CC BY
16ГЕОЛОГИЯ
УДК 550.834.05
М.И. Леончик, 1-й заместитель генерального директора ОАО «Союзморгео», e-mail: micaleon@soyuzmorgeo.ru
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ЛОВУШКИ УГЛЕВОДОРОДОВ НЕАНТИКЛИНАЛЬНОГО ТИПА ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ БАРЕНЦЕВА МОРЯ
На основе переинтерпретации архивного и современного сейсмического материала рассмотрены особенности строения ловушек неантиклинального типа восточной части Баренцева моря. Показано, что их строение и распространение определяется условиями седиментации вмещающих эти ловушки нефтегазоносных комплексов, тектоническими и магматическими процессами, характерными для разных эпох геологического развития восточной части Баренцева моря. Дана предварительная оценка прогнозных ресурсов отдельных наиболее крупных ловушек, имеющих замкнутый контур.
В восточной части Баренцева моря, без Печорского моря, по разным данным, сейсморазведкой выявлено более 240 ловушек различного типа, из них около 170 являются ловушками антиклинального типа и остальные - ловушками неантиклинального типа. Подавляющее большинство последних (не менее 58) представлено седиментацион-ными ловушками в каменноугольнонижнепермских карбонатных отложениях (органогенные постройки карбона -нижней перми Кольской моноклинали), остальные седиментационными ловушками в отложениях триаса - баровые образования Мурманской моноклинали и структурно-стратиграфические ловушки Предновоземельской зоны дислокаций.
Анализ сейсмического материала указывает на наличие в осадочном чехле восточной части Баренцева моря и других типов ловушек. Их строение и распространение определяется условиями седиментации нефтегазоносных комплексов (НГК), вмещающих эти ловушки, тектоническими и магматиче-
скими процессами,характерными для разных эпох геологического развития восточной части Баренцева моря. Результаты бурения в этой части моря показывают, что наиболее перспективными являются ловушки комбинированного (смешанного) типа, в образовании которых структурный фактор сочетается с седиментационными условиями, способствующими формированию улучшенных коллекторов. Продуктивные горизонты на месторождениях установлены втерригенных коллекторах триасового и среднеюрского возраста. Изученные бурением триасовые коллектора представлены разнообразными фациями авандельтовых, прибрежных и флювиальных песчаников (Мурманское, Северо-Кильдинское месторождения, а также Ижимка-Таркское, Песчаноозер-ское, расположенные на острове Колгуев). Среднеюрские песчаные коллектора на месторождениях Штокмановское, Ледовое и Лудловское формировались в условиях мелководного моря.
В настоящей статье рассмотрены лишь ловушки неантиклинального типа, ко-
торые по морфологическим характеристикам и геологическим предпосылкам способны содержать достаточно крупные залежи углеводородов (УВ), показана связь их образования с региональными геологическими процессами в Баренцевом море, дан прогноз перспектив их нефтегазоносности на основе с аналогичными ловушками в других регионах мира. По отдельным ловушкам, имеющим замкнутый контур, выполнена предварительная оценка прогнозных локализованных ресурсов.
При написании статьи использованы результаты переинтерпретации архивных и современных геолого-геофизических материалов, полученные автором, а также результаты геолого-геофизических исследований, представленные в открытых литературных и фондовых источниках ОАО «Союзморгео», ФГУП «Сев-морнефтегеофизика» и ОАО «МАГЭ».
ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ИСТОРИИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ
В восточной части Баренцева моря выделяется крупный осадочный бассейн -
Восточно-Баренцевский мегапрогиб (ВБМ) с мощным осадочным чехлом (18-20 км) (рис. 1), представленным, по геолого-геофизическим данным, отложениями от рифея-палеозоя до кайнозоя. По представлениям многих специалистов, ВБМ претерпел три основных этапа развития: платформенный (Рі1-Р1), рифтовый (Р2-Т) и пострифтовый, или синеклизный (З-Кі) (Б.В. Сенин, Э.В. Шипилов, А.Ю. Юнов, 1989, И.С. Грамберг, 1997, И.С. Грам-берг, О.И. Супруненко, 1998), которые определили структуру и литологию его осадочных толщ, а также строение и распространение потенциальных ловушек углеводородов.
Платформенный этап развития характеризуется относительно спокойным тектоническим режимом, при котором в регионе существовали условия, благоприятные для преимущественно карбонатного осадконакопления. В это время широкое развитие получили локальные карбонатные платформы и массивы. Соответственно, основные типы ловушек представлены различными рифогенны-ми (органогенными) образованиями в пределах карбонатного шельфа.
Для рифтового этапа характерно усиление тектонической активности в поздней перми - триасе, продолжительное прогибание Восточно-Баренцевского мегапрогиба и формирование в нем значительной по мощности терригенной пермско-триасовой толщи (суммарно более 10-12 км). Для этого этапа характерно лавинное осадконакопление: скорости осадконакопления превышали 150 мм / 1000 лет в поздней перми с уменьшением до 100-120 мм / 1000 лет к позднему триасу [1]. Это привело к развитию участков латерального седи-ментационного наращивания склонов Восточно-Баренцевского мегапрогиба, особенно ярко проявившегося на юге Южно-Баренцевской впадины, где, по сейсмическим данным, выделены верхнепермские конуса выноса и триасовые палеоречные системы.
Формирование мегапрогиба сопровождалось явлениями магматизма, в результате которого в триасовой толще образовались пластовые интрузии. С их внедрением или сопутствующими внутриформационными деформациями могли образоваться ловушки антиклинального и неантиклинального типа.
рис. 1. структурная карта подошвы осадочного чехла Баренцева моря (сенин Б.в, леончик М.И., 2009 г.)
Кроме того, на рубеже триаса и юры в результате древнекиммерийского орогенеза активизировалось поднятие Новоземельской гряды, что привело к изменению первичного залегания осадочных пород пермско-среднеюрского возраста в прилегающих депрессиях, особенно вдоль западного фронта Но-воземельского орогена (современные районы Предновоземельской системы дислокаций и прогиба Седова, восточный склон Адмиралтейского вала и ступень мыса Желания) и формированию структурно-стратиграфических ловушек в областях эрозии триасовосреднеюрских отложений.
Пострифтовый (синеклизный) этап (.3-1^) в региональном плане характеризуется началом трансгрессии, достигшей своего максимума в верхнеюрское
время, в результате чего сформировались битуминозные глинистые отложения, аналогичные баженовской свите Западной Сибири. В юрских отложениях, по сейсмическим данным, выделены антиклинальные структуры, образованные в результате облекания структурных неоднородностей в подстилающем рифтогенном комплексе, а также области возможного развития литологических ловушек турбидитового происхождения.
типы ловушек неантиклинального типа
В верхнедевонско-нижнепермских отложениях на акваториальном продолжении Канино-Тиманского кряжа, на Куренцовской ступени,ступени мыса Желания, а также на восточном склоне
геология
рис. 2. потенциальные ловушки в карбонатном Д3-р1 нгК, связанные с рифами и шлейфовыми отложениями (предновоземельская зона дислокаций)
поднятий Центральное и Федынского картируются локальные карбонатные платформы или массивы, в пределах которых предполагается развитие се-диментационных ловушек, связанных с рифогенными телами. Мощность данного НГК,в котором предполагается развитие рифов, по сейсмическим данным, составляет 700-2000 м. Глубина залегания кровли данных отложений (отражающий горизонт 1а) меняется от 14 тыс. м в центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба до 1500-4000 м в бортовых зонах мегапрогиба.
Выделение границ локальных карбонатных платформ основывается на заметном изменении волнового поля и мощности отложений дорифового и за-рифового комплексов, прослеживаемое на региональных сейсмических профилях (рис. 2). Как правило, на участках смены фациальных зон наблюдаются аномалии сейсмической записи, связанные с окончанием карбонатного шельфа: они представлены крупными аномалиями типа «риф», карбонатными уступами, заметным и довольно резким уменьшением мощности карбонатного комплекса. В дорифовом пространстве выделяются сейсмофации заполнения палеопрогибов, для которых характерно подошвенное налегание, а также сейсмофации передового склона карбонатной платформы (обломочные фации на склоне карбонатных уступов) - в волновом поле им соответствуют косослоистые сейсмофации с элементами кровельного и подошвенного прилегания.
Анализ сейсмических данных, материалов геологических съемок и бурения на островах и прилегающей суше позволил определить области возможного развития карбонатных платформ на акватории Баренцева моря, а также наметить границы краевых рифов, приуроченных к окончаниям карбонатных платформ (массивов) [2]. Они в основном обрамляют глубоководные впадины Восточно-Баренцевского мегапрогиба, некомпенсированные осадками. Рифовые образования в пределах карбонатных уступов представляют нефтепоисковый интерес, поскольку они, как правило, находятся вблизи области развития нефтематеринских пород (доманиковые толщи верхнего девона). При этом тектонические нарушения, развитые в зоне склона, отделяющего уступ платформы от глубоководной области, обеспечивают эффективные каналы миграции углеводородов, которая может происходить здесь как по горизонтали, так и по вертикали. Рифовые образования доступны для современного бурения в районах Ку-ренцовской и Коргинской ступеней, Мурманской моноклинали, Адмиралтейского вала и ступени мыса Желания, зоны Центрально-Баренцевских поднятий.
Нефтяные месторождения в рифоген-ных образованиях верхнедевонско-нижнепермского возраста открыты, как на акваториальном продолжении Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (НГП) (Северо-Гуляевское, Приразломное, Долгинское), так и в
пределах сухопутной части этой НГП, в частности в Хорейверской впадине -с рифогенными отложениями верхнедевонского и нижнекаменноугольного возраста связано большинство промышленных залежей нефти.
Ловушки этого возраста продуктивны и в других нефтегазоносных провинциях востока и юго-востока ВосточноЕвропейской платформы. Так, например, в Прикаспийской НГП количество ловушек седиментационного типа, связанных с рифами локальных карбонатных платформ, в среднем составляет 38,9% от всех выявленных ловушек, достигая 62,5% в Волгоградско-Карачаганской НГО [3]. Многие месторождения, приуроченные к большим карбонатным массивам, по величине запасов относятся к крупным и уникальным. Так, в двух месторождениях Тенгиз и Кашаган сосредоточено более 40% всех ресурсов нефти Казахстана.
Оценка прогнозных ресурсов этих объектов не проводилась, в связи с отсутствием их уверенно определяемых замыканий из-за слабой сейсмической изученности.
В верхнепермских отложениях восточной части Баренцева моря поисковый интерес представляют седиментацион-ные ловушки в конусах выноса Южного Приновоземелья, Куренцовской ступени и Кольской моноклинали (рис. 3). Для них характерны косослоистые, сигмоидные сейсмофации с элементами кровельного и подошвенного прилегания. Л.А Попова, Р.А. Крылов [4] приурочивают область развития конусов выноса в плане к Андреевской структурной террасе. По их данным, размеры отдельных аккумулятивных вееров в пределах конусов составляют 40хб0 км, мощность толщи достигает 2-3,5 км. Специальные сейсмические исследования, нацеленные на выделение локальных литологических ловушек в указанных конусах выноса Баренцева моря, не проводились. Однако мировая практика показывает [5], что с аналогичными конусами выноса, образовавшимися на пассивных окраинах Атлантического и других океанов в результате выноса осадочного материала реками,в нефтегазоносных бассейнах Бразильского (Кампос, Гай-анский и др.) и Южно-Австралийского шельфов (бассейн Оутвэй), в Мексикан-
рис. 3. потенциальные ловушки в верхнепермском нгК, связанные с конусом выноса на Куренцовской ступени
рис. 4. потенциальные ловушки в триасовом нгК, связанные с развитием палеоречной системы на Мурманской моноклинали
ском заливе, на шельфе Центральной Африки (дельта рек Нигер и Конго), связано большое количество месторождений. Коллекторами являются преимущественно турбидитные песчаные отложения позднемелового и миоценового возраста. По оценкам
Н.Ре№'пдй1 [5], в мире с 1970 по 1998 г. открыто 30 гигантских связанных с тур-бидитами месторождений нефти и газа, суммарные извлекаемые запасы которых составляют более 4,632 млрд т УТ. Проведенный им анализ по этим месторождениям, показал, что 25% запасов приходится на структурные, 10% - на стратиграфические ловушки и 65% -на ловушки смешанного структурностратиграфического типа. Статистические подсчеты показывают, что ключевыми факторами образования гигантских месторождений являются площадь ловушки и эффективная мощность залежи.
Таким образом, изучение внутреннего строения пермских конусов выноса в древних зонах перехода от шельфа к склону, склона и его подошвы на востоке Баренцева моря представляет интерес для поиска в них локальных седиментационных ловушек, связанных с литологическими замещениями, в том числе турбидитового происхождения. Кроме того, в шельфовой части конусов выноса (южная часть Баренцева моря - Печорское море) возможно формирование литологостратиграфических ловушек, в областях размыва верхнепермского терри-генного комплекса (см. рис. 3).
В триасовых отложениях развиты ловушки седиментационного типа, связанные с наземными и подводными долинными и приустьевыми комплексами, которые формируют мощные аллювиально-дельтовые и авандель-товые тела. Одно из таких образований (средне-верхнетриасовая палеодолина) выделено по сейсмическим данным в районах Кольской и Мурманской моноклиналей. На рисунке 4 показана региональная волновая картина, характеризующая элементы этой палеодолины. Сейсмофации палеодолины представлены разнообразными морфологичекими элементами - палеоруслами, барами, валами, косами, аллювиальными отложениями. Для них характерно наличие коротких косослоистых отражений, па-
леоврезов и локальных положительных элементов внутри комплекса. В числе положительных аккумулятивных тел выделяются узкие валообразные объекты протяженностью 40-70 км, шириной несколько сотен метров и мощностью до 200-300 м. В структурном плане эти тела часто сопряжены с антиклинальными структурами амплитудой 25-75 м (см. рис. 4). Нефтегазоносность триасовых седиментационных ловушек на акватории Баренцева моря, включая остров Колгуев, образованных в результате деятельности триасовых палеоречных систем, выявлена на четырех месторождениях:
• на Мурманском и Северо-Кильдинском месторождениях залежи газа встречены в песчаных коллекторах долинного происхождения, что предопределило пластово-линзовидный характер выявленных залежей гидродинамически не
связанных между собой, с пористостью коллектора до 3-18%, определяемой глинизацией песчаных коллекторов;
• на месторождениях Песчаноозерское и Ижимка-Таркское (о. Колгуев) залежи нефти и газа приурочены к нижнетриасовым «рукавообразным» песчаным телам аллювиального генезиса с пористостью до 23%.
Оценка прогнозных ресурсов, выполненная по девяти баровым ловушкам на Кольской моноклинали, показала, что суммарные прогнозные геологические ресурсы УВ по всем объектам могут составлять около 630 млн т УТ, изменяясь от 29 до 180 млн т УТ и более в расчете на одну ловушку.
Литолого-стратиграфические ловушки в триасовых отложениях - прогиба Седова, Дмитриевского вала, южной части Адмиралтейского вала, Предновозе-мельской системы дислокаций образо-
геология
г._,
рис. 5. потенциальные литолого-стратиграфические ловушки в отложениях триаса предновоземельской системы дислокаций (временной разрез павлов с.п., 2006)
вались в результате их частичной эрозии и последующего их перекрытия более молодыми верхнеюрско-меловыми отложениями (рис. 5). Только в районе Гусиноземельской ступени и прогиба Седова площадь области, в которой, по сейсмическим данным, выделяются такого рода литолого-стратиграфические ловушки, составляет 1500 кв. км.
В пределах этой области локализованы две литолого-стратиграфические ловушки площадью до 120 кв. км каждая (см. рис. 5). Коллекторами являются песчаные отложения верхнего триаса, сформировавшиеся вблизи источника сноса (Новая Земля). Роль флюидоу-пора выполняют глинистые отложения верхней юры - нижнего мела. Предварительная оценка суммарных прогнозных геологических ресурсов по этим двум ловушкам показывает величину до 1000 млн т УТ.
Верхнеюрские отложения юрско-мелового НГК, включая оксфордский, кимериджский и волжский ярусы, с разной детальностью изучены не только сейсморазведкой, но и практически всеми скважинами, пробуренными на локальных поднятиях Баренцева моря. Мощность этих отложений по результатам бурения скважин в бортовых зонах Восточно-Баренцевского мегапрогиба (ВБМ) и Штокмановско-Лунинского порога сравнительно невелика - до 12-20 м. Максимальные мощности отложений вскрыты в скважине Арктическая (124 м); в центре Южно-Баренцевской впадины,по данным сейсморазведки, они достигают 400 м.
Скважинные геолого-геофизические исследования показывают отсутствие значимых коллекторов в этих отложениях в связи с их глинистым составом. Однако, по сейсмическим данным, в наи-
более погруженной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба между протяженными высокоамплитудными субпараллельными отражающими горизонтами В(^3) и ОГ В1(К1-^3), соответствующими подошве и кровле верхнеюрской глинистой толще, выделяются специфические аномалии волнового поля. Они представлены холмообразными, косослоистыми отражениями переменной амплитуды и протяженности (рис. 6).
Автором ранее было высказано предположение о турбидитной природе этих сейсмофаций [6], которые могут отображать развитые в толще глин седимен-тационные (литологические) ловушки, связанные с их замещением на песчаники. Последние могли быть привнесены турбидными потоками с палеоподнятий (островов), существовавших в поздней юре в бортовых зонах ВБМ.
Сходные по сейсмическому облику и геологическим предпосылкам образования выделены и разбурены в глинистых отложениях верхней юры в Норвежском море, на месторождениях Тампен, Стат-фьорд и Магнус [7]. Здесь нефтеносные песчаные пласты находятся внутри глинистой толщи того же возраста. Вскрытая в скважинах суммарная эффективная мощность песчаных пластов составляет 46-97 м. Турбидитные песчаники приурочены в основном к структурно низким межкупольным зонам, что объясняет их редкое обнаружение в скважинах, которые бурятся обычно на антиклинальных структурах.
По имеющимся на сегодня данным, площадь возможного развития тур-бидитов на западном борту Южно-Баренцевской впадины достигает 10 тыс. кв. км. Здесь наиболее перспективными следует считать ловушки смешанного типа, в которых антиклинальные формы сочетаются с коллектором турбидитного происхождения. Наиболее крупные антиклинальные структуры - Южно-Туломская (160 кв. км), Ахматовская (138 кв. км), Туломская (70 кв. км) в 1980-х гг. были подготовлены к бурению. Бурение было проведено только на Ахматов-ской структуре, но целевые горизонты юрского комплекса не были вскрыты по технологическим причинам. Прогнозные геологические ресурсы на этих структурах в предполагаемых
рис. 6. потенциальные литологические ловушки в юрском нгК, связанные с развитием предполагаемых турбидитов в Южно-Баренцевской впадине
песчаных коллекторах турбидитного происхождения могут составить соответственно 250, 270 и 75 млн т УТ.
Для выявления и характеристики собственно литолого-стратиграфических ловушек, связанных с турбидитами, необходимо проведение специальных поисковых сейсмических исследований на современном методикотехнологическом уровне.
заключение
Рассмотренные неантиклинальные ловушки представляют интерес для поиска в них значительных по объему скоплений углеводородов. Однако степень изученности сейсморазведкой большинства этих ловушек невысока и, как правило, соответствует разным стадиям регионального изучения не-фтегазоносности, что не всегда позво-
ляет уверенно локализовать объекты и оценить их ресурсы. Особенно это касается литологических ловушек. Приведенные в статье результаты исследований расширяют спектр объектов, на которые необходимо ориентировать современные сейсмические исследования при поисках крупных скоплений углеводородов в восточной части Баренцева моря.
Литература:
1. Тектоника арктической зоны перехода от континента к океану // Под. ред. Б.В. Сенина, Э.В. Шипилова, А.Ю. Юнова. - Мурманск, 1989. - 176 с.
2. Леончик М.И., Сенин Б.В. Перспективы нефтеносности палеозойских карбонатов в российском секторе Баренцева моря// Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2010. - Т.5. - №4. - http://www.ngtp.rU/rub/5/43_2010.pdf.
3. Окнова Н.С. Зоны концентрации углеводородов суши и акваторий в нефтегазоносных бассейнах окраин ВосточноЕвропейской платформы (Баренцево-Каспийский пояс нефтегазоносности) моря // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2010. - Т.5. - №4. - http://www.ngtp.rU/rub/4/54_2010.pdf.
4. Осадочный чехол Западно-Арктической метаплатформы (тектоника и сейсмостратиграфия) // Под ред. Е.Ф. Безматерных, Б.В. Сенина, Э.В. Шипилова. - Мурманск, 1993. - 184 с.
5. H. Pettingill. Lessons learned from 43 turbidite giant fields //Oil and Gas, 1998. - №10. - pp. 93-95.
6. Леончик М.И. Новый нефтегазоперспективный объект - верхнеюрские турбидиты Южно-Баренцевской впадины // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2011. - №4. - С. 22-32.
7. 35 Petroleum Exploration and Exploitation in Norway. NPF, Special Publication № 4, Elsevier, Amsterdam, 1995. - 444 p.
Ключевые слова: Восточно-Баренцевский мегапрогиб, турбидиты, неантиклинальная ловушка, карбонатная платформа, палеодолина, бар, прогнозные ресурсы углеводородов.
НПУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ВНЕДРЕНЧЕСКОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ «ЭЛЕНТРОХИМЗПЩИТП» [ООО НПВП «ЭЛЕНТРОХИМЗПЩИТП»] 0РГННИ30ВНН0 И УСПЕШНО ФУНКЦИОНИРУЕТ С ЯНВАРЯ 1999 ГОДН.
Основные направления деятельности:
• номпленсное обследование норроэионного состояния магистральных трубопроводов;
• номпленсное обследование норроэионного состояния технологичесних и вспомогательных трубопроводов нефтеперекачивающих и номпрессорных станциП;
• обследование состояния средств элентрохимичесноП защиты [натодная. дренажная, протенторная защита];
• проентные работы по элентрохимичесноП защите объентов промышленных предприятии, жилищно-номмунального хозяйства;
• строительно-монтажные работы по элентрохимичесноП защите трубопроводов, резервуаров, сооружении и номмунинациП;
• пусно-наладочные работы средств элентрохимичесноП защиты;
• эксплуатация и обслуживание средств элентрохимичесноП защиты с проведением ремонтных работ.
ООО НПВП «Элентрохимзащита» 450059. г. Уфа. ул. Рихарда Зорге, д. 19/5 E-mail: ehz@ufaner.ru uiuiui.ehz.su
