Перспективы нефтегазоносности палеорифтовых систем Баренцево-Карского региона

Таким образом, подтверждается вывод большинства исследователей о том, что в качестве перспективно нефтегазоносных комплексов БКР рассматриваются палеозойские, триасовые, юрские, меловые отложения.

Палеозойский нефтегазоносный комплекс (НГК) мощностью 1,5-5 км в пределах БКР залегает на глубинах от 1,0 до 7,0 км. Залежи УВ приурочены к разрезам, накопившимся в рифтовый и эпирифтовый этапы (Тимано-Печорский, Западно-Сибирский тафрогены). Нефтегазопроявления отмечены в породах дорифтового и предрифтового комплексов (трещиноватые породы, кора выветривания фундамента и др.).

Наиболее перспективными разрезы палеозоя рассматриваются в окраинных зонах Баренцевоского тафрогена: Кольско-Канинская моноклиналь (Владимирская, Восточная антиклинали - рифовые ловушки верхнего девона, верхней перми), а также поднятия, включающие своды Ферсмана, Федынского, Адмиралтейского вала, структуры Северо-Карского прогиба (см. рис. 2). Интерес представляет также моноклиналь Тегеттгофа, где предполагается присутствие в разрезе толщи палеозойских карбонатов, содержащих барьерные рифы (О.И. Супруненко и др, 2009). Перспективны также ловушки клиноформ пермского и верхнедевонского возраста [6]. В пределах Баренцевского и Тимано-Печорского тафрогенов наиболее перспективными могут быть карбонатные платформы с органогенными постройками верхнекаменноугольно-нижнепермских пород, накопившиеся в зонах перехода шельфовых карбонатных отложений в глубоководные. К ним можно отнести зоны сочленения рифтов и межрифтовых блоков Тимано-Печорского тафрогена в приразломных структурах (например, Алексеевской, Южно-Долгинской, Полярной, Рахмановской и др.), а также склоны Адмиралтейского вала, восточные склоны выступов Центрально-Баренцевской зоны поднятий (В.П. Гаврилов, 1993; Е.В. Захаров, Ю.Ф. Федоровский, 2004; О.И. Супруненко и др., 2009 и др.). В разрезе палеозойского комплекса Западно-Сибирского тафрогена выявлено несколько промышленных залежей (Новопортовская, Малоичская) и ряд площадей с нефтепроявлениями (Лемок и др.). Залежи приурочены к верхней части разреза палеозоя [1]. Они обычно связаны с трещиноватыми породами, корой выветривания в сложнопостроенных ловушках. С разрезами предрифтового палеозойского комплекса могут быть связаны средние и небольшие по запасам месторождения УВ.

В пределах Мезенского тафрогена потенциально нефтегазоносными являются рифейско-нижневендский (рифтовый) и вендско-нижнекембрийский эпирифтовый комплексы. Зоны нефтегазонакопления могут быть связаны с внутририфтовыми и краевыми частями межрифтовых блоков (Несский, Мезенский), а также со ступенями на склонах грабенов (Д.А. Астафьев, 2001).

Триасовый НГК. В разрезе эпирифтового триасового НГК Баренцевского тафрогена выявлены месторождения газа (Мурманское и Северо-Кильдинское), а на территории Тимано-Печорского - залежи газа и нефти на ряде месторождений. В Норвегии в рифте Хаммерфест выявлено нефтегазовые месторождения Снёвит, Голиаф. Мощность триаса в рифтах достигает 5-7,5 км. Триасовый НГК Западно-Сибирского тафрогена связан с рифтовым комплексом. В северной его части разрез триаса пока не вскрыт бурением, в более южных районах триасовые залежи известны на нескольких площадях. Наиболее крупными среди них являются залежи Рогожниковского нефтяного месторождения. Породы триаса Баренцевского тафрогена мощностью более 6,0 км накапливались в прибрежно-морских и континентальных условиях. Зоны нефтегазообразования приурочены к глубокопогруженным Южно-Баренцевской и Северо-Баренцевской надрифтовым депрессиям, которые обладают повышенным тепловым потоком. Плотность теплового потока в пределах Южно-Баренцевской надрифтовой депрессии достигает 150 мВт/м², который сменяется зонами пониженного значения - до 60 мВт/м². Разрезы триаса, обогащенные рассеянным органическим веществом (РОВ) сапропелевого типа, приурочены к Западно-Баренцевской зоне узкораскрытых рифтов в пределах Норвегии, а в российской части тафрогена установлен преимущественно гумусовый тип РОВ. На формирование триасового НГК значительное влияние оказала тектоническая и вулканическая деятельность. Широко развиты фации подводных русел, песчаники, которые часто являются хорошими коллекторами УВ. Именно с ними следует связывать выявление новых месторождений. В верхней части разреза триаса на склонах поднятий закартированы врезы, заполненные песчаными телами, то есть залежи в пластах триаса имеют пластово-линзовидное строение (В.П. Гаврилов и др., 2010). Залежи подобного типа могут быть выявлены в пределах приподнятых межрифтовых выступов (Федынского, Годинского, Восточно-Годинского, Демидовского, Центрально-Баренцевского, Северо-Надеждинского, Лудловского, Западно-Лудловского), на склонах инверсионных валов (Персейского, Альбановского, Вильчековского, Гусиноземельского, Теребиловского, Западно-Надеждинского), которые в процессе их воздымания расчленялись врезами, заполненными песчаными телами.

Юрский НГК широко распространен в Западно-Сибирском, Тимано-Печорском, Баренцевском тафрогенах. Мощность комплекса меняется от 300-400 до 5000 м. Залежи газа и газоконденсата в пределах Баренцевского тафрогена обнаружены в разрезе средней юры. Залежи УВ в юрских отложениях на суше Западно-Сибирского тафрогена выявлены на многих площадях п-ова Ямал. На шельфе разрез юры не вскрыт.

Наиболее перспективными в пределах Баренцевского тафрогена следует считать западную часть Лудловской зоны выступов, Восточно-Федынский, Восточно-Персейский, Ферсмановский выступы, Демидовскую, Западно-Лудловскую, Западно-Штокмановскую структуры. Газоматеринские толщи здесь приручены к глинистым разрезам средней и верхней юры. Значительная по мощности (100-200 м) и достаточно однородная по составу глинистая толща верхнеюрского и частично мелового возраста на большей части тафрогена является надежным флюидоупором [6 - 8]. Наилучшими коллекторскими свойствами обладают отложения ранне-среднеюрского возраста (А.В. Толстиков, 2005). Наиболее перспективные зоны нефтегазонакопления предполагаются в пределах инверсионных валов, например, Штокмановского, Лунинского, Персейского и др., приподнятых блоков, например, Лудловского, Западно-Лудловского и др.

Меловой НГК нефтегазоносен в пределах Западно-Сибирского тафрогена (Русановское, Ленинградское, месторождения п-ова Ямал). Максимальная мощность комплекса приурочена к Южно-Баренцевской надрифтовой депрессии (2 км), Нордкапскому грабену (4,5 км), к периферии депрессии мощность меловых отложений сокращается до 260 м (Северо-Кильдинская площадь). Нижнемеловые отложения, накопившиеся в условиях шельфа, приливно-отливной зоны и суши рассматриваются в качестве возможно нефтегазоносных. Наиболее вероятные зоны нефтегазонакопления в нижнемеловом разрезе можно связывать с песчаными телами Западно-Баренцевской, южной частью Восточно-Баренцевской рифтовых зон, с Нордкапским грабеном. Открытие крупных и средних по запасам месторождений в разрезе мелового НГК прогнозируется в пределах Приновоземельской (Скуратовский вал), Ямальской, Уренгойской рифтовых зон Западно-Сибирского тафрогена.

Таким образом, наиболее перспективными являются эпирифтовый (Западно-Сибирский, Баренцевский тафрогены) и рифтовый (Тимано-Печорский, Баренцевский тафрогены) комплексы. Дорифтовый и предрифтовый комплексы недостаточно изучены, однако они могут рассматриваться как потенциально перспективные на поиски залежей УВ небольшого размера [8, 9].

Рекомендации по дальнейшему изучению тафрогенов и поискам месторождений УВ

Основные перспективы увеличения прироста запасов газа и нефти в России связаны с Западно-Сибирским, Баренцевским, и Тимано-Печорским НГБ. Для уточнения геологического строения и оценки перспектив нефтегазоносности БКР предлагаются следующие виды региональных исследований и поисково-разведочных работ:

Региональные исследования. Рекомендуется отработка региональных геофизических профилей (сейсморазведка, гравиразведка, магниторазведка), пересекающих рифтовые зоны в продольном (АР-Рифт-1) и поперечном (АР-Рифт-2) направлениях и бурение параметрических скважин с поисковыми задачами: 1-Ф - Федынского, 1-ТГ - Тегеттгофа, для привязки сейсмических горизонтов, изучения строения и нефтегазоносности разреза. В результате будет уточнено геологическое строение Южно-Баренцевской, Северо-Баренцевской впадин и Северо-Карского прогиба. Скважина 1-Ф (Федынского) планируется в пределах антиклинали Центральная свода Федынского на глубину 4800 м с целью вскрытия пермских карбонатных отложений. Предполагается, что скважиной будут вскрыты породы эпирифтового (Т₃-К) и рифтового (Т₂-Р) комплексов, кровля юрских терригенных отложений залегает на глубине 1000 м, кровля триаса - на глубине 1500 м, кровля перми - на глубине 4650 м. Скважина 1-ТГ планируется в пределах моноклинали Теггетгофа. Предпологается вскрыть скважиной рифовые отложения палеозоя. Расположение и глубина скважины будут уточнены после проведения детальных сейсморазведочных работ.

Поисково-разведочные работы.

Баренцевский тафроген. К поисково-разведочным работам первой очереди относятся: поиски залежей газа и нефти в терригенных отложениях эпирифтового (нижняя - средняя юра), рифтового (триас) тектонических комплексов Южно-Баренцевской надрифтовой депрессии. Для проверки наличия локальных поднятий, выделенных в результате компьютерного моделирования, рекомендуется: а) провести поисковые сейсморазведочные работы 2D на объектах: 73, 75, 84, 85, расположенных в перспективных зонах Восточно-Баренцевской рифтовой зоны, б) в случае положительного результата, осуществить площадные сейсморазведочные работы на объектах, в пределах которых подтверждено наличие локальных поднятий, в) осуществить отработку поперечных сейсмических профилей на поднятии 141 Ямальской рифтовой зоны.

К первоочередным объектам поисков УВ относятся карбонатные отложения пассивноокраинного тектонического комплекса (палеозой) в пределах Кольско-Канинской моноклинали, где предполагается открытие крупных месторождений УВ, а также отложения верхнего палеозоя Адмиралтейского выступа (Адмиралтейская, Пахтусовская структуры) (Е.В. Захаров и др., 2012). Направлениями геологоразведочных работ второй очереди являются поиски залежей УВ в неантиклинальных ловушках: а - клиноформ в разрезе палеозоя, б - песчаных тел нижнего - среднего триаса, заполняющих врезы межрифтовых выступов. Ловушки клиноформ прогнозируются в восточной части Адмиралтейского выступа. Песчаные тела во врезах предполагаются на склонах приподнятых блоков: Демидовского, Северо-Надеждинского, Лудловского, Годинского и на склонах инверсионных валов - Альбановского, Вильчековского, Гусиноземельского, Теребиловского.

Западно-Сибирский тафроген (северная часть). Направлениями работ первой очереди являются поиски залежей нефти и газа в разрезах эпирифтового тектонического комплекса (юра-мел): а) в пределах приподнятых блоков межрифтовых зон (Русановско-Скуратовский, Северо-Ямальский, Гыданский, Юрацкий), б) в пределах инверсионных валов и приподнятых блоков, осложненных молодыми (олигоцен-неогеновыми) сдвигами (Харасавэй-Крузенштерновский, Бованенковский, Нурминский, Ямбургский и др.) [2].

Помимо отмеченного выше рекомендуется бурение глубокой поисковой скважины 1-Р, глубиной до 5,0 км на Русановском газоконденсатном месторождении для вскрытия новых перспективных горизонтов в эпирифтовом комплексе нижнего мела, юры и верхов триаса.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Проанализировано геологическое строение Баренцево-Карского региона (составлены литолого-стратиграфические разрезы различных частей акваторий и территорий и схемы их сопоставления; рассмотрена геодинамическая эволюция, с учетом которой составлено 17 литолого-палеогеографических схем БКР (от девона до палеогена)).

2. Рассмотрены современные представления о рифтогенезе, схемы классификаций рифтов, приведены характерные признаки континентальных палеорифтов (структурные, геоморфологические, магматические, геофизические, формационные и др.), описаны принципы выделения тафрогенов, рифтовых зон, отдельных рифтов. Учитывая это, показано формирование нефтегазоносных бассейнов, в зависимости от масштабов расхождения в рифтах, проявления инверсии. Отмечена особая роль сдвигов в образовании пул-апарт-бассейнов.

3. Показаны особенности строения кайнозойских континентальных рифтов мира, основные характеристики которых учтены при систематизации рифтовых систем БКР. Приведены примеры образования палеорифтов.

4. Усовершенствован принцип тектонического районирования и на этой основе уточнено тектоническое строение БКР (выделены глубинные плитотектонические структуры и уточнены контуры структур осадочного чехла с помощью компьютерного моделирования структурной поверхности фундамента).

5. В пределах БКР выделены тафрогены (Баренцевский, Западно-Сибирский, Тимано-Печорский, Мезенский, Евразийский), которые сыграли определяющую роль в формировании НГБ разных типов: континентальных рифтов и надрифтовых депрессий (Баренцевский ГНБ, Западно-Сибирский НГБ), пассивных континентальных палеоокраин (Тимано-Печорский НГБ, Мезенский ПНГБ), океанических рифтов (Амеразийский, Норвежско-Гренландский ПНГБ), в пределах которых уточнена литолого-палеогеографическая обстановка, показано размещение выявленных и прогнозируемых ловушек нефти газа.

6. В процессе эволюции рифтовые системы испытали: 1 - дорифтовую, 2 - предрифтовую, 3 - рифтовую и 4 - эпирифтовую стадии развития. В эти стадии сформировались соответствующие им тектонические и связанные с ними нефтегазоносные (НГК) и потенциально нефтегазоносные комплексы (ПНГК). НГК, ПНГК, образованные за счет континентальных (сводово-вулканических, щелевых, пул-апарт), океанических рифтов отличаются набором формаций, условиями онтогенеза УВ, типами ловушек и др.

7. Уточнено геологическое строение тафрогенов, рифтовых зон на основе геолого-геофизических данных. Тафрогены отличаются возрастом проявления рифтогенеза от рифейского (Мезенский) до позднемелового-миоценового (Евразийский), степенью раскрытости рифтов от узко раскрытых, до широко раскрытых (пул-апарт-бассейнов) и до океанов, возрастом, разрезом осадочного чехла, типами ловушек и др.

8. В различных тектонических комплексах тафрогенов преобладают ловушки разного типа и связанные с ними залежи УВ.

В инверсионном эпирифтовом тектоническом комплексе преобладают массивные; тектонически экранированные (на моноклинальных блоках) и пластово-сводовые (над приподнятыми межрифтовыми и внутририфтовыми блоками, эрозионными выступами) типы ловушек;

В депрессионном эпирифтовом тектоническом комплексе преобладают клиноформные (связанные с конусами выноса) и литологически экранированные (в песчаных линзах или в выклинивающихся пластах) типы ловушек;

В инверсионном рифтовом тектоническом комплексе преобладают: клиноформные (связанные с конусами выноса); пластово-сводовые (тектонически экранированные в структурах над соляными куполами) и связанные с рифовыми массивами типы ловушек;

В депрессионном рифтовом тектоническом комплексе преобладают: тектонически экранированные (на моноклинальных блоках); стратиграфически и тектонически экранированные (комбинированные); связанные с рифовыми массивами и литологически экранированные (в песчаных линзах или в выклинивающихся пластах) типы ловушек;

В предрифтовом тектоническом комплексе залежи могут быть обнаружены в тектонически экранированных ловушках на моноклинальных блоках;

В дорифтовом тектоническом комплексе ловушки могут находиться в корах выветривания и трещинных породах.

9. Прогнозируется ряд локальных поднятий в осадочном чехле с помощью компьютерного моделирования структурной поверхности фундамента. В пределах наиболее перспективных зон рекомендуется отработка сейсмических профилей для подтверждения их наличия.

10 Осуществлена сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности дорифтового, предрифтового, рифтового, эпирифтового комплексов тафрогенов БКР. Наибольшие перспективы нефтегазоносности связываются с эпирифтовым комплексом Западно-Сибирского, Баренцевского тафрогенов, рифтового комплекса Тимано-Печорского тафрогена. В меньшей мере перспективны разрезы рифтового комплекса Западно-Сибирского и Баренцевского тафрогенов и эпирифтового комплекса Тимано-Печорского. В качестве потенциально нефтегазоносных рассматриваются породы дорифтового, предрифтового комплексов, в пределах которых могут быть открыты небольшие по запасам месторождения УВ.

11.Оценены перспективы нефтегазоносности юрского, триасового и палеозойского НГК Баренцевского тафрогена.

12. Даны рекомендации по дальнейшему изучению тафрогена БКР и проведению региональных и поисковых работ на УВ сырье.

СПИСОК ПУБЛИКАЦИЙ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Шеин В.С., Петров А.И., Шеин В.А. Модель формирования и перспективы нефтегазоносности доюрских комплексов юго-востока Западно-Сибирского мегабассейна // Материалы Второй Международной конференции «Геодинамика нефтегазоносных бассейнов». - М.: РГУНГ, 2005. - С. 120-127.

2. Астафьев Д.А., Шеин В.А. Тектоническое строение и перспективы нефтегазоносности северной части Западно-Сибирского тафрогена и его обрамления // Геология нефти и газа. - 2010. - № 3. - С. 19-29.

3. Астафьев Д.А., Шеин В.А., Толстиков А.В., Толстикова Т.А. Особенности регионального строения и прогноз крупнейших газонефтеперспективных объектов для первоочередного проведения поисково-разведочных работ в Карском море. Тезисы доклада на III международной научной конференции «Освоение ресурсов российского шельфа: Арктика и Дальний Восток» (ROOGD-2010). ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2010. - С. 84-85.

4. Шеин В.А. Особенности геологического строения палеорифтовых систем Баренцево-Карского региона. // Материалы международной конференции, посвященной памяти В.Е. Хаина. Изд-во МГУ - 2011. С. 2083-2087.

5. Шеин В.А. Палеорифтовые системы Баренцево-Карского региона и перспективы их нефтегазоносности. // Материалы международной конференции, посвященной памяти В.Е. Хаина. Изд-во МГУ - 2011. С. 2079-2082.

6. Шеин В.С., Шеин В.А. Тектоническое строение и перспективы нефтегазоносности Баренцево-Карского региона. // Геология нефти и газа, 2011, № 2. - С. 34-55.

7. Шеин В.А. Палеорифтовые системы Западной Арктики и перспективы их нефтегазоносности. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2011, № 6. - С. 31-44.

8. Шеин В.А. Геодинамическая эволюция и перспективы нефтегазоносности шельфа Западной Арктики. // Газовая промышленность, 2013, № 1. - С. 10-14.

9. Шеин В.А. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности тектонических комплексов палеорифтовых систем Западной Арктики. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений - 2012, №2 - С.22-35.

10. Шеин В.А. Прогнозирование объектов поисков углеводородов в палеорифтовых системах Западной Арктики. // Труды XVI Международного симпозиума «Проблемы геологии и освоения недр», Том 1, Томск, 2012 г. - C. 336-337.

11. Шеин В.А. Тектоническое районирование и перспективы нефтегазоносности Баренцево-Карского региона. Тезисы доклада IV научно-практической молодежной конференции «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность», ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2012. - С. 14.

12. Шеин В.А. Палеорифтовые системы Баренцево-Карского региона и перспективы их нефтегазоносности. Тезисы доклада на IV Международной научной конференции «Освоение ресурсов российского шельфа: Арктика и Дальний Восток» (ROOGD-2012). ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2012. - С. 32.

13. Астафьев Д.А., Шеин В.А., Черников А.Г., Игнатова В.А. Возможности повышения эффективности газонефтепоисковых работ на основе учета регионального строения осадочных бассейнов арктических и дальневосточных морей России. Тезисы докладов на IV Международной научной конференции «Освоение ресурсов российского шельфа: Арктика и Дальний Восток» (ROOGD-2012). ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2012. - С. 18.

Шеин В.А. Тектоническое районирование и перспективы нефтегазоносности Баренцево-Карского региона. Сборник материалов научно-практических конференций молодых ученых и специалистов ОАО «Газпром» Размещено на Allbest.ru