Барениеволлорская газонефтеносная провинция

Баренцевоморская газонефтеносная провинция рас­положена в пределах шельфа Баренцева моря западной Арктичес­кой части России (рис. 264). В геотектоническом отношении при­урочена к эпикаледонской окраинно-континентальной шельфовой плите общей площадью свыше 1,3 млн км².

С севера она обрамля­ется протяженной линейно вытянутой системой геоантиклиналей и срединных массивов Гренландско-Карской зоны, на западе и се­веро-западе Свальбардской антеклизой, включающей поднятия островов Медвежий, Северо-Восточная Земля. На юго-западе про­винция ограничена северо-восточным склоном Балтийского щита,

Рис. 264. Баренцевоморская газонефтеносная провинция [45].

Нефтегазоносные области: А — Южно-Баренцевская, Б — Центрально-Баренцевская, В — Северо-Баренцевская, Г — Адмиралтейская, Д — Северо-Карская.

Месторождения: 1 — Штокмановское, 2 — Лудловское, 3 — Северо-Кильдинское, 4 — Мурманское

на юге системой протяженных ступенчатых сбросов отделяется от Тимано-Печорской синеклизы, а на юго-востоке и востоке Урало-Новоземельской орогенной зоной отделяется от Западно-Си­бирской плиты (рис. 265).

В 1982 г. в Баренцевоморской газонефтеносной провинции в триасовых отложениях были открыты Мурманское и Северо-Кильдинское газовые месторождения. Однако последующие годы показали, что основные перспективы газонефтеносности следу­ет связывать с юрскими терригенными отложениями. Открытие в 1988 г. в центральной части Баренцева моря уникального Шток-мановского газоконденсатного месторождения (с запасами око­ло 3 трлн м³) в этих отложениях положило начало концентрации поисково-разведочных работ на поиски углеводородов в средне-верхнеюрских породах-коллекторах, имеющих более высокие по сравнению с триасовыми емкостные свойства. В этих же отло­жениях в 1990 г. было открыто крупнейшее Лудловское газовое месторождение.

Рис. 265. Структурно-тектоническая схема и месторождения УВ Запад­но-Арктического шельфа (Э.В. Шипилов, P.P. Мурзин, 2001)

1 — границы структурных элементов I порядка (цифры в квадратах): I — Тиманский кряж, II — Печорская синеклиза, III - Предуральский про­гиб, IV — Пайхой-Новоземельская складчатая система, V — Предпайхой-ский прогиб, VI - область Центрально-Баренцевских поднятий, VII -Южно-Баренцевская впадина, VIII - Северо-Баренцевская впадина, IX -зона Адмиралтейских поднятий, X - впадина Святой Анны, XI - Южно-Карская впадина; 2 - границы структурных элементов II порядка (циф­ры в кружках): 1 - Канино-Северо-Тиманский мегавал, 2 - Нерицкая моноклиналь, 3 - Ижемская впадина, 4 - Малоземельско-Колгуевская

моноклиналь, 5 — Печоро-Колвинский мегавал, 6 — Шапкино-Юрьяхин-ский мегавал, 7 — Денисовский прогиб, 8 — Колвинский мегавал, 9 — Хорейверская впадина, 10 — вал Сорокина, 11 — Варандей-Адзьвинская структурная зона, 12 — Косью-Роговская впадина, 13 — поднятие Черно­ва, 14 — Коротаихинская впадина, 15 — Кольская моноклиналь, 16 — Кольская седловина, 17 — свод Федынского, 18 — Нордкапский прогиб, 19 — Лудловская перемычка, 20 — Предновоземельский прогиб, 21 — прогиб Седова, 22 — вал Элдхольма, 23 — Малыгинская седловина, 24 — прогиб Ольги, 25 — сводовое поднятие Персея, 26 — поднятие мыса Же­лания, 27 — прогиб Панкратьева; 3 — глубинные разломы по гравимаг-нитным данным; 4 — крупнейшие нарушения по материалам MOB ОГТ; 5 — изоглубины кровли юрского комплекса, м; 6 — основные антикли­нальные поднятия (а) и месторождения УВ (б): 1 — Мурманское, 2 — Северо-Мурманское, 3 — Северо-Кильдинское, 4 — поднятие Федынского, 5 — Куренцовское, б — Арктическое, 7 — Штокмановское, 8 — Ледовое, 9 — Лудловское, ю — Лунинское, 11 — Ферсмановское, 12 — Шатского, 13 — Вернадского, 14 — Северное, 15 — Крестовое, 16 — Адмиралтейс­кое, 17 — Пахтусовское, 18 — Гусиноземельское, 19 — Западно-Гусино-земельское, 20 — Междушарское, 21 — Папанинское, 22 — Песчаноозерское, 23 — Ижимка-Таркское, 24 — Поморское, 25 — Северо-Гуляев-ское, 26 — Приразломное, 27 — Варандей-море, 25 — Медын-море, 29 — Русановское, 30 — Ленинградское; 7 — соляно-купольные поднятия; 8 — контуры распространения складчатости магматических силлов в триасо­вом комплексе; 9 — контуры распространения траппового магматизма в осадочном чехле

Осадочный чехол Баренцевоморской провинции залегает на гетерогенном складчатом преимущественно докембрийском фун­даменте. Строение и возраст его остаются не вполне ясными. Глу­бина залегания фундамента изменяется от 3 — 5 км в краевых час­тях провинции до 16—18 км в центральной части.

В связи с недостаточностью фактического материала разрез осадочного чехла, как и фундамента, изучен фрагментарно. В его строении принимают участие осадочные породы: нижне-верхне-палеозойского терригено-карбонатного, верхнепермско-триасового преимущественно терригенного и юрско-мелового терригенного комплексов суммарной мощностью по данным сейсморазвед­ки до 18км.

Основной объем осадочного чехла Баренцевоморской провин­ции связан с зоной распространения крупнейших отрицательных структур разного ранга, расположенных в центральной ее части: Южно- и Северо-Баренцевской синеклизы (впадины), Нордкапс­кий прогиб и др. (см. рис. 265). Эти структуры обрамляются и разделяются поднятиями и седловинами: Центрально-Баренцевская область поднятий, Адмиралтейский мегавал, Лудловская седлови­на и др. Некоторые исследователи всю центральную часть провин­ции объединяют в региональный Восточно-Баренцевский мега-прогиб, протягивающийся в широтном направлении параллельно Новоземельской гряде на расстояние свыше 2000 км и имеющий ширину от 150 до 600 км. Он отличается от примыкающих к нему тектонических элементов большой мощностью осадочных толщ, особенно верхнепермско-триасовых. Мегапрогиб осложняют от­рицательные структуры: Южно-Баренцевская, Северо-Баренцевская синеклизы и др., которые чередуются с приподнятыми струк­турными зонами, такими как Штокмановско-Лунинский порог и др.

В Баренцевом море породы фундамента исследованы в основ­ном в бортовых частях впадин, где они выходят на поверхность (архипелаг Шпицберген, Новая Земля, север Скандинавии и др.). Он представлен в основном архейско-протерозойскими кристал­лическими породами.

В Карском море (на Таймыре, Новой Земле и Северной Зем­ле) складчатый фундамент представлен протерозойскими гранито-гнейсами и сланцами.

Палеозой по данным глубоких скважин и выходам на поверх­ность представлен терригенными и карбонатными отложениями кембрия, ордовика, силура, девона, карбона и перми различной мощности. Особенно широко в акватории Баренцева моря разви­ты мезозойские отложения: триаса, представленного почти всеми отделами, юры, терригенные отложения которой наиболее полно вскрыты в южной части Баренцева моря, и мела.

Кайнозой распространен неравномерно. Мощные разрезы терригенных отложений палеогена и эоцена изучены только в се­веро-западных и западных районах Баренцева моря. Для Барен­цева моря характерны нерасчлененные отложения плиоцена и четвертичной системы мощностью

0 — 50 м.

В Баренцевоморской провинции можно выделить Западно-Баренцевскую, Южно-Баренцевскую, Централъно-Баренцевскую, Восточно-Баренцевскую газонефтеносные области и перспектив­ную Северо-Баренцевскую, связанные с крупными тектонически­ми элементами: Свальбардской антеклизой, поднятиями острова Медвежий, Сев.-Вост. Земли, Персея, Западно-Баренцево-Северо-морской синеклизой, с Лунинским порогом, Нордкапским проги­бом; Южно-Баренцевской синеклизой, Лудловской седловиной, Кольской моноклиналью; Центрально-Баренцевской областью поднятий, Штокмановско-Лунинским порогом, Адмиралтейским мегавалом; Восточно-Баренцевским мегапрогибом, впадиной свя­той Анны; Северо-Баренцевской синеклизой.

Значительные объемы осадочного чехла, сосредоточенные в отрицательных структурах, позволяют предполагать высокий неф-тегазогенерирующий потенциал провинции, а обширные подня­тия, примыкающие к этим очагам генерации и содержащиеся в разрезе региональные коллекторы и покрышки, говорят о боль­ших аккумулирующих возможностях в пределах всей Баренцево-морской провинции, что дает основание рассматривать ее как одну из наиболее перспективных экваториальных провинций России. Особый интерес представляет Штокмановско-Лунинский газо­нефтеносный район, в который входят Штокмановско-Ледовая, Лудловская и Лунинская седловины, отделенные друг от друга по­груженными Западно-Северо-Штокмановским и Южно-Лунинским прогибами.

ШТОКМАНОВСКО-ЛУНИНСКИЙ ГНР (рис. 266). Максималь­ная мощность осадочного чехла в этом газонефтеносном районе оценивается сейсморазведкой в 14—15 км. Бурением изучены 4070 м. Вскрытый скважинами разрез представлен песчано-глинистыми отложениями кайнозойского, мелового, юрского и по-здне-среднетриасового возраста. Газовые и газоконденсатные залежи, имеющие промышленное значение, выявлены в отложе­ниях средней юры (Штокмановское, Лудловское и Ледовое мес­торождения), интенсивные газопроявления (вплоть до открытых выбросов) наблюдались на ряде площадей в песчаниках нижне­го мела. Месторождения, как правило, многозалежные. Залежи установлены в интервалах глубин 1380 — 2625 м.

Типы залежей — пластовые сводовые и пластовые, текто­нически экранированные. Коллекторы-песчаники с грануляр­ной открытой пористостью от 16 до 26%, газопроницаемость ряда пластов достигает 2 мкм². Средние эффективные толщи­ны продуктивных пластов изменяются от 8 до 45 м, общие мощ­ности достигают 85 м.

По величине запасов два месторождения района (Штокманов­ское, Ледовое) относятся к уникальным и одно (Лудловское) — к крупным. Газ всех месторождений метановый (93 — 97%), бессер­нистый, низкоуглеродистый (до 1,2%), низкогелиеносный (0,021 — 0,027%). Содержание конденсата низкое — от 5 до 12,5 г/м³.

Рис. 266. Штокмановско-Лунинский газонефтеносный район (по А.В. Бо­рисову и др.).

Геологический профиль:

1 — море + кайнозойские отложения: 2 — глинистые, 3 — песчаные, 4 — черные битуминозные глины верхней юры; 5 — газовые и газоконденсат-ные залежи; 6 — газопроявления, выявленные в процессе бурения; 7 — разрывные нарушения

Конденсат малосмолистый (0,14 — 0,19%), малосернистый (0,013 — 0,015%), плотностью 0,798-0,820 г/см³.

Изученность района, особенно бурением, низкая. В поис­ковое бурение введены четыре структуры. На трех из них от­крыты месторождения, на одной (Лунинской) первая бурящая­ся поисковая скважина законсервирована на глубине 1405 м. Начато бурением 12 скважин, закончено — 11 скважин, из них в восьми получены промышленные притоки газа. Коэффициент успешности бурения (отношение продуктивных скважин к об­щему их числу) равен 0,9. Плотность бурения —

1 скв./7,9 тыс. км², плотность сейсмических исследований изменяется от 0,16 до 2,55 км/км² (Штокмановское месторождение), составляя в среднем 0,5 км/км².

Концентрация в среднеюрских породах Штокмановско-Лунинского района наиболее крупных месторождений Баренцево-морского шельфа как из числа российских, так и норвежских обусловлена сочетанием многих благоприятных факторов и, в первую очередь, структурного и литологического.

По литологическим особенностям разрез подразделяется на два обособленных комплекса: апт-верхнемеловой и верхнетриа-сово-неокомский. Верхнюю часть комплексов образуют глинис­тые породы, а нижнюю алевритопесчаные. Наиболее продуктив­ными являются пласты Ю₀ (келловей), Ю₁ (ааленский-байосский), Ю_2-3 (нижняя юра).

Мурманское газовое месторождение (рис. 267) приурочено к локальному структурному поднятию, сформированному над сис­темой нарушений юго-западного борта бассейна. Месторожде­ние имеет сложное многопластовое строение. Всего выделено около 20 продуктивных пластов песчаников ранне-среднетриасового возраста. Все выявленные залежи литологически экраниро­ваны, причем большинство из них выклиниваются в сводовой час­ти структурного поднятия. Газ по составу метановый с низким содержанием неуглеводородных компонентов. По запасам место­рождение относится к крупным.

Штокмановское газоконденсатное месторождение (рис. 268) расположено в акватории в 560 км к северо-востоку от г. Мурман­ска. Открытое 1988г. Месторождение по запасам УВ уникальное. Размеры структуры по замкнутой изогипсе -2075м (Ю₃) 48x36 км, амплитуда 295 м, по замкнутой изогипсе -2470 м (Ю₂) — 47x33 км, амплитуда 305 м. Приурочено к одноименному валу в северной ча­сти Южно-Баренцевской впадины. Ловушка пластовая сводовая. Основной газоносный комплекс — юрские и нижнемеловые отло­жения, представленные песчаниками, алевролитами и аргиллита­ми. Глубина залегания продуктивных пластов в сводовой части структуры 600—2920 м. Продуктивные пласты в средней и верх­ней юре расположены на глубине 2317 м (J₂ пл. Ю₃), 2237 м (J₂ пл. Ю₂), 2108м

(J₂ пл. Ю₁) и 1814м (J_З пл. Ю₀). Площадь газоносности их соответственно 28,7, 169,2, 947,6, 812,3 км². Газонасыщенная тол­щина — 5,7, 16,3 44,9 и 43,3. Коллекторы кварцевые светло-серые песчаники с высокими емкостными характеристиками, порис­тость 17-24 %. Пластовое давление 23,9 МПа (Ю₂, Ю₃), 23,7 МПа (Ю₁) и 20 МПа (Ю₀), t — от 48 до 60°С. Максимальные дебиты газа получены из пласта Ю_д 1665 тыс. м³/сут. Конденсатный фактор в пластах Ю₂ и Ю₃ — 14,1 г/м³, в пласте Ю₁ — 12,4, в пласте Ю₀ — 4,8 г/м³. Содержание метана от 93 до 96 %, углекислого газа — 0,27— 0,53 %, азота

1,52-2,3 %.

Рис. 267. Мурманское газовое месторождение в плане (А) и разрезе (Б) (Э.В. Шипилов, P.P. Мурзин, 2001).

1 — газ; 2 — песчаники; 3 — разломы; 4 — изогипсы кровли продуктив­ных отложений, м; 5 — скважина: числитель — номер, знаменатель — глубина кровли продуктивной толщи, м

Рис. 268. Штокмановское газоконденсатное месторождение в плане (А) и разрезе (Б) (Э.В. Шипилов, P.P. Мурзин, 2001).

1 — газ; 2 — песчаники; 3 — аргиллиты; 4 — изогипсы кровли продуктив­ных отложений, м; 5 — скважина: числитель — номер, знаменатель — глубина кровли продуктивной толщи, м

6.2. Северо-Карская перспективная
нефтегазоносная провинция

Северо-Карская ПНГП (см. рис. 7) расположена в северной части Карского моря. Приурочена к одноименной крае­вой плите. Изучена крайне слабо. Сейсморазведка практически не проведена. По аэромагнитным данным здесь выделена впадина Уединение, Северо-Карский мегавал, Шмидтовский прогиб, Ушаковское поднятие и обрамляющий их Северо-Земельский выступ и Северо-Таймырская моноклиналь. Впадина Уединение и Шмид­товский прогиб рассматриваются как продолжение системы впа­дин Баренцевского шельфа. Мощность осадочного чехла в их пре­делах достигает 10 — 12 км на севере Таймырской моноклинали и 6 км на Северо-Земельском выступе.

6.3. Лаптевская перспективная
нефтегазоносная провинция

Лаптевская нефтегазоносная провинция, занимает большую часть акватории моря Лаптевых и приурочена к одно­именной краевой плите. На западе провинция ограничена беспер­спективными землями Таймырско-Североземельской складчатой системы, на востоке — зонами неглубокого залегания мезозоид и более древних массивов, на юге — складчатыми сооружениями ответвления мезозоид Северо-Востока России. На юго-западе она системой разрывных нарушений отделяется от Анабаро-Хатангской области, а на севере условно ограничивается изобатой 500 м (см. рис. 7).

Представления о строении этого региона основываются на гравимагнитных данных, материалах единичных сейсмических про­филей и геологических наблюдений на суше.

Считается, что Лаптевская плита расположена на древнем массиве, являющемся одним из блоков Сибирской платформы, и в ее фундаменте преобладают архейские и нижнепротерозойские образования. В то же время высказывается мнение о гетероген­ности основания Лаптевского бассейна. Предполагаемая глубина залегания фундамента изменяется от 1 — 2 км в приподнятых зо­нах до 6 — 8 км во впадинах.

В осадочном чехле провинции с учетом разрезов сопредель­ных структур суши — Анабарской антеклизы, Лено-Анабарского и Енисей-Хатангского прогибов и Анабаро-Хатангской седлови­ны — прогнозируется три структурно-формационных и соответ­ствующих им перспективных нефтегазоносных комплекса. В со­став нижнего комплекса входят отложения от верхнего протеро­зоя до среднего палеозоя включительно, представленные морски­ми и лагунными терригенными и терригенно-карбонатными от­ложениями, возможно с пластами галогенных пород. Мощность комплекса порядка 3 км. Средний комплекс включает терриген-ные отложения от позднепалеозоиского до раннемелового возра­ста. Мощность его не более 3 км. Верхний (синокеанический) ком­плекс, мощность которого может достигать 4 км, имеет, по-види­мому, возрастной интервал от позднего мела до кайнозоя включи­тельно и характеризуется терригенным составом.

Новая информация о геологическом строении этого регио­на отсутствует, что затрудняет оценку перспектив нефтегазо-носности.

Основными структурами, имеющими большой объем осадоч­ного чехла и наиболее высокие перспективы, являются Южно-Лаптевская впадина и Усть-Ленский грабен: во впадине при пло­щади порядка 35 тыс. км² мощность осадочного чехла достигает 6 — 8 км, в грабене при площади около 41 тыс. км² мощность осадочно­го разреза до 4 км. На каждую из этих структур приходится при­мерно по 40% извлекаемых суммарных ресурсов области. В пре­делах Южно-Лаптевской впадины на основании сопоставления характера поля силы тяжести и сейсмических данных предпола­гается наличие валов, депрессий и отдельных более мелких под­нятий. Усть-Ленский грабен, по сложившимся представлениям, является продолжением рифтогенной зоны срединно-арктического хребта на континентальной окраине. Рифтогенная природа и приуроченность к нему дельты Лены обуславливают его достаточ­но высокие перспективы.

Наибольшие перспективы в пределах провинции связывают­ся с верхне-палеозойско-нижнемеловым перспективным комплек­сом, в котором ожидается до 47% ресурсов области. Он перспек­тивен в пределах Усть-Ленского грабена и в Южно-Лаптевской впадине, в которых к нему приурочиваются соответственно 48 и 70% ресурсов этих структур. Немногим более половины (52%) ре­сурсов Усть-Ленского грабена приходится на верхнемеловой-палеогеновый комплекс, в Южно-Лаптевской впадине в нем пред­полагается около 9 % ресурсов.

В ресурсах всей провинции этот комплекс составляет 24%. На долю нижнего верхнепротерозойско-среднепалеозойского комп­лекса приходится 29% ресурсов области. С ним связываются пер­спективы во всей зоне поднятий области и около 20% ресурсов Южно-Лаптевской впадины. Соотношение извлекаемых суммар­ных ресурсов нефти и конденсата к газу по области ожидается 1:2. На глубинах до 3 км прогнозируется немногим более 50% ресур­сов области, в интервале 3 — 5 км — порядка 30% и в интервале 5 — 7 км — около 14% ресурсов. Около 5% ресурсов предполагается на участках с глубинами моря до 100 м, в том числе примерно 60% в интервале

10 — 50 м.

Северо-западная часть провинции, включающая Западно-Лап-тевский прогиб и Хребтовское поднятие, в связи с крайне слабой изученностью получила лишь качественную оценку. В качестве перспективного комплекса здесь рассматриваются верхнепалео-зойско-нижнемеловые отложения. Небольшая часть акватории (18 тыс. км²) моря Лаптевых (Хатангский залив) относится в тектони­ческом отношении к Анабаро-Хатангской седловине, выделенной в качестве самостоятельной области. Здесь перспективны верхне-протерозойско-среднепалеозойский и верхнепалеозойско-нижне-меловой комплексы.. Около 70% извлекаемых суммарных ресур­сов прогнозируются как газовые.

Поиск по сайту: