На шельфе Баренцева моря открыты месторождения газа и газоконденсата, а доля нефти крайне мала

(По материалам доклада на международной конференции «Освоение шельфа: шаг за шагом» генерального директора компании ЗАО «Синтезнефтегаз» Юрия Федоровского и директора одного из департаментов этой компании, доктора технических наук Евгения Захарова)

Всем известная цифра 100 млрд. т условного топлива, содержащегося в недрах российского шельфа, подверглась корректировке в сторону увеличения. Специалисты заговорили о 136 млрд.т условного топлива. Но лишь 7% из этих запасов углеводородного сырья арктического шельфа приходятся на нефть. Так утверждают ученые и практики. Но насколько верны эти предположения? Ведь изученность арктического шельфа, тем более бурением, крайне мала. Может быть, прогнозы неточны и ситуация более радужная?

Нефти на арктическом шельфе значительно больше! Именно так считают генеральный директор компании ЗАО «Синтезнефтегаз» Юрий Федоровский и директор одного из департаментов этой компании, доктор технических наук Евгений Захаров.

Юрий Федоровский долгие годы посвятил изучению арктического шельфа, возглавляя «Арктикморнефтегазразведку», а Евгений Захаров 25 лет отдал ВНИИ Газа, занимаясь именно этим регионом, защитив докторскую диссертацию по теме «Оценка нефтегазоносности недр шельфа».

Шельф Баренцева моря наиболее изучен, по сравнению с другими арктическими морями. Именно здесь открыты и уникальные, и крупные месторождения, и перспективные структуры, которые еще ждут своего часа. Но, в основном, открыты месторождения газа и газоконденсата, а доля наиболее ценного углеводородного сырья – нефти, крайне мала. Так, может быть, и надеяться не стоит на новые открытия месторождений «черного золота»? Оказывается, надежды имеются. И они основаны на исследованиях Юрия Федоровского и Евгения Захарова, которые озвучил в докладе Евгений Захаров на конференции «Освоение шельфа: шаг за шагом». Сообщение было встречено специалистами с большим интересом.

Выполнив расчеты по отражательной способности витринита, Юрий Федоровский и Евгений Захаров определили «нефтяные окна», где должна залегать нефть. Они располагаются в прибортовой части верхнее и средне палеозойских отложений.

Расчеты Федоровского и Захарова были подвергнуты тщательному анализу в Московском госуниверситете и получили полную поддержку. Авторы доклада установили сходство исследуемых площадей с Печорской зоной, где открыто немало месторождений нефти и им стало понятно, что в пластах, расположенных на глубине более 4500 метров нефть должна быть.

Во всяком случае, Юрий Федоровский и Евгений Захаров утверждают, что выявление нефтеносности карбонатных верхне-среднепалеозойских отложений в пределах российского шельфа Баренцева моря приобретает все больший практический интерес. Это происходит не только потому, что на основании последней количественной оценки перспективности недр здесь, в указанных отложениях почти на 20% возросли прогнозные ресурсы нефти, но и в связи с тем, что было уточнено геологическое строение этих отложений и выявлено сходство формирования таких крупных краев зон поднятий как Адмиралтейская и Центрально-Баренцевская.

Схематичная тектоническая карта восточной части Баренцева моря (по палеозойским отложениям)

0001 Как отмечено в докладе авторов исследования, судя по структурным картам по поверхности фундамента и по кровле карбонатного палеозоя, Восточно-Баренцевская и Печорская (морская часть) синеклизы образуют единую область прогибания – Восточно-Баренцевский мега-прогиб.

Обстановка осадонакопления карбонатных верхнее-среднепалеозойских отложений в нем характеризуются относительно синхронным развитием. Его формирование происходило преимущественно в шельфовой зоне с благоприятными условиями для рифтообразования в силурийское, познедевонское и раннепермское время.

Сопредельное расположение Восточно-Баренцевоморского мегапрогиба относительно Центрально-Баренцевской зоны поднятий и Приновоземельской ступени (Адмиралтейского вала) имеет важное значение, поскольку первый структурный элемент постоянно являлся областью генерации, а второй и третий – зонами аккумуляции углеводородов.

Влияние близости очага генерации углеводородов на величину концентрации их скоплений в зонах нефтегазонакопления наиболее четко проявляются тогда, когда контролирующие эти зоны структуры (в данном случае крупные зоны поднятий) характеризуются длительным и устойчивым развитием, а вмещающие палеозойские отложения не подвергались контрастным неотектоническим движениям. В таких зонах наиболее вероятны скопления нефти. Об этом же свидетельствует и сходство формирования указанных зон поднятий с валом Сорокина, где установлена нефтеносность верхнепалеозойских отложений.

На палеотектонических профилях, построенных по простиранию валов Адмиралтейского, Сорокина и свода Федынского, отчетливо видно, что на протяжении многих отрезков времени палеозойской и мезозойской эр они характеризовались устойчивым коседиментационным развитием. Эти структуры имеют одинаковое развитие по основным этапам – в позднедевонское, каменноугольное и раннепермское время.

0002

Палеотектоничекие профили через валы Адмиралтейский и Сорокина и свод Федынского

В МГУ было выполнено численное моделирование истории реализации углеводородного потенциала породами различных материнских свит палеозойского возраста, в пределах Адмиралтейского вала. Степень катагенеза ОВ оценивалась путем вычисления эффективного коэффициента отражательной способности витринита Ro (%) с использованием кинетического спектра. Глубины изолиний Ro (%), представленные мелкопунктирными линиями, отражают вариации в степени термического созревания ОВ пород в истории погружения мегапрогиба.

0003

(распределение температур и степени зрелости ОВ пород с глубиной залегания (по отражательной способности витринита)

в осадочном разрезе вдоль профиля по простиранию (с ю-з на с-в) через Адмиралтейский вал).

В современном палеозойском разрезе Адмиралтейской и Пахтусовской площадей, нефтегенерирующими могут считаться глинисто-аргеллитовые отложения верхнего девона, карбоны и Перми на глубинах от 2700 до 4200 метров, тогда как более глубокозалегающие отложения можно рассматривать как газогенерирующие.

Таким образом, две перечисленные структуры в пределах Адмиралтейского вала по указанным отложениям попадают в «нефтяное окно».

Подобным же образом во ВНИИ Океанологии проанализирована история реализации углеводородного потенциала породами палеозойского возраста в пределах Центрально-Баренцевской зоны поднятий. Отличие этой зоны от Адмиралтейского вала в аспекте условий миграции и аккумуляции нефти проявляется в том, что в южной части первой зоны установлены более значительные размывы в палеозойских и в нижней части мезозойских отложений (частично отсутствуют в разрезе отложения Перми и триаса на своде Федынского). В сводовой части последнего выявлено четыре локальные структуры, а на его склонах – рифогенные образования. Севернее, в той же зоне выявлены выступы им. Миловицкого (на поднятии Центральной банки) и им. Грамберга (в Персейской группе поднятий).
0004

Палеозойские отложения в перечисленных структурах Центрально-Баренцевской зоны тоже попадают в «нефтяное окно).
Важным обстоятельством является также то, что на валу Сорокина, характеризующимся сходством геологического строения верхнепалеозойских отложений с Адмиралтейским валом и с Центрально-Баренцевской зоной поднятий, в этих отложениях, залегающимх на глубинах до 4500 метров, выявлены только нефтяные месторождения. Карбонатные коллекторы франско-турнейскогои верхневизейско-нижнепермского возраста на месторождениях, расположенных на Сорокинском валу, представлены известняками и вторичными доломитами. Их фильтрационно-емкостные свойства контролируются трещиноватостью. Глинистые отложения нижнего и среднего триаса представляют собой регионально выдержанный и надежный флюидоупор для верхне-среднепалеозойских отложений.

Аккумуляционные возможности карбонатных отложений Перми и карбона на Адмиралтейской и Пахтусовской площадях в отношении нефтенакопления усиливаются еще и тем, что, в то время, когда южная часть Адмиралтейского вала (Крестовая структура) была втянута в погружение, Адмиралтейская и Пахтусовская структуры продолжали развиваться как участки стабильной карбонатной платформы. Поэтому в пределах последних можно ожидать широкое развитие рифогенных образований в раннепермско-каменноугольное время.

На основании этих выводов, Адмиралтейский вал и Центрально-Баренцевская зона поднятий могут рассматриваться как наиболее перспективные зоны преимущественного нефтенакопления в карбонатных верхне-среднепалеозойских отложениях.

Практический интерес для поисково-разведочных работ на тот же комплекс отложений представляют так же локальные структуры-ловушки: Демидовская (на одноименной седловине), Дмитриевская (на одноименном валу), Междушарская (на Костиншарском валу), Рахмановская и Папанинская (на Долго-Папанинском валу), а также, Полярная, Стасовская, Западно-Полярная и Восточно-Приразломная (расположенные между северными морскими частями валов Сорокина и Медынского).

На основании этих выводов очевидна необходимость усиления целенаправленного геологического изучения в рассматриваемом регионе верхне-среднепалеозойских отложений в целях ускоренного выявления преимущественно нефтяных месторождений в прибортовых частях Восточно-Баренцевского мегапрогиба.
0005

На гипсометрически боле опущенных тектонических элементах – Лунинском и Гусиноземельском выступах, а также, Лудловской и Восточно-Федынской седловинах необходимо продолжить поисково-разведочные работы для выявления новых газовых и газоконденсатных месторождений в терригенных мезозойских отложениях. В качестве первоочередных объектов поисковых работ здесь могут быть структуры-ловушки: Западно-Штокмановская, Западно-Лудловская, Терская, Териберская, Северо-Надеждинская, Гусиноземельская и другие.