Выборы Президента России

На выборах Президента РФ вы проголосуете
 

Наши партнеры

АНО ДПО «Полярный институт повышения квалификации»

 

Главная Нефтегазовая система триасового комплекса Баренцева моря
Нефтегазовая система триасового комплекса Баренцева моря Печать E-mail

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 1500-2500м. 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 


busy
 

Добавить комментарий

Защитный код
Обновить

Язык сайта:

English Danish Finnish Norwegian Russian Swedish

Популярное на сайте

Ваш IP адрес:

54.234.45.10

Последние комментарии

При использовании материалов - активная ссылка на сайт https://helion-ltd.ru/ обязательна
All Rights Reserved 2008 - 2018 https://helion-ltd.ru/

@Mail.ru Яндекс.Метрика
Designed by Helion LTD