в мезозое.

2. Постановка высокочастотной сейсмики в пределах прогнутой зоны ЕБВ с целью детализации структурного плана мелового НГК для выявления малоамплитудных антиклинальных структур и картирования разрывных нарушений по глубинам 300-500 м.

3. Бурение пяти первоочередных скважин: а) на Кольской площади (неантиклинальная ловушка в девоне) глубиной 3500 м; б) на Восточ но-Коргинской площади глубиной 5 км с целью оценки перспектив палеозоя; в) на Гусиноземельской площади глубиной 5 км для изучения перспектив триаса восточной части ЮБВ; на юго-западном, приподнятом блоке, Лудловской площади глубиной 5 км; д) на Туломской площади глубиной 5 км с целью изучения перспектив мезозойских пород.

В диссертации защищаются следующие основные положения:

1. Осадочный чехол Южно-Баренцевской впадины разделяется на пять нефтегазоносных комплексов, отличающихся аккумуляционными и консервационными возможностями. Каждый из них включает породы с генерационным потенциалом, коллекторские пачки и флюидоупоры.

2. В рассматриваемом районе с конца триаса преобладает газогенерация. В наиболее прогнутой части впадины, в верхней юре генерировалась нефть с конца раннего мела.

3.Начиная с позднего мела значительного прогибания акватории не происходило, поэтому основным критерием локализации залежей служат консервационные возможности НГК.

4. Наличие залежей УВ в юрских отложениях контролируется локальной по площади вертикальной проницаемостью нижне-средне-триасовой толщи, обусловленной присутствием разрывных нарушений, секущих её.

5. В мезозойском мегакомплексе широко развиты ловушки с диалогическим ограничением. На всей площади ЕБВ-в триасе и мелу, I в перми и нижней-средней юре-в юго-восточной части.

Основные положения и выводы диссертации опубликованы в сле-(ующих работях автора:

. Прогнозирование раннемеловой обстановки осадконакопления в яиой части Баренцева моря. В сб.:"Материалы XII научной конфе-юнции молодых учёных МГУ". МГУ, М., 1985. Деп. » 6663-85. !. Использование сейсмостратиграфического анализа для прогноза [ефтегазоносности Южно-Баренцевской впадины. Первая Всесоюзная юнф. "Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентально-'0 шельфа СССР". 24-26 июня 1986. Тезисы доклада. М.: Изд.МННР и И, ч.1, с.162-163 /совместно с Безматерных Е.Ф., ДидэНко Е.Б., [иреевым Г.И., Шипелькевичем Г.В./.

I. Особенности геологической истории развития Шно-Баренцевской тадины в мезозое. В сб.:"Материалы ХУ1 научной конференции моло-(ых учёных МГУ". МГУ, М., 1989. Деп. № 1П5-В90.

Перспективы поисков нефти и газа в Сзшо-Баренцевской впадине, ¡сб. тр. 11-й Всесоюзной конф. по комплексному освоению нефтега-ювых ресурсов континентального шельфа СССР. М., 4-6 сентября .990 г. Ы.: Изд. ГАНГ им И.М.Губкина, /совместно с В.В.Семенови-1ем/.

¡. 0 литологическом аспекте перспективной корреляции. Третья Шко-га морской геологии. Калининград, 5-11 мая 1991 г. Тезисы докла-(а. В печати.

Под», к печати 3/1- 91 Д. ф~шЩГь

Бум. тип. № Физ. п. л. / О Уч.-изд. л. /, О

Заказ Тираж /СО

Типография ордена «Знак Почета» нзд-ва МГУ Москва, Ленпнскне горы