Нефте- и газопроявления разного масштаба встречены в различных по возрасту комплексах триаса как на суше, так и на акватории Баренцева моря

СЕНИН Б.В., ЛЕОНЧИК М.И., СЕНИН Т.Б.
ОАО «Союзморгео», Россия, ОАО «Севернефтегаз», Россия

Газоносность триасовых отложений доказана открытием газовых месторождений на структурах Мурманская, Северо-Кильдинская, на ряде структур Тимано-Печорской провинции в Восточно-Колгуевском и Сорокинском НГР (Коровинское, Кумжинское, Таравейское, Варандейское). Региональная нефтеносность триасовых отложений подтверждается наличием залежей в нижнетриасовых отложениях на о-ве Колгуев, в норвежском секторе Баренцева моря (на площадях Снёвит, Южный Голиаф, Нукула), а так же наличием нефтепроявлений на востоке Земли Франца Иосифа и архипелаге Шпицберген.

Таким образом, нефте- и газопроявления разного масштаба встречены в различных по возрасту комплексах триаса как на суше, так и на акватории Баренцева моря.

Для выявления и характеристики элементов нефтегазовой системы триаса был собран, обобщён и проанализирован значительный геолого-геофизический материал, были построены схемы мощностей, палеогеографии и условий осадконакопления для трёх отделов триаса. Были проанализированы также данные о составе нефтей и ОВ, временные разрезы на предмет выявления зон формирования ловушек УВ различного типа.

Результатом проведённых работ стала обобщённая схема развития нефтегазовой системы триаса Баренцевоморского региона. На ней отображаются: область развития триасового палеобассейна; региональный характер распространения мощности триаса; обобщённый контур области развития предполагаемых нефтематеринских толщ триаса, области развития региональной верхнеюрской покрышки; месторождения и нефтепроявления, выявленные по результатам бурения и геологической съёмки на окружающей суше.

Основной чертой триасового палеобассейна является большая мощность отложений в пределах Южно-Баренцевской впадины (ЮБВ) (до 7-8 км), сформировавшаяся в условиях лавинного осадконакопления при скоростях седиментации больше 250-300мм в 1000 лет /Сенин, Левитин,1999/. Согласно составленной по материалам бурения, сейсморазведки и геологических съёмок хроностратиграфической схеме и данным о мощности разреза условия лавинного осадконакопления существовали здесь со второй половины поздней перми и до начала позднего триаса.

Учитывая тот факт, что формирование осадочных толщ в условиях лавинного осадконакопления происходит главным образом в морских бассейнах /Лисицын,1988,Короновский,2006/, следует ожидать формирования в нижнем и среднем триасе отложений, обогащённых сапропелевым или смешанным по составу органическим веществом. При благоприятных термобарических условиях данные отложения могут генерировать жидкие УВ. По данным публикациям в пределах Баренцевоморского региона потенциально нефтематеринские толщи могут генеририровать нефть на глубинах 5,5-2,5 км.

Принимая во внимание весьма вероятную «инверсию» катагенетической зональности во впадинах с мощным осадочным чехлом (20-25 км), т.е. снижение зрелости органического вещества с глубиной /Верба и др.,1999/, нижняя граница зоны нефтеобразования в некоторых разрезах Баренцева моря иногда может опускаться до 6-8 км. Этому может способствовать обширная зона АВПД в средне-верхнетриасовых отложениях мощностью до 2 км, выделенная по сейсмическим данным в центральной части ЮБВ.

Она, по всей видимости, может влиять на геотермический режим осадочной толщи и существенно влиять на условия нефте- и газообразования и на пути миграции УВ в триасовой толще. С учётом этих соображений согласно нашим структурным построениям отложения триаса в настоящее время находятся скорее всего в главной зоне нефтеобразования.

Обобщённый контур возможного развития на значительных площадях нефтематеринских толщ в триасе установлен на основании проведённого нами формационно-палеогеографического анализа по отделам триаса.

Нефтепродуктивность нижнего триаса доказана на о.Колгуев, где в отложениях «чаркобожской» свиты открыты Песчаноозёрское и Таркское месторождения. Многие исследователи данного района считают эти залежи нефти вторичными. При этом предполагается два возможных пути их миграции. Первый путь – это миграция из нижележащих пермско-каменноугольных отложений/Бордовская и др.,1993; Иванова, Супруненко,1996; Супруненко, Бро,1994/, второй – из мезозойских отложений Южно-Баренцевской впадины/ Шиманский и др.,1996, Лебедев и др.,2001/.

Однако обе группы исследователей сходятся в мнении о том, что к северу от о. Колгуев в сторону Южно-Баренцевской впадины происходит увеличение доли глинистых пород морского происхождения, обогащённых сапропелевым органическим веществом (ОВ) с более высоким нефтематеринским потенциалом. На основании палеоседиментационого анализа, анализа сейсмофаций и анализа мощностей, в раннем триасе выделен морской бассейн с лавинной седиментацией осадков, приуроченный к ЮБВ, а также спрогнозированы две области накопления в осадочном разрезе: первая, область преимущественно сапропелевого и гумусово-сапропелевого ОВ, вторая, область преимущественно гумусового и сапропелево-гумусового ОВ.

Раннетриасовые отложения в центре ЮБВ по сейсмическим данным находятся на глубинах до 7250м, что соответствует стадии катагенеза МК3-МК4 (стадии завершения генерации нефти). Нефти о. Колгуев нижнего триаса отличаются высокой степенью катагенеза

Отложения среднего триаса представлены толщами глин, морского происхождения, которые, согласно А. В. Ступаковой /Ступакова, 2001/ содержат ОВ смешанного сапропелево-гумусового состава. Континентальный и лагунно-континентальный характер среднетриасовой седиментации наиболее характерен для юга Баренцевоморского региона (о. Колгуев). В северном и северо-западном направлениях увеличивается доля морских отложений. В северной части региона (Архипелаг Земли Франца Иосифа) типичным является устойчивый морской режим осадконакопления.

Таким образом вероятность формирования нефтематеринских толщ к северу от о.Колгуев резко увеличивается. На схеме палеогеографии и условий накопления в Баренцевоморском регионе в среднем триасе выделено два контура прогнозируемых областей накопления обогащённых ОВ осадков: первая – область преимущественно сапропелевого и гумусово-сапропелевого ОВ, вторая – область преимущественно гумусового и сапропелево-гумусового ОВ.

Эти области заметно меньше по площади, чем аналогичные в нижнем триасе, то есть площадь развития отложений с сапропелевым ОВ заметно уменьшается и смещается к северу, но при этом наиболее благоприятные глубоководные условия для формирования этих толщ сохраняются на севере ЮБВ и в Северо-Баренцевской впадине. Кровля среднетриасовых отложений в центре ЮБВ находится на глубинах 4400-5330м и соответствует главной зоне нефтеобразования.

В позднем триасе глубоководные зоны осадконакопления, существовавшие в нижнем-среднем триасе значительно сокращаются по площади. Характерной особенностью позднего триаса является ярко выраженные в волновом сейсмическом поле элементы погребённых палеодолин.

Согласно составленной нами формационно-палеогеографической схеме позднего триаса система палеодолин располагается в пределах континентальной области с последовательной сменой палеосреды осадконакопления от возвышенности к равнине и низменности. Область разгрузки (авандельта) располагается, по нашим представлениям, в котловине эпиконтинентального шельфового мелководного моря типа современного Каспийского или Аральского морей, где происходит увеличение мощности верхнетриасовых отложений до 1500-2500 м.

По всей видимости, в центральной части Южно-Баренцевской впадины в позднем триасе также возможно формирование осадочных толщ с содержанием органического вещества смешанного сапропелево-гумусового, а в наиболее погруженной части ЮБВ гумусово-сапропелевого типа большой мощности, но ограниченных по площади распространения.

Таким образом, проведённый палеоседиментационной анализ и позволил выделить область возможного развития нефтематеринских толщ, которые формировались на протяжении всего триаса в наиболее погруженных частях Баренцевоморского региона и для которых характерна наибольшая полнота разреза триасовых отложений.

При вхождении ОВ нефтематеринских триасовых толщ в главную фазу нефтегазообразования на бортах и в центральной части Южно-Баренцевской впадины, миграция образовавшихся здесь жидких углеводородов могла происходить как в горизонтальном, так и вертикальном направлении. По вертикали УВ могли мигрировать по региональным зонам разломов и зонам дробления, секущим весь палеозойско-мезозойский разрез, а также по локальным нарушениям, сформировавшимся только в триасовой и юрской толщах в результате возможных внутриформационных деформаций, связанных с активизацией тектонической деятельности в течение киммерийского тектонического цикла (триас – ранняя юра), а также с внедрением внутрипластовых интрузий различного возраста (вплоть до мела).

Миграция по латерали могла происходить по восстанию пластов. При этом в качестве основных каналов миграции могли использоваться поровые пространства песчаных пластов и трещины по поверхностям напластования. Благоприятными путями миграции могли оказаться каналы палеодолин. Движение УВ происходило в обратном падению профиля палеодолин направлении и по восстанию бортов (склонов) бассейна ЮБВ, заполняя на пути своего следования, существующие на этот момент антиклинальные и неантиклинальные ловушки, как в одновозрастных триасовых, так и в вышезалегающих юрско-меловых отложениях.

Элементы палеодолинной системы по данным сейсморазведки были выделены в отложениях нижнего и верхнего триаса в районе Куренцовской структуры /Скобельская,1988/,на акваториальном продолжении Малоземельско-Колгуевской моноклинали, Кольско-Канинской моноклинали и на северном акваториальном продолжении Тимано-Печорской провинции. В результате миграции нефти из южной бортовой части ЮБВ по каналам раннетриасовых палеорек могли сформироваться залежи нефти нижнетриасовых отложений на о.Колгуев.

Аккумулятивно-песчано-алевролитовые и песчано-галечные образования долинного и прибрежно-морского генезиса (баровые, пляжные, подводно-дельтовые, береговых валов и др.), в сочетании со структурным фактором или в самостоятельных формах литологических ловушек, могут рассматриваться в качестве наиболее характерных типов перспективных ловушек в триасовых отложениях Баренцева моря.

Таким образом, выполненный анализ показывает достаточно высокую вероятность обнаружения в триасовых отложениях Баренцева моря, особенно в бортовых и приподнятых зонах глубоких прогибов, новых скоплений нефти, связанных с песчаными, алверолито-песчаными или песчано-галечными резервуарами в литологических и стурктурно-литологических ловушках. Однако для детализации этих представлений необходимо целенаправленное геолого-геофизическое изучение указанных комплексов разрезов.

Литература
Евдокимова Н.К., Яшин Д.С., Ким Б.И. Углеводородный потенциал отложений осадочного чехла шельфов Восточно-Арктических морей России. Журнал «Геология нефти и газа» №2/2008
Лисицын А.П. Лавинная седиментация и перерывы в осадконакоплении в морях и океанах. М.: Наука, 1988, 309 с.
Ступакова А.В. Развитие бассейнов Баренцевского шельфа и их нефтегазоносность. Автореферат диссертации на соискание ученой степени д. г-м.н. М., 2001, 41 с.
Сенин Б.В., Левитан М.А. Фанерозойская эволюция скоростей осадконакопления и значение позднегерцинского события в геологическом строении Баренцево-Карского региона. Российский геофизический журнал № 13-14, 1999, с. 80-88.

Нефть и газ арктического шельфа-2008: материалы конференции