Перспективы нефтегазоносности карбонатных верхне-среднепалеозойских отложений на российском шельфе баренцева моря
На правах рукописи
ФЕДОРОВСКИЙ Юрий Флорович
Перспективы нефтегазоносности карбонатных
верхне-среднепалеозойских отложений
на российском шельфе Баренцева моря
Специальность 25.00.12 – Геология, поиски и разведка горючих ископаемых
Автореферат
диссертации на соискание учёной степени
кандидата геолого-минералогических наук
Москва - 2007
Работа выполнена в ЗАО «СИНТЕЗНЕФТЕГАЗ»
Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук
Е.В. Захаров
Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,
профессор Ю.К. Бурлин
доктор геолого-минералогических наук,
профессор О.И. Супруненко
Ведущая организация - ООО «ГАЗФЛОТ»
Защита диссертации состоится «_____» марта 2007 г. в 13.30 мин.
на заседании диссертационного совета Д 511.001.01 при ООО «ВНИИГАЗ» по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, ООО «ВНИИГАЗ».
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «ВНИИГАЗ».
Отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим вас направлять ученому секретарю диссертационного совета по указанному адресу.
Автореферат разослан «_______» февраля 2007 г.
Учёный секретарь
диссертационного совета,
д.г.-м.н. Н.Н. Соловьёв
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы
Российский шельф Баренцева моря (совместно с Печороморским) – является более изученным по *сравнению с шельфами других морей России. Здесь закончено строительством 37 скважин, из которых 32 дали промышленные притоки нефти и газа. Открыто 11 морских месторождений, в т.ч. нефтяных – 4 (Приразломное, Варандейское, Медынское, Долгинское), нефтегазоконденсатных – 1 (Северо-Гуляевское), газоконденсатных – 3 (Штокмановское, Ледовое, Поморское) и газовых – 3 (Мурманское, Северо-Кильдинское, Лудловское). Успешность поисково-разведочного бурения 0,6.
Однако геолого-геофизическая изученность рассматриваемого региона оастается весьма низкой - плотность сейсмических наблюдений не превышает 1 пог. км./км2, одна скважина приходится на 27,7 тыс. км2. Особенно слабо изучен на российском шельфе нижний структурный этаж – палеозойские отложения, в которых по результатам последней количественной оценки перспектив нефтегазоносности прогнозируется около 1 млрд.т извлекаемых ресурсов нефти.
Поэтому исследования, посвящённые геологическому обоснованию перспектив нефтегазоносности карбонатных верхне-среднепалеозойских отложений на российском шельфе Баренцева моря, являются актуальными
Цель работы
Научное обоснование перспектив нефтегазоносности карбонатных верхне-среднепалеозойских отложений на российском шельфе Баренцева моря для разработки приоритетных направлений и первоочередных объектов поисково-разведочных работ.
Основные задачи исследований
Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:
- выявление основных особенностей распространения и геологического строения верхне-среднепалеозойских карбонатных отложений;
- уточнение характера пространственного размещения зональных и локальных поднятий (прежде всего конседиментационного развития), рифов, а также распространения и изменения качества пород-коллекторов и покрышек;
- выявление сходных по геологическому строению и прогнозу фазового состояния скоплений УВ перспективных зон нефте- и (или) газонакопления для проведения геологической аналогии между ними;
- оценка перспектив нефтегазоносности рассматриваемых отложений
__________________
* провести здесь и ниже
на объектах зонального и локального уровней;
- разработка рекомендаций по приоритетным направлениям и первоочередным объектам дальнейших поиско-разведочных работ.
Научная новизна
На основе многолетнего опыта исследований в области выявления и освоения нефтегазовых ресурсов на арктическом шельфе автором уточнено геологическое строение верхне-среднепалеозойских карбонатных отложений в российском секторе Баренцева моря. Выполнено обоснование геологических критериев их нефтегазоносности, дан раздельный прогноз фазаового состояния УВ в вероятных зонах нефтегазонакопления и залежах в их пределах.
По результатам комплексного анализа геологических условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления выполнена сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности рассматриваемых отложений. Обоснованы приоритетные направления и первоочередные объекты поисково-разведочных работ.
Основные защищаемые положения
1. Уточнение условий формирования и современного строения верхне-среднепалеозойских отложений в прибортовых частях Восточно-Баренцевского мегапрогиба.
2. Прогноз распространения, пространственного изменения качества коллекторов и покрышек и размещения ловушек нефти и газа в рассматриваемых отложениях (схематическая карта геологических критериев нефтегазоносности).
3. Раздельный прогноз скоплений нефти и газа в зонах вероятного нефте- и (или) газонакопления.
4. Геолого-геохимическое обоснование перспектив нефтегазоносности рассматриваемых отложений в Восточно-Баренцевском мегопрогибе (схематическая карта перспектив нефтегазоносности).
Практическая значимость работы
Результаты выполненного автором обоснования перспекив нефтегазоносности верхне-среднепалеозойских отложений рассматриваемого региона использовались при:
- экспертной количественной оценке перспектив нефтегазоносности объектов зонального и локального уровней;
- разработке рекомендаций по выбору наиболее эффективных направлений, объектов поисково-разведочных работ и очередности их проведения.
Полученные автором результаты использовались при разработке «Концепции изучения и освоения УВ ресурсов морской периферии России в новых экономических условиях» (2000г.). Рекомендации автора реализовывались также ООО «Газфлот» и ЗАО «Синтезнефтегаз».
Апробация работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались автором на Международных конференциях: «Арктическая геология и нефтяной потенциал» (Тромсе, Норвегия 1990 г.), «Освоение шельфа арктических морей России», RAO – 03, «Освоение ресурсов нефти и газа российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ» RAO-05 (С-Петербург, 2003, 2005 гг.), «Шельф северных морей» (Ставангер, Норвегия, 2006 г.), «Нефть и газ Арктического шельфа» (Мурманск, 2006 г.), на Всероссийской научно-технической конференции в РГУ им. И.М. Губкина (Москва, 2006г.) и др.
Публикации
Результаты исследований автора по теме диссертации освещены в более чем 30 научных работах, в том числе 8 в журналах, входящих в «Перечень…» ВАК Минобрнауки РФ.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения и списка использованной литературы из 60 наименований.Содержание работы изложено на 113 страницах машинописного текста, содержит 18 рисунков и 2 таблицы.
В процессе работы автор пользовался советами и консультациями: д.г-м.н. Захарова Е.В., д.г-м.н. Вербы М.Л., д.г-м.н., прфессора Гаврилова В.П., к.г-м.н. Борисова А.В., к.г-м.н. Таныгина И.А., Мартиросяна В.Н., которым автор выражает свою сердечную благодарность и признательность.
Содержание работы
Во введении кратко охарактеризована геолого-геофизическая изученность, результаты поиска и разведки углеводородных месторождений на российском шельфе Баренцева моря и основные задачи исследований.
В первой главе рассмотрены литолого-стратиграфическая характеристика и особенности распространения палеозойских отложений. При этом учитывались стратиграфическое положение опорных сейсмоотражающих горизонтов в разрезе палеозойских отложений в разных частях региона и данные бурения параметрических (на островах), а также поисковых и разведочных скважин как на шельфе, так и на прилегающей к нему суше Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.
Отложения кембрия выходят на поверхность лишь на крайнем северо-западе (архипелаг Шпицберген) и востоке (западное побережье Новой Земли). Ни одна из глубоких скважин этих отложений не встретила.
Кембрийские образования на Шпицбергене (толщина 200-800м) представлены терригенными и карбонатными породами (А.А. Красильщиков, 1973). Верхи разреза сложены в основном доломитами, известняками и пачками чередования глинисто-алевролитовых доломитов с доломитовыми аргиллитами.
На архипелаге Новая Земля кембрийские отложения имеют терригенный состав. Толщины их более 1350 м, сложены они чередованием алевролитов, песчаников с алевролитами, филлитовидными сланцами и редкими прослоями известняков. В северной части архипелага отложения кембрия становятся более глинистыми, особенно в верхней секции. Исчезают прослои карбонатных пород. Отмечается переход к более глубоководным морским фациям.
Отложения ордовика известны на большей части островного и материкового обрамления Баренцева моря. Они вскрыты глубокими скважинами на Баренцевском шельфе (скв. 1 Раддедален на о-ве Эдж, скважины на Песчаноозерской и Бугринской площадях о-ва Колгуев). На архипелаге Земля Франца-Иосифа ордовикские отложения отсутствуют. В разрезах, изученных на поверхности и в скважинах Тимано-Печорской провинции, породы ордовика повсеместно залегают с размывом на подстилающих разновозрастных толщах от различных горизонтов кембрия до кристаллического фундамента.
Силурийские отложения выходят на поверхность только на Новой Земле и на Северном Тимане. Наиболее полные их разрезы отмечаются в Тимано-Печорской провинции. Из всех глубоких скважин на Баренцевском шельфе они вскрыты только скв.1 Раддедален на о-ва Эдж в составе нерасчлененной ордовикско-нижнесилурийской толщи плитного комплекса в интервале глубин 1819-1874 м.
На востоке Баренцевского шельфа силурийские отложения представлены разнообразными карбонатными и алевропелитовыми породами, роль последних возрастает вверх по разрезу. Толщина их на юге достигает 2500 м, к северу уменьшается до 600 - 1000 м. Контакт с подстилающими образованиями на юге трансгрессивный, в центральной и северной зонах – согласный.
Девонские отложения выходят на поверхность на островах Баренцева моря (Шпицберген, Медвежий, Новая Земля). Известны они и на материковом обрамлении – на Северном Тимане, в Тимано-Печорской провинции. Глубокими скважинами девонские отложения вскрыты на о-ве Колгуев и в Печорском море. В скв. 1 Раддедален и в скв. 1 Нагурская девонские отложения отсутствуют.
В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в разрезах нижнего и среднего девона встречаются известняки, доломиты, ангидриты или тонкое переслаивание аргиллитов с глинистыми известняками и мергелями. Карбонатность возрастает в северном и северо-восточном направлении.
На восточной окраине шельфа Баренцева моря нижне-среднедевонские отложения широко распространены и представлены в морских терригенно-карбонатных фациях. Толщина отложений меняется от 2200 – 3100 м на юге до 650 – 900 м на севере. Взаимоотношение с подстилающими верхнесилурийскими отложениями согласное.
На севере и северо-востоке архипелага Новая Земля нижнедевонская часть толщи сложена известняками (рифогенными, глинистыми, биогенными) с прослоями в верхах песчаников и конгломератов. Состав среднедевонской части толщи резко меняется в северном направлении с карбонатного на карбонатно-терригенный: аргиллиты, алевролиты с прослоями кварцевых песчаников.
По материалам морских сейсмических исследований в южной части региона в нижне-среднедевонских отложениях прослеживаются сейсмические отражающие горизонты (СОГ) III1 и III2.
В нижнедевонских отложениях выделяется опорный СОГ III1 на Кольском шельфе, в юго-восточном ответвлении Нордкапского прогиба и в юго-восточной прибортовой части Восточно-Баренцевского мегапрогиба.
Сейсмический горизонт СОГ III2, прослеживаемый в подошве известняков среднего девона, фиксирует предэйфельский размыв. Он имеет ограниченное распространение в Печорской синеклизе и в Предновоземельской структурной зоне.
Верхнедевонские отложения широко распространены в регионе. Залегают повсеместно с перерывом, а иногда и с угловым несогласием на подстилающих нижнепалеозойских толщах, в отдельных разрезах на породах фундамента.
На южной, юго-восточной и восточной окраинах Баренцевского шельфа верхнедевонские отложения имеют карбонатно-терригенный состав. Вверх по разрезу и с юга на север карбонатность возрастает. В нижней части отложений по всему региону встречаются проявления основного вулканизма. В южной части Баренцева моря в верхнедевонских отложениях расположенный вблизи поверхности предфранского размыва прослеживается СОГ III3.
Верхнедевонские (франские) терригенные отложения, как в Печорской синеклизе, так и в южных частях Южно-Баренцевской впадины, как правило, характеризуются небольшими толщинами (от 300 до 900 м).
На восточной окраине Баренцевоморского шельфа (архипелаг Новая Земля) верхнедевонские отложения от 1000 – 1500 м на юге до 800-1000 м на северо-западе также имеют карбонатно-вулканогенно-терригенный состав. На севере и северо-востоке Северного острова верхнедевонские отложения отсутствуют.
Каменноугольные отложения широко распространены на островном и материковом обрамлении Баренцевоморского шельфа. В обнажениях они изучены на Шпицбергене, о-ве Медвежий, Северном Тимане, Новой Земле. Вскрыты они всеми глубокими скважинами на о-вах Эдж, архипелага Земля Франца-Иосифа, о-ве Колгуев, в Печорском море и в северной части Тимано-Печорской провинции. Часто эти отложения залегают с размывом на разновозрастных толщах нижнего и среднего палеозоя и протерозоя, иногда с угловым несогласием.
Нижнекаменноугольные отложения наиболее широко распространены в регионе. Литолого-фациальный состав их значительно изменяется по площади от терригенных континентальных на севере и северо-западе до лагунно-морских терригенно-карбонатных с эвапоритами и карбонатных морских на юге, юго-востоке и востоке.
В юго-восточной части Баренцева моря и на Печороморском шельфе внутри разреза визейских отложений прослеживается СОГ II. Этот ярус представлен в основном своей верхней частью (окским надгоризонтом). Толщина нижнего карбона на юго-востоке шельфа Баренцева моря варьирует от 108 до 339 м.
На восточном обрамлении Баренцевоморского шельфа нижнекаменноугольные отложения представлены в основном известняками. На юге и юго-западе Новой Земли (600-800 м) это органогенные, пелитоморфные, глинистые и кремнистые известняки с редкими прослоями аргиллитов, фтанитов, калькаренитов и доломитов.
Отложения среднего карбона отсутствуют только на архипелаге Земля Франца-Иосифа. К юго-востоку от Западного Шпицбергена на о-ве Эдж Раддедаленской скважиной вскрыты нерасчлененные средне-верхнекаменноугольные отложения (300 м) исключительно сульфатно-карбонатного состава: органогенные известняки и доломиты с включением гипса и ангидрита.
В южной и восточной частях Баренцевского шельфа, судя по глубоким скважинам в Печорском море, среднекаменноугольные отложения (92-147 м) представлены в полном объеме и сложены известняками. Залегание на известняках нижнего карбона согласное. Известняки органогенные и пелитоморфные, изредка глинистые или кремнистые.
На архипелаге Новая Земля среднекаменноугольные отложения представлены в полном объеме; сложены они в основном известняками органогенно-обломочными, биогенными, кристаллическими. Толщина их измеряется первыми сотнями метров. Верхнекаменноугольные отложения широко распространены в регионе и представлены единым комплексом пород. На подстилающих отложениях среднего и нижнего карбона часто залегают со стратиграфическим перерывом. Толщина их варьирует от 75 до 130 м на севере и северо-западе региона, от 48 до 90 м и на юге и юго-востоке, а максимальных значений достигает на западном побережье Северного острова Новой Земли – 150-200 м. В южной и юго-западной частях Южного острова отложения верхнего карбона отсутствуют. По всему региону верхнекаменноугольные отложения представлены карбонатными породами, в основном известняками, и только на о-ве Эдж (скв.1 Раддедален) в верхах нерасчлененной толщи С2-С3 и на о-ве Медвежий в нерасчлененной толще С3-Р1 преобладают доломиты.
Пермские отложения в скважинах изучены на о-ве Эдж, на о-ве Медвежий, на юго-востоке Шпицбергена – скв.1 Раддедаленская; в центральной части Шпицбергена – скв.1 Грумантская; в Мезенской синеклизе и Западном и Восточном Притиманье; на о-ве Колгуев; в юго-восточной части Баренцевского шельфа (на Печорском море) и на северо-востоке – скв.1 Адмиралтейская. Отсутствуют пермские отложения только в скв.1 Нагурская на архипелаге Земля Франца-Иосифа.
В целом по региону для пермских толщ, характерен карбонатно-терригенный состав, на северо- и юго-западе с эвапоритами. И только на востоке и северо-востоке разрез образован терригенными, в основном глинистыми, породами.
Толщина пермских отложений на северо-западе и юге региона варьирует в пределах 1400-1130 м. Исключение составляют разрезы о-ва Медвежий и его шельфового окружения (около 200 м) и разрез на п-ве Канин, где вся верхняя пермь составляет около 220 м. Резко возрастает толщина пермских отложений на востоке и северо-востоке региона: около 2000 м в скв.1 Адмиралтейская и 2600-3850 м на архипелаге Новая Земля. Согласное залегание их на известняках верхнего карбона характерно только для южной и юго-восточной частей региона. На северо-западе и на востоке отмечается трансгрессивное залегание этих отложений. В первом случае – на породах различного возраста, во втором – на разных горизонтах карбона.
Нижнепермские (ассельско-артинские) отложения на северо-западе Баренцевского шельфа толщиной до 430 м представлены карбонатными и терригенными породами с эвапоритами.
В южной части Баренцевского шельфа, судя по материалам Северного Притиманья и Мезенской синеклизы, нижнепермские отложения (толщиной около 700 м) в нижней части (ассельско-артинской) представлены известняками органогенными, а в верхней (кунгурской) – лагунной соленосной толщей с гипсами и ангидритами.
На восточной окраине Баренцевского шельфа нижнепермские (нерасчлененные ассельско-кунгурские) отложения представлены толщей (50-200 м) глубоководных терригенных осадков: темно-серых аргиллитов, алевролитов с разнообразными карбонатными и фосфатными конгрециями и прослоями родохрозитовых и кремнисто-родохрозитовых пород.
Верхнепермские отложения на северо-западе региона представлены неполно. Нередко они полностью или частично уничтожены предтриасовым размывом. В южной части Баренцевского шельфа (Мезенская синеклиза, Северное Притиманье и п-ов Канин) верхнепермские отложения представлены сероцветной морской карбонатно-терригенной толщей (до 500 м) уфимского и казанского ярусов и сероцветно-пестроцветно-красноцветной толщей (до 200 м.) татарского яруса. От нижележащих эти отложения нередко отделяются стратиграфическими перерывами.
На островах Новой Земли верхнепермские отложения распространены широко и представлены исключительно терригенными сероцветными породами – аргиллитами, кварцевыми алевролитами, полимиктовыми песчаниками. В верхней половине разреза присутствуют пачки угленосных, а в самых верхах – туфогенных пород.
В целом в направлении с юго-востока (от Печороморского шельфа) на северо-запад (до архипелага Земли Франца Иосифа) происходит сокращение толщины и стратиграфической полноты разреза верхнепалеозойских отложений.
Во второй главе изложены особенности тектонического строения, формирования региона, пространственного размещения зональных и локальных поднятий конседиментационного развития, рифов, а также распространения и изменения качества палеозойских пород-коллекторов и пород-покрышек.
В Баренцевом море выделяются две крупные области: Западно-Баренцевская и Восточно-Баренцевская, разделенные Центрально-Баренцевской зоной поднятий, совпадающей с аномальной полосой магнитного поля, протягивающейся от Кольского побережья на юге до континентального склона Северного Ледовитого океана.
В Западно-Баренцевской области (норвежская часть моря) развит каледонский фундамент, разрез палеозойских отложений охватывает стратиграфический интервал от верхнего девона (от франского яруса) до верхней перми (до татарского яруса) включительно и имеет толщину 453-1532 м.
В этой области выделяются: на севере – Свальбардская антеклиза, характеризующаяся выходами каледонского фундамента на поверхность, а на юге – Западно-Баренцевская синеклиза. В первой выделяются крупные Медвежинский и Ольгинский прогибы с толщинами осадочного чехла до 5 км. Последний разделен субмеридиональной пологой зоной поднятий Нордкап-Тромсе на два гребеннообразных прогиба: западный – Тромсе и более глубокий восточный – Нордкап. Эти прогибы в южной части области соединяются друг с другом через прогиб Хаммерфест, ограниченный с севера и с юга разломами в фундаменте и флексурами в осадочном чехле. В целом эта область отличается сокращенным до 3 км разрезом терригенных верхнепермско-триасовых и юрско-меловых отложений (за исключением упомянутых глубоких прогибов).
В российской части моря расположена Восточно-Баренцевская область, где на большей площади развит докаледонский фундамент, разрез палеозойских отложений охватывает стратиграфический интервал от нижнего силура (от венлокского яруса) до верхней перми (до татарского яруса) включительно, общей толщиной 1500-4600 м.
Восточно-Баренцевский мегапрогиб подразделяется на три части: южную – Печорскую синеклизу, центральную, занятую Северо- и Южно-Баренцевскими впадинами, а также восточную, состоящую из впадин Коротаихинской, Косью-Роговской и Седова, принадлежащих Предуральскому краевому прогибу.
В акваториальной части Печорской синеклизы, где по мнению ряда исследователей развит байкальский фундамент, выделяются: Коргинский вал, Малоземельско-Колгуевская моноклиналь, Печоро-Колвинский авлакоген, Печороморский выступ, Хорейверская впадина, Варандей-Адзьвинская структурная зона.
Последняя из упомянутых зон характеризуется резким погружением фундамента и увеличением толщины палеозойской части осадочного чехла в северном направлении. В море продолжается только часть её структурных элементов – валов Сорокина, Медынского, а также полностью расположены Гуляевский, Долгинский валы и Русская зона поднятий.
В современном структурном плане в Южно-Баренцевской впадине с юга на север выделяются: Кольская моноклиналь, Мурманский и Надеждинский выступы, Куренцовская ступень, Гусиноземельский выступ, Кильдинский выступ, Восточно-Федынский выступ, Северный прогиб. В Приновоземельской структурной зоне – восточной прибортовой части мегапрогиба выделяются валы Костиншарский, Дмитриевский и Адмиралтейства, которые характеризуются сравнительно высоким гипсометрическим положением верхне-среднепалеозойских отложений.
Между восточной частью Печороморского шельфа и Приновоземельской структурной зоной, принадлежащих единой восточной прибортовой части Восточно-Баренцевского мегапрогиба, проявляется сходство в условиях их формирования. Это отчетливо видно на палеотектонических профилях, построенных автором по простиранию валов Адмиралтейского и Сорокина, расположенных соответственно в северной и южной частях восточной прибортовой части мегапрогиба. На протяжении многих отрезков времени палеозойской и мезозойской эр эта зона оставалась приподнятой, т.е. характеризовалась конседиментационным развитием, которое началось в раннем палеозое и продолжалось в карбоне и ранней перми. Отличие состоит лишь в различной интенсивности триасового размыва, который проявился больше в южной части прибортовой зоны, где верхнепермские отложения представлены неповсеместно и в существенно сокращенном объеме. По-видимому сходное развитие испытали также Дмитриевский и, возможно, Костиншарский валы. В позднетриасовое-раннеюрское время происходило сильное «накатывание» надвиго-складчатых деформаций Новой Земли и Пайхоя на осадочное выполнение соответственно Южно-Баренцевской впадины и Печорской плиты. В конце юры в восточной части Баренцева моря происходило затухание тектонических движений и шло относительно спокойное прогибание.
Адмиралтейский вал, как и Центрально-Баренцевская зона поднятий, характеризуются относительно стабильным геодинамическим режимом с преобладанием вертикальных движений в позднем палеозое и мезозое, а также развитием карбонатных платформ с рифогенными постройками.
В пределах Адмиралтейского вала могли существовать условия, благоприятные для формирования нижнепермских рифогенных образований (как и предполагали ранее Т. Шварц и В. Устрицкий). Однако в присводовой скважине №1 на Адмиралтейской структуре они не обнаружены – карбонатный разрез в ней начинается с отложений, представленных доломитизированными кремнистыми кавернозными известняками с трещинами, заполненными кварцем, с маломощными прослоями известковых песчаников.
На восточных склонах этого вала могут быть обнаружены рифы раннепермского возраста. Наличие рифов того же возраста обоснованно предполагается и в юго-западной прибортовой части Южно-Баренцевской впадины, где они могут располагаться в северной половине Кольской моноклинали параллельно зоне развития мелководных маломощных отложений триаса над верхнепалеозойскими образованиями.
В районе Гуляевского вала Хорейверской впадины в среднедевонском сейсмокомплексе выделяются аномалии типа «риф». На острове Вайгач и на Южном острове Новой Земли на дневной поверхности обнажаются рифовые сооружения силурийского и раннедевонского возраста.
В отложениях нижнего палеозоя рифогенные образования возможны только в районах, прилегающих с востока к Варандей-Адзьвинской зоне и к Приновоземельской прибортовой зоне.
На северо-восточных склонах свода Федынского наблюдаются характерные локальные утолщения карбонатного палеозоя, сменяющиеся резким его утонением в сторону глубоководной впадины. Вероятно на склонах свода развиты рифогенные структуры, вершины которых залегают на глубинах около 4,5 км. Аналогичные формы присутствуют и на склонах Демидовской структуры, однако там они погружены до 6,0 км.
Наконец, рифогенные образования в палеозойских отложениях прогнозируются и на западных склонах Центрально-Баренцевской зоны поднятий в сторону Нордкапского, Медвежинского и Ольгинского прогибов.
В Северо-Баренцевской впадине выделяются: Лунинский выступ, поднятие Гимет, вал Пинегина, Альбановская седловина, Вильчековская ступень, Нансеновский прогиб.
Южно- и Северо-Баренцевская впадины сочленяются друг с другом в зоне Лудловской седловины, которая разделяет их вероятнее всего с позднетриасового по среднеюрское время (поверхность карбонатного палеозоя погружена на 10 км, т.е. седловины тогда ещё не было, а в позднеюрско-меловое время её уже не существовало).
Центрально-Баренцевская зона поднятий характеризуется стратиграфически сокращенным разрезом и уменьшенной толщиной осадочных отложений. Эта зона, имеющая каледонский фундамент, в течение продолжительного времени имела не только тектоническое, но и морфологическое выражение и служила разделом между Западно- и Восточно-Баренцевскими областями, различающимися как условиями седиментации, так и структурно-морфологической деформацией осадочного чехла. Имеющиеся данные свидетельствуют о древнем-девонском её заложении. В течение последующей палеозой-мезозойской истории она развивалась конседиментационно. В современном структурном плане с юга на север в зоне выделяются: Кольская седловина, сводовые поднятия – Федынского, Центральной банки, Година, Восточно- и Северо-Персейские, вал Виктории. Самым значительным тектоническим элементом этой зоны является свод Федынского – крупная пологая структура, возникшая уже в раннем палеозое. На вершине свода поверхность протерозоя по данным КМПВ залегает на глубине около 6 км. В южной части зоны она погружается до глубин около 7 км. В северном направлении глубины её залегания последовательно уменьшаются: на поднятии Година – около 5,5 км, на Северо-Персейском поднятии – менее 5 км, на валу Виктории – около 2 км.
Все крупные тектонические области и зоны часто отделены друг от друга продольными глубинными разломами, выраженными разрывами в фундаменте и высокоградиентными погружениями в осадочном чехле.
В начале раннепалеозойского этапа (кембрий, ордовик – ранний девон) геологического развития Печорская синеклиза стала превращаться в пассивную окраину Восточно-Европейского континента. В её пределах осадконакопление происходило в условиях последовательной смены фаз прогибания относительными подъемами, с чем связаны перерывы в осадконакоплении. В основном накапливались преимущественно терригенные отложения внутреннего шельфа, замещающиеся к востоку карбонатами внешнего.
К предсреднедевонскому времени в южной части современных Восточно-Баренцевского и Печороморского шельфа была сформирована обширная область прогибания, заполненная карбонатно-терригенными отложениями. Нисходящие движения сменялись относительным воздыманием региона и размывом указанных отложений (верхнедевонские отложения с резким условным несогласием залегают на отложениях среднего-нижнего девона на юго- восточном борту Южно-Баренцевской впадины). В позднем девоне и турне Печорская синеклиза повсеместно прогибалась, что обусловило широкое накопление карбонатных толщ.
Формирование юго-восточной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба началось, вероятнее всего, в допозднефранское время. Его юго-западная бортовая зона (Кольские моноклиналь и одноименная седловина, а также юго-восточный склон свода Федынского) формировалась в конце раннекаменноугольного времени (в башкирскую эпоху).
В позднем карбоне-ранней перми наступает период относительной стабилизации. В западной части Баренцева моря устанавливается преимущественно платформенный режим с развитием обширного карбонатного шельфа. В ряде его районов происходит обмеление в конце ранней перми - в депоцентре Южно-Баренцевской впадины происходит постепенное замещение карбонатного осадконакопления глинистым.
В кунгурское время Восточно-Баренцевская синеклиза стала вновь испытывать опускание. В позднепермское, мезозойское и палеогеновое время Восточно-Баренцевский регион подвергся интенсивному опусканию (наиболее активному в позднепермско-триасовое время).
Карбонатные толщи верхнего палеозоя вместе с погребенными под ними комплексами девона, силура и ордовика, а возможно, и кембрия условно образуют нижний структурный этаж. Терригенные толщи верхней перми, триаса, юры, мела и кайнозоя составляют верхний структурный этаж. С верхнемеловым, палеогеновым и плиоценовым временем связано начало формирования континентального склона Северного Ледовитого океана.
На основании вышеизложенного, во всяком случае, для карбонатных верхнепалеозойских отложений возможно проведение геологической аналогии между перечисленными поднятиями, выделяемыми в восточной прибортовой части Восточно-Баренцевского мегапрогиба.
В разрезе карбонатных верхне-среднепалеозойских отложений на месторождениях Печороморского шельфа выделяются регионально продуктивные пласты-коллекторы:
«I» - раннепермско-раннекаменноугольного (включая верхнюю часть серпуховского яруса) возраста;
«II+III» - раннекаменноугольного (нижняя часть серпуховского яруса и визейский ярус) возраста;
«Х» - позднедевонского (верхнефранский подъярус) возраста; а также раннедевонского (овинпармский горизонт лохновского яруса) и позднесилурийского (пржидольского яруса) возраста.
Наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) характеризуются коллекторы верхней части продуктивного горизонта I, сложенного органогенными известняками на месторождениях Приразломное и Варандей-море. Доля эффективных толщин в нем составляет 0,8-0,9, преобладающая пористость –13-18%.
В отличие от горизонта I продуктивный горизонт II здесь более неоднороден, он представлен литологически более плотными разностями известняков. Доля эффективных толщин в нём составляет 0,5-0,6, а пористость 9-12%.
Продуктивный горизонт III в отличие от вышележащих характеризуется более низкими величинами доли эффективных толщин – 0,2-0,24 и пористости –8-11%. В целом на этих месторождениях установлено ухудшение ФЕС пород-коллекторов от горизонта I к горизонту III.
На Долгинском месторождении разрез карбонатных отложений Р1 – С2 (I-го горизонта) в двух скважинах, как и на указанных выше месторождениях пройден практически со 100% отбором керна (кроме скважины №1 на Приразломном месторождении, где он отбирался выборочно из маломощных интервалов и не превысил 65%). Испытание горизонта I в скважине №1 на северной вершине Долгинского месторождения не проводилось и вопрос о насыщении коллекторов остался открытым. При испытании I горизонта в скважине №1 на южной вершине того же месторождения из интервала 3288-3327 м получен приток нефти плотностью 0,840 г/см3. Доля эффективных толщин составляет 0,3-0,5, коллекторы трещинно-кавернозного типа, их пористость 7%.
На месторождении Медынское-море прослеживается иной характер изменения фильтрационно-емкостных свойств карбонатных коллекторов в продуктивных горизонтах I, II и III нежели на месторождениях Приразломное и Варандей-море. Наилучшими ФЕС (по скважинам №1,2 и 3) характеризуются коллекторы II горизонта, хуже они у коллекторов III и I продуктивных горизонтов. В пласте «II + III» ФЕС ещё хуже, а наихудшими ФЕС обладают коллекторы пласта «Х» и овинпармского горизонта нижнего девона.
Для пояснения причин отмеченных отличий рассмотрим характер изменения нефтенасыщенных коллекторов в палеозойском разрезе наиболее глубокой скважины №4 на месторождении Медынское-море. В верхней части отложений Р1 – С1 V-S (в интервале 1307,6-1315,2 м) горизонт I представлен доломитами и известняками – коллекторами порово-кавернозного типа, со средней пористостью 11,2%, а горизонт II (в интервале 1327,9-1415 м) представлен песчаниками, доломитами и известняками-коллекторами преимущественно порово-кавернозного типа, со средней пористостью тоже 11,2%.
Горизонт III (в интервале 1450-1470 м) представлен песчаниками, доломитами и известняками-коллекторами преимущественно кавернозно-порового типа со средней пористостью 9%.
В пласте «II + III» С1 V-S (в интервале 1544,4-1591 м) коллекторами служат доломиты и известняки преимущественно порового типа со средней пористостью 10,4%.
Ниже в верхнедевонских отложениях D3 fm (в интервале 1865,4-1926 м) встречены доломиты-коллекторы кавернозно-порового типа со средней пористостью 8,7%. В интервале 2911,9-2953,5 м (D3-f – пласт «Х») встречены песчаники и доломиты-коллекторы порового типа со средней пористостью 8,6%.
В нижнедевонских (D1op) отложениях в интервале 3526-3690м встречены трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты-коллекторы трещинно-порового и кавернозно-порового типа со средней пористостью 4%.
Наконец, в верхнесилурийских доломитах и известняках в интервале 3795-3866 м встречены коллекторы трещинно-кавернозного типа, со средней пористостью 5%.
Последние два из перечисленных интервалов залегают в скважине № 4 глубже, чем в скважинах 1 и 2 месторождения Медынское-море и поэтому коллекторы в них имеют более низкие ФЕС.
Коллекторские горизонты позднедевонского возраста (фамен) на месторождениях, расположенных на Печороморском шельфе, не испытывались и их фильтрационно-емкостные свойства не изучались.
Что же касается остальных горизонтов, то коллекторы в них отличаются от коллекторов в таких же горизонтах на месторождениях валов Сорокина и Долгинского литологией и уменьшением нефтенасыщенных толщин.
В сухопутной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции на участках выхода известняков и доломитов нижнего девона под поверхность регионального предтиманского несогласия в результате выщелачивания формировались коллекторы с высокими ФЕС. В морской части этой провинции такие нижнедевонские коллекторы предполагаются вдоль западного и северо-восточного склонов погребенного Большеземельского свода.
Глинистые отложения нижнего и среднего триаса расссматриваются в изучаемом регионе всеми иследователями как регионально-выдержанные и надежные флюидоупоры для верхне- и среднепалеозойских отложений. Эти покрышки играли положительную роль в консервации залежей в указанных отложениях на месторождениях, выявленных в сухопутной и в морской частях Печорской синеклизы, где их толщина достигает 1-2 км.
Такая же толщина этих покрышек вероятна и в районе Костиншарского вала. В восточной части Печороморского выступа (структуры Папанинская и Саханинская) она возрастает до 2,5 км, а в районе вала Адмиралтейства – от 2,5 до 3,0 км. Утоняются они на восточном и западных погружениях Центрально-Баренцевской зоны поднятий до 2 км, а на Кольской седловине и одноименной моноклинали их толщина 1,5 км.
Для залежей УВ в отложениях раннепермско-каменноугольного возраста зональной покрышкой служат также глинистые породы кунгурского яруса.
Выделяется ещё регионально выдержанная поздневизейско-серпуховская глинистая покрышка, которая характеризуется толщиной 120-200 м и повышенным содержанием ангидритов в её составе (до 25-52%).
Для залежей среднедевонско-раннефранского возраста региональным флюидоупором служат карбонатно-глинистые породы кыновско-саргаевского возраста.
Третья глава содержит результаты изучения нефтегазоносности карбонатных верхнее-среднепалеозойских отложений и раздельного прогноза скоплений нефти и газа.
Наиболее изучены территория и акватория Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Здесь в морской части Колвинского вала в палеозойских отложениях выявлено газоконденсатное месторождение Поморское. В сухопутной части вала в тех же отложениях выявлены газовые и газонефтяные месторождения. Восточнее – в морской части Хорейверской впадины в верхнепалеозойских отложениях выявлено Северо-Гуляевское нефтегазоконденсатное месторождение. На сопредельной суше в среднепалеозойских отложениях выявлены нефтяные месторождения им. А. Титова, Пасседское и им. Р. Требса.
В морской части Варандей-Адзьвинской зоны 1 в верхне- и среднепалеозойских отложениях выявлены нефтяные месторождения Долгинское, Приразломное, Варандей-море и Медынское-море. В палеозойской части разреза осадочного чехла провинции выделяется 3 крупных нефтегазоносных комплекса (НГК): силурийско-нижне-среднедевонский, верхнедевонско нижнекаменноугольный и каменно-
угольно-нижнепермский. Все они разделены региональными флюидоупорами и представляют собой самостоятельные флюидо-динамические системы.
Присутствие нефтегазоматеринских пород в этих системах устанавливается по количеству и типу рассеянного органического вещества (Кирюхина Т.А., 1996).
Нефтематеринские толщи в нижнем НГК установлены в отложениях нижнего, верхнего силура и нижнего девона. Эти толщи генерировали преимущественно жидкие углеводороды. Нефти из силурийско-нижнедевонских отложений легкие (0,80-0,84 г/см3), содержат мало серы, смол, но до 15% твердых парафинов.
В верхнедевонско-нижнекаменноугольном НГК основной нефтематеринской толщей являются доманиковые отложения, представленные известняками, мергелями, горючими сланцами, силицитами. Для них характерно позднее время вступления в зону «нефтяного окна». Масштабы генерации нефти в доманике значительно превышающий масштабы генерации газа. Нефти этого НГК характеризуются повышенной плотностью (0,85-0,88) и сернистостью, содержат большое количество смол и асфальтенов и мало парафинов.
В верхнем НГК основной нефтематеринской толщей являются нижнеартинские карбонатно-глинистые отложения нижней перми. Нефти в этих отложениях тяжелые (0,90-0,94 г/см3), малосмолистые, малосернистые и малопарафинистые.
В прибрежной части Тимано-Печорской провинции пространственное изменение фазового состояния выявленных в отложениях карбонатного палеозоя и терригенной верхней перми-триаса залежей происходит с запада на восток от преимущественно газоконденсатных (на Шапкино-Юрьяхинском и Лайском валах) к газоконденсатнонефтяным (на Колвинском валу) и к преимущественно нефтяным (на Сорокинском и Медынском валах). Аналогичное фазовое состояние скоплений УВ установлено или обоснованно предполагается и на морских продолжениях этих валов. Причем на Медынском валу установлена нефтеносность также карбонатных нижнедевонских и верхнесилурийских отложений. В глубоких скважинах, пробуренных в восточной части провинции как на суше, так и в море до 4500 м были выявлены преимущественно нефтяные скопления.
Высокие перспективы нефтегазоносности верхнее-среднепалеозойских отложений на шельфе Баренцева моря подтверждают следующие благоприятные геологические и геохимические предпосылки:
1. В процессе формирования Восточно-Баренцевской синеклизы длительно и устойчиво развивались гипсометрически поднятые прибортовые зоны: Вильчековская ступень на севере, Приновоземельская ступень на востоке, Центрально-Баренцевская зона поднятий на западе и Кольско-Канинская моноклиналь на юге;
2. По тектоническому строению валы Долгинский, Сорокина, Медынский, восточная часть Печороморского выступа, а так же Костиншарский, Дмитриевский и Адмиралтейский валы входят в единую Приновоземельскую ступень и характеризуются сходством формирования и геологического строения;
3. На валах Сорокина, Медынском и Долгинском в рассматриваемых отложениях до глубины 4500 м выявлены преимущественно нефтяные месторождения (рис.1а);
4. На Приновоземельской ступени эти отложения ещё не изучены, однако известно, что на сопряженном с валом Адмиралтейства северо-западном крыле Новоземельского орогена в карбонатных палеозойских отложениях установлены многочисленные проявления природного битума. Они несомненно связаны с восходящей миграцией УВ из сопредельного мегапрогиба и через северную часть Приновоземельской ступени. Палеоструктурный анализ показывает, что термобарические условия, необходимые для генерации УВ существовали в районе вала Адмиралтейства;
5. На упомянутом валу, где не было разрушительного воздействия триасового погружения и деструкции нефтяного потенциала верхнепалеозойских отложений, наиболее вероятно выявление в них нефтяных месторождений. Скопления газа сомнительны, так как отложения верхнего и частично среднего триаса размыты в северной части вала Адмиралтейства примерно на 1000 м вследствие аплифта, что не способствовало их сохранению;
6. В процессе бурения скважины № 1 на Адмиралтейской структуре испытание верхнепалеозойских отложений не проводилось, но было доказано наличие покрышки хорошего качества в триасовых отложениях (по результатам ГИС и анализа шлама), которая обеспечивает условия для сохранения АВПД. Такая же покрышка установлена в сухопутной и морской частях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.
Геохимические предпосылки нефтегазоносности верхне-среднепалеозойских отложений в восточной части Баренцева моря изучены ещё недостаточно, поэтому о них можно судить только по косвенным данным, полученным при изучении разрезов этих отложений на островах архипелага Новая Земля, Земля Франса Иосифа, острове Шпицберген с учётом геологической аналогии с Печороморским шельфом. Судя по результатам таких исследований, выполненных Т.А. Кирюхиной, А.В. Ступаковой и К.А. Ситар, на архипелаге Новая Земля нижне-среднедевонские, верхнефранско-фаменские, турнейские и визейские отложения могут быть отнесены к нефтематеринским. Тип ОВ в них преимущественно сапропелевый и гумусово-сапропелевый. Отложения ассельско-сакмарского и артинского ярусов являются нефтематеринскими, содержащими ОВ сапропелевого типа. Для Адмиралтейского вала в качестве нефтегазоматеринских указанными авторами рассматриваются толщи средне-раннепалеозойского возраста.
Влияние близости очага генерации на величину концентрации УВ в зонах нефтегазонакопления наиболее четко проявляется, когда контролирующие их структуры характеризуются длительным и устойчивым развитием, а вмещающие их отложения не подвергались воздействию контрастных неотектонических движений.
Именно таким условиям в полной мере отвечают верхнепалеозойские отложения на валу Адмиралтейства (рис.1б).
Скопления нефти в верхнепалеозойских карбонатах вероятны и в западной прибортовой части мегапрогиба – в пределах Центрально-Баренцевской зоны поднятий, которая также характеризуется длительным и устойчивым развитием. Возможны они и в северной, и в южной прибортовых частях мегапрогиба – в пределах Вильчековской ступени, а также на Кольской моноклинали.
Сходные условия миграции и аккумуляции нефти в верхне-среднепалеозойских отложениях вероятны и в западной прибортовой зоне – Центрально-Баренцевской зоне поднятий.
В пределах свода Федынского резервуары палеозойского возраста по строению и свойствам предполагаются подобными одновозрастным резервуарам севера Тимано-Печорского НГП.
Нижнедевонские резервуары могут быть встречены только на склонах свода Федынского. Они могут включать хорошие коллекторы – высокопористые доломитизированные известняки, характерные для месторождений Большеземельского свода Тимано-Печорской НГП (им. Романа Требса, Титова и др.).
Распространение среднедевонских резервуаров на своде Федынского маловероятно, так как породы этого возраста накапливались только в грабенообразных структурах, типа Печоро-Колвинского авлакогена.
Повсеместно распространен на своде Федынского каменноугольно-нижнепермский карбонатный комплекс. Он представляет основной интерес для поисков нефти. Периферийные участки свода Федынского характеризуются благоприятными условиями для образования литологических ловушек нефти и газа в отложениях пермско-триасового комплекса.
Специфический стиль геодинамической эволюции бассейна обусловил не только накопление отложений широкого стратиграфического диапазона различной литологии и значительной суммарной толщины, но и благоприятный флюидодинамический режим (В.Е. Хаин, Б.А Соколов, 1994), обеспечивающий перераспределение жидких и газообразных УВ в ходе его развития.
С изложенных позиций восточная и западная прибортовые зоны Восточно-Баренцевского мегапрогиба могут быть отнесены к крупным зонам преимущественного нефтенакопления в верхне- и среднепалеозойских отложениях.
В четвертой главе рассмотрены результаты обоснования геологических критериев и количественной оценки перспектив нефтегазоносности объектов зонального и локального уровней.
При этом учитывались:
- положение границ положительных тектонических элементов;
- расположение палеозойских отложений гипсометрически выше изогипсы 5 км по СОГ Ia, что позволило определить те участки, в которых верхнепалеозойские отложения залегают гипсометрически сравнительно высоко и технически достижимы для буровых работ;
- особенности размещения выявленных в палеозойских отложениях месторождений УВ и локальных структур-ловушек;
- расположение палеозойских отложений гипсометрически выше изогипсы 7 км поверхности разновозрастного фундамента (именно до этой глубины в РФ периодически оценивается нефтегазовый потенциал недр);
- положение границ зон, в пределах которых нижняя глинистая часть триасовых отложений характеризуется толщиной до 2,5-3,0 км, т.к. только в них отложения верхнего и среднего палеозоя попадали в «нефтяное окно».
Эта информация была нанесена на единую схематическую карту основных геологических критериев, что это позволило выделить на российском шельфе Баренцева моря крупные поднятия (II и III порядка), которые и рассматривались как наиболее вероятные зоны нефтегазонакопления (ЗНГН) в изучаемых отложениях.
Прогнозирование наличия карбонатных коллекторов в этих зонах производилось по данным сейсморазведки МОВ ОГТ. При этом по месторождениям, выявленным на Печороморском шельфе, и по геологически сходным перспективным локальным структурам в прибортовых частях Баренцева моря сравнивались интервалы разрезов, заключенные между СОГ Iа (в кровле верхнепалеозойских отложений) и СОГ II (внутри визейских отложений). Это позволило по каждой зоне определить вероятное положение в разрезе перспективного каменноугольного интервала.
В качестве первоочередного преимущественно нефтеносного комплекса рассматривается каменноугольный. На основании сравнения глубин его залегания в северной части Адмиралтейского вала с аналогичными глубинами в восточной части Печороморского шельфа он оценен как высокоперспективный III категории (средняя удельная плотность НСР УВ – 75 тыс.т/км2). Вышележащий комплекс, выделенный в нижней части пермских отложений тоже на основании аналогии оценен как высокоперспективный IY категории (средняя удельная плотность НСР УВ – 140 тыс. т/км2). Перспективность вышележащих терригенных частей разреза осадочных отложений не оценивалась.
По совокупности различных критериев помимо установленных ЗНГН, расположенных в акваториальной части валов Печорской синеклизы, выделен ряд предполагаемых ЗНГН. При их выделении учитывались:
- приуроченность этих объектов к сводам, выступам, валам, седловинам, зонам антиклинальных поднятий, а также наличие в них выявленных локальных структур-ловушек, характеризующихся общностью условий формирования;
- наличие в разрезе верхне-среднепалеозойских отложений интервалов, характеризующихся развитием регионально распространенных горизонтов пластов пород-коллекторов и слабо проницаемых пород-покрышек;
- геолого-геохимические условия, благоприятные для нефте- и (или) газообразования, аккумуляции и консервации углеводородов в нефте – и (или) газоносных областях.
Среди предполагаемых ЗНГН выделены:
в западной прибортовой Центрально-Баренцевской зоне поднятий – свод Федынского, Центрально-Баренцевско-Годинская зона поднятий, группа Персейских поднятий и Кольская седловина;
в восточной прибортовой Приновоземельской структурной зоне – валы Адмиралтейства, Дмитриевский, Костиншарский;
в южной прибортовой зоне - Кольская моноклиналь, Коргинский выступ, валы Шапкинско-Юрьяхинский, Колвинский, Гуляевский и восточная часть Печороморского выступа;
в северной прибортовой зоне – Вильчековская ступень.
При выделении ЗНГН учитывались главным образом, тектонические, литолого-фациальные, аккумуляционные, консервационные и другие условия, благоприятные для современного существования в этих элементах скоплений нефти и (или) газа.
Такой подход в полной мере отвечает задачам практического использования результатов нефтегазогеологического районирования для оценки перспектив нефтегазоносности и обоснования выбора основных направлений и участков поисково-разведочных работ.
Большая часть перечисленных выше ЗНГН (кроме Коргинского выступа, Шапкинско-Юрьяхинского, Колвинского и Гуляевского валов) характеризуется длительными условиями конседиментационного развития (с позднего силура – раннего девона), что и обуславливает преимущественную нефтеносность в них палеозойских отложений. Упомянутые четыре ЗНГН, характеризуются постседиментационным развитием, что обусловило преимущественную газоносность в них тех же отложений.
По всем перечисленным в прибортовых перспективных областях зонам нефтегазонакопления в верхне-среднепалеозойских отложениях автором произведена локализованная оценка извлекаемых прогнозируемых ресурсов нефти, газа и конденсата категорий С3,D1,D2, результаты которой свидетельствуют о том, что перспективы недр российского шельфа Баренцева моря в отношении нефтеносности рассматриваемых отложений помимо Печороморского шельфа связываются с ЗНГН восточной прибортовой Приновоземельской структурной зоной. Суммарная оценка прогнозируемых в ней ресурсов нефти достигает 850 млн. тонн. В ЗНГН, расположенных в южной прибортовой части мегапрогиба на Печороморском шельфе предполагается 1 млрд. 370 млн. т ресурсов нефти. Наконец в ЗНГН, расположенных в западной прибортовой части мегапрогиба в Центрально-Баренцевской зоне поднятий, с учётом более крупной эрозии палеозойских отложений оценено 660 млн. т ресурсов нефти.
Обращает на себя внимание и то обстоятельство, что максимальные ресурсы свободного газа оценены в ЗНГН южной прибортовой части мегапрогиба в 1 трлн. 195 млрд. м3, тогда как в восточной прибортовой его части ресурсы свободного газа составили 645 млрд. м3, а в западной прибортовой части – 160 млрд. м3. Всего в основных ЗНГН на российском шельфе Баренцева и Печорского морей (без зоны спорной юрисдикции) оценено прогнозируемых ресурсов: 2 млрд. 220 млн. т нефти, 125 млн. т конденсата и 1 трлн. 865 млрд. м3 свободного газа. Иными словами прогнозируемых ресурсов нефти в верхне-среднепалеозойских отложениях по основным ЗНГН оказалось в 1,36 раза больше, чем аналогичных ресурсов свободного газа.
Важно подчеркнуть, что результаты экспертной локализованной оценки извлекаемых прогнозируемых ресурсов нефти (кат. С3, D1и D2) в палеозойских отложениях показали, что в южной прибортовой области они составили 65,7% от общей оценки извлекаемых НСР нефти на Печороморском шельфе, тогда как в восточной прибортовой области –63,5% от общей оценки извлекаемых НСР нефти на Восточно-Баренцевском шельфе. Это свидетельствует о высокой степени геологического обоснования перспектив нефтеносности верхне- и среднепалеозойских отложений в выделенных ЗНГН (рис.2).
В пятой главе - обоснованы рекомендации по приоритетным направлениям и первоочередным объектам поисково-разведочных работ в верхне-среднепалеозойских отложениях российской части Баренцева моря.
Исходя из приведенных в предыдущей главе результатов экспертной оценки извлекаемых прогнозируемых ресурсов кат. С3,D 1и D2 и ожидаемых запасов нефти категории С1 в верхне-среднепалеозойских отложениях на шельфе Восточно-Баренцевского мегапрогиба следует, что при планировании работ по выявлению и освоению месторождений заслуживают основного внимания три зоны установленного нефтенакопления – Долгинская, Сорокинская и Медынская и одна зона предполагаемого нефтенакопления – Адмиралтейская.
В трёх первых из них, расположенных на Печороморском шельфе работы уже ведутся: на Долгинском продолжает разведку ООО «Газфлот» ОАО «Газпром», на Приразломном месторождении планируется начало разработки ОАО «Газпром нефть», выявление и проектирование освоения месторождений Варандей-море и Медынское-море осуществляется ЗАО «Арктикшельфнефтегаз».
Однако в Сорокинской и в Медынской ЗНН ещё не опоискованы перспективные локальные структуры-ловушки Полярная, Западно-Полярная, Восточно-Приразломная и Стасовская, которые представляют резерв, позволяющий при своевременном проведении поисково-разведочных работ обеспечить более эффективное и длительное комплексное освоение выявленных нефтяных месторождений.
Все три перечисленные зоны установленного нефтенакопления относятся к числу наиболее перспективных. Однако, по мнению автора, к этой же категории следует отнести и Адмиралтейскую зону предполагаемого нефтенакопления.
Соответствующие лицензии на их проведение в Пахтусовском и Адмиралтейском участках принадлежат ЗАО «Синтезнефтегаз», которое в соответствии с лицензионными обязательствами в 2005 году завершило полевые сейсморазведочные работы 2D на этих структурах в объёме 5700 км. Результаты обработки и интерпретации этих материалов сейсморазведки позволяют приступить к работе по поисковому бурению в 2007 г.
По общегеологическим предпосылкам, в пределах Долгинской ЗНГН предполагается перспективность и глубже залегающих горизонтов, пока не изученных бурением, в первую очередь, отложений верхнего и нижнего девона (здесь по материалам сейсморазведки 2D картируются рифовые постройки), а также, возможно, отложений верхнего силура.
На месторождениях Приразломное и Варандей-море на валу Сорокина выявлены залежи нефти в отложениях нижнепермско-среднекаменноуголь-ного НГК. Залежь нефти Приразломного месторождения подготовлена к промышленному освоению. Залежь нефти месторождения Варандей-море находится в разведке.
Помимо упомянутых НГК в этих месторождениях предполагается нефтенасыщенность нижележащих карбонатных отложений визейского яруса (ясноколянский надгоризонт), верхнедевонско-турнейских отложений (отложений фаменского и турнейского ярусов). В скважине №5 месторождения Приразломное интенсивные газопроявления отмечались в интервале 4423 – 4503 м, т.е. в нижней части франского яруса и в кровельной части нижнего девона.
Следует отметить, что на Варандейском месторождении нефтяные залежи в нижнепермско-каменноугольных и франских отложениях недоразведаны, а нижнедевонские отложения неопоискованы вовсе. Не выявлен и характер строения южной части этого месторождения (в том числе и в транзитной зоне).
Кроме того западнее месторождения Варандей-море возможно выявление литологически-экранированных залежей легкой нефти в карбонатных нижнедевонских отложениях, аналогичных тем, которые установлены на сопредельной суше в месторождениях им. А. Титова, Посседское и им. Р. Требса.
Наконец на месторождении Медынское-море не изучена транзитная зона, т.е. неопоискована прибрежная складка, расположенная южнее участка скважины №3. Важно, что эта складка намечается в отложениях аллохтона в верхней части разреза (т.е. в условиях подобных расположению высокодебитной скважины №2).
Таким образом, выделенные 4 ЗГН представляют собой стратегические направления дальнейших работ по выявлению и освоению месторождений нефти, а определенная очередность изучения выявленных в них локальных структур-ловушек – тактику проведения поисково-разведочных работ до 2025 года. Решение последней задачи производилось на основании экспертных оценок локализованных ресурсов нефти категорий С3, D1 и D2 по этим структурам и ожидаемых в них запасов категории С1.
В результате автором выделены в определенной очередности для проведения поисковых работ следующие основные наиболее перспективные локальные структуры-ловушки: Пахтусовская, Адмиралтейская, Полярная, Стасовская, Дмитриевская, Митюшихинская, Южно-Русская, Русская, Папанинская, Саханинская, Междушарская, Западно-Новоземельская.
Подчеркнутые структуры рассматриваются как зависимые от результатов поискового бурения на предыдущих структурах той же зоны.
Первоочередной для проведения поисковых работ определена Пахтусовская перспективная структура, амплитуда которой превышает амплитуду Адмиралтейской структуры более чем на 200м.
Заключение
Диссертация представляет собой разработку научного обоснования приоритетных направлений и первоочередных объектов поисково-разведочных работ на новый перспективный нефтегазоносный комплекс – карбонатные верхнее-среднепалеозойские отложения в российской части шельфа Баренцева моря.
В ней на основе изучения генерационно-миграционных, аккумуляционно-консервационных условий и геологического строения рассматриваемых отложений:
- осуществлен прогноз фазового состояния предполагаемых в них скоплений углеводородов;
- определены и комплексно проанализированы выявленные и предполагаемые геологические критерии нефтегазоносности;
- произведена экспертная количественная оценка перспектив нефтеносности карбонатных верхнее-среднепалеозойских отложений по объектам зонального и локального уровней в прибортовых частях Восточно-Баренцевского мегапрогиба.
Проведенные исследования позволили обосновать выделение зон преимущественного нефтенакопления для карбонатных верхнее-среднепалеозойских отложений в прибортовых частях Восточно-Баренцевского мегапрогиба и конкретных перспективных локальных структур-ловушек в их пределах - первоочередных объектов поисково-разведочных работ.
Даны рекомендации по проведению поисково-разведочных работ на первоочередных локальных объектах в целях выявления и последующей разработки новых нефтяных месторождений.
Реализация предлагаемых работ по существу знаменует собой начало широкого изучения нефтеносности нового перспективного комплекса – верхнесреднепалеозойских отложений на российском шельфе Баренцева моря.
О С Н О В Н Ы Е РАБОТЫ,
ОПУБЛИКОВАННЫЕ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ
1. Шеремета О. О., Федоровский Ю. Ф., Горохов В. К., Борисов А. В. Результаты и основные направления поисково-разведочных работ на нефть и газ на шельфе арктических морей // Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР : тез. докл. I Всесоюзной конф. – М. : МИНГ, 1986. - С. 16-20.
2. Борисов А. В., Горохов В. К., Федоровский Ю. Ф. Основные геологические результаты и направления поисково-разведочных работ на нефть и газ на шельфе арктических (Баренцева и Карского) морей на XII пятилетку // Геологическое обоснование поисков, разведки и освоения месторождений нефти и газа в морских акваториях. – М. : ВНИИГАЗ, 1987.
3. Гаврилов В. П., Федоровский Ю. Ф., Тронов Ю. А. и др. Геодинамика и нефтегазоносность Арктики. – М. : Наука, 1994. – 323 с.
4. Маловицкий Я. П., Мартиросян В. Н., Головчак В. В., Гуменюк Ю. Н., Федоровский Ю. Ф., Закальский В. М. Нефтегазовый потенциал осадочных бассейнов морской периферии России // Нефтяное хозяйство. – 1994. – № 4. – С.27-35.
5. Борисов А. В., Винниковский В. С., Таныгин И. А., Федоровский Ю. Ф. Шельф Баренцева и Карского морей - новая крупная сырьевая база России (особенности строения, основные направления дальнейших работ)» // Геология нефти и газа,. 1995. - №1. – С.4-9.
6. Мартиросян В. Н., Рабей А. С., Рабей И. В., Федоровский Ю. Ф. Прогнозирование коллекторских свойств карбонатных резервуаров по данным сейсморазведки МОВ ОГТ на примере отдельных структур Печорского моря // 10 лет на арктическом шельфе : сб. ООО «Газфлот». – М. : Нефть и газ, 2004. – С. 208-221.
7. Федоровский Ю. Ф., Захаров Е. В., Оксенойд Б. Е. Нефть Баренцева моря - новый этап освоения»// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений / ВНИИОЭНГ. – 2005. – № 12. – С. 4-9.
8. Федоровский Ю. Ф. Перспективы нефтеносности карбонатных верхнепалеозойских отложений в прибортовых частях Восточно-Баренцевского мегапрогиба // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений / ВНИИОЭНГ. – 2006. – № 11. – С. 18-24.
9. Ostisty B.K, Fedorovsky Y.F. Main results oil and gas prospecting in the Barents and Kara Sea inspire optimism // Arctic Geology and Petroleum Potential Proceedings of the Norwegian Petroleum Society Conf., 15-17 August 1990, Tromso, Norway - Elsevier. – Amsterdam, 1992. – pp. 243-252.
10. Johansen S.E., Ostisty B.K., Birkeland О., Fedorovsky Y.F., Martirosjan V.N., Christensen O.B., Cheredeev S.I., Ignatenko E.A. and Мargulis L.S. Hydrocarbon potential in the Barents Sea region play distribution and potential // Arctic Geology and Petroleum Potential Proceedings of the Norwegian Petroleum Society Conf., 15-17 August 1990, Tromso, Norway - Elsevier. – Amsterdam, 1992. – pp. 273-320.
Подписано к печати « 6 » февраля 2007 г.
Заказ № 07029829N
Тираж 120 экз. 1 уч.-изд.л. ф-т 60х84х/16
Отпечатано в ООО «ВНИИГАЗ» по адресу:
Московская обл., Ленинский р-он, п. Развилка
