Зоны нефтегазонакопления Баренцевоморского шельфа

Недра континентального шельфа - главный резерв для развития добычи нефти и газа в XXI веке

ХЕНРИКСЕН Е., СТУПАКОВ А.А., ВАКИРЮХИНА Т.А.

Статойл Норвегия
МГУ им. Ломоносова, Россия

Недра континентального шельфа - главный резерв для развития добычи нефти и газа в XXI веке. Главное условие роста добычи - наличие разведанных запасов нефти и газа. Однако, несмотря на ряд открытых в пределах шельфов месторождений углеводородов до настоящего времени нет четкой ясности в вопросах стратегии и тактики поиска скоплений нефти и газа на перспективу, что в значительной мере сдерживает процесс введения уже обнаруженных месторождений в промышленную разработку.

Создание оптимальной модели структуры и условий формирования нефтегазоносности континентального шельфа на современном этапе имеет необычайно высокую актуальность для обоснования эффективности поисков новых месторождений. Это требует не только дополнительных данных, но и переосмысливания имеющегося материала на основе новых научных достижений в тектонике, бассейновом анализе и нефтяной геологии. В связи с этим, проблема зонального прогноза углеводородов, на примере Баренцевоморского шельфа, в настоящее время имеет важное практическое значение.

Зональный прогноз нефтегазонакопления определяет стратегию поисков УВ. Для прогнозирования нефтегазоносности малоизученных акваторий необходим детальный анализ концентрации локальных скоплений нефти и газа в пределах бассейнов с доказанной нефтегазоносностью. Выделяя пространственную обособленность месторождений нефти и газа, необходимо определить причину ее возникновения. Причин может быть несколько, среди которых наиболее очевидной является структурная приуроченность.

для качественного и количественного прогноза месторождений нефти и газа необходимо глубинное изучение строения окраины континентального шельфа

Одной из важных проблем поисково-разведочных работ на континентальном шельфе, включая Баренцевоморский, является прогноз фазового состояния УВ. Эта проблема на сегодняшний лень наиболее актуальна и до сих пор остается неразрешенной. Какие факторы являются определяющими при прогнозировании нефтяных и газовых месторождений на акваториях?! В чем особенность формирования нефтяных и газовых скоплений в бассейнах континентальных окраин, в отличие от хорошо изученных внутриконтинентальных бассейнов суши? На эти вопросы можно ответить только используя комплекс структурно-генетических методов исследования бассейна.

Историко-геологический, структурный, геохимический факторы, температурный режим бассейна, все эти критерии в совокупности формируют фазово-генетическую модель реализации углеводородного потенциала бассейна. Однако, структурно-эволюционная модель развития ЗНГН часто определяет интенсивность проявления того или иного фактора. Поэтому для качественного и количественного прогноза зон нефтегазонакопления необходимо глубинное изучение строения континентальной окраины, понимание общего и отличного от строения сопредельной суши и собственно океанической впадины.

Аналогии тектонического строения бассейнов Арктических окраин Тимано-Печорского и его акваториального продолжения, Баренцевоморского бассейнов, Западно-Сибирского и Карского бассейнов, показывают тесную связь их истории развития и позволяют проследить аналогию в распределении основных ресурсов углеводородов. Аналогия в тектоническом строении проявляется в том, что в домезозойской структуре Баренцевоморского бассейна выделяются два главных тектонических элемента, определяющих распределение нефтяных и газовых ресурсов: зона Центрально-Баренцевского авлакогена и относительно стабильные платформенные блоки. Их аналогами в домезозойской структуре Западно-Сибирского бассейна являются Западно-Сибирский авлакоген, включающий в себя все крупные месторождения газа, и Центрально-Западно-Сибирское поднятие, в котором сконцентрированы основные месторождения нефти.

Мезозойский этап развития в пределах бассейнов Карско-Баренцевоморской континентальной окраины характеризуется проявлением триасового рифтогенеза и лавинной седиментацией в условиях общего регионального погружения бассейнов. Наиболее интенсивное прогибание со значительными мощностями осадков в мезо-кайнозойское время сохраняется над крупным палеозойскими рифтовыми структурами.

Зоны преимущественно нефтенакопления тяготеют к авлакогенам, завершившим свое развитие в палеозое или к внешним бортовым частям активизированных на мезо-кайнозойском этапе авлакогенов и локализуются на сопряженных с ними жестких платформенных блоках. Области преимущественно газонакопления сконцентрированы в зонах наложенного рифтогенеза и максимального погружения бассейна, происходившего практически на протяжении всей истории его развития.

Материалы международной конференции "Нефть и газ арктического шельфа - 2004"