Прогноз ловушек углеводородов в Баренцевоморском шельфе на основе сейсморазведки 2D, 3D Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

УДК 553.98 (470.1)

DOI 10.31087/0016-7894-2019-4-27-39

Прогноз ловушек углеводородов в Баренцевоморском шельфе на основе сейсморазведки 2D, 3D

© 2019 г.|О.А. Смирнов1, В.Н. Бородкин2, 3, А.В. Лукашов1, А.Р. Курчиков2, М.В. Комгорт3, Н.М. Шестакова1, А.В. Погрецкий4

гООО «ИНГЕОСЕРВИС», Тюмень, Россия; [email protected]; [email protected]; [email protected];

2Западно-Сибирский филиал Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН, Тюмень, Россия; [email protected];

3ФГБОУ ВО Тюменский индустриальный университет, Тюмень, Россия; [email protected]; 4ООО «Газпром геологоразведка», Тюмень, Россия; [email protected]

Поступила 18.02.2019 г. Принята к печати 19.04.2019 г.

Ключевые слова: Баренцевоморский шельф; сейсморазведка 2D, 3D; нефтегазоносный комплекс; сейсмические аномалии; перспективный объект.

Баренцевоморский регион обладает одним из самых больших потенциалов открытия нефтегазовых месторождений. В предыдущие годы его освоения были открыты такие месторождения, как Штокмановское, Ледовое, Лудловское, Мурманское, Северо-Кильдинское. Все месторождения были открыты в отложениях средней юры и триаса. С появлением новых данных об особенностях геологического строения нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов, полученных на основе проводимых ПАО «Газпром» сейсморазведочных работ 2D и 3D, представилась возможность вернуться к вопросу о парадигме нефтегазопоисковых работ. Полученные данные содержали информацию о строении залежей углеводородов, путях восходящей миграции пластовых флюидов, руководящей роли дизъюнктивной тектоники при формировании месторождений углеводородов, направлении главных региональных тектонических напряжений, преобладающих структурных деформациях, наличии горизонтальных напряжений, тектонофизических предпосылках, влияющих на вертикальную проницаемость недр, условиях расформирования газовых залежей углеводородов и многом другом. Таким образом, данные современной сейсморазведки 3D позволили вернуться к вопросу уточнения перспектив нефтегазоносности посредством изучения механизма формирования ловушек углеводородов в условиях тектонической активности Баренцевоморской палеорифтовой системы. Результаты сейсморазведки 2D и 3D позволяют расширить стратиграфический диапазон прогнозирования залежей углеводородов от каменноугольно-пермских до меловых отложений. Был выявлен широкий спектр типов ловушек углеводородов, которые сформировались в Баренцевоморском бассейне: структурные, литологические, стратиграфические, тектонические, комбинированные. При этом доля структурных ловушек незначительная, а большая часть вновь выделенных ловушек относится к неструктурным. В данной статье приведены примеры выделения ловушек углеводородов, характерные для стратиграфических комплексов палеозоя и мезозоя.

■ Для цитирования: Смирнов О.А., Бородкин В.Н., Лукашов А.В., Курчиков А.Р., Комгорт М.В., Шестакова Н.М., Погрецкий А.В. Прогноз ловушек углеводородов в Баренцевоморском шельфе на базе сейсморазведки 2D, 3D // Геология нефти и газа. - 2019. - № 4. - С. 27-39. DOI: 10.31087/00167894-2019-4-27-39.

© 2019 I O.A. Smirnov1, V.N. Borodkin2, 3, A.V. Lukashov1, A.R. Kurchikov2, M.V. Komgort3, N.M. Shestakova1, A.V. Pogretskii4

1LLC "Ingeoservice", Tyumen, Russia; [email protected]; [email protected]; [email protected];

2West-Siberian branch of Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics of Siberian Branch Russian Academy of Sciences;

Tumen, Russia; [email protected];

3Tyumen industrial University, Tyumen, Russia; [email protected];

4000 Gazprom geologorazvedka, Tyumen, Russia; [email protected]

Received 18.02.2019 Accepted for publication 19.04.2019

Key words: Barents Sea shelf; 2D, 3D seismic exploration; play; seismic anomalies; exploration target.

The Barents Sea region has one of the greatest potential for oil and gas fields discovery. In recent years of its exploration, the following fields were discovered: Shtokman, Ledovoe, Ludlovskoe, Murmanskoe, Severo-Kil'dinskoe. All the fields were discovered in Middle Jurassic and Triassic formations. With obtaining new data resulting from 2D and 3D seismic surveys conducted by PJSC Gazprom and containing information on the features of oil and gas bearing and oil and gas promising rock associations, it became possible to get back to the issue of oil and gas exploration paradigm. The obtained data contained information on the structure of hydrocarbon accumulations, paths of formation fluid upward migration, leading role of fault tectonics in formation of hydrocarbon

Prediction of hydrocarbon traps in the Barents Sea shelf of the basis of 2D, 3D seismic exploration

fields, direction of major regional tectonic stresses, prevailing structural deformations, horizontal stresses, tectonic and physical factors affecting the vertical permeability in the subsurface, conditions of gas accumulations deforming, and much more. Thus, with acquisition of modern 3D seismic data, it became possible to get back to the issue of clarifying the petroleum potential by studying the mechanism of hydrocarbon traps formation in the context of tectonic activity of the Barents Sea paleorift system. The results of 2D and 3D seismic surveys allow extending the stratigraphic range of hydrocarbon deposits prediction from Carboniferous-Permian to Cretaceous formations. The authors identified a wide range of types of hydrocarbon traps formed in the Barents Sea Basin, namely: structural, lithological, stratigraphic, tectonic, and combination. At the same time, the proportion of structural traps is insignificant, and the majority of newly identified traps are non-structural. This paper presents the examples of delineation of hydrocarbon traps typical of Palaeozoic and Mesozoic stratigraphic series.

For citation: Smirnov O.A., Borodkin V.N., Lukashov A.V., Kurchikov A.R., Komgort M.V., Shestakova N.M., Pogretskii A.V. Prediction of hydrocarbon traps in the Barents Sea shelf of the basis of 2D, 3D seismic exploration. Geologiya nefti i gaza = Oil and gas geology. 2019;(4):27-39. DOI: 10.31087/0016-78942019-4-0-0.

Обзорная карта района исследований Location map of the study area

Песчаноозерское fc*.

9

Ледовое «

_О 3

1 — граница РФ; 2 — контур района исследований; 3 — месторождения УВ; 4 — лицензионные участки: 1 — Лудлов-ский, 2 — Ледовый, 3 — Штокмановский, 4 — Ферсмановский, 5 — Демидовский, 6 — Медвежий

1 — RF border; 2 — outline of the study area; 3 — HC fields; 4 — license areas: 1 — Ludlovsky, 2 — Ledovy, 3 — Shtokmanovsky, 4 — Fersmanovsky, 5 — Demidovsky, 6 — Medvezhy

Район исследований расположен в восточной части шельфа Баренцева моря, к северо-востоку от Кольского полуострова и к западу от побережья архипелага Новая Земля (рис. 1). Согласно схеме тектонического районирования (АО «Союзморгео», 2015), район работ находится в зоне сочленения Восточ-но-Баренцевского мегапрогиба (трога) с восточной частью Свальбардской плиты, восточная граница приурочена к западной части Предновоземельской зоны дислокаций. С точки зрения нефтегеологичес-кого районирования (АО «Союзморгео», 2008) он целиком входит в состав Восточно-Баренцевской нефтегазоносной провинции (НГП), в пределах которой открыты Мурманское, Северо-Кильдинское, Шток-мановское, Ледовое и Лудловское месторождения (см. рис. 1).

Приведем геолого-геофизическое обоснование выделения перспективных объектов в составе верх-недевон-нижнепермского, верхнепермско-триасо-вого, юрского, неокомского и апт-альб-сеноманского нефтегазоносных комплексов (НГК) Восточно-Барен-цевской НГП (рис. 2).

Обоснование выделения перспективных объектов

Верхнедевон-нижнепермский НГК в Тимано-Печорской НГП характеризуется широким диапазоном нефтегазоносности. На временных сейсмических разрезах в кровле он ограничен отражающим горизонтом (ОГ) 1а, в подошве — ОГ Ш3 (см. рис. 2).

Основные перспективы нефтегазоносности комплекса связаны, прежде всего, с органогенно-детри-товыми и биогермными известняками. В его составе выделены две небольшие карбонатные постройки, приуроченные к восточному борту Свальбардской плиты, и одна — южнее Ферсмановской структуры. В составе данного перспективного комплекса выявлена Крестовая ловушка УВ. Полученные результаты свидетельствуют о необходимости дальнейшего изучения Адмиралтейского вала с привлечением сейсморазведочных работ 2D, переобработанных на современном уровне. Последующие геолого-разведочные работы позволят детализировать геологическое строение комплекса, а также обосновать и подготовить к бурению сложнопостроенные Крестовые ловушки УВ.

Верхнепермско-триасовый НКГ составляет основную часть осадочного чехла, в кровле он ограничен ОГ Б, в подошве — 1а (см. рис. 2). Промышленная продуктивность триасовой составляющей комплекса установлена как в российском (Северо-Кильдинское, Мурманское месторождения), так и в норвежском (месторождения Голиаф, Нукула, Верверис, Арена-рия, Норварг, Вистинг) секторах Баренцева моря. Для поиска потенциально перспективных объектов в составе комплекса были проанализированы все имеющиеся сейсмические и скважинные данные.

При бурении скв. Арктическая-1 в интервале триасовых отложений отмечались следующие признаки наличия УВ:

- повышение газопоказаний в буровом растворе: метана (до 7,5 %), этана (до 2,6 %), пропана (до 0,16 %) и бутана (до 0,04 %);

Сейсмостратиграфические комплексы Баренцевоморского бассейна Seismic sequences of the Barents Sea Basin

_

0 250 км

Верхнедевон-нижнепермский . ^ tisp

- 1® Нижне-среднепалеозойский

Композитный сейсмический профиль 52040140-52040160-52040170: A — разрез, В — схема расположения Slalom seismic line 52040140-52040160-52040170: A — cross-section; В — location map

- люминесценция керна и шлама;

- наличие битума в шлифах;

- выпоты УВ в керне, связанные как с битуми-нозностью, так и с углистостью терригенных разностей пород.

Наиболее масштабные аномалии сейсмической записи (АСЗ) выявлены в зоне сочленения Восточ-но-Баренцевского мегапрогиба с Предновоземель-ской зоной дислокаций. Так, на временных сейсмических разрезах сейсмической партии 20/05 ниже поверхности стратиграфического несогласия широко распространены крупные аномалии типа «яркое пятно», которые подтверждаются АЮ-эффектами. В составе данного перспективного комплекса выявлены Южно-Крестовые ловушки УВ. Выделенная группа крупных высокоперспективных Южно-Крестовых ловушек УВ приурочена, предположительно, к среднетриасовым отложениям (рис. 3).

Выявленные многочисленные залежи УВ стратиграфического типа, как правило, встречаются в зонах распространения линейных складок (области сочленения прогибов со складчатыми областями) и осложнены тектоническими нарушениями.

Залежи стратиграфического типа связаны с ловушками структурно-стратиграфического типа (ССЛ).

Они установлены на территории России в Тима-но-Печорской (Западно-Тэбукская, Нижнеомринская и другие площади), Волго-Уральской НГП (Туймазин-ская, Серафимовская площади), Западно-Сибирской (Усть-Балыкское, Уренгойское и другие месторождения), а также НГП Канады, США, Алжира и других стран. В качестве примера на рис. 3 представлена ССЛ, выявленная в Западной Шотландии [1], а также перспективные объекты аналогичного типа в пределах района исследований. Аналогичные ССЛ УВ закартированы специалистами ОАО «МАГЭ» в отложениях неогена на Южно-Шпицбергенском шельфе.

Таким образом, в результате проведенных работ на региональную схему перспектив комплекса вынесены вновь выявленные потенциально перспективные зоны УВ, а также структурно-тектонические ловушки (СТЛ) УВ (Ферсмановская, Медвежья), выделенные по результатам сейсморазведки 2D.

Юрский региональный комплекс является основным продуктивным комплексом в Восточно-Ба-ренцевском регионе, в кровле он ограничен ОГ В', в подошве — Б (см. рис. 2). Разрез исследуемого интервала подразделяется на нижне-среднеюрский (гет-танг-байосский, бат-келловейский) и верхнеюрский подкомплексы.

Рис. 3. Fig. 3.

Ловушки структурно-стратиграфического типа в акватории Баренцева и Северного морей Combination traps in the waters of the Barents and North seas

Intercept (a)

A - -V ' - ; .

.£."7 ■ ----£

- ' ' * " ':JZZK'* jt 4 --~

'Г.;'-

1400

1600 t, мс

B

H, м 100 300 500 700 900 1100 1300 1300 1700

1900 223100

23300 27300 29700 3900 3100 3300

37300

3700

Intercept (a)

Intercept (a)

t, мс

i 4 }

8

10

11

A — разрез AVO-intercept по профилю 20050320; В, E — кроссплот зависимости AVO-атрибутов; С — фрагмент обзорной схемы распространения перспективных объектов на структурной карте по кровле триаса (ОГ Б); D — фрагмент временного сейсмического разреза через скв. 206/1-3 (Laggan Gas Field, Block 206/1a, Северное море); F — обзорная схема распространения перспективной ССЛ (Западная Шотландия, Северное море).

Границы (1, 2): 1 — эрозии верхнетриасовых отложений, 2 — распространения регионального флюидоупора; контуры комбинированных Южно-Крестовых ловушек (3-6): 3 — 1, 4 — 2_1, 5 — 2_2, 6 — 3; 7 — Т34-Т36 песчаники формации Vaila; 8 — региональный флюидоупор; 9 — область перспективной ССЛ; скважины (10, 11): 10 — непродуктивные, 11 — продуктивные A — AVO-intercept section along 20050320 line; В, E — crossplot of AVO attributes; С — fragment of the location map of exploration targets, the background is a depth map over the Triassic Top (ОГ Б); D — fragment of seismic time section crossing 206/1-3 well (Laggan Gas Field, Block 206/1a, North Sea); F — location map of combination traps (Western Scotland, North Sea).

Boundaries (1, 2): 1 — erosion of the Upper Triassic formations, 2 — regional impermeable beds; contours of South Krestovy traps (3-6): 3 — 1, 4 — 2_1, 5 — 2_2, 6 — 3; 7 — Т34-Т36 sands of Vaila Formation; 8 — regional impermeable bed; 9 — area of promising combination trap; wells (10, 11): 10 — dry, 11 — successful

В нижне-среднеюрском подкомплексе российского сектора Баренцевоморского шельфа в аален-байосских отложениях выявлены крупнейшие газовые и газоконденсатные залежи на Ледовом и Штокмановском месторождениях. В кровле комплекс ограничен ОГ В, в подошве — Б.

Продуктивность отложений нижней юры на площади исследований не установлена, однако в норвежском секторе Баренцева моря открыты залежи УВ в песчаниках бассейна Хаммерфест. Помимо этого, по новейшим данным, полученным в процессе проведе-

ния сейсморазведочных работ 3D и бурения скважины в бывшей «серой зоне» акватории (PL859, Haapet Domen), открыто небольшое газовое месторождение и норвежскими специалистами уточнено геологическое строение продуктивного интервала. Так, на карте амплитуд, снятых в верхней части формации Tubaen (синемюрский ярус, нижняя юра), отчетливо проявились многочисленные извилистые палеоканалы, характеризующиеся максимальными отрицательными значениями параметра и хорошо согласующиеся с электромагнитными аномалиями (ЭМА) (рис. 4),

600

800

1000

1200

t, мс

Сейсмогеологическая характеристика формации Tubaen, L859, Haapet Domen, Норвегия (по Halfdan Carstens, 2016)

Geoseismic characteristics of Tubaen Formation, L859, Haapet Domen, Norway (after Halfdan Carstens, 2016)

СО

i^ja,' Jj ^"fKS

(ИЧМ V £

Br А , ^здВВв« 4V JÉI

Hl {Il

0 1 25 км nfl 1

Карты: A — структурная по кровле формации Tubaen, В — амплитуд, снятых вблизи кровли формации Tubaen, С — электромагнитных аномалий

Maps: A — depth map over Tubaen Formation, В — amplitude map near the Tubaen Top, С — electromagnetic anomalies

для которых характерны коллекторы с максимально высокими фильтрационно-емкостными свойствами.

Близость пробуренной скв. 7435/12-1 к норвежско-российской морской границе свидетельствует о потенциальных перспективах нижнеюрских отложений и на рассматриваемой площади исследований.

Для поиска новых перспективных объектов в подкомплексе был проведен совместный динамический и АЮ-анализ. Так, на временных сейсмических разрезах южнее Лунинской структуры зафиксирована АСЗ типа «яркое пятно». Перспективность выделенной Южно-Лунинской АСЗ уточнена А^-иссле-дованиями.

На временном сейсмическом разрезе 12301051 северо-восточнее свода Федынского выделена АСЗ, характеризующаяся повышенными значениями амплитуд и энергии.

Аален-байосские отложения в составе подкомплекса более детально охарактеризованы данными бурения по сравнению с нижнеюрской толщей. На основании данных, полученных в результате электро-фациального и циклостратиграфического анализов,

были зафиксированы фации мелководно-морских и прибрежно-морских обстановок осадконакопления (Смирнов О.А. и др., 2017). Терригенный материал поступал по дельтовым и русловым палеоканалам, расположенным в восточной и западной частях района исследований.

В рамках площади исследований продуктивность аален-байосских отложений установлена на Штокма-новском (пласты Ю3, Ю2 и Ю^ и Ледовом (пласты Ю2, Ю/ и Ю^ месторождениях, где открыты газовые и га-зоконденсатные залежи структурно-тектонического типа. На основании данных сейсморазведочных работ 3D на Демидовской и Ледовой структурах выделены перспективные СТЛ углеводородов, приуроченные к кровле исследуемого интервала (ОГ В2).

Бат-келловейские отложения представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников, в их разрезе наибольший интерес представляет пласт Ю0, в котором на Лудловском месторождении выявлена крупная газовая залежь. По результатам выполненных литолого-фациальных исследований установлено, что накопление пласта происходило в мелководно-морских обстановках [2].

Рис. 5. Fig. 5.

Взаимоотношение общих и эффективных толщин коллекторов продуктивной толщи средней юры Relationship between total and net reservoir thickness in the Middle Jurassic pay zone

и

с; □

у = 1,5647* - 383,61 R2 = 0,8359 j

/у = 1,40 ж R2 396* - 423,78^ = 0,9806 _J§ /

• / J y = 2,75* - 934,1 • R = 1

/ /

200 250 300

Общая толщина, м

• 1 • 2 • 3 •

4

Месторождения (1-4): 1 — Ферсмановское, 2 — Штокмановское, 3 — Лудловское, 4 — Ледовое Fields (1-4): 1 — Fersmanovskoe, 2 — Shtokmanovskoe, 3 — Ludlovskoe, 4 — Ledovoe

Палеорельеф бассейна седиментации представлял собой систему унаследованных локальных впадин, соединенных проливами и каналами. Установлена хорошая корреляционная связь увеличения эффективных толщин коллекторов с ростом общих толщин (рис. 5).

Далее была опробована следующая поисковая методика: построена матрица прогнозных классов по положительной локальной составляющей структурной карты по ОГ В и отрицательной локальной составляющей карты толщин между ОГ В и В2. Настройка правильности выделения пространственных границ классов осуществлялась по степени приближения к внешнему контуру открытых месторождений: Штокмановскому, Лудловскому и Ледовому.

В результате была получена карта распространения зон и участков для поиска аналогичных месторождений. Всего было выделено около 20 участков, которые стали основой для составления региональной схемы перспективных ловушек УВ в юрском комплексе.

Так, на восточном склоне свода Федынского выделена Восточно-Федынская структурно-литологиче-ская ловушка (СЛЛ), по данным фациального анализа южнее Ферсмановской структуры оконтурена Юж-но-Ферсмановская СЛЛ. На восточном склоне Шат-ской структуры обнаружена Восточно-Шатская СЛЛ.

Наибольший интерес с точки зрения нефтегазо-носности представляет северо-восточная часть района исследования — Лунинская структура и западный борт Адмиралтейского вала, где выявлены крупные АСЗ, которые по диагностическим признакам хорошо сопоставляются с АСЗ, контролирующей Луд-ловскую газовую залежь в пласте Ю0 [2]. Аномалия контролируется структурными факторами и тектоническими дислокациями (рис. 6).

В северном направлении, на западном крыле Адмиралтейского вала, в отдельных тектонических блоках и относительной близости от выявленного месторождения появляются сейсмические аномалии, которые по диагностическим признакам можно отнести к лудловскому типу.

Поисковый интерес представляют значительные по площади распространения амплитудные аномалии, установленные в районе Лунинской структуры. Характерно выраженное изменение амплитуд соответствующей отраженной волны в зависимости от углов падения, аналогичное лудловской амплитудной аномалии (А^-эффекты).

На временных сейсмических разрезах Южно-Лу-нинская, Северо-Лунинская и Южно-Крестовая АСЗ характеризуются резким возрастанием амплитуд и значительным увеличением псевдопериода сейсмических отражений.

Помимо вновь выявленных ловушек УВ, на региональную схему перспектив нефтегазоносности, наряду с контурами Штокмановской, Ледовой и Луд-ловской структурно-тектонических залежей УВ, вынесены перспективные ловушки УВ, выделенные по результатам сейсморазведки 2D и 3D.

Верхнеюрский подкомплекс в кровле ограничен ОГ В', в подошве — В (см. рис. 2).

На основании совместного анализа данных сейсмических исследований и бурения 12 поисково-разведочных скважин установлено, что разрез исследуемого интервала представлен морскими глинистыми отложениями, мощность которых закономерно увеличивается в южном, юго-восточном и северо-западном направлениях. По единичным образцам керна и данным промыслово-геофизических исследований (ГИС) верхнеюрская толща подразделяется на две части.

Нижняя, преимущественно оксфорд-кимеридж-ского возраста, сложена серыми плитчатыми аргиллитами, участками с прослоями известковистых или глинистых алевролитов.

Верхняя, кимеридж-титонская часть разреза, выполнена буровато-черными сапропелевыми аргиллитами, характеризующимися, по данным ГИС, повышенными показаниями радиоактивности. Они являются аналогами битуминозных аргиллитов баже-новской свиты Западно-Сибирской НГП.

Несмотря на то, что аргиллиты Южно-Баренцев-ской впадины и Западно-Сибирской НГП схожи по содержанию ОВ, они отличаются значением остаточного генерационного потенциала (8,2-32,5 мг УВ/г породы — в Западно-Сибирской НГП, 52-76 мг УВ/г породы — в Южно-Баренцевской впадине), а также степенью катагенетической преобразованности ОВ.

Битуминозные аргиллиты баженовской свиты Западной Сибири прошли стадию нефтяного окна в зоне мезокатагенеза (МК1-МК3), а в Южно-Баренцевской

120

а 100

80

60

40

20

0

150

350

400

Фрагмент временного сейсмического разреза по профилю 20050110 (А), АСЗ, AVO-эффекты (Лудловская газовая залежь)

Fragment of seismic time section along 20050110 Line (A), Flat Spot, AVO-effects (Ludlovsky gas accumulation)

л. . .. v ....

*, ■ ir')

i v.. ч ■ ~'^»i-i ,т . *

, ■ ■ ^

i J t5 & — -I'v-iv .' St' '- .

Профиль 20050110: В — схема расположения на участке работ; С — фрагмент разреза AVO-intercept; сейсмограммы: D — 14482, Е — 4255; F — 8000, G — 10653, H — 12903; I — фрагмент в интервале предполагаемой залежи; J — крос-сплот зависимости AVO-атрибутов. 1 — скважины; 2 — сейсмические профили 20050110 Line: В — location map; С — fragments of AVO-intercept cross-section; seismic gathers: D — 14482, E — 4255; F — 8000, G — 10653, H — 12903; I — fragment in the interval of the expected accumulation; J — crossplot of AVO-attributes. 1 — wells; 2 — seismic lines

600

800

1000-

1200-

t, мс

Ы

Рис. 7. Fig. 7.

Особенности строения верхнеюрско-нижнемеловых отложений в Южно-Баренцевской впадине Structural features of the Upper Jurassic - Lower Cretaceous formations in the South Barents Depression

-0,4-0,3-0,2-0,100,1 -0,2 -0,3 -0,40,5 -0,60,7 -0,8 -t, с З

Скв. Арктическая-1

200000 ¡cil

241647 à

300000 -h

386241 м

Г0

500 t, мс

stk080001

16778 м I-1

Временные сейсмические разрезы: A — композитный по профилям 52040160-52040140, выровненный на ОГ В' (титонский ярус, верхняя юра), B — по региональному профилю 22 (Западная Сибирь), выровненный на ОГ Б (титонский ярус, верхняя юра)

Seismic time sections: A — slalom along 52040160-52040140 lines flattened to В' Reflector (Tithonian Fm, Upper Jurassic), B — 22 Regional Line (Western Siberia) flattened to Б Reflector (Tithonian Fm, Upper Jurassic)

впадине они находятся на стадии протокатагенеза составляет 0,5-0,6 %). Сравнительно небольшое

опесчанивание нижней части исследуемого интер-

ПК3.

В наиболее погруженных районах впадины расчетная степень катагенетической преобразованно-сти керогена свиты соответствует началу этапа МК1

вала отмечается на отдельных участках в южном направлении, в сторону Тимано-Печорской НГП (скважины Медынское море-1, Северо-Долгинская-1) [3].

В

Б

0

А

46860260

Аналогичное строение верхнеюрско-берриас-ских отложений установлено в Западной Сибири, представляющее зону повышенных толщин отложений (рис. 7), в основании которой по данным изучения керна (Ярейская, Ямсовейская, Юбилейная, Западно-Юбилейная, Южно-Нурминская, Ростов-цевская площади) установлены нефтенасыщенные песчаники. А.А. Нежданов данные песчаные образования выделил в качестве «медвежьей» толщи. Ранее Н.Х. Кулахметов и др. [4] отнесли их к нурминской свите, которая была утверждена на последнем Межведомственном стратиграфическом совещании, проходившем в Новосибирске в 2003 г.

Предполагается, что отложения данной свиты развиты в западной части акватории Карского моря в пределах Ленинградского лицензионного участка [5].

На временных сейсмических разрезах на фоне регионального увеличения временных толщин в западном направлении (о-ва Новая Земля) по волновой картине отмечается расщепление положительной фазы ниже ОГ Б, что может быть связано с появлением песчаного материала в разрезе нурминской свиты.

Аналогичная картина наблюдается в восточной части акватории Баренцева моря в пределах Луд-ловского лицензионного участка [2]. На временных сейсмических разрезах на фоне регионального увеличения временных толщин в восточном направлении (о-ва Новая Земля) между ОГ В и В' в волновой картине отмечается расщепление положительной фазы ниже ОГ В' (рис. 8), что может быть связано с появлением песчаного материала в разрезе верхнеюрских отложений. Для оценки перспектив нефтега-зоносности верхнеюрских отложений в данных зонах, по мнению авторов статьи, следует продолжить геолого-геофизические исследования

Неокомский НГК в пределах района работ изучен 15 поисково-разведочными скважинами, в которых испытания не проводились, поэтому продуктивность не установлена. В норвежском секторе (северо-запад бассейна Нордкап) открыты сравнительно небольшие газовые залежи.

Согласно сейсмическим данным, исследуемый интервал разреза, заключенный между ОГ В' (титон-ский ярус) и Гп (барремский ярус) (см. рис. 2), характеризуется ярко выраженным клиноформным строением, обусловленным формированием отложений в условиях некомпенсированного, относительно глубоководного палеобассейна. Геометрия клиноформ постепенно изменяется от протяженных полого-наклонных в восточной части района исследований до сигмовидных (крутопадающих) в центральной и западной (рис. 9). То есть сохраняется такое же сейсмофациальное районирование клиноформ, как и установленное для отложений ачимовской толщи Западной Сибири.

В нижнемеловых клиноформах Западно-Сибирской НГП обнаружено значительное число преимущественно нефтяных залежей УВ. Основной нефте-газоматеринской толщей для выявленных залежей УВ являются битуминозные аргиллиты баженовской свиты [6-8].

Согласно данным, полученным в результате сей-сморазведочных работ 3D, на Лудловской, Ледовой и Демидовской структурах выявлены и оконтурены Восточно-Лудловская, Западно-Ледовая, Восточно-Ледовая, Западно-Демидовская и Восточно-Демидовская перспективные ловушки УВ.

Так, в прибрежно-мелководной части (унда-формной) первого подкомплекса ОГ Гп3-В', вблизи кромки палеошельфа, установлена АСЗ типа «яркое пятно», характеризующаяся признаками газонасыщения. На рассчитанной карте мгновенных фаз данная аномалия отождествляется с областью повышенных значений параметра. В результате проведенных исследований была оконтурена Приливная СЛЛ, осложненная в северной и южной частях тектоническими нарушениями. Для поиска новых перспективных объектов в комплексе был проведен совместный динамический и А^-анализ. Было использовано одномерное моделирование методом замещения пластовых флюидов (рис. 10), которое подтвердило наличие эффекта от газонасыщенных пород.

В составе подкомплекса ОГ Гп3-В' в фондо-формной части выявлена АСЗ, характеризующаяся повышенными значениями амплитуд. Аномалия расположена над юрскими газовыми залежами Штокмановского месторождения и осложнена едиными тектоническими, вероятно, проводящими нарушениями. Закартирована Восточно-Штокманов-ская СЛЛ, контролирующаяся прогнозной границей литологического замещения на западе и структурным фактором на востоке.

В фондоформной части второго подкомплекса (ОГ Гп2-Гп3) на северо-восточном склоне свода Фе-дынского установлена АСЗ типа «яркое пятно». Для корректного проведения динамического анализа в исследуемом интервале прослежены дополнительные ОГ Гп22 и ОГ Гп2\ контролирующие данную аномалию. На фрагменте карты энергии вдоль границы выклинивания ОГ Гп2! отчетливо выделяется область повышенных значений параметра, отождествляемая с Восточно-Федынской СЛЛ.

Закартированная область, аналогично другим неокомским объектам, приурочена к области развития зон деструкции, в пределах которых предполагаются вертикальная миграция УВ из нижележащих толщ и последующая их аккумуляция [9].

В интервале третьего подкомплекса (ОГ Гп1-Гп2) на восточном склоне свода Федынского зафиксирована АСЗ типа «яркое пятно», газонасыщение которой подтверждается по результатам АЮ-исследований.

Рис. 8. Fig. 8.

Пример волновой картины в интервале верхнеюрских и неокомских отложений An example of wave pattern in the interval of Upper Jurassic and Neocomian deposits

Скв. Лудловская-1 Скв. Лудловская-2 Скв. Лудловская-3 7921 м 6856 м

А

Inline 61 234 406 575 ssline 4555 4656 4756 4864

-+h

А1

674 717 768 819 867 915 962 1010 1058 1105 1153 1201 1248 1296 5012 5207 5400 5594 5788 5982 6176 6370 6565 6759 6953 7147 7342 7536

Гп

Гп2

rni

В' В

А1

Inline 61 234 406 575 674 717 768 819 867 915 962 1010 1058 1105 1153 1201 1248 1296 ssline 4555 4656 4756 4864 5012 5207 5400 5594 5788 5982 6176 6370 6565 6759 6953 7147 7342 7536

Гп

ГП2

Гпт

Скв. Лудловская-1 Скв. Лудловская-2 Скв. Лудловская-3

А1

Inline 61 234 406 575 674 717 768 819 867 915 962 1010 1058 1105 1153 1201 1248 1296 ssline 4555 4656 4756 4864 5012 5207 5400 5594 5788 5982 6176 6370 6565 6759 6953 7147 7342 7536

Гп

ГП2

Гпт

Г

Г

г

Г|

В

2

-0,1

0,0

0,1

7921 м

6856 м

А

0,0

0,1

Рис. 8, окончание Fig. 8, end.

Временные сейсмические разрезы по линии А-А1: А — не выровненный, В — выровненный по ОГ В', С — выровненный по ОГ Гп; D — карта когерентности ОГ Гп

Seismic time sections along А-А1 Line: A — not flattened, В — flattened to В' Reflector, С — flattened to Гп Reflector; D — Coherence map over Гп Reflector

Рис. 9. Fig. 9.

Строение неокомского комплекса в Южно-Баренцевской впадине Neocomian series structure in the South Barents Depression

Скв. Арктическая-1

200000

1,1 1,2

1.3

1.4

1.5

1.6

1.7

1.8 1,9 2,0 2,1 2,2 t, с

Амплитуда, усл. ед.

4756,564 4328,867 3834,101 3461,484 3228,507 2596,120 2163,434 1730,747 1298,0Г0 865,374 432,687 0,000

-1298,06с -1730,747 -2163,434 -2596,120 -3228,507 -3461,484 -3834,101 -4328,86

-4756,564 -5192,240 -5824,826

Профиль 52040160: A — временной сейсмический разрез, В — схема расположения на участке работ. Усл. обозначения см. на рис. 6

52040160 Line: A — seismic time section, В — location map. For Legend see Fig. 6

Рис. 10. Fig. 10.

Результаты одномерного моделирования методом замещения пластовых флюидов The results of 1D modelling using formation fluid displacement method

Caliper_1, cm

0,1 0,5

Gamma Ray_1, API

Induction Deep_1, ohm-m

3 25

Density_1_ gas-oil, g/x

P-wave_corr2_ gas-oil, m/s

*Density_1, g/cc

1500 3000 P-wave_corr2, m/s

1500 3000

Замещение Исходная трасса Композитная трасса Реальные сейсмические трассы

Газ Нефть Нефть + вода

1PK1 1PK1 1PK1 1PK1 844 847 850 853 856 859

TVD (m) from surface

iZ

s:

3

5

200

-750

775

800

Выделенная аномалия приурочена к ундаформной части подкомплекса и характеризуется максимальными значениями средней энергии и огибающей сигнала. На карте мгновенной энергии, рассчитанной по ОГ Гп1, зона максимальных значений параметра, зафикси-

рованная восточнее бровки палеошельфа, отождествляется с Западно-Териберской СЛЛ. На временном сейсмическом разрезе 52040160 в интервале третьего подкомплекса (ОГ Гп1-Гп2) установлена АСЗ «яркое пятно», с которой связана Западно-Арктическая СЛЛ.

Рис. 11. Fig. 11.

Аварийные газопроявления в апт-альб-сеноманском НГК Kick gas shows in Albian-Aptian-Cenomanian series

Скв. Лунинская-1 ®

Q >.

■J"-1

j Выброс воды с газом

шт

-' : /Г Ж/ *

- 'УМи;.

Лунинская . ■структура" ..-С,'

■ 'V' /У/ ;т ■>} .

'"tri

^ у/й';/; - У

J./. 7 '/'. ' ■..-'

. I :

' , ■ . ■ - ■ Адм

__г_-_

Адмиралтейский вал

Скв. Ледовая-2

/' V// ■ I

vj' ■. ,

. , Приновоземельская

складчатость

V' ' ' шп L ' ■ ._t ■■ './■ ■ ■

■ 0,1 ■ 0,2

■ 0,3

■ 0,4

■ 0,5

■ 0,6

■ 0,7

■ 0,8

■ 0,9

■ 1,0 ■ 1,1

1,2

■ 1,3

■ 1,4

1.5

1.6

1.7

1.8

1,9 f, с

Фрагменты временных сейсмических разрезов по линиям профилей: A — 20050260, В — 20050050; С — схема расположения профилей на участке работ. Усл. обозначения см. на рис. 6

Fragments of seismic time sections along the lines: A — 20050260, В — 20050050; С — location map. For Legend see Fig. 6

100000

119631

0

Г

2

В

J

В фондоформной части третьего подкомплекса оконтурена Восточно-Федынская СЛЛ, контролирующаяся прогнозной границей фациального замещения в западной части и структурным фактором — в восточной.

Вдоль восточного склона Восточно-Лудловской и Восточно-Ледовой структур в интервале ОГ Гп-Гп3 протягивается АСЗ «яркое пятно», подтверждаемая положительными результатами А^-исследований.

Таким образом, на основании выполненных исследований можно сделать заключение, что боль-

шинство закартированных перспективных объектов в неокомском НГК тяготеет к юрским залежам и ни-жезалегающим перспективным объектам и сформировалось, вероятнее всего, после кайнозойского аплифта, приведшего к образованию многочисленных дизъюнктивных нарушений, способствующих вертикальной миграции УВ [9].

Апт-альб-сеноманский НГК представлен песча-но-алевролитовыми отложениями преимущественно континентального генезиса. В кровле он ограничен

ОГ Г2, в подошве — Гп (см. рис. 2). Актуальность исследований комплекса обусловлена наличием уникальных газоконденсатных месторождений в акватории Карского моря [5].

В российском секторе Баренцевоморского шельфа в процессе бурения скважин Лунинская-1 и Ледо-вая-2 при вскрытии кровли Апт-альб-сеноманского НГК наблюдались интенсивные газопроявления, что связано с наличием газовых залежей (рис. 11). На основании данных бурения и сейсморазведочных работ 3D на Ледовом лицензионном участке выявлены

потенциально перспективные Западно-Ледовая и Восточно-Ледовая СТЛ. По данным сейсморазведки 3D на Лудловской площади в составе комплекса установлены многочисленные АСЗ типа «яркое пятно», характеризующиеся признаками газонасыщения по результатам АЮ-исследований [2].

Таким образом, на основании выполненных исследований подтверждены высокие перспективы нефтегазоносности всех рассмотренных НГК на Ба-ренцевоморском шельфе Российской Федерации.

Литература

1. Loizou N. Success in exploring for reliable, robust Paleocene traps west of Shetland // Geological Society. London. Special Publications. -2014. - Т. 397. - № 1. - С. 59-79. DOI: 10.1144/SP397.9.

2. Бородкин В.Н., Курчиков А.Р., Недосекин А.С., Лукашов А.В., Смирнов О.А., Мартынова Е.В., Погрецкий А.В. Уточнение геологической модели и перспектив нефтегазоносности Лудловского лицензионного участка акватории Баренцева моря по данным сейсморазведки MOR"-3D // Геология нефти и газа. - 2018. - № 6. - С. 98-108.

3. Гаврилов В.П., Гибшман Н.Б., Карнаухов С.М. и др. Биостратиграфия и литофации нефтегазоносных отложений Баренцево-Карского региона. - М. : Недра, 1993. - 255 с.

4. Кулахметов Н.Х., Кислухин В.И., Зенинберг П.Я. Литолого-фациальное расчленение верхней юры севера Западной Сибири как основы оценки перспектив нефтегазоносности // Геология и оценка нефтегазоносности потенциала Западной Сибири : сб. науч. тр. - М. : Наука, 1994. - С. 39-73.

5. Бородкин В.Н., Курчиков А.Р., Недосекин А.С., Лукашов А.В., Смирнов О.А., Фирстаева Е.Н., Давыдов А.В. Оценка перспектив нефтегазоносности Ленинградского лицензионного участка акватории Карского моря на базе сейсморазведки MOI"T-3D // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2018. - № 4. - С. 4-19.

6. Неручев С.Г. О возможности оценки прогнозных запасов нефти на генетической основе // Геология нефти и газа. - 1964. - № 7. - С. 8-11.

7. КонторовичА.Э., Петерс К.Е., МолдованДж.М., Андрусевич В.Е., ДемейсонД.Дж., Стасова О.Ф., Хьюзинге Б.Дж. Углеводороды-биомаркеры в нефтях Среднего Приобья (Западная Сибирь) // Геология и геофизика. - 1991. - Т. 32. - № 10. - С. 3-34.

8. Бородкин В.Н., Курчиков А.Р., Недосекин А.С., Смирнов О.А., Феокистова О.В. Подтверждение генетической модели флюидоми-грации углеводородов из баженовской свиты в нижнемеловые отложения Западной Сибири на базе сейсморазведки МОВ ОГТ 3D // Интерэкспо ГЕО-Сибирь. - 2016. - Т. 2. - № 1. - С. 83-87.

9. Смирнов О.А., Лукашов А.В., Недосекин А.С., Курчиков А.Р., Бородкин В.Н. Отображение флюидодинамической модели формирования залежей углеводородов по данным сейсморазведки 2D, 3D на примере акватории Баренцева и Карского морей // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2019. - № 1. - С. 17-28.

References

1. Loizou N. Success in exploring for reliable, robust Paleocene traps west of Shetland. Geological Society. London. Special Publications. 2014; 397(1):59-79. DOI: 10.1144/SP397.9.

2. Borodkin V.N., Kurchikov A.R., Nedosekin A.S., Lukashov A.V., Smirnov O.A., Martynova E.V., Pogretskiy A.V. More precise definition of geological model and petroleum potential according to 3D CDP seismic data: Ludlovsky license Area in the Barents Sea waters. Geologiya nefti i gaza = Oil and gas geology. 2018;(6):98-108.

3. Gavrilov V.P., Gibshman N.B., Karnaukhov S.M. et al. Biostratigraphy and lithofacies of oil and gas bearing formations in the Barents-Kara region [Biostratigrafiya i litofatsii neftegazonosnykh otlozhenii Barentsevo-Karskogo regiona]. Moscow: Nedra; 1993. 255 p.

4. Kulakhmetov N.Kh., Kislukhin V.I., Zeninberg P.Ya. Lithofacies zoning of Upper Jurassic in the Western Siberia north as a basis for hydrocarbon potential assessment. In: Geologiya i otsenka neftegazovogo potentsiala Zapadnoi Sibiri : sb. nauch. tr. Moscow: Nauka; 1994. pp. 39-73.

5. Borodkin V.N., Kurchikov A.R., Nedosekin A.S., Lukashov A.V., Smirnov O.A., Firstaeva E.N., Davydov A.V. Evaluation of oil and gas potential prospects of the Leningrad license site in the Karsky sea based on 3D-MOGT seismic survey. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdenii. 2018;(4):4-19.

6. NeruchevS.G. Possibility to estimate the expected oil reserves on the genetic basis [O vozmozhnosti otsenki prognoznykh zapasov nefti na geneticheskoi osnove]. Geologiya nefti i gaza = Oil and gas geology. 1964;(7):8-11.

7. Kontorovich A.E., Peters K.E., Moldovan Dzh.M., Andrusevich V.E., Demeison D.Dzh., Stasova O.F., Kh'yuzinge B.Dzh. HC-biomarkers in the Middle Ob (West Siberia). Russian Geology and Geophysics. 1991;32(10):3-34.

8. Borodkin V.N., KurchikovA.R., Nedosekin A.S., Smirnov O.A., Feokistova O.V. Confirmation of genetic models migration of hydrocarbons from the Bazhenov formation in the Lower Cretaceous deposits of Western Siberia on the basis of seismic MOV OGT-3D. Interexpo GEO-Siberia. 2016;2(1):83-87.

9. Smirnov O.A., Lukashov A.V., Nedosekin A.S., Kurchikov A.R., Borodkin V.N. Image of the fluid-dynamic model of hydrocarbon deposits formation according to 2D and 3D seismic exploration data on the example of Barents and Kara seas water area. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdenii. 2019;(1):17-28.