CC BY
200
А.В. Ступакова, Т.А. Кирюхина, А.А. Суслова, Д.А. Норина, Н.М. Майер, Н.В. Пронина, А.В. Мордасова Перспективы нефтегазоносности мезозойского разреза ...
УДК 553.98 (268.45) а.В. Ступакова, Т.А. Кирюхина, А.А. Суслова, Д.А. Норина,
Н.М. Майер, Н.В. Пронина, А.В. Мордасова
Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, г. Москва
e-mail: [email protected]
Перспективы нефтегазоносности мезозойского разреза Баренцевоморското бассейна
Мезозойские отложения Баренцевоморското шельфа обладают подтвержденной нефтегазоносностью, однако, перспективы и распределение ресурсов углеводородов по сей день до конца не выяснены. На основе принципов секвентной стратиграфии и циклостратиграфического подхода рассмотрены углеводородные системы мезозойского разреза Баренцевоморското региона. С целью охарактеризовать распределение и качество нефтегазоматеринских толщ, флюидоупоров и природных резервуаров проведены геохимические, литологические и петрофизические исследования, а так же моделирование процессов генерации и миграции углеводородов в восточной части Баренцевоморското шельфа.
Ключевые слова: Баренцевоморский шельф, перспективы нефтегазоносности, углеводородные системы, сейсмостратиграфия, цикличность.
Введение
Основная часть разведанных запасов углеводородов Баренцевоморского шельфа приурочена к юрским и триасовым резервуарам руслового, дельтового, барового и мелководно-морского генезиса. В восточной части (российской) Баренцевоморского шельфа открыто пять газовых и газоконденсатных месторождений в триасовых и юрских отложениях, а так же зафиксированы газопроявления в меловых образованиях (Борисов и др., 1995). В западной части (норвежской) в одновозрастных породах открыты и разведаны нефтяные месторождения, известны так же непромышленные скопления нефти в меловых породах (Seldal, 2005). Устойчивое прогибание осадочных бассейнов шельфа Баренцева моря и дальнейшие инверсионные процессы обусловили формирование мезозойских углеводородных систем. Характер распространения и качество нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) и природных резервуаров мезозойского возраста обусловлены палеогеографическими условиями их образования и цикличностью осадконакопления. Тектонические процессы (инверсия) и колебания уровня моря определили формирование ловушек различного типа. Изучение свойств резервуаров, НГМТ, раздельный фазовый прогноз скоплений углеводородов и оконтуривание перспективных объектов - важнейшее направление научных исследований на этапе поисковых и геологоразведочных работ в регионе.
1. Основные принципы изучения углеводородных систем
Изучение характеристик мезозойских углеводородных (УВ) систем Баренцевоморсого шельфа (БМШ) основано на принципах секвентной стратиграфии и циклостратиграфии. Сейсмостратиграфический анализ региональных временных сейсмических разрезов (ВСР) применяется для изучения геологического строения основных осадочных комплексов или сейсмостратиграфических комплексов (ССК), соответствующих в рамках циклостратиграфического подхода крупным циклитам. Метод секвентной стратиграфии позволяет на основе совместного анализа скважинных, в первую очередь каротажных, и сейсмических
данных проследить цикличность осадконакопления, связанную с колебаниями относительного уровня моря, и латеральное изменение фаций (Catuneanu, 2006).
В классической секвентной стратиграфии границы секвенций соответствуют поверхностям максимальной регрессии моря и выделяются по подошве базальной песчаной пачки (низкие значения гамма-каротажа - ГК). В пределах секвенции выделяются системные тракты, то есть фациальные ряды, сформировавшиеся при разном относительном уровне моря: нижний системный тракт (падение и начало подъема уровня моря), трансгрессивный системный тракт (возрастающая трансгрессия моря до поверхности максимального затопления) и верхний системный тракт (замедление подъема уровня моря после максимальной трансгрессии и начало его падения).
Глинистая толща является маркером морской трансгрессии, ее подошва фиксирует поверхность затопления и начало нового цикла осадконакопления. Поверхность затопления принимается за границу циклита или секвенции, однако, может и не совпадать с ней, если в пределах цикла развиты отложения низкого стояния уровня моря. Поверхность затопления, как правило, четко выражена на сейсмических разрезах, что позволяет увязать циклиты, выделенные по скважинам, с ССК и секвенциями, выделенными по сейсмическим данным. Надежнее всего выделяются и коррелируются на сейсмических профилях наиболее глинистые части разреза (высокие значения ГК), соответствующие поверхностям максимального затопления. Они лучше прослеживаются и на сейсмических данных в виде ярких высокоамплитудных отражающих горизонтов (ОГ). При этом регрессивные клиноформенные комплексы, соответствующие верхним системным трактам, образуют по отношению к поверхности максимального затопления несогласие типа подошвенного прилегания.
Конденсированные глинистые отложения, сформированные во время максимального затопления, в пределах циклита являются наиболее глинистыми и наиболее обогащенными ОВ. Песчано-алевритовые отложения верхней толщи рассматриваются в качестве коллекторов. Глинистая толща, имеющая региональное распространение, выступает
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
2(61) 2015 ГЕОРЕСУРС ЫЖ
3
A.V. Stoupakova, T.A. Kiryukhina, A.A. Suslova, D.A. Norina, N.M. Mayer, N.V. Pronina, A.V. Mordasova Oil and gas prospects in the Mesozoic section of the Barents Sea basin
в роли регионального флюидоупора. Таким образом, в каждом циклите обнаруживается НГМТ того или иного качества и потенциальные коллекторские горизонты.
2. Сейсмостратиграфические комплексы мезозоя БМШ
В разрезе мезозойских отложений БМШ можно выделить четыре ССК: триасовый, юрский, нижнемеловой нео-
комский и нижне-верхнемеловой комплексы. Все комплексы разделены поверхностями несогласия и представляют собой осадочные комплексы, сформированные в различные этапы развития бассейна седиментации (Рис. 1).
Триасовый ССК ограничен в подошве поверхностью предтриасового несогласия (ОГ А), выраженного в бортовых частях Южно-Баренцевской впадины, а в кровле -поверхностью рэтского несогласия (ОГ Б). Общая мощность триасового ССК достигает 8-9 км в Южно-Баренцевской впадине и 10,5-12 км в Предновоземельском прогибе. Внутритриасовые ОГ A’, А2 и А3 позволяют разделить триасовый ССК на 4 подкомплекса.
Индский подкомплекс на сейсмических профилях имеет клиноформенное строение. Клиноформы характеризуются сигмовидным рисунком сейсмических отражений, которые образуют несогласие типа подошвенного прилегания к нижележащей поверхности максимального затопления (Рис. 2). Наблюдается смещение перегиба клиноформ в западном и северозападном направлении, что указывает на проградационное заполнение бассейна в результате интенсивного при-вноса терригенного материала. Мощность индского подкомплекса максимальна в Южно-Баренцевской впадине и в Предновоземельском прогибе, где она достигает 3,6-4 км, и сокращается в западном и северо-западном направлении до 1,7-2 км из-за выпадения нижнеиндских секвенций из разреза.
Оленекский подкомплекс отличается от индского на юго-востоке БМШ. Для сейсмической записи характерно отсутствие клиноформ, наличие высокочастотных и средне- до высокоамплитудных отражений, образующих бугристый рисунок, типичный для аллю-
Рис. 2. Сейсмостратиграфические комплексы верхнепермско-триасовых отложений Баренцевоморского шельфа.
GEDRESURSY 2(61) 2015
А.В. Ступакова, Т.А. Кирюхина, А.А. Суслова, Д.А. Норина, Н.М. Майер, Н.В. Пронина, А.В. Мордасова Перспективы нефтегазоносности мезозойского разреза ...
Северо-Кильдинская-82
Мурманская-24
еерхиетриасобыи
подкомплекс
среднетриасовыи
подкомплекс
оленекский
подкомплекс
иидскии
подкомплекс
200 м
Рис. 3. Сейсмостратиграфические подкомплексы и циклиты триасовых отложений БМШ. 1 - нижний системный тракт, 2 - трансгрессивный системный тракт, 3 -верхний системный тракт, 4 -границы секвенций, 5 - поверхности максимального затопления, 6 - регрессивная пачка, 7 - трансгрессивная пачка, 8 - гамма-каротаж, 9 - собственная поляризация, 10 - акустический каротаж.
виально-дельтовой равнины. Перегибы клиноформ картируются только в западных и северозападных районах БМШ (Glorstad-Clark et al., 2010), куда осадочный материал поступал в периоды регрессии моря, постепенно заполняя область некомпенсированного осадконакопления. Мощность оленекского подкомплекса достигает 2,2-3 км в Южно-Баренцевской впадине и в Предновозе-мельском прогибе (Рис. 2).
Среднетриасовый подкомплекс ограничен в подошве протяженным ОГ А2, приуроченным к границе оленекского и анизийского ярусов. Внутри подкомплекса отмечается наличие субпараллельных высокоамплитудных отражающих горизонтов, которые удается трассировать на значительные расстояния. Эти отражения отвечают этапам морской трангрессии в среднем триасе и формированию выдержанных по площади глинистых интервалов разреза. Клиноформенные тела в восточном секторе БМШ в среднетриасовом подкомплексе не наблюдаются, однако норвежские исследователи отмечают дальнейшую проградацию дельтовой равнины на северо-запад и запад до острова Надежды (Glorstad-Clark et al., 2010). Мощность среднетриасового подкомплекса составляет 1,2-1,6 км в Южно-Баренцевской впадине и 1,6-3,8 км в центральной части Предновозе-мельского прогиба (Рис. 2). По скважинным данным в среднетриасовом подкомплексе выделены анизийская и ладинская секвенции (Рис. 3).
Верхнетриасовыш подкомплекс ограничен в подошве ОГ А3, приуроченным к перерыву в осадконакоплении на границе среднего и верхнего триаса. Верхняя граница подкомплекса (ОГ Б) связана с рэтс-ким несогласием на границе триаса и юры. Верхнетриасовый подкомплекс характеризуется средне- и высокоамплитудными, высокочастотными, протяженными, параллельными и субпараллельными сейсмическими отражениями (Рис. 2). Верхнетриасовые клиноформы картиру-
ются лишь на западе и северо-западе норвежского шельфа (Glorstad-Clark et al., 2010), достигают восточной оконечности Шпицбергена. Мощности подкомплекса меняются от 100-300 до 1000 м. Наблюдается уменьшение мощностей в Предновоземельском прогибе, что может свидетельствовать об уменьшении поступления материала со стороны арх. Новая Земля.
Рис. 4. Сейсмостратиграфические комплексы юрских отложений Баренцевоморского шельфа.
2(61) 2015
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ BA i
ГЕПРЕСУРСЫ ШЕЪ
GEDRESURSY 2(61)2015
Северо-
Кильдинская-82 ,, „
Мурманская-22
Северо-Мурманская-1
Арктическая-1
Ледовая-1
Ферсмановская-1
Трансгрессивный системный тракт
Тракт высокого стояния уровня моря
Шельфовые
аргиллиты
Границы циклитов
Глинистые
отложения
Алевролитовые
отложения
Песчаные
отложения
Рис. 5. Сейсмостратиграфические подкомплексы и циклиты юрских отложений Барещевоморского шельфа.
%
А.В. Ступакова, Т.А. Кирюхина, А.А. Суслова, Д.А. Норина, Н.М. Майер, Н.В. Пронина, А.В. Мордасова Перспективы нефтегазоносности мезозойского разреза ...
Рис. 6. Сейсмостратиграфические комплексы верхнеюрско-меловых отложений Баренцевоморского шельфа.
В разрезе карнийского и норийского ярусов по каротажным диаграммам выделяется 2 секвенции (Рис. 3).
Юрский ССК ограничен в подошве поверхностью рэт-ского эрозионного несогласия, в кровле поверхностью несогласия в подошве меловых отложений (Рис. 4). В западной части БМШ мощность юрского комплекса составляет около 300 метров, в то время как в восточной части мощность его увеличивается до 800-1200 м, достигая максимума - 1500 м - в центральной части Южно-Баренцево-морской впадины. В бортовых зонах и на сводах поднятий мощность юрского ССК сокращается до полного выклинивания. Юрский ССК расчленяется на три сейсмоподкомплекса, которые отделены друг от друга поверхностями аален-байосского B1(J2b) и предкелловейского B2(J2c) несогласий.
Верхняя граница юрского ССК представлена ярким горизонтом B (BCU), который приурочен к кровле верхнеюрских «черных» глин. Этот опорный горизонт и прослеживается по всему БМШ. Для него характерны несогласия типа подошвенного налегания и прилегания. Нижняя граница юрского ССК (ОГ B) в центральной части бассейна нечеткая и привязывается по отдельным скважинам. Резкое угловое несогласие между триасовыми и юрскими отложениями наблюдаются вблизи архипелага Новая Земля.
Нижнеюрско-ааленский и байосс-батс-кий среднеюрский сейсмостратиграфические подкомплексы на ВСР характеризуется хаотичной записью, что указывает в пользу аллювиально-дельтового генезиса отложений. В районе Штокмановской седловины различимы отдельные русловые врезы в бай-осских отложениях. Верхняя граница байосс-батского аллювиально-дельтового подкомплекса связана с сейсмическим репером, соответствующим региональной батской трансгрессии морского бассейна. На сейсмических разрезах на склонах поднятий в толще байосс-батских отложений нередко фиксируется присутствие клиноподобных тел.
В келловейском-верхнеюрском подкомплексе по сейсмическим профилям выделяет-
ся тела барового генезиса, которые на своих периферийных частях образуют несогласия типа подошвенного налегания, а так же одиночные врезанные долины. Келловейс-кие песчаные фации также отчетливо наблюдаются на каротажных диаграммах Арктической, Штокмановской, Ледовой, Лудловской скважин, которые связаны с устьевым баром. Проградационный келловейский комплекс берет свое начало со стороны Новоземельской складчатой области и наблюдается в районе Ледовой и Лудловской площадей. В юрском ССК выделяется 10 секвенций (Рис. 5).
Рис. 7. Эвстатические изменения уровня моря и цикличность осадконакопления в Баренцевоморском регионе в позднеюрское и меловое время.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ i
2(61) 2015 ГЕОРЕСУРС
A.V. Stoupakova, T.A. Kiryukhina, A.A. Suslova, D.A. Norina, N.M. Mayer, N.V. Pronina, A.V. Mordasova Oil and gas prospects in the Mesozoic section of the Barents Sea basin
gr1
100
3
§
&
в 10
и
СЭ
!Л
+
И
0,1
НИЗКИЙ удовлетво- рительный хороший очень хороший превосходный
очень хороший
хороший
о удовлетворительный
• о • °* • • J низкий
• Ферсмановская-l Klv2
• Ледовая-1 Klv2-h
• Лунинская-1 Klbr О Лунинская-1 К1а2
• Лунинская-1 Klbr/Klal
• Лунинская-1 J3/Klhrl
• Лунинская-1 J2
О Северо-Мурманская-1 Klv2-h
• Северо-Мурманская-1 Klbr О Штокмановская-4 Klvl
0.1
Сорг, %
10
100
Рис. 8. Потенциал меловых нефтегазоматеринских толщ Южно-Баренцевской впадиныг.
• Ферсмановская-1 Klv2
• Ледовая-1 Klv2-h
• Лунинская-1 Klbr О Лунинская-1 К1а2
• Лунинская-1 Klbr/Klal
• Лунинская-1 J3/Klbrl
• Лунинская-1 J2
О Северо-Мурманская-1 Klv2-h
• Северо-Мурманская-1 Klbr О Штокмановская-4 Klvl
центральной части ЮБВ, сокращаясь в бортовых частях впадины. Наблюдается выклинивание отложений на склоне архипелага Новая Земля и срезание в районе свода Фе-дынского. Высота клиноформ порядка 200 м указывает на условия открытого шельфа при соответствующей глубине моря (Каюкова, Суслова, 2015).
Нижне-верхнемеловой ССК в кровле ограничен поверхностью современного морского дна, сформированного ледниковыми эрозионными процессами в кайнозойское время. ССК имеет субпараллельное строение и подразделяется на 2 подкомплекса - апт-нижнеальбский и альб-сеноманский, в пределах которых выделяется 5 секвенций (Рис. 7). Для нижнего подкомплекса характерны хаотичные, линзовидные внутренние отражения, а так же мелкие проградационные тела, что может указывать на обстановки прибрежной дельтовой равнины. Альб-сеноманский комплекс охарактеризован протяженными высокоамплитудными внутренними отражениями, которые связаны с мелководно-морскими условиями осадконакопления. Мощность комплекса достигает 1200 м в западной части ЮБВ, сокращаясь в направлении к Тимано-Печор-скому бассейну.
Ттах,°С
Рис. 9. Тип органического вещества меловыгх отложений Южно-Баренцевской впадиныг.
Нижняя граница неокомского ССК определяется нижнемеловым несогласием (ОГ В), которое выражено в центральной части впадины в виде подошвенного прилегания нижнемеловых клиноформ к кровле верхнеюрских конденсированных глинистых отложений (Рис. 6). Верхняя граница выражена в виде несогласия, сформированного на рубеже барремского и аптского веков, выраженного на ВСР кровельным прилеганием. Неокомский ССК характеризуется клиноформенным строением и подразделяется на 3 секвенции (Рис. 7). Направление проградации в нижней части ССК южное, юго-западное и западное, в то время как клиноформы третьей секвенции проградировали преимущественно в южном направлении. Мощность неокомского клиноформенного комплекса достигает 800 м в
3. Нефтегазоматеринские толщи и очаги нефтеобразования
Для прогноза направления миграции и фазового состава флюидов в залежах и повышения эффективности бурения в целом необходимо иметь четкое представление о качественных и количественных характеристиках нефтегазоматеринских пород, их изменении по площади и в разрезе и положении очагов генерации УВ.
Основными источниками УВ в Баренцевоморском бассейне являются пермско-триасовые, юрские и, предположительно, меловые нефтегазоматеринские отложения. Состав исходного органического вещества (ОВ), и, как следствие, генерационный потенциал НГМТ контролируется палеогеографическими и фациальными условиями накопления толщи (Кирюхина и др., 2012; Норина и др., 2014). НГМТ наилучшего качества приурочены к конденсированным глинистым отложениям, сформированным в наиболее глубокой части морского бассейна в периоды максимальной трансгрессии. Эти толщи определяются на каротажных диаграммах как маломощные (первые десятки метров) глинистые пачки с максимальной радиоактивностью; на сейсмических разрезах эти толщи приурочены к наиболее ярким ОГ, связанным с поверхностями максимального затопления.
Среди триасовых отложений наилучшими генерационными характеристиками в западной части БМШ обладают нижне и средне-триасовые отложения с сапропелевым и гумусово-сапропелевым ОВ и верхнетриасовые отложения с гумусовым ОВ (Кирюхина и др., 2012), в восточной части шельфа наиболее высоким потенциалом обладают верхнетриасовые отложения, содержащие гумусово-сапропелевое ОВ.
M^EEDRESURSY 2(61) 2015
А.В. Ступакова, Т.А. Кирюхина, А.А. Суслова, Д.А. Норина, Н.М. Майер, Н.В. Пронина, А.В. Мордасова Перспективы нефтегазоносности мезозойского разреза ...
Битумоид Витринитоподобное
органическое вещество
Рис. 10. Включения органического вещества и битумоида в среднеюрских аален-батских отложениях Арктической площади. А - в ультрафиолетовом свете; Б - в отраженном свете.
В юрских отложениях наибольшим генерационным потенциалом обладают «черные глины» позднеюрского возраста, обогащенные ОВ сапропелевого типа, но свой вклад в ресурсный потенциал бассейна вносят так же нижнеюрская НГМТ с ОВ гумусового типа и среднеюрские аален-батские и келловейские НГМТ (Кирюхина, 2013).
Меловые отложения, несмотря на слабую степень катагенетического преобразования, так же содержат НГМТ. Согласно результатам пиролитических исследований, меловые глинисто-алевритовые отложения Баренцевоморс-кого шельфа обогащены ОВ третьего типа (гумусовое), обладают низким и удовлетворительным генерационным потенциалом (Рис. 8, 9).
Содержание органического углерода (Сорг) колеблется от 0,35 до 3,14%, в то время как водородный индекс (HI) не превышает 142 мг УВ/г Сорг. Генерационный потенциал изменяется в пределах от 0,11 до 2,46 мг УВ/г породы. Важно отметить, что наилучшими показателями обладают глинистые отложения, сформированные в позднебар-ремское - раннеаптское время.
Углепетрографическое исследование образцов керна Лудловской и Арктической площадей показало, что аален-батские породы содержат большое количество линзовидных включений витринита и витринитоподобного аморф-
Рис. 11. Жидкие углеводороды, сгенерированные меловыми нефтегазоматеринскими толщами Лунинской седловины. В проходящем свете: наблюдаются коричневые битумные скопления (А, Б). В ультрафиолетовом свете: флюоресцирующие капли и линзы жидких биту-моидов, сформировавшихся в аморфном органическом веществе (В, Г). А, Б - в отраженном свете; В, Г - в ультрафиолетовом свете.
ного ОВ, часто деформированных минеральными зернами. Вокруг включений ОВ и в межзерновом пространстве обнаружены пленки битумоида темно- и светло-коричневого цвета («микронефть» по Н.Б. Вассое-вичу) (Рис. 10). В ультрафиолетовом свете битумоид ярко светится в желто-оранжевых, реже коричневатых, тонах. Присутствие параавтохтонного битумоида является индикатором начала процессов генерации УВ.
Углепетрографические исследования ОВ барремских отложений Лунинской седловины показывает, что ОВ сложено мацералами различного типа. Первый тип маце-ралов представляет собой преимущественно витринит, в том числе переотложенный. В непосредственной близости с включениями витринита отмечаются вкрапления и сгустки аморфного, вероятно альгогенного, ОВ. Этот факт указывает на то, что свой вклад в генерационный потенциал меловых НГМТ вносит так же и сапропелевое ОВ.
Важно отметить, что в пределах развития альгогенного (водорослевого) ОВ началась генерация жидких УВ (Рис. 11). Это проявляется в формировании битумоидных капель, линз и пленок внутри скоплений альгогенного ОВ, в то время как в обломках витринита нет следов генерации. Жидкие УВ развиты не только в пределах скоплений альгогенного ОВ (АОВ), но и образуют оторочки вокруг скоплений АОВ и самостоятельные пленки в межзерновом пространстве породы. Это указывает на то, что биту-моиды уже могли образовать скопления, значимые для первичной миграции.
Степень катагенетического преобразования нефтегазоматеринских пород, распределение очагов нефтегазообразования по площади бассейна, а так же их тектоническое положение - важный параметр, от которого зависит наличие и распределение залежей УВ и тип флюидов (Ступакова, 2011).
Крупные очаги генерации углеводородов этими НГМТ приурочены к наиболее прогнутым Южно- и Северо-Ба-ренцевской впадинам, прогибу Святой Анны к востоку от архипелага Земля Франца-Иосифа (ЗФИ) и прогибам в западной части шельфа. Стоит отметить, что нижне- и среднетриасовые НГМТ вошли в главную зону газообразования в центральных частях очагов, в то время как верхнетриасовые породы являются менее преобразованными (Рис. 12).
Согласно результатам бассейнового моделирования нижнетриасовые НГМТ имеют высокую степень катагенетического преобразования (градация АК) в пределах всей юго-восточной части БМШ (Рис. 12А). В Цент-рально-Баренцевской зоне поднятий они находятся на градациях катагенеза МК4-МК5. Исключение составляет акваториальное продолжение Печорской плиты и бортовые зоны Баренцевоморского бассейна, где индские НГМТ имеют меньшую степень преобразования, соответствующую МК^-МК^ Это способствует активной генерации газовых УВ. Низкая степень преобразования прогнозируется на большей части Северо-Баренцевс-кой зоны поднятий, за исключением ее северных районов, где нижнетриасовые породы находятся на градации ПК. Область распространения незрелых нижнетриасовых НГМТ приурочена также к южной части моноклинали Финнмарк, Кольской моноклинали, Печорской и Северо-Карской синеклизам.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ А
2(61) 2015 ГЕОРЕСУРС
A.V. Stoupakova, T.A. Kiryukhina, A.A. Suslova, D.A. Norina, N.M. Mayer, N.V. Pronina, A.V. Mordasova Oil and gas prospects in the Mesozoic section of the Barents Sea basin
Условные обозначения
российско-норвежская граница □ распространение триасовых отложений * Замеры Ro, % или Tmax, с ‘ ! Структуры 1-го порядка
[... J Структуры 2-го порядка
™ 2D моделирование | | береговая линия
Градации катагенеза
Г I ПК
[ | МК1
мкз
I! 1 МК4 АК
Рис. 12. Карта катагенетической зональности. А - нижнетриасовых, Б - среднетриасовыгх, В - верхнетриасовгых отложений Баренцевоморского шельфа (По данныгм Д.А. Нориной, с изменениями).
Подобный тренд катагенетической зональности сохраняется для среднетриасовых НГМТ (Рис. 12Б). Область, в которой степень катагенеза ОВ пород соответствует МК5, предположительно приурочена лишь к самым западным прогибам. Степень зрелости - МК4 - достигается в центральных частях Южно-Баренцевской, Северо-Баренцевс-кой впадин, прогиба Нордкапп и Бьёрная и, вероятно, в прогибе Святой Анны. В бортовых частях этих впадин и
прогибов, а также в пределах седловин и сводовых поднятий степень катагенеза уменьшается до стадии МК3.
На такой же градации катагенеза находятся среднетриасовые породы на востоке ЗФИ. Однако, здесь возможно наличие более преобразованных пород за счет локального прогрева при внедрении интрузий мелового возраста. На Шпицбергене и в южной части прогиба Стурфьорд границы областей развития градаций катагенеза МК^МК4 для среднетриасовых НГМТ меняются незначительно по сравнению с нижнетриасовыми, и только несколько сокращаются на востоке архипелага (Норина, 2014).
Зрелость среднетриасовых НГМТ соответствует градациям МК1-МК2 в пределах Южно-Баренцевской зоны ступеней, северной оконечности Печорской плиты, в северной части моноклинали Финнмарк, в прогибах Хар-стад и Хаммерфест и южной периферии прогиба Нордкапп, по восточному обрамлению Южно- и Северо-Ба-ренцевской впадин, а также на западе ЗФИ. Эта область расширяется в Центрально-Баренцевской зоне поднятий, охватывая также Лудловскую седловину и Демидовское поднятие.
Верхнетриасовые НГМТ характеризуются значительно меньшей степенью зрелости в пределах БМШ (Рис. 12В). Они вошли в ГЗГ лишь в пределах прогибов западной части шельфа. В пределах Центрально-Баренцевской и Северо-Баренцевской сверхглубоких депрессий и на западной периферии Северо-Баренцевской зоны поднятий в районе арх. Шпицберген верхнетриасовые НГМТ находятся на градациях катагенеза МК1-МК2. Исключение составляют поднятия Ферсмана и Федынского, где эти отложения незрелые, и центральная часть Южно-Баренцевской впадины, прогибы Тромсо, Бьерная и Стурфьорд, где они достигли более высокой степени преобразования, соответствующей МК^. На большей части Северо-Баренцевской зоны поднятий, моноклиналей Финнмарк и Кольская, Печорской синеклизы, Предновозе-мельского прогиба и Восточно-Баренцевской зоны ступеней степень преобразования верхнетриасовых отложений незначительна и соответствует градации ПК.
L^lEEDRESURSY 2(61) 2015
А.В. Ступакова, Т.А. Кирюхина, А.А. Суслова, Д.А. Норина, Н.М. Майер, Н.В. Пронина, А.В. Мордасова Перспективы нефтегазоносности мезозойского разреза ...
gr^
Нижнеюрские отложения Среднеюрские аален-батские отложения
их=гъ- Ъ-А. V"-- у ' ■ - ■■-уС; feW \ i> ЖркЬГческа \/: ГР- 3/ } Л \\ { °>5 иг 4 г Г \у СеевАМурманскару' 4UU 1 j Пе^ча>уоюосрная \ Т ] 3 г i>A \ / { V t* г\ Г 1 /у j у S \ V s/ У” тувжД* •ттг --''jx sy !ЛЧ^-*£-ЙЗ№сДтова» J/ С C ^ p <£7 J \ J А^кТн4PC»,kn C\y // 1/ } \\ i \1,3 Ur 4 г Г v д^дУмоманс 1 j ^ч^^'ЧЛе^яНр мерекая ( t у»— j 3 г 1^,. Ar \ / ( V c\ C I / / f J j \ r J* /
In iso sm win япо i ™1 \ 1 А In 1 so am гага «Ю 1 ?onl V ' У
Среднеюрские келловейские отложения Верхнеюрские отложения
Условные обозначения
Среднее содержание Сорг в скважине
Область развития юрских отложений
Аллювиально-дельтовые отложения, с высокой
1 примесью углистого вещества Содержание Сорг в: нишеюрских >1,8%; аалек-бзтсхих > 2,0 %; келповейских отложениях > 1,3 %
Нижнеяэреко-средне юрские аален-батские отложения
_______. Отложения аллювиально-дельтовой равнины,
расположенные вблизи источника сноса.
_______I Содержание Сорт в; нижнеюрских < 0.6 %;
аален-батоких отложениях < 1,5 %
I Отложения аллювиаЛько-ДеЛьтовой равнины,
расположенные вдали от источника сноса.
_______I Содержание Сорг в: нижнеюрских > 0,6%;
аален-багских отложениях -1,5-2 %
_______ Отложения прибрежью-морской равнины,
периодически затапливаемой морем.
I Содержание Сорт $: нижнеюрских < 1,5 %; азпен-батских отложениях <1,0%
Среднеюрские келповейохие отложения
Мелководно-морские отложения о _______| содержанием Сорг < 1f2 %
Верхнеюрские отложения
Мелководно-морские шельфовые отложения. I Содержание Сорг < 10 %
[■
Глубоководно-морские шельфовые отложения о содержанием Сорг - 10-12 %
Глубоководно-морские шельфовые отложения с содержанием Сорг> 12 %
Рис. 13. Схемы распределения средних содержаний органического углерода в юрских отложениях Баренцева моря.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ BHk i
2(61) 2015 ГЕОРЕСУРС blU^J
A.V. Stoupakova, T.A. Kiryukhina, A.A. Suslova, D.A. Norina, N.M. Mayer, N.V. Pronina, A.V. Mordasova Oil and gas prospects in the Mesozoic section of the Barents Sea basin
По результатам проведенных исследований, нижнеюрские отложения практически повсеместно на юго-востоке акватории Баренцева моря и в прогибах Хаммерфест и Бьерная норвежского шельфа достигли ГЗН (Рис. 13). Уменьшение степени катагенетического преобразования происходит от центральных частей прогибов к бортовым. Исходя из типа ОВ и низких значений генерационного потенциала, можно предположить, что отложения могут генерировать небольшое количество газовых УВ.
Среднеюрские аален-батские и келловейские отложения достигли степени зрелости, соответствующей ГЗН, в пределах Южно-Баренцевской впадины и на Штокмановской и Демидовско-Лудловской седловинах, а также в прогибах западной части шельфа Баренцева моря. На этих участках породы могут генерировать как жидкие, так и газовые УВ.
Наиболее высокоперспективные верхнеюрские отложения достигли ГЗН в центральной части Южно-Баренцевской впадины и прогибах норвежского шельфа Барен-3
цева моря, где кровля юрских отложений отмечается на глубинах 2400-3000 м. Согласно особенностям состава ОВ можно предположить, что эти породы способны генерировать жидкие УВ.
Выявленные геолого-геохимические особенности юрских отложений позволили предположить, что значительная часть скоплений УВ, сгенерированных юрскими НГМТ, имеют газо-нефтяной состав, причем содержание нефтяных УВ на западе акватории будет больше, чем на востоке. На значительной территории очагов нефтегазообразования западной части Баренцевоморского шельфа верхнеюрские нефтематеринские породы находятся на градации катагенеза МК2, что создает благоприятные условия для генерации и миграции нефти. Нефтяные залежи следует ожидать в основном в бортовых частях бассейна.
По результатам бассейнового моделирования возможно формирование ловушек УВ в широком стратиграфическом диапазоне. Наибольшее насыщение углеводородами прогнозируется в средне- и верхнетриасовых толщах, а
В
t
1
Рис. 14. Формирование залежей углеводородов в Южно-Баренцевской впадине по результатам моделирования.
L^3^EEDRESURSY 2(61) 2015
А.В. Ступакова, Т.А. Кирюхина, А.А. Суслова, Д.А. Норина, Н.М. Майер, Н.В. Пронина, А.В. Мордасова Перспективы нефтегазоносное™ мезозойского разреза ...
СМ - Северо-Мурманская Ш - Штокмановская А - Арктическая Луд - Лудловская Лед - Ледовая Ф - Ферсмановская
Кварц
100 % Квяттетзые
Кварц
100 %,
Обломки
пород
Полевые Обломки
100% 1'0
пород д___
100% 1'0
Полевые
Кварц
100 %
90.
Обломки /Гр; пород
100% 1'0
так же в нижне- и среднеюрских отложениях. Небольшие скопления УВ могут формироваться и в меловых отложениях, главным образом в аптских и альб-сеноманских, как за счет переформирования юрских залежей, так и за счет собственной генерации в баррем-аптской НГМТ (Рис. 14).
4. Особенности формирования резервуаров и их свойства
Песчано-алевритовые отложения триасового возраста характеризуются кварцево-граувакковым составом; отмечается увеличение доли кварцевой составляющей
Рис. 16. Зависимость проницаемости от пористости, по результатам аналитических исследований образцов скважин Южио-Бареицевской впадины.
Рис. 15. Минерально-петрографический состав триасовых, юрских и меловых песчано-алевритовых пород Бареицевоморско-го бассейна.
вверх по разрезу. В образцах фиксируются различные включения: микроконкреции пелитоморфного сидерита, листочки хлорита (хлоритизация слюды), листочки биотита и мусковита, небольшое количество зерен глауконита. В части образцов фиксируются темноцветные углистые включения.
Минерально-петрографический состав юрских алев-ро-песчаных пород довольно разнообразен. Среди них выделяются мезомиктовые и олигомиктовые песчаники келловея. Батские песчаники представлены олигомикто-выми разностями, а байосские - мезомиктовыми. Песчаники ааленского и раннеюрского возраста представлены кварцевыми граувакками, также мезомиктовыми разностями, реже аркозами (Рис. 15).
Анализ треугольных диаграмм свидетельствует об увеличении доли кварца вверх по разрезу. Следует отметить большое сходство в составе келловейских песчаников из центральной части Южно-Баренцевоморской впадины и одновозрастных песчаников из Тимано-Печорского региона, что свидетельствует в пользу единства источников сноса. Во впадине минерально-петрографический состав келловейских пород меняется в северном направлении. При этом доля кварцевой составляющей снижается, и алев-
Рис. 17. Зависимость проницаемости от пористости, по результатам аналитических исследований образцов скважин Южно-Баренцевской впадины (Суслова, 2013).
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ BBiM
2(611 2015 ГЕПРРПУРП иВЯШ
A.V. Stoupakova, T.A. Kiryukhina, A.A. Suslova, D.A. Norina, N.M. Mayer, N.V. Pronina, A.V. Mordasova Oil and gas prospects in the Mesozoic section of the Barents Sea basin
ро-песчаники представлены мезомиктовыми разностями, близкими по составу к кварцевым грауваккам. Очевидно, что обломочный материал в районы Ледовой и Лудловс-кой площадей поступал из другого источника. В его роли выступало Новоземельское поднятие, абразия которого усилилась в келловейский век. В составе обломков пород здесь фиксируются роговая обманка и хлорит, которые не характерны для центрального и южного секторов БМШ.
Меловые песчано-алевритовые породы охарактеризованы кварц-граувакковым и, в меньшей степени, мезомик-товым составом. В целом наблюдается снижение доли кварца в сравнении с юрскими отложениями, что может объясняться появлением новых источников сноса. Для меловых отложений характерны многочисленные включения углистого детрита и обилие слюд.
Коллекторы триасового возраста имеют прибрежноморской, дельтовый и мелководно-морской генезис и представлены плохо выдержанными по простиранию песчаными пластами. Коллекторы порового и трещинно-поро-вого типа, залежи литологически ограниченные, пластово-сводовые, реже массивные. Регионального флюидоупора не выделяется, но развиты локальные глинистые покрышки.
Нижнетриасовые резервуары включают континентальные аллювиальные и дельтовые фации на юго-востоке (Норина, 2014), сменяющиеся к северу и северо-западу мелководно-морскими. Значения открытой пористости нижнетриасовых коллекторов Южно-Баренцевской впадины редко превышает 8%. Проницаемость исследованных образцов меняется в пределах 0,001-0,15 мД (Рис. 16). Кол-
лекторы в открытых месторождениях обладают хорошими ФЕС: пористость - 13-24%, проницаемость - до 200 мД. Средняя мощность песчаных пластов - 3-12 м. Литологические ловушки следует ожидать в пределах дельтового комплекса в юго-восточном борту Южно-Баренцевской впадины.
Среднетриасовые коллекторы связаны с песчаниками дельтовых русел, а также с песчаными косами и валами. Часть песчаного материала накапливалась в виде вдольбереговых баров. Открытая пористость среднетриасовых резервуаров колеблется в пределах 3,7-12,7 (до 15%). Проницаемость низкая и достигает максимальных значений в 2,5 мД (Рис. 16).
Позднетриасовые песчано-алевритовые отложения сформированы в условиях дельтовой равнины, периодически затопляемой морем (эстуарий). Резервуары приурочены к руслам, прирусловым валам, устьевым барам и, по данным петрофизических исследований, обладают открытой пористостью 11-19 % (Рис. 16). В целом отложения характеризуются низкими значениями проницаемости от 0,001-2,1 мД. Плохие коллекторские свойства верхнетриасовых песчаников могут быть связаны с тем, что полимиктовые песчаники характеризуются более высокой сорбционной емкостью в сравнении с чисто кварцевыми песками, а, следовательно, и более низкой проницаемостью. В роли цемента в триасовых коллекторах выступают тонкодисперсный глинистый материал, карбонатные минералы и кремнезем. Присутствие кремнистого цемента негативно сказывается на ФЕС пород. Но, учитывая высокую хрупкость кремнистых пород, на высоких градациях
Рис. 18. А - карта прогноза фазового состава углеводородов Баренцевоморского бассейна (Норина, 2014). Б - карта перспектив нефтегазоности Баренцевоморского бассейна (Суслова, 2013).
L^3^EEDRESURSY 2(61) 2015
А.В. Ступакова, Т.А. Кирюхина, А.А. Суслова, Д.А. Норина, Н.М. Майер, Н.В. Пронина, А.В. Мордасова Перспективы нефтегазоносности мезозойского разреза ...
катагенеза могут приобрести вторичную пористость за счет трещинообразования.
Преимущественно в песчано-глинистом разрезе пород юрского возраста песчаные разности сосредоточены в ранне-среднеюрских отложениях и могут служить резервуарами для миграции и аккумуляции углеводородов в ловушках различного типа. Вышележащие толщи позднеюрского возраста преимущественно глинистые и образуют региональный флюидоупор для большей части Баренцевоморского шельфа. Юрская толща представляет собой единый седи-ментационный мегакомплекс трансгрессивного характера. В его основании преобладают песчаники и алевролиты аллювиально-дельтового генезиса (Суслова, 2014).
Регионально выдержанные глинистые отложения сформировались во время келловейской трансгрессии моря. Вместе с тем, мощные песчаные пласты келловейс-кого возраста выделяются по каротажным и керновым данным в центральной части бассейна на Штокмановской, Арктической и частично Ледовой и Лудловской площадях. На Штокмановском месторождении именно в этих песчаниках находится основная залежь углеводородов Ю0. Максимальное затопление в юрский период произошло в кимеридж-титонское время.
Описание текстурно-структурных особенностей пород, вскрытых при бурении скважин, позволило выделить различные их генетические типы.
Нижнеюрские отложения имеют преимущественно аллювиальный генезис и ритмичное строение. Нижние части ритмитов сложены высоко проницаемыми песча-но-галечниковыми русловыми пластами, тогда как в кровле преобладают алевро-глинистые пойменные образования, часто с линзочками углефицированного детрита.
Среднеюрские песчаные пачки формировались в условиях проградирующих дельт. Келловейские песчаники имеют прибрежно-морской баровый генезис.
Коллекторские свойства юрских пород определялись условиями своего формирования. Установлена связь ухудшения пористости и проницаемости коллекторов в различных литолого-фациальных зонах и с глубиной (Рис. 17).
Пористость келловейских песчаников Штокмановской скважины, отобранных с глубины 1700 м, составляет 22%, а в Арктической на глубине 2870 м - 9,7%. Относительно низкими значениями ФЕС характеризуются и нижне-среднеюрские алевро-песчаные породы в разрезе Арктической скважины, пористость которых не превышает 11%. Высокие значения ФЕС имеют нижнеюрские песчанки Ферсмановской (Кп до 23%, Кпр до 1 Д) и ааленские песчаники Штокмановской (Кп до 17%, Кпр до 0,5Д) площадей. У одновозрастных песчаников Северо-Мурманской скважины близкие значения пористости, однако проницаемость достаточно низкая и не превышает 10,9 мД. Хорошими коллекторскими свойствами обладают байосские породы Штокмановской и Лудловской скважин. Их пористость достигает в среднем 20%, а проницаемость варьирует от 0,5 до 1Д (Суслова, 2013).
5. Прогноз распределения скоплений углеводородов и фазовый состав
Прогнозируемые скопления углеводородов связаны с антиклинальными структурами, а на склонах поднятий формировались литологические и тектонически-экрани-
рованные ловушки для залежей нефти и газа.
Зона накопления преимущественно нефтяных УВ приурочена к Северо-Баренцевской зоне поднятий благодаря улучшению исходных геохимических характеристик и степени катагенетического преобразования, соответствующей ГЗН (Рис. 18А).
Зоны накопления газонефтяных УВ приурочены к бортовым частям очагов газогенерации. Газонефтяной состав флюидов в этой зоне обусловлен процессами миграции УВ из очагов нефтегазогенерации. Поток газа при этом вытесняет образованные в очаге нефтяные УВ к его бортам. Однако в западной и северо-западной части БМШ, где ОВ триасовых пород способно генерировать нефтяные УВ, большой поток газа может повлиять на сохранность уже образовавшихся нефтяных залежей.
Зона накопления нефтегазовых УВ приурочена к центральной части Баренцевоморского шельфа. Нефтегазовый состав флюидов обусловлен расположением этих структурных зон на пересечении нескольких крупных очагов генерации УВ. Нефтяные углеводороды могут генерироваться здесь нижне-, средне- и верхнетриасовыми нефтегазоматеринскими отложениями, АК так же НГМТ юрского возраста за счет доли сапропелевой составляющей в их органическом веществе. Наличие антиклинальных ловушек способствует образованию изначально нефтяных скоплений, но из-за близости очага газогенерации велика вероятность растворения нефтяных углеводородов в потоке газа и образование нефтегазовых (газоконденсатных) залежей. Это предположение подтверждается открытыми Штокмановским и Ледовым газоконденсатными месторождениями.
Зона накопления преимущественно газовых углеводородов приурочена к центральным частям очагов генерации УВ: Южно-Баренцевской, Северо-Баренцевской и Северо-Штокмановской впадинам, прогибу Святой Анны и к западной части БМШ. Преимущественно газовый тип флюида может быть обусловлен не только типом ОВ пород, но и степенью преобразования. Кроме того, играет роль уже описанный процесс вытеснения и миграции нефтяных углеводородов в бортовые зоны очагов генерации.
Структурный план региона и характер строения юрского комплекса отложений определили формирование ловушек различного типа и распределение УВ по площади и разрезу (Рис. 18Б). По результатам анализа литолого-фаци-альной изменчивости отложений и их вторичных преобразований на территории БМШ выделены высокоперспективные, перспективные и малоперспективные зоны для поисков новых месторождений нефти и газа. Структурные ловушки в области развития баровых песчаников, приуроченных к центральной части российского сектора БМШ, относятся к высокоперспективным (первой категории). Потенциально перспективными являются зоны развития неантиклинальных и стратиграфических ловушек в бортовых частях инверсионных поднятий Федынского и Лоппа. В резервуарах аллювиально-дельтового генезиса, погруженных на значительные глубины, ожидается ухудшение ФЕС за счет вторичных преобразований.
Выводы
Распределение и размеры нефтяных и газовых скоплений в акватории Баренцевоморкого шельфа - результат сложных, длительных геологических процессов: генерации
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
2(61) 2015 ГЕОРЕСУРС Ы^аИ
A.V. Stoupakova, T.A. Kiryukhina, A.A. Suslova, D.A. Norina, N.M. Mayer, N.V. Pronina, A.V. Mordasova Oil and gas prospects in the Mesozoic section of the Barents Sea basin
УВ, миграции и аккумуляции. Важнейшими факторами, повлиявшими на распределение залежей нефти и газа в мезозойском разрезе Баренцева моря, являются палеогеографические условия формирования отложений и современное тектоническое устройство акватории. Эти факторы обусловили наличие крупных положительных структур, прогибов и их сопровождающих разного размера и типа ловушек, как антиклинального, так и неантиклинального типа.
Раздельный фазовый прогноз позволяет выделить зоны с преимущественно нефтяным, нефтегазовым, газонефтяным и газовым составом УВ в зависимости от тектонического положения той или иной области. Зоны преимущественно газонакопления приурочены к глубоким прогибам за счет вытеснения жидких УВ из залежей потоками термогенного газа к бортовым частям осадочных бассейнов. Нефтяные скопления формируются в пределах платформенных участков с меньшей мощностью осадочного чехла и, соответственно, меньшей степенью катагенетического преобразования основных НГМТ. Сохранность жидких УВ в этом случае обеспечивается отсутствием интенсивной газогенерации. Этими же причинами объясняется и то, что большинство залежей открытых месторождений имеют газовый и газоконденсатный состав.
Помимо интервалов мезозойского разреза с доказанной нефтегазоносностью, прогнозируется открытие залежей УВ в верхнетриасовых дельтовых отложениях, аллювиальных песчаниках раннеюрского возраста и небольшие скопления, вероятно, газового состава в аптских прибрежно-морских и альб-сеноманских мелководно-морских отложениях.
Литература
Борисов А.В., Таныгин И.А., Винниковский В.С. и др. Шток-мановско-Лунинский структурный порог Баренцевоморского шельфа - Новый крупный нефтегазоносный район России. Проблемы нефтегазовой геологии. 1995. №7. С. 10-15.
Каюкова А., Суслова А. Сейсмостратиграфический анализ нижнемеловых отложений Баренцева моря с целью выявления перспектив нефтегазоносности. Вестник Московского Университета. Серия 4. Геология. 2015. № 3. С. 100-105.
Кирюхина Н.М. Нефтегазогенерационный потенциал юрских отложений шельфа Баренцева моря. Дис. на соискание уч. ст. канд. геол.-мин. наук. Москва. 2013. С. 151.
Кирюхина Т.А., Ступакова А.В., Большакова М.А., Кирюхина Н.М., Норина Д.А. Мезозойские нефтегазоматеринские отложения Баренцевоморского нефтегазоносного бассейна. Геология нефти и газа. № 3. 2012. С. 24-35.
Никишин А.М. Сейсмостратиграфия. Геология для нефтяни-
ков. Ижевск: Ин-т компьютерных исследований. 2008. С. 297-301.
Норина Д.А. Строение и нефтегазоматеринский потенциал пермско-триасовых терригенных отложений Баренцевоморского шельфа. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. М.: МГУ. 2014. 25 с.
Норина Д.А., Ступакова А.В., Кирюхина Т.А. Условия осадконакопления и нефтегазоматеринский потенциал триасовых отложений Баренцевоморского бассейна. Вестник Московского университета. Сер. 4. Геология. № 1. 2014. С. 1-10.
Ступакова А.В. Структура и нефтегазоносность Баренцево-Карского шельфа и прилегающих территорий. Геология нефти и газа. № 6. 2011. С. 99-115.
Суслова А. Сейсмостратиграфический анализ и перспективы нефтегазоносности юрских отложений Баренцевоморского шельфа. Нефтегазовая геология. Теория и практика. Том 9. № 2. 2014. С. 1-19.
Суслова А. Условия формирования природных резервуаров юрского нефтегазоносного комплекса Баренцевоморского шельфа. Автореф. дис. на соискание уч. ст. канд. геол.-мин. наук. Москва. 2013. 23 с.
Catuneanu O. Principles of sequence stratigraphy. Elsevier, Netherlands. 2006. 382 p.
Glorstad-Clark E., Faleide J.I., Lundschien B.A., Nystuen J.P. Triassic seismic sequence stratigraphy and paleogeography of the western Barents Sea area. Marine and Petroleum geology. № 27. 2010. Pp. 1448-1475.
Seldal J. Lower Cretaceous: the next target for oil exploration in the Barents Sea? Petroleum Geology Conference series. Vol. 6. 2005. Pp. 231-240.
Сведения об авторах
Антонина Васильевна Ступакова - доктор геологоминералогических наук, профессор, заведующий кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых
Тел: +7(495)939-55-76
Тамара Алексеевна Кирюхина - кандидат геолого-минералогических наук, доцент, ведущий научный сотрудник
Тел: +7(495)939-37-66
Анна Анатольевна Суслова - кандидат геолого-минералогических наук, научный сотрудник
Дарья Александровна Норина - кандидат геолого-минералогических наук
Надежда Михайловна Майер - кандидат геолого-минералогических наук
Наталья Владимировна Пронина - кандидат геологоминералогических наук, доцент
Алина Владимировна Мордасова - аспирант, инженер
Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Геологический факультет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых
119234, Москва, ул. Ленинские горы, д.1
Oil and gas prospects in the Mesozoic section of the Barents Sea basin
A.V. Stoupakova, T.A. Kiryukhina, A.A. Suslova, D.A. Norina, N.M. Mayer,
N.V. Pronina, A.V. Mordasova
Lomonosov Moscow State University, Moscow, Russia, e-mail: [email protected]
Abstract. Mesozoic deposits of the Barents Sea shelf have a confirmed oil and gas potential. However, hydrocarbon distribution and prospects are not studied in full. Mesozoic hydrocarbon systems are described based on sequence and cyclic stratigraphy. Geochemical, lithological and
petrophysical research, as well as hydrocarbon generation and migration modelling in the eastern part of the Barents Sea shelf were carried out to describe distribution and properties of oil and gas source rocks, seals and reservoirs.
Keywords: Barents Sea shelf, oil and gas potential, hydrocarbon systems, seismic stratigraphy, cyclicity.
GEDRESURSY 2(61) 2015
26
А.В. Ступакова, Т.А. Кирюхина, А.А. Суслова, Д.А. Норина, Н.М. Майер, Н.В. Пронина, А.В. Мордасова Перспективы нефтегазоносности мезозойского разреза ...
References
Borisov A.V., Tanygin I.A., Vinnikovskiy V.S. et al. Shtokmanovsko-Luninskiy strukturnyy porog Barentsevomorskogo shel’fa - Novyy krupnyy neftegazonosnyy rayon Rossii [Shtokman-Luninsky structural threshold of the Barents Sea shelf - a new major oil and gas region of Russia]. Problemy neftegazovoy geologii [Problems of Petroleum Geology]. 1995. № 7. Pp. 10-15.
Catuneanu O. Principles of sequence stratigraphy. Elsevier, Netherlands. 2006. 382 p.
Glorstad-Clark E., Faleide J.I., Lundschien B.A., Nystuen J.P. Triassic seismic sequence stratigraphy and paleogeography of the western Barents Sea area. Marine and Petroleum geology. № 27. 2010. Pp. 1448-1475.
Kayukova A., Suslova A. Seismostratigraphic analysis of Lower Cretaceous sediments of the Barents Sea in order to identify oil and gas potential. Vestnik Moskovskogo Universiteta. Seriya 4. Geologiya [Moscow University Geology Bulletin]. 2015. № 3. Pp. 100-105. (In Russian)
Kiryukhina N.M. Neftegazogeneratsionnyy potentsial yurskikh otlozheniy shel’fa Barentseva morya [Neftegazogeneratsionny potential of Jurassic deposits of the Barents Sea shelf]. Diss. kand. geol.-min. nauk. [Cand. geol. and min. sci. diss.]. Moscow. 2013. 151 p.
Kiryukhina T.A., Stupakova A.V., Bol’shakova M.A., Kiryukhina N.M., Norina D.A. Mesozoic petroleum source deposits of Barents Sea basin. Geologiya nefti i gaza [Oil and Gas Geology]. No 3. 2012. Pp. 24-35. (In Russian)
Nikishin A.M. Seysmostratigrafiya. Geologiya dlya neftyanikov [Seismic stratigraphy. Geology for Petroleum workers]. Izhevsk: Institute of Computer Science. 2008. Pp. 297-301.
Norina D.A. Stroenie i neftegazomaterinskiy potentsial permsko-triasovykh terrigennykh otlozheniy Barentsevomorskogo shel’fa. Avtoref. Diss. kand. geol.-min. nauk [Structure and oil and gas source potential of the Permian-Triassic terrigenous sediments of the Barents Sea shelf. Abstract Cand. geol. and min. sci. diss.]. Moscow: MSU. 2014. 25 p.
Norina D.A., Stupakova A.V., Kiryukhina T.A. Depositional environments and the hydrocarbon generative potential of Triassic rocks of the Barents Sea basin. Vestnik Moskovskogo universiteta. Ser.
4. Geologiya [Moscow University Geology Bulletin]. № 1. 2014. Pp. 1-10. (In Russian)
Seldal J. Lower Cretaceous: the next target for oil exploration in the Barents Sea? Petroleum Geology Conference series. Vol. 6. 2005. Pp. 231-240.
Stupakova A.V. Structure and petroleum potential of the Barents-Kara shelf and adjacent territories. Geologiya nefti i gaza [Oil and Gas Geology]. № 6. 2011. Pp. 99-115. (In Russian)
Suslova A. Seismostratigraphic analysis and petroleum potential prospects of Jurassic deposits, Barents Sea shelf. Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika [Petroleum Geology - Theoretical and Applied Studies]. 2014. V. 9. № 2. Pp. 1-19. (In Russian)
Suslova A. Usloviya formirovaniya prirodnykh rezervuarov yurskogo neftegazonosnogo kompleksa Barentsevomorskogo shel’fa. Avtoref. Diss. kand. geol.-min. nauk [Natural reservoirs formation conditions of Jurassic oil and gas complex, Barents Sea shelf. Abstract Cand. geol. and min. sci. diss.]. Moscow. 2013. 23 p.
Information about authors
Antonina V. Stoupakova - Doctor of Science, Professor, Head of the Petroleum Geology Department Tel: +7(495)939-55-76
Tamara A. Kiryukhina - PhD, Associate Professor, Leading Researcher Tel: +7(495)939-37-66 Anna A. Suslova - PhD, Researcher Dar'ya A. Norina - PhD Nadezhda M. Mayer - PhD Natalia V. Pronina - PhD, Associate Professor Alina V. Mordasova - PhD student, Engineer
Petroleum Geology Department, Geological Faculty, Lomonosov Moscow State University
119234 Russia, Moscow, Leninskie gory, 1
юЕИуттж
(70 лет Кафедре геологии и геохимии горючиа ис^опаемъис геолфа^а МТУ)
«Ты родилась в Победный Год И смело двинулась вперед!»
Доброжелатель
В профессии своей души не чая, Всегда гордясь профессией своей, Геологи «горючие» встречают Семидесятилетний Юбилей!
Уверенно шагают поколенья ...: Коль в прошлое мы устремим свой Увидим корифейскую аллею -То маяки истории стоят.
Брод, Вассоевич и Матвеев, Высоцкий, Семенович, Соколов -Парад имен великих корифеев Горючих ископаемых готов!
Наш макроугольщик Матвеев -Правофланговый почти век, Глава всех углекорифеев, Творец, учитель, Человек!
Высоцкий - лектор идеальный, Учтя прогнозные приметы, Оставил нам обзор детальный Бассейнов нефтяных планеты!
В. Семенович благородный,
Он рыцарь нефти и знаток Закономерностей природных, Где нефти выявить приток!
На главном месте - Брод Игнатий: Он камень первый заложив, Определил пути занятия Вершин «горючих» кладовых.
Стал Вассоевич вместо Брода. На жизненном своем пути Он создал «микронефти» оду Чтоб людям «макронефть» найти!
Б. Соколов отменно умный, Геозаконы распознав,
Предрек, что нынче нефти уйму Рождает в недрах битрасплав!
Много души и сил, и знаний Расцвету кафедры отдал М. Иванов - на «поле брани», Он - полный геоаксакал.
Во многих странах, гениально, Прекрасный пол стал во главе И страны шествуют триумфально, Наперекор мужской молве.
Проходит смена поколений.
И к новым подвигам, толково, Полна забот и вдохновенья,
Ведет корабль наш Ступакова!
И наша цель: чтобы питомцы,
Со старожилов, взяв пример,
Всю Землю б изучили донца,
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
2(61) 2015 ГЕОРЕСУРСЫ ШЯШ
