Результаты одномерного моделирования нефтегазоносных комплексов восточной части Баренцева моря

Вопросы эволюции бассейна Баренцевоморского региона и оценка перспективности основных НГ комплексов остаются неясными

СОБОЛЕВ П.О., КРАМЕР Б., СОБОЛЕВ Н.Н.
Всероссийский научно-исследовательский геологический институт им. А. П. Карпинского (ВСЕГЕИ), Россия, Федеральный институт геофизики и природных ресурсов, Германия

1. Баренцевоморский регион сегодня является одним из наиболее перспективных нефтегазоносных (НГ) осадочных бассейнов России. Его активное изучение ведется с 1970-х гг., здесь открыто 11 месторождений углеводородов (УВ) и ведется подготовка к их промышленному освоению.

В то же время многие вопросы эволюции бассейна и оценка перспективности основных НГ комплексов остаются неясными. Изученность бассейна буровыми работами крайне неравномерна, к тому же большая часть скважин пройдена практически без отбора керна. Существуют проблемы и с использованием результатов сейсмических работ. В этих условиях важное значение могут иметь работы по моделированию эволюции бассейна и находящихся в его пределах НГ комплексов. Единственная работа по моделированию НГ комплексов бассейна Баренцева моря показала перспективность такого подхода для изучения закономерностей образования УВ и их миграции (Супруненко и др., 2007).

2. За последние годы во ВСЕГЕИ был собран огромный фактический материал по геологии, геофизике, геохимии осадочных пород и месторождениям УВ Баренцевоморского бассейна; имеются материалы геофизических съемок и сейсморазведочных работ, позволяющие довольно полно представить глубинное строение осадочного бассейна. Все эти данные требуют анализа и обобщения на новом уровне, с использованием современных алгоритмов моделирования. С этой целью во ВСЕГЕИ было принято решение начать моделирование в простейшем одномерном варианте на примере нескольких скважин c различными тектоническими обстановками и с разными типами НГ систем: «Северо-Кильдинская-82» (Центрально-Баренцевская зона поднятий, газовое месторождение, продуктивны нижнетриасовые песчаники), «Штокмановская-1» (центральная часть Южно-Баренцевской впадины, залежи газоконденсатов в юрских песчаниках), «Приразломная-1» (Печорское море, залежи нефти в коллекторах перми-девона ).

3. Перед началом моделирования эволюции бассейна необходимо было решить две задачи – 1) Определить величину и длительность кайнозойского воздымания (аплифта) и 2) Оценить термическую историю региона. Кайнозойское воздымание изучено достаточно детально разными методами для западной части Баренцева моря, но нет никаких оценок для российской акватории, хотя размыв фиксируется практически во всех скважинах (отсутствуют отложения верхнего мела, палеогена и неогена). Использовалось два независимых метода. В методике, основанной на анализе кривых акустического каротажа (Magara, 1976), главная идея заключается в сравнении скважинных измерений с обобщенной кривой уменьшения скорости глинистых разностей с глубиной вследствие уплотнения. Другой подход связан с использованием отражательной способности витринита. В обоих случаях получилась близкая оценка максимальной амплитуды воздымания – около 500 м. Время воздымания (34-2 млн. лет) было выбрано по аналогии с западной частью Баренцева моря (Cavanagh, 2006).

4. Время активизации тектонических движений оценивалось на основании кривых погружения (удобнее использовать производную этой кривой, показывающую изменение скорости осадконакопления). Для большинства скважин отчетливо выделяются четыре эпохи активизации (млн. лет): 1) 360-380 (D2-D3); 2) 240-260 (граница P-T); 3) 160-170 (J2); 4) 115-125 (K1). Согласно литературным данным, все эти эпохи проявились в соседних областях, а некоторые относятся к важнейших глобальным рубежам. Зная длительность эпохи активизации, сделав приблизительные оценки прогибания бассейна в соответствующие эпохи и приняв простейшую модель растяжения коры Маккензи, можно рассчитать кривую изменения теплового потока.

5. Используя эти данные, разрезы скважин и результаты геохимических анализов, для каждой скважины выполнялось моделирование истории погружения бассейна. Для моделирования использовалась программа Petromod 1D (IES, Германия). На основании расчетных температур, содержания органического вещества (ОВ) в осадках и модели кинетики образования УВ, можно оценить условия генерации определенных видов УВ на разных глубинах в каждый момент геологического времени. В скв. «Северо-Кильдинская-82» газовая залежь вскрыта в триасе, скорее всего УВ там же и возникли – условия в нижнетриасовых толщах были благоприятны для генерации газа в течение всего мезозоя вплоть до начала воздымания. Для скв. «Штокмановская-1» моделирование показало, что ОВ в юрских толщах не достигло термической зрелости, следовательно залежи газоконденсата возникли вследствие миграции УВ снизу. Однако, не исключена возможность образования нефти в юрских толщах для более погруженных частей бассейна. Что касается возможности генерации УВ в палеозойских толщах, то в центральной части Баренцева моря нефть в этих толщах либо подверглась термическому разложению к начала триаса, либо мигрировала выше. В краевой южной части Баренцева с сокращенной мощностью мезозойских толщ возможна генерация нефти в палеозойских толщах в течение мезозоя, что и наблюдается для скв. «Приразломная-1».

Литература
Cavanagh, A. J., Di Primio, R., Scheck-Wenderoth, M., Horsfield, B. Severity and timing of Cenozoic exhumation in the southwestern Barents Sea. Journal of the Geological Society, 2006, 163, pp. 761-774.
Magara, K.. Thickness of removed sediments, paleopore pressure and paleotemperature, southwestern part of Western Canada Basin. American Association Petroleum Geologists Bulletin, 1976, 60, pp. 554-565.
Супруненко, О.И., Орешкин, И.В., Лопатин, Н.В., Вискунова, К.Г., Меркулов, О.И. Перспективы нефтегазоносности Печорского и российской части шельфа Баренцева морей по результатам бассейнового моделирования 2D. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2007, с. 4-10.

Нефть и газ арктического шельфа-2008: материалы конференции