НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКИЕ ТОЛЩИ БАРЕНЦЕВО-КАРСКОГО ШЕЛЬФА: ОБЛАСТЬ РАСПРОСТРАНЕНИЯ И СВОЙСТВА

оригинальная статья

DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2021.2.1 удк 553.982

Нефтегазоматеринские толщи Баренцево-Карского шельфа: область распространения и свойства

А.В. Ступакова1, М.А. Большакова1, А.А. Суслова1, А.В. Мордасова1*, К.О. Осипов1, С.О. Ковалевская1, Т.О. Колесникова1, Г.А. Шевченко1, И.А. Мастерков1, А.А. Цыганкова1, А.А. Гильмуллина2

Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Москва, Россия Университет Бергена, Берген, Норвегия

Определение свойств и области распространения нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) является важнейшим этапом при бассейновом анализе и оценке ресурсного потенциала нефтегазоносного бассейна. На основе анализа обширной базы геолого-геохимической информации, накопленной на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ имени М.В. Ломоносова, и комплексирования разномасштабной информации (точечные замеры по керну и региональные палеогеографические карты) оценен генерационный потенциал, восстановалена область распространения и степень катагенетической преобразованности девяти основных нефтегазоматеринских толщ Баренцево-Карского шельфа. Нефтегазоматеринские толщи распространены регионально на Баренцевоморском и Карском шельфе, и их свойства меняются по латерали в зависимости от палеогеографических условий. В периоды максимальных трансгрессий - в позднем девоне, ранней перми, среднем триасе, поздней юре - накапливались толщи, обогащенные сапропелевым органическим веществом (оВ) и обладающие превосходным генерационным потенциалом. однако и в регрессивные эпохи на фоне периодических трансгрессий накапливались толщи, обогащенные смешаным и гумусовым органическим веществом - нижнекаменноугольная, верхнепермская, нижнетриасовые индская и оленекская, верхнетриасовая НГМТ.

Верхнедевонская глинисто-кремнисто-карбонатная НГМТ содержит до 20,6% (в среднем на толщу - 3%) сапропелевого ОВ, обладает превосходным генерационным потенциалом и прогнозируется в Восточно-Баренцевском мегапрогибе. Верхнедевонская НГМТ вошла в главные зоны газообразования (ГЗГ) и нефтеобразования (ГЗН) на склонах впадин, в то время как во впадинах достигла апокатагенеза. Нижнепермская глинисто-карбонатная НГМТ обогащена смешаным и сапропелевым ОВ (до 4%, в среднем - 1,4%), обладает хорошим и превосходным генерационным потенциалом и развита как на Баренцевоморском шельфе, так и в Северо-Карской синеклизе (ахматовская свита). Нижнепермская НГМТ на Баренцевоморском шельфе преимущественно вошла в ГЗГ, а в бортовых частях и на поднятиях - в ГЗН. В Северо-Карской синеклизе прогнозируется зрелость на уровне про-токатагенеза. Среднетриасовая глинистая НГМТ содержит до 11,2% ОВ (в среднем 1,2-1,6%), для нее характерна значительная латеральная изменчивость свойств и типа ОВ - от превосходного генерационного потенциала и сапропелевого ОВ в западной части шельфа до удовлетворительного потенциала и гумусового ОВ в восточной части. Среднетриасовая НГМТ на Баренцевоморском шельфе вошла в ГЗН, за исключением депоцентров впадин, где она вошла в ГЗГ. Верхнеюрская глинисто-кремнистая НГМТ содержит до 27,9% ОВ (в среднем - 7,3% в российском секторе шельфа) сапропелевого, в меньшей степени, смешанного типа и характеризуется превосходным генерационным потенциалом. Верхнеюрская НГМТ на большей части Баренцево-Карского шельфа незрелая, вошла в ГЗН в Южно-Карской впадине и в самых прогнутых частях баренцевоморских прогибов.

Ключевые слова: Баренцево-Карский шельф, нефтегазоматеринская толща, генерационный потенциал, органическое вещество, катагенетическая зрелость, палеогеография, бассейновый анализ.

Для цитирования: Ступакова А.В., Большакова М.А., Суслова А.А., Мордасова А.В., Осипов К.О., Ковалевская С.О., Колесникова Т.О., Шевченко Г.А., Мастерков И.А., Цыганкова А.А., Гильмуллина А.А. (2021). Нефтегазоматеринские толщи Баренцево-Карского шельфа: область распространения и свойства. Георесурсы, 23(2), с. 6-25. DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2021.2.1

Введение

Шельф Баренцева, Печорского морей и южная часть шельфа Карского моря - наиболее изученные в российском секторе Арктики. Мощность осадочного чехла в среднем составляет 10-12 км, иногда превышая 18 км в депоцентрах. Регион исследования включает несколько осадочных бассейнов, сложенных отложениями палеозой-ско-мезозойского осадочного чехла. В российском секторе Баренцева моря и на Карском шельфе открыто 7 газовых

* Ответственный автор: Алина Владимировна Мордасова

e-mail: a.mordasova@oilmsu.ru

© 2021 Коллектив авторов

и газоконденсатных месторождений и 1 газонефтяное в мезозойских резервуарах. Наличие нефтяных и нефтегазовых месторождений в норвежском секторе Баренцева моря и в Печорском море определяет необходимость уточнения нефтяного потенциала этого бассейна.

Для успешного проведения нефтегазопоисковых работ в регионе важно выявить закономерности изменения характеристик нефтегазоматеринских пород по площади и в разрезе. Так как условия осадконакопления влияют на тип, количество и сохранность органического вещества в осадке, т.е. на исходный нефтематеринский потенциал породы, комплексное рассмотрение результатов геохимических исследований нефтегазоматеринских отложений

и палеогеографических условий их формирования представляется целесообразным. Такой анализ был проведен для основных палеозойских и мезозойских нефтегазома-теринских отложений Баренцевоморского шельфа.

Углеводородный потенциал Баренцевоморского шельфа высок за счет значительного количества нефтегазома-теринских толщ (НГМТ), выделяемых здесь в широком стратиграфическом интервале от верхнего девона до верхней юры (рис. 1). НГМТ разного возраста характеризуются различным содержанием и составом органического вещества (ОВ); области их распространения и степень катагенетической преобразованности тоже разные.

Целью данного исследования было проанализировать возраст, состав, характеристики органического вещества, опираясь на знания об истории геологического развития спрогнозировать область распространения нефтегазоматеринских толщ и степень их катагенети-ческой зрелости. Анализ основан на обширной базе пиролитических и углепетрографических исследований (1496 образцов), проведенных на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых Геологического факультета МГУ им. М.В. Ломоносова, опубликованных данных и сведениях из фондовых источников (Киреев и др., 2009ф; Вискунова и др., 2006ф; Большакова, 2008; Кирюхина и др., 2011; Кирюхина, 2013; Норина, 2014). обобщены и проанализированы сведения о свойствах

НГМТ каменноугольно-юрского возраста в западной части шельфа с портала Норвежского нефтяного директората (www.npd.no). Всего для представленных в этой работе построений использованы измерения по 13184 образцу. В географическом плане база данных охватывает акваторию Баренцева и Печорского морей, архипелаги Шпицберген, Новая Земля и Земля Франца-Иосифа, острова Медвежий (Бьорная) и Надежды (Хопен), а также Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн и полуостров Ямал (рис. 2).

Карты областей распространения палеозойских и мезозойских НГМТ по шельфу Баренцева моря строились на основе анализа геохимической базы данных и с учетом наработок предыдущих исследователей данного региона (Басов и др., 2009; Маргулис, 2009; Суслова, 2013; Норина, 2014; Henriksen et al., 2011; Geological history., 2009; Мордасова и др., 2019). Область развития верхнеюрских и верхнедевонских НГМТ уточнена на основе анализа сейсмических данных (Казанин и др., 2011; Суслова, 2013).

О важности знания палеогеографии для установления распространения потенциальных нефтематеринских отложений говорил еще Н.Б. Вассоевич при описании задач историко-геохимического метода исследования осадочно-породных бассейнов (Вассоевич и др., 1986). Количество, сохранность и тип ОВ, а значит и исходный нефтегазоматеринский потенциал породы во многом связаны с палеогеографическими обстановками осадко-накопления: климатом, глубиной водоема, удаленностью от берега, наличием/отсутствием крупных рек и дельт, гидродинамическими условиями, окислительно-восстановительными условиями в осадке и т.д. (Баженова и др., 2004; Ермолкин, Керимов, 2012). Состав осадков, размерность и сортировка зерен, влияющие на сохранность ОВ, тесно связаны с обстановками осадконакопления.

Рассеянное органическое вещество сорбируется преимущественно на тонкодисперсном осадке, необходимым условием для его сохранности и захоронения являются слабоокислительные и восстановительные условия среды; сероводородное заражение и застойный режим являются также благоприятными условиями. Поэтому наиболее вероятными областями для накопления НГМТ являются изолированные впадины на морском шельфе. При этом области развития НГМТ с наилучшим потенциалом будут развиты в областях относительно глубоководных впадин,

Рис. 1. Нефтематеринские породы Баренцево-Карского шельфа

Рис. 2. Точки геолого-геохимического опробования

НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСЩЙ ЖУРНАЛ

где накапливаются глинистые, глинисто-карбонатные и глинисто-кремнисто-карбонатные породы. Сапропелевое ОВ (I тип) формируется, как правило, в озерных условиях и встречается достаточно редко. Гумусовое ОВ, являясь продуктом захоронения высшей растительности, может быть развито в континентальных и прибрежно-морских условиях. Но необходимым условием при этом является гумидный климат и устойчивое тектоническое прогибание. смешанное ОВ накапливается в области перехода от континента к морю, где наряду с накоплением сапропелевого ОВ происходит вынос и остатков высшей растительности. Такие условия могли существовать на прибрежных равнинах, периодически затопляемых морем, а также в авандельтах.

Карты катагенетической зрелости основных НГМТ Баренцево-Карского шельфа построены с использованием комплексного анализа структурного плана, фактических замеров индикаторов катагенетической зрелости по образцам из скважин и обнажений (замеры отражательной способности витринита R°,% и пиролитического параметра Ттах) и бассейнового анализа.

Результаты исследования. Генерационный потенциал, область распространения и катагенетическая зрелость НГМТ Баренцево-Карского шельфа

Палеозойские НГМТ

Верхнедевонские, главным образом, франские глинисто-кремнисто-карбонатные НГМТ выделяются по аналогии с НГМТ доманикового горизонта Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна (НГБ). Современное содержание Сорг в них меняется от 0,1 до 20,6%, в среднем составляя порядка 3%. ОВ преимущественно II (сапропелевого) и смешаного Ш-П типа (гумусово-сапропелевого), катагенетическая зрелость соотвествует градациям МК1-МК2 (рис. 3). Генерационный потенциал - от удовлетворительного до превосходного, в среднем составляет 13 мг УВ/г породы, достигая 121 мг УВ/г породы в единичных образцах на Большеземельском своде. Франско-фаменские отложения в акватории Печорского моря (скв. Приразломная-5) характеризуются низкими содержаниями Сорг - от 0,1 до 0,45% и низким

генерационным потенциалом (0,2-0,4 мг УВ/г Сорг) при градациях катагенеза МК2.

Единая область распространения верхнедевонских НГМТ включает северную часть Тимано-Печорского бассейна, восточную часть Баренцевоморского шельфа и западную часть Северо-Карского бассейна (рис. 4).

Согласно результатам бассейнового геолого-гео-химичсекого моделирования и анализа замеров Ттах в скважинах Печорского моря, верхнедевонская НГМТ в центральной части Восточно-Баренцевского мегапро-гиба достигла градаций катагенеза МК5-АК и находится преимущественно на завершающей стадии газообразования (рис. 5, рис. 4). В акватории Печорского моря, на своде Федынского, Ферсмановском поднятии и на Свальбардской антеклизе зрелость верхнедевонской НГМТ меняется от градаций МК1 до МК4. В юго-западной части Северо-Карского бассейна верхнедевонская толща еще не вошла в нефтяное окно.

Нижнекаменноугольные визейские глинисто-карбонатные НГМТ охарактеризованы пиролитически-ми данными на Приразломной площади, на архипелаге Новая Земля и в западной части шельфа. Современное содержание Сорг меняется в широких пределах от 0,1 до 22,5%, в среднем составляя около 2%. ОВ преимущественно III типа (гумусового) с тенденцией к смешаному сапропелево-гумусовому, катагенетическая зрелость меняется в широких пределах от градации ПК до конца градации МК3 (рис. 6). Генерационный потенциал преимущественно невысокий, редко превышает 0,5 мг УВ/г породы. Однако в отдельных образцах - битуми-нозно-глинисто-карбонатных сланцах - генерационный потенциал достигает значений до 53 мг УВ/г породы. НГМТ платформы Финнмарк (свиты Сольдог и Теттеграс) характеризуются наилучшими качеством среди визейских пород. Сорг меняется от 1 до 5%, в углистых разностях от 14 до 80%, тип ОВ смешаный и сапропелевый. Степень зрелости соответствует МК1-МК2. Генерационный потенциал хороший и превосходный, достигает 180 мг УВ/г породы (www.npd.no).

Визейская нижнекаменноугольная НГМТ имеет широкое площадное распространение и накапливалась в области глубокого шельфа (район современного арх. Новая

900 800

<Z 500

! S 400

A 1 N \ Ro=0.5°/ f О

и / / / / , r(0-U. / O/o

м / ,Ro= \%

' \ r t

Q \ Ro= 1.15%

• /

"U-  1 • i « ; \\

t 1

превосходный

очень хороший

хорошим ,   •

удовлетворится ьМь й

•

•щ

бедный •

400 420 440 460 480 500

Ттах, "С

1,00 10,00 тос,и

Варандей-Адьзвинская структурная зона

Большеземельский свод 100,00

Рис. 3. А - Тип и степень катагенетического преобразования ОВ франских НГМТ Тимано-Печорского НГБ и его акваториального продолжения. Б - Генерационный потенциал (по Espitalie, Bordenave, 1993) франских НГМТ Тимано-Печорского НГБ и его акваториального продолжения.

Рис. 4. Карта вероятного распространения верхнедевонских нефтегазоматеринских отложений на Баренцево-Карском шельфе

Рис. 5. Карта прогноза катагенетической зрелости верхнедевонских нефтегазоматеринских отложений на Баренцево-Карском шельфе

Земля), мелкого шельфа и в прибрежных обстановках (Восточно-Баренцевский мегапрогиб) (Geological history..., 2009). Единая область распространения включает северную краевую часть Тимано-Печорского бассейна, восточную часть Баренцевоморского шельфа и западную часть Северо-Карского бассейна, а также отдельные

области распространения существуют в пределах поднятий Стаппен и Лоппа, которые в визейское время представляли собой грабены, выполненные озерно-болотными осадками (рис. 7, Geological history., 2009).

Согласно результатам моделирования и анализу замеров Tmax в скважинах в Печорском море, визейская

НАУЧНО-ТВШИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ

е

3

превосходный

очень хорошим

хорошим

удовлетворитесь^

о о о -ЧЬЯ^-т

бедный

440 460

Т max, °С

о Варандей-Адьзвинская структурная зона

: арх. Новая Земля

Платформа Финнмарк

х Поднятие Лоппа

I 100,00

Рис. 6. А - Тип и степень катагенетического преобразования ОВ визейских НГМТ акваториального продолжения Тимано-Печорского НГБ. Б - Генерационный потенциал (по Espitalie, Bordenave, 1993) визейских НГМТ акваториального продолжения Тимано-Печор-ского НГБ.

НГМТ в центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба и на поднятии Лоппа достигла градаций катагенеза МК5-АК, в бортовых частях степень зрелости ниже - до МК4 (рис. 8). На поднятии Стаппен прогнозная зрелость меняется от градации МК2 до МК5-АК. В акватории Печорского моря, на своде Федынского, Ферсмановском поднятии, зрелость меняется от градаций МК1 до МК3. В Восточно-Баренцевской зоне ступеней нижнекаменноугольная НГМТ находится в главной зоне нефтеобразования (ГЗН), в то время как в мегапрогибе Фобос она незрелая. Визейская НГМТ на данный момент генерирует преимущественно газовые УВ.

Нижнепермские ассельско-сакмарские глинисто-карбонатные НГМТ охарактеризованы результатами пиролиза в акваториальном продолжении Тимано-Печорского НГБ и на платформе Финнмарк (свиты

Исбьорн и Ульв). Содержание органического углерода изменяется от 0,1 до 4%, в среднем составляя 1,4%. Тип ОВ меняется от III до II в Варандей-Адьзвинской структурной зоне и на Большеземельском своде (рис. 9). Катагенетическая зрелость также различная: МК2 в пределах Большеземельского свода и преимущественно ПК в Варандей-Адьзвинской структурной зоне. Генерационный потенциал меняется от удовлетворительного до превосходного, составляя в среднем 2 мг УВ/г породы на Большеземельском своде и 4,5 мг УВ/г породы в Варандей-Адьзвинской структурной зоне. Важно отметить, что в разрезе кунгурских отложений также отмечаются единичные образцы из прослоев, обогащенных ОВ (Сорг=0,2-3%) с ОВ смешаного типа, удовлетворительным и хорошим генерационным потенциалом (Вискунова и др., 2006).

Рис. 7. Карта вероятного распространения нижнекаменноугольных нефтегазоматеринских отложений на Баренцево-Карском шельфе

Рис. 8. Карта прогноза катагенетической зрелости нижнекаменноугольных нефтегазоматеринских отложений на Баренцево-Карском шельфе

100,00

превосходи

очень хороший *

хороший i • а а

* • • 1 удовлетворительнь Г я

бедный  Большеземельский свод  Варандей-Адьзвинская структурная зона  Платформа Финнмарк

тос,*

Рис. 9. А - Тип и степень катагенетического преобразования ОВ ассельско-сакмарских НГМТ акваториального продолжения Ти-мано-Печорского НГБ. Б - Генерационный потенциал (по Espitalie, Bordenave, 1993) ассельско-сакмарских НГМТ акваториального продолжения Тимано-Печорского НГБ.

Нижнепермская НГМТ имеет широкое площадное распространение и приурочена к области глубокого и мелкого шельфа, за исключением солеродного бассейна в прогибах Нордкапп и Тромсо (Geological history..., 2009, рис. 10). Область распространения включает северную краевую часть Тимано-Печорского бассейна, восточную и западную часть Баренцевоморского шельфа. Нижнепермские НГМТ размыты на Адмиралтейском валу и отсутствуют на большей части Свальбардской антеклизы.

С артинского века и до конца перми восточная часть Баренцевоморского шельфа (БМШ) характеризовалась преимущественно терригенным осадконакоплением, а западная - глинисто-кремнисто-карбонатным и глинисто-кремнистым, постепенно переходя в полностью терригенное в татарском веке поздней перми (Geological history... , 2009).

Нефтематеринские отложения могут быть приурочены к зоне глубокого шельфа в центральных и западных районах Южно- и Северо-Баренцевской впадин и к области накопления глинисто-кремнистых отложений на норвежском шельфе. В Северо-Баренцевской зоне поднятий и на Шпицбергене в пределах обширной области развития кремнисто-карбонатных мелководно-морских фаций артинско-уфимские отложения характеризуются бедным газогенерационным потенциалом.

Катагенетическая зрелость нижнепермских НГМТ на Баренцево-Карском шельфе меняется в широких пределах (рис. 11). В Восточно-Баренцевском прогибе, прогибах Бъорная, Хаммерфест и на хребте Сенья нежнепермские НГМТ вошли в апокатагенез. На склонах прогибов, на платформе Бъярмелэнд, в зонах ступеней зрелость соответствует градациям МК4-МК5.

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

Рис. 10. Карта вероятного распространения нижнепермских нефтегазоматеринских отложений на Баренцево-Карском шельфе

Рис. 11. Карта прогноза катагенетической зрелости нижнепермских нефтегазоматеринских отложений на Баренцево-Карском шельфе

Зрелость пород, соответствующая нефтяному окну, прогнозируется в относительно узкой полосе на Южно-Баренцевской зоне ступеней, а также на Кольской моноклинали, акваториальном продолжении структур Тимано-Печорского бассейна, на своде Федынского, на юго-восточной окраине Свальбардской антеклизы. В Северо-Карском бассейне нежнепермская НГМТ (точнее

верхнекаменноугольно-нижнепермская - ахматовская свита) незрелая.

Верхнепермские терригенные НГМТ охарактеризованы единичными образцами в пределах Большеземельского свода, Варандей-Адьзвинской структурной зоны и их акваториального продолжения, а также в западной части шельфа. Содержание Сорг не превышает 4%, в среднем

составляет 1,3%. Для верхнепермских НГМТ характерно ОВ преимущественно III типа и катагенетическая зрелость в пределах градаций ПК-МК1 (рис. 12). Для западной части шельфа характерно увеличение доли сапропелевого ОВ в верхнепермских НГМТ свитах Оррет и Ройе и широкий диапазон катагенетической зрелости от ПК до МК3. Генерационный потенциал удовлетворительный и хороший, в среднем - 1,3 мг УВ/г породы.

Верхнепермская НГМТ по всей видимости имеет широкое площадное распространение (рис. 13). Единая область распространения объединяет западную и восточную часть Баренцевоморского шельфа и западную часть Северо-Карского бассейна, архипелаг Шпицберген и южную часть архипелага Земля Франца-Иосифа. Также прослеживаются отдельные небольшие фрагменты в Северо-Карском бассейне.

С артинского века и до конца перми восточная часть БМШ характеризовалась преимущественно терригенным осадконакоплением, а западная - глинисто-кремнисто-карбонатным и глинисто-кремнистым, постепенно переходя в полностью терригенное в татарском веке поздней перми. Нефтематеринские отложения могут быть приурочены к зоне глубокого шельфа в центральных и западных районах Южно- и Северо-Баренцевской впадин и к области накопления глинисто-кремнистых отложений на норвежском шельфе (Hem^ksem et а1., 2011).

Верхнепермские и нижнетриасовые НГМТ имеют высокую степень катагенетического преобразования (градация АК, R°=4,5-5%) в пределах восточной части БМШ (рис. 14).

В Центрально-Баренцевской зоне поднятий они, вероятно, находятся на градациях катагенеза МК4-МК5.

Большеземельский свод

о Варандей-Адьзвинская структурная зона

Поднятие Лоппа

д прогиб Хаммерфест х прогиб Тромсо

Платформа Финнмарк

Рис. 12. А - Тип и степень катагенетического преобразования ОВ верхнепермских НГМТ в Печорском море и на западе Баренцева моря. Б - Генерационный потенциал (по Espitalie, Bordenave, 1993) верхнепермских НГМТ в Печорском море и на западе Баренцева моря.

Рис. 13. Карта вероятного распространения верхнепермских нефтегазоматеринских отложений на Баренцево-Карском шельфе

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

Рис. 14. Карта прогноза катагенетической зрелости верхнепермских и нижнетриасовых нефтегазоматеринских отложений на Баренцево-Карском шельфе

Исключение составляет акваториальное продолжение Печорской плиты и бортовые зоны Баренцевоморского бассейна (моноклинали Кольская и Финнмарк, Северо-Баренцевская зона поднятий, Южно-Баренцевская и Восточно-Баренцевская зоны ступеней), где верхнепермские и индские НГМТ имеют меньшую степень преобразования, соответствующую МК2-МК3.

Мезозойские НГМТ

Нижнетриасовые индские НГТМ охарактеризованы скважинными данными в акватории Баренцева моря. Для индских НГМТ архипелага Земля Франца-Иосифа и Адмиралтейского вала характерны низкие содержания Сорг (0,15-1,15%), III тип ОВ (вплоть до IV - инертинитового), бедный и удовлетворительный генерационный потенциал (рис. 15). Индские НГМТ

Южно-Баренцевской зоны ступеней, Ферсмановского поднятия и западной части шельфа (свита Хаверт) также характеризуются невысокими концентрациями Сорг (в среднем 1,3%), смешаным и гумусовым типом ОВ, бедным и удовлетворительным генерационным потенциалом. Однако в разрезе скважины Мурманская-23 и 7121/1-1 (поднятие Лоппа) присутствует единичные образцы с Сорг 2-7%, с хорошим и превосходным генерационным потенциалом.

Индские отложения центральной части Шпицбергена характеризуются низким содержанием ОВ (0,1-0,5%) и бедным нефтегазогенерационным потенциалом (0,05-0,45 мгУВ/г породы), и могут быть связаны как с меньшим его поступлением в бассейн по сравнению с дельтовыми областями, так и с сохранностью в водной толще и осадке (Норина, 2014).

900 800 700 600

8

t 500

S >i

i 400 X

300 200

A In N !

А \ -и.эи

и / / / / R°-0 ."i

м / / / /R°-( ).l

i /

i 14 | N -1.25

ill 'ж1* i \

• 4 1 Vj

rf jr*

превосходный очень хороший

2 хороший *

? удовлетво- х  рительный 1 ¿г •

! wo в

бедный

Адмиралтейский вал

арх. Земля Франца-Иосифа

Малоземельско-Колгуевская моноклиналь

Южно-Баренцевская зона

ступеней

К поднятие Лоппа

Платформа Финнмарк

• Платформа Бъярмелэнд

+ Прогиб Тромсо

400 420

440 460

Т max, °С

480 500

тос,%

Рис. 15. А - Тип и степень катагенетического преобразования ОВ индских НГМТ Баренцевоморского шельфа и архипелагов. Б - Генерационный потенциал (по Espitalie, Бог^епауе, 1993) индских НГМТ Баренцевоморского шельфа и архипелагов.

Нижнетриасовые индские НГМТ имеют широкое площадное распространение (рис. 16). Единая область распространения ограничена на юге акваторией Печорского моря и включает Баренцевоморский шельф, западную часть Северо-Карского бассейна, архипелаг Земля Франца-Иосифа и южную часть архипелага Шпицберген.

В индский век на юго-востоке, северо-востоке БМШ и на Новой Земле в зоне распространения аллювиальных и дельтовых равнин господствовали активные гидродинамические обстановки, что привело к накоплению красноц-ветных отложений с повышенной песчанистостью. Все эти факторы не способствовали сохранности ОВ. Наличие обогащенных ОВ прослоев связано с периодами морских трансгрессий, когда происходило затопление обширной дельтовой равнины (Норина, 2014). Дельтовые обстановки, неблагоприятные для консервации ОВ, сменялись на продельтовые и мелководноморские в пределах Южно-Баренцевской впадины.

Обстановки мелководно-морского шельфа, занимавшие юго-западную часть шельфа Баренцева моря (норвежский сектор) в начале раннего триаса и наиболее благоприятные для сохранности ОВ, постепенно сокращались по мере проградации дельтовой равнины на запад и северо-запад.

Катагенетическая зрелость индской НГМТ близка зрелости верхнепермской НГМТ

В оленекских НГМТ Баренцева и Печорского морей и на архипелаге Земля Франца-Иосифа содержание Сорг меняется от 0,14 до 7%, в среднем составляя 1,4%. Тип ОВ преимущественно гумусовый, однако в пределах Южно-Баренцевской впадины, на поднятии Лоппа и Бъярмелэнд (свита Штайнкоббе) увеличивается вклад сапропелевого ОВ (рис. 17). Степень катагенетической преобразован-ности в акваториальной части меняется от ПК до МКр

увеличиваясь на архипелаге до МК1-МК2, а в западной части шельфа - до МК2-МК3. Генерационный потенциал в росийском секторе шельфа меняется в широких пределах от бедного до превосходного, в среднем составляет 1,9 мг УВ/г породы, средний генерационный потенциал в западной части несколько выше - 3,5 мг УВ/г породы (рис. 18).

В центральной части Шпицбергена в связи с трансгрессией в оленекское время накапливались мелководно-морские алевро-глинистые отложения. Темно-серые аргиллиты здесь характеризуются значениями ТОС до 3% и преобладанием ОВ смешанного гумусово-сапропелевого типа. Породы оленекского возраста в этой части архипелага характеризуются хорошим нефтегазоматеринским потенциалом до 3,6-8,9 мгУВ/г породы (Норина, 2014).

Накопление оленекских НГМТ с лучшим генерационным потенциалом, вероятно, приурочено к западной части шельфа и архипелага Шпицбереген в области глубоководного шельфа с благоприятными условиями для накопления гумусово-сапропелевого ОВ (Норина, 2014; Bjoroy et а1., 2010).

Нижнетриасовые оленекские НГМТ имеют широкое площадное распространение (рис. 19). Единая область распространения ограничена на юге акваторией Печорского моря и объединяет весь Баренцевоморский шельф, западную часть Северо-Карского бассейна, архипелаг Земля Франца-Иосифа и южную часть архипелага Шпицберген.

Катагенетическая зрелость индской НГМТ близка к зрелости верхнепермской НГМТ (рис. 14). В пределах Южно- и Северо-Баренцевской впадин, прогиба Святой Анны к востоку от Земли Франца-Иосифа (ЗФИ) и прогибов в западной части Баренцевоморского бассейна (Сорвестнагет, Бьёрная, Тромсо, Харстад, Хаммерфест и Нордкапп) выделяются основные очаги генерации УВ.

Рис. 16. Карта вероятного распространения нижнетриасовых (индский ярус) нефтегазоматеринских отложений на Баренцево-Карском шельфе

НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСЩЙ ЖУРНАЛ

900

800

700

600

У 500

>

г 400

X

BOO

200

100

0

А 1 N

v A / \ U.3U

и / / / / / R°-0.' '5

и 1 / / ï.l

1 1 sj /

Л 'Il -1.25

1 1 1

J/. 1

f» 1 = A -

Е «Î

Ï 1,00

превосходный

очень хороший A

хороший ^ A

A удовлетворительнь Й

A A ♦ ♦

беДн^мК À * ♦

Адмиралтейский вал

Ферсмановское поднятие

арх. Земля Франца-Иосифа

Южно-Баренцевская зона ступеней

440 460

Т max, "С

Рис. 17. А - Тип и степень катагенетического преобразования ОВ оленекских НГМТ российского сектора Баренцевоморского шельфа и архипелагов. Б - Генерационный потенциал (по Espitalie, Bordenave, 1993) индских НГМТ российского сектора Баренцевоморского шельфа и архипелагов.

s

S

I ее

I 1,0

превосходный

очень хорошим

хороший

удовлетво- в рительный. ,

я

бедный

х Поднятие Лоппа  Прогиб Хаммерфесг * Прогиб Тромсо

* Прогиб Нордкапп

• Платформа Бъярмелэнд  Платформа Финнмарк

420,00 440,00 460,00 480,00 500,00 0,10 1,00 10,00 100,00

Т max, °С TOC, X

Рис. 18. А - Тип и степень катагенетического преобразования ОВ оленекских НГМТ норвежского сектора Баренцевоморского шельфа. Б - Генерационный потенциал (по Espitalie, Bordenave, 1993) индских НГМТ норвежского сектора Баренцевоморского шельфа и архипелагов.

Среднетриасовые НГМТ наиболее полно охарактеризованы пиролитическими данными (рис. 20) (прим.: для норвежского сектора в силу большого количества данных на диаграммах приведены осредненные значения). Содержание Сорг изменяется от 0,17 до 11,2% (в скважинах Мурманская-28, 7226/11-1 и на арх. Шпицберген), в среднем составляет 1,2% для восточной и 1,6 для западной части шельфа (свита Штайнкоббе). Согласно диаграмме Ш-Ттах, среднетриасовые НГМТ содержат ОВ преимущественно смешанного и гумусового типа, однако на арх. Шпицберген (свита Ботнейа), в пределах Южно-Баренцевской впадины, на поднятии Лоппа и прогибе Нордкапп отмечается преобладание сапропелевой составляющей (рис. 20). Катагенетическая зрелость меняется в широких пределах: ПК-МК1 - в Варандей-Адзьвинской структурной зоне, на Малоземельско-Колгуевской моноклинали и на Ферсмановском поднятии, МК1-МК2 - на арх. Шпицберген, поднятии Лоппа и платформе Бъярмелэнд, МК4-АК - в Южно-Баренцевской впадине и прогибе Нордкапп. На арх. Земля Франца-Иосифа среднетриасо-вые НГМТ находятся в апокатагенезе. Генерационный потенциал от бедного до превосходного (до 23-69 мгУВ/г породы в скв.7226/11-1), но преимущественно удовлетворительный и хороший, в среднем - 2,1 мг УВ/г породы.

В среднем триасе на фоне проградации дельтовой равнины на запад и северо-запад (G1orstad-Qark, 2011; Норина, 2014), во время морских трансгрессий в анизий-ском и ладинском веках дельтовая равнина, по всей видимости, отступала на юго-восток. Поэтому в скважинах Мурманская, Ферсмановская и Лудловская наблюдаются отдельные прослои глинистых пород с повышенным содержанием ОВ 1,5-8,0% и хорошим и превосходным потенциалом (2,0-18,7 мгУВ/г породы). Они приурочены к продельтовым и мелководно-морским отложениям трансгрессивной части циклитов (Норина, 2014). Так как ОВ в этих породах содержит долю сапропелевой составляющей, они могут генерировать некоторое количество нефтяных углеводородов.

Согласно анализу типа и содержания ОВ и палеогеографических карт (Норина, 2014; G1orstad-Qark et а1., 2011), среднетриасовые НГМТ имеют широкое площадное распространение (рис. 21). Единая область распространения включает весь Баренцевоморский и Печороморский шельф, западную часть Северо-Карского бассейна, архипелаг Земля Франца-Иосифа и южную часть архипелага Шпицберген. НГМТ с наилучшими характеристиками приурочены к западной части региона, где в поздне-триасовое время были обстановки глубокого и мелкого

Рис. 19. Карта вероятного распространения нижнетриасовых (оленекский ярус) нефтегазоматеринских отложений на Баренцево-Карском шельфе

s

S

X ?

превосходный

Адмиралтейский вал А Ферсмановское поднятие

арх. Земля Франца - Иосифа

очень хорошим

хороший

удовлетворительный

д  « д

бедный

Печора-Колвинский авлакоген Южно-Баренцевская впадина д Южно-Баренцевская зона

ступеней  арх. Шпицберген Поднятие Лоппа

440 460

Т max, DC

10,00 TOC,»

Прогиб Тромсо Прогиб Нордкапп (восток)  Прогиб Хаммерфест о Платформа Бъярмелэнд Платформа Финнмарк

100,00

Рис. 20. А - Тип и степень катагенетического преобразования ОВ среднетриасовых НГМТ Баренцевоморского и Печороморско-го шельфа и архипелагов. Б - Генерационный потенциал (по Espitalie, Бо^епауе, 1993) среднетриасовых НГМТ Баренцевоморского и Печороморского шельфа и архипелагов. Для структур западной части шельфа даны осредненные значения (для интервалов с Сорг>1%).

шельфа, а в центральной части арх. Шпицберген - к мелководно-морским, продельтовым и лагунным условияхм (Норина, 2014).

Практически на всей площади Баренцевоморского шельфа среднетриасовая НГМТ вошла в ГЗН (МК1-МК3), в наиболее погруженных частях бассейна катагенетиче-ская преобразованность соответствует градациям МК4-МК5 (ГЗГ) или даже выше (рис. 22). Повышенный уровень зрелости в центральной части Западно-Шпицбергенского прогиба и в отдельных пачках на арх. ЗФИ объясняется влиянием активных тектонических процессов и широким распространением магматических тел.

Область распространения, где уровень катагенеза пород соответствует МК5, приурочена предположительно лишь к

самым западным прогибам Сорвестнагет, Бьёрная и Тромсо.

Верхнетриасовые НГМТ охарактеризованы пироли-тическими данными в акватории Печорского и Баренцева морей и на архипелагах Шпицберген и Земля Франца-Иосифа (рис. 23)(прим.: для норвежского сектора в силу большого количества данных на диаграммах приведены осредненные значения). Содержание Сорг изменяется в широких пределах от 0,13% до 10,0-28,8% в прослоях углистых аргиллитов на Лудловской, Северо-Мурманской, Арктической площадях. В западной части шельфа отмечается повсеместное развитие глинисто-углистых слоев с Сорг до 87%. В восточной части шельфа тип ОВ сме-шаный II-III, в то время как в западной - отмечается так же ОВ II и I типа (свиты Снадд и Фрюхольмен, рис. 23).

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

ÉdiliMÛili™ 1

Рис. 21. Карта вероятного распространения среднетриасовых нефтегазоматеринских отложений на Баренцево-Карском шельфе

Рис. 22. Карта прогноза катагенетической зрелости среднетриасовых нефтегазоматеринских отложений на Баренцево-Карском шельфе

Катагенетическая зрелость меняется от градации МК1 до МК4-МК5. Генерационный потенциал в среднем составляет 4,5 мг УВ/г породы и меняется в широких пределах от бедного до превосходного, достигая 262 мгУВ/г породы в углистых прослоях (скв. 7122/6-1, 7124/3-1).

На арх. Земля Франца-Иосифа верхнетриасовые породы обладают преимущественно бедным и

удовлетворительным газогенерационным потенциалом. Однако в скважине Северная отмечается присутствие черных карнийских глин с высоким содержанием ОВ (5,6-10,8%) гумусово-сапропелевого типа и превосходным нефтегазоматеринским потенциалом (Норина, 2014) Верхнетриасовые НГМТ имеют широкое площадное распространение (рис. 24). Единая область

900 800

700 600

8

р 500 %

>1

I 400 X

300 200

А 1 N \,

Л  и.зи °-0.7

и / / / И 5

м / ---- / / / / /

I 1 1 у \ ' /

1 £ 1 ' \ 1.25

¡дп й о!\ Й |\

Ьв " с;

1,00

превосходный

п

очень хороший

хорошии

удовлетворительны I

бедный

1Р

440 460 Т тах, °С

Адмиралтейский вал  Демидовско-Лудловская

седловина : Ферсмановское поднятие арх. Земля Франца-Иосифа

+ Малоземельско-Колгуевская моноклиналь

Южно-Баренцевская впадина д Южно-Баренцевская зона

ступеней : арх. Шпицберген

Поднятие Лоппа

Прогиб Хаммерфест Прогиб Тромсо Прогиб Нордкапп о Платформа Бъярмелэнд Платформа Финнмарк Прогиб Фингердъюпет

Рис. 23. А - Тип и степень катагенетического преобразования ОВ верхнетриасовых НГМТ Баренцевоморского и Печороморского шельфа и архипелагов. Б - Генерационный потенциал (по Espitalie, Боп!епауе, 1993) верхнетриасовых НГМТ Баренцевоморского и Печороморского шельфа и архипелагов.

Рис. 24. Карта вероятного распространения верхнетриасовых нефтегазоматеринских отложений на Баренцево-Карском шельфе

распространения ограничена на юге границей Южно-Баренцевской впадины, объединяет западную и восточную часть Баренцевоморского шельфа, южную часть архипелага Шпицберген и архипелага Земля Франца-Иосифа.

В позднетриасовую эпоху произошло общее обмеление бассейна, что обусловило преимущественно гумусовый тип ОВ и газогенерационный потенциал верхнетриасовых отложений. Обширная дельтовая равнина, периодически затопляемая морем, раскинулась в восточной, центральной и западной частях региона. Вероятно, во время этих трансгрессий сформировались углисто-глинистые пачки, обогащенные смешанным и сапропелевым ОВ. Эти прослои характеризуются хорошим и превосходным генерационным потенциалом (от 2,1 до 73,3 мг УВ/г породы в восточной части шельфа и от 15 до 262 мг УВ/ г породы в западной) и способны генерировать жидкие углеводороды.

Катагенетическая преобразованность ОВ пород верхнего триаса варьирует от незрелого ОВ менее 0,5%) на о. Колгуев, до зрелого (Я° 0,95-1,0%) - в центральных частях Южно-Баренцевской впадины (ЮБВ) и Северо-Баренцевской впадины (СБВ) и на арх. ЗФИ (рис. 25). Верхнетриасовая НГМТ вошла в ГЗГ лишь в пределах прогибов Бъорная. В пределах Южно-Баренцевской и Северо-Баренцевской впадин, в прогибах Святой Анны, Нордкапп и Хаммерфест, на поднятии Лоппа, в районе арх. Шпицберген верхнетриасовые НГМТ находятся на градациях катагенеза МК1-МК3. Исключение составляют поднятия Ферсмана и Федынского, где эти отложения незрелые (Норина, 2014).

Триасовые нефтегазоматеринские толщи с наилучшими свойствами и сапропелевым ОВ приурочены к лито-фациальной зоне глубокого шельфа, протягивавшейся

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ ^НВ

Рис. 25. Карта прогноза катагенетической зрелости верхнетриасовых нефтегазоматеринских отложений на Баренцево-Карском шельфе

в субмеридиональном направлении в западной части региона в раннем и среднем триасе (Норина, 2014). Другая область развития НГМТ с хорошим и превосходным генерационным потенциалом приурочена к Южно-Баренцевской впадине, где в периоды трансгрессий накапливались глинисто-углистые пачки, обогащенные гумусовым и смешаным ОВ (Катков и др., 2014).

Верхнеюрские НГМТ представлены темноокра-шенными глинистыми, реже карбонатно-глинистыми породами. В российском секторе Баренцевоморского шельфа в разрезе верхнеюрской толщи выделяется 2 пачки - оксфорд-киммериджская и волжско-берриас-ская. Мощность и генерационный потенциал этих пачек варьирует в пределах Баренцевоморского шельфа и на архипелаге Шпицберген (Бро, 1993; Leith, 1992; Ohm, 2008; Кирюхина, 2013). Содержание и тип ОВ в

оксфорд-киммериджской и волжско-берриасской пачках определялись палеогеографическими условиями. Тип керогена изменяется от преимущественно сапропелевого (скважины в юго-восточной части Баренцева моря) до гумусово-сапропелевого и гумусового (арх. Земля Франца-Иосифа и Шпицберген). В центральной части Южно-Баренцевской впадины оксфорд-киммериджские отложения характеризуются более высоким генерационным потенциалом, чем волжско-берриасские породы. Кимериджские «черные глины» обладают превосходным генерационным потенциалом и содержат смешанное ОВ, с преобладанием сапропелевого ОВ. Содержание Сорг=8,2-16,7 % (рис. 26). Титонские «черные глины» обладают неоднородными геохимическими свойствами. Вверх по разрезу наблюдается уменьшение содержания Сорг (от 8-16 % до 2-6 %) и ухудшение генерационного

V *

превосходный

очень хороший * 4А

хороший ♦ ш t А

+

X удовлетворительнь й

•

бедный

X Демидовско-Лудловская седловина

О Ферсмановское поднятие

арх. Земля Франца-Иосифа

Штокмановская седловина

♦ Южно-Баренцевская впадина н арх. Шпицберген

* Прогиб Тромсо

Прогиб Хаммерфест Прогиб Нордкапп Платформа Бъярмелэнд Прогиб Фингердъюпет

Рис. 26. А - Тип и степень катагенетического преобразования ОВ верхнеюрских НГМТ Баренцевоморского и Печороморского шельфа и архипелагов. Б - Генерационный потенциал (по Espitalie, Bordenave, 1993) верхнеюрских НГМТ Баренцевоморского и Печоромор-ского шельфа и архипелагов.

потенциала от отличного до удовлетворительного. Тип керогена изменяется от смешанного гумусово-сапропе-левого с высоким содержанием сапропелевого ОВ до гумусового. Генерационный потенциал от хорошего до превосходного (1,4-68,3 мг УВ/г. породы), в среднем составляя 23,3 мг УВ/г породы.

На западе Баренцевоморского шельфа верхнеюрские НГМТ выделяются в свите Хеккинген, подразделяемой на две пачки: Альге оксфорд-кимериджского возраста и Крилл титонского возраста. Содержание Сорг в пачке Альге изменяется от 1,2 до 27,9 %, пересчитанные на исходные значения показания генерационного потенциала изменяются от 1,4 до 95,5, в среднем 29 мг УВ/г породы (Ohm, 2008). Залегающая выше пачка Крилл содержит более низкие начальные концентрации Сорг = 0,8-9,9 % и значения генерационного потенциала - 1,1-29,3 мг УВ/г породы (в среднем 11,8 мг УВ/г породы) (Ohm, 2008). В качественном отношении ОВ относится к смешанному II-III типу с преобладанием сапропелевого ОВ (Leith, 1992; Ohm, 2008).

На арх. Шпицберген верхнеюрские НГМТ представлены свитой Агардфьеллет среднеоксфордско-среднети-тонского возраста. Разрез представлен пачками черных битуминозных аргиллитов, разделенными темно-серыми аргиллитами с меньшим содержанием ОВ. Содержание Сорг в битуминозных аргиллитах изменяется от 1 до 10%, в среднем составляет 3-4%. Тип ОВ преимущественно гумусовый (III), однако, в разрезе встречаются отдельные прослои, содержащие сапропелевый тип керогена (Leith, 1992).

В Южно-Карской впадине наличие и свойства верхнеюрской НГМТ - баженовской свиты - спрогнозированы на основе исследований керна Харасавэйского и Бованенковского месторождений Ульяновым Г.В. и Кирюхиной Т. А. с соавторами (Ульянов, 2011; Кирюхина

и др., 2011). Среднее содержание Сорг увеличивается в северном направлении: от 0,9% на Бованенковском месторождении до 4,8% на Харасавэйском. В этом же направлении отмечается и рост водородного индекса и, соответственно, генерационного потенциала - до 6,85 мгУВ/г породы, в среднем составляя 2,5-2,9 мгУВ/г породы. Тип ОВ преимущественно сапропелевый, что подтверждается так же преобладанием низкомолекулярных гомологов на хроматограммах (Ульянов, 2011). Степень зрелости также увеличивается на север от МК до МК4.

Верхнеюрские НГМТ накапливались в условиях некомпенсированной, вероятно, изолированной впадины на шельфе и широко распространены на Баренцевоморском шельфе (Суслова, 2013; Marin et al., 2020)(рис. 27). Эти породы распространены как на большей части Баренцевоморского шельфа, на Печорском шельфе и в Тимано-Печорском бассейне, так и в западной и юго-восточной части Северо-Карского бассейна (прогиб Уединения), в Южно-Карском бассейне, продолжаясь в Западно-Сибирский бассейн и Енисей-Хатангский прогиб.

Степень зрелости верхнеюрских отложений по результатам геохимических исследований на большей части шельфа Баренцева моря не превышает ПК3 (рис. 28). Только в центральной части Южно-Баренцевской впадины (Арктическая площадь) толщи достигли ГЗН и могли генерировать жидкие УВ, что косвенно подтверждается наличием микронефти в верхнеюрских аргиллитах Арктической площади (Маргулис 2008, Кирюхина, 2013). На арх. Земля Франца-Иосифа породы находятся на градации ПК (Tmax = 407-429оС), а на арх. Шпицберген - МК2 (Tmax = 446оС). Степень зрелости верхнеюрской НГМТ (баженовская свита и ее возрастные аналоги) в Южно-Карской впадине, в северной части Западно-Сибирского бассейна и Енисей-Хатангского

Рис. 27. Карта вероятного распространения верхнеюрских нефтегазоматеринских отложений на Баренцево-Карском шельфе

НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСЩЙ ЖУРНАЛ

Рис. 28. Карта катагенетической зрелости верхнеюрской НГМТБаренцева и Карского морей

регионального прогиба изменяется в широких пределах от градаций ПК до МК4. Однако прогнозируется, что большая часть верхнеюрской НГМТ на Баренцево-Карском шельфе находится в ГЗН.

Очаги нефтегазообразования и основные источники нефти Баренцевоморского шельфа

Основным очагом нефте- и газогенерации в восточной части шельфа на современном этапе изучения многими исследователями признается Южно-Баренцевская впадина, которая устойчиво погружалась, начиная с раннего палеозоя и на протяжении всего мезозоя, что привело к накоплению осадочного чехла толщиной до 18-20 км. Е.А. Маргулис (2008) рассматривает Южно-Баренцевскую впадину как очаг нефтегазогенерации, в пределах которого расположены три из четырех главных нефтематеринских свит - «черносланцевая» НГМТ верхнего девона, битуминозно-глинисто-кремнистая ассельско-сакмарская НГМТ и глинисто-битуминозная верхнеюрская НГМТ (Маргулис, 2008). В западной части шельфа основными очагами генерации являются прогибы Нордкапп, Хаммерфест, Бъорная и Тромсо. Основным очагом генерации верхнеюрской НГМТ на Западно-Арктическом шельфе являются прогибы норвежского сектора Баренцева моря и Южно-Карская впадина. Согласно выполненному анализу с учетом структурных и палеогеографических условий, прогнозируется очаг генерации в Северо-Баренцевской впадине, где общая мощность осадочных пород достигает 17 км.

Наилучшими генерационными характеристиками в восточной части Баренцевоморского шельфа обладают верхнеюрская, среднетриасовая и верхнетриасовая НГМТ, которые содержат смешаное и гумусовое органическое вещество и находятся в благоприятных

катагенетических условиях для генерации газа и, в меньшей степени, нефти. В акватории Печорского моря в ГЗН вошли НГМТ также верхнедевонского, каменноугольного и пермского возраста. Для западной части Баренцевоморского шельфа характерно увеличение содержания сапропелевого ОВ в средне-верхнетриасовых НГМТ, что определяет более высокий нефтегенерацион-ный потенциал.

Финансирование/Благодарности

Работа выполнена в рамках гранта РФФИ N° 20-55-20007 совместно с коллегами из Университета г. Берген. Авторы благодарят РФФИ за поддержку и коллег из Университета г. Берген (Норвегия) - Кристиана Эйде и Альбину Гильмуллину - за продуктивную совместную работу.

Коллектив авторов выражает благодарность рецензенту за указанные замечания и рекомендации.

литература

Баженова О.К., Бурлин Ю.К., Соколов. (2000). Геология и геохимия нефти и газа. Москва: Изд-во МГУ, 384 с.

Басов В.А., Василенко Л.В., Вискунова К.Г., Кораго Е.А., Корчинская М.В., Куприянова Н.В., Повышева Л.Г., Преображенская Э.Н., Пчелина Т.М., Столбов Н.М., Суворова Е.Б., Супруненко О.И., Суслова В.В., Устинов Н.В., Устрицкий В.И., Фефилова Л.А. (2009). Эволюция обста-новок осадконакопления Баренцево-Северо-Карского палеобассейна в фанерозое. Нефтегазовая геология. Теория и практика. http://www.ngtp. rn/rub/2/3_2009.pdf

Большакова М.А. (2008). Геолого-геохимические условия формирования нефтегазоносности Штокмановско-Лунинской мегаседловины: Дис. канд. геол.-мин. н. Москва, 143 с.

Бро Е.Г., Устинов Ю.В., Устицкий В.И.

Вассоевич Н.Б. Вассоевич О.М., Назаревич И.А. (1986). Геохимия органического вещества и происхождение нефти. Избранные труды. Москва: Наука, 368 с.

Тиссо Б., Вельте Д. (1981). Образование и распространение нефти. М.: Мир, 504 с.

Вискунова К.Г., Подгорных Л.В., Петрова В.И., и др. (2006). Создание каркасной сети бассейнового моделирования с целью оценки перспектив нефтегазоносности акватории Баренцева моря. Гос. контракт, С-Пб.: ФГУП ВНИИОкеангеология.

Данюшевская А.И. (1995). Нефтегазопроизводящие толщи фанеро-зойских отложений арктических островов. Геохимия, 10, с. 1495-1505.

Ермолкин В.И., Керимов В.Ю. (2012). Геология и геохимия нефти и газа. Москва: Недра, 460 с.

Казанин Г.С., Павлов С.П., Шлыкова В.В. и др. (2011). Сейсмо-геологическое строение Печорского и юго-восточной части Баренцева морей на основе интерпретации каркасной сети сейсмических профилей МОВ ОГТ 2Д. Геология и геоэкология континентальных окраин Евразии. Вып. 3. Москва: ГЕОС, с. 59-81.

Катков Д.А., Фомина Е.А., Каюкова А.В. (2015). Триасовые углеводородные системы южно-баренцевской впадины. Сб. трудов: Геология в развивающемся мире. Отв. ред. П. А. Белкин. Т. 2. Пермь, с. 396-400.

Кирюхина Н.М. (2013). Нефтегазогенерационный потенциал юрских отложений шельфа Баренцева моря. Дис. канд. геол.-мин. н. Москва.

Кирюхина Т. А., Ульянов Г В., Дзюбло А. Д., Холодилов В.А., Цемкало М.Л. (2011). Геохимические аспекты газонефтеносности юрских и доюрских отложений севера Западной Сибири и прилегающего шельфа. Газовая промышленность, 7, с. 66-70.

Маргулис Е.А. (2008). Факторы формирования уникального Штокмановского-Лудловского узла газонакопления в Баренцевом море. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 3. http://www.ngtp. ru/rub/5/17_2008.pdf

Маргулис Е.А. (2009). Эволюция Баренцевоморского региона и его углеводородные системы. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 4(2). http://www.ngtp.ru/rub/5/24_2009.pdf

Норина Д.А. (2014). Строение и нефтегазоматеринский потенциал пермско-триасовых терригенных отложений Баренцевоморского шельфа: Дис. канд. г.-м. н. Москва.

Норина Д.А., Ступакова А.В., Кирюхина Т.А. (2014). Условия осад-конакопления и нефтегазоматеринский потенциал триасовых отложений Баренцевоморского бассейна. Вестник Московского университета. Серия 4: Геология, с. 6-16. https://doi.org/10.3103/S0145875214010062

Ступакова А.В., Кирюхина Т.А., Суслова А.А., Норина Д.А. и др. (2015). Перспективы нефтегазоносности мезозойского разреза Баренцевоморского бассейна. Георесурсы, 2, с. 13-27. https://doi. org/10.18599/grs.61.2.2

Ульянов Г.В. (2011). Геолого-геохимические предпосылки газонефтеносности юрских отложений Южно-Карской впадины: дис. канд. г.-м. н., Москва

Espitalie J. and Bordenave M.L. (1993). Rock-Eval pyrolysis. In: M.L. Bordenave (Editor) Applied Petroleum Geochemistry. Technip ed., Paris, pp. 237-361.

Geological History of the Barents Sea (2009). Edited by Smelror M., Petrov O.V., Larssen G.B., Werner S.C. Geological survey of Norway, Trondheim, 135 p.

Gl0rstad-Clark E. (2011). Triassic platform-margin deltas in the western Barents Sea. Marine and Petroleum Geology, 28(7), pp. 1294-1314. https:// doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2011.03.006

Henriksen E., Ryseth A.E., Larssen G.B., Heide T., Ronning K., Sollid K., Stoupakova A.V. (2011). Tectonostratigraphy of the greater Barents Sea: implication for petroleum systems. Petroleum Geology. Memoir of the geological Society of London, Memoirs 35, pp. 163-195. https://doi. org/10.1144/M35.10

Leith T.L., Weiss H.M., Mork A., Arhus N., Elvebakk G., Embry A.F., Brooks P.W., Stewart K.R., Pchelina T.M., Bro E.G., Verba M.L., Danyushevskaya A., Borisov A.V. (1992). Mesozoic hydrocarbon source-rocks of the Arctic region. Arctic Geology and Petroleum Potential. Amsterdam, Elsevier, Norwegian Petroleum Society, pp. 1-25. https://doi. org/10.1016/B978-0-444-88943-0.50006-X

Marin, D., Helleren, S., Escalona, A., Olaussen, S., Cedeno, A.F., N0hr-Hansen, H., Sverre Ekrene Ohm, S.E. (2020). The Middle Jurassic to lowermost Cretaceous in the SW Barents Sea: Interplay between tectonics, coarse grained sediment supply and organic matter preservation. Basin Research, pp. 1-23. https://doi.org/10.1111/bre.12504

Ohm S.E., Karlsen D.A., Austin TJ.F. (2008). Geochemically driven exploration models in uplifted areas: Examples from the Norwegian Barents Sea. AAPGBulletin, 92(9), pp. 1191-1223. https://doi.org/10.1306/06180808028

Сведения об авторах

Антонина Васильевна Ступакова -доктор геол.-мин. наук, профессор, директор Института перспективных исследований нефти и газа, заведующая кафедрой геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова

Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, д. 1

Мария Александровна Большакова - кандидат геол.-мин. наук, старший научный сотрудник кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова

Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, д. 1

Анна Анатольевна Суслова - кандидат геол.-мин. наук, ведущий научный сотрудник кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова

Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, д. 1

Алина Владимировна Мордасова - кандидат геол.-мин. наук, научный сотрудник кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова

Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, д. 1

e-mail: a.mordasova@oilmsu.ru

Константин Олегович Осипов - аспирант кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова

Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, д. 1

Светлана Олеговна Ковалевская - студент магистратуры кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, д. 1

Татьяна Олеговна Колесникова -студент магистратуры кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, д. 1

Глеб Антонович Шевченко - студент бакалавриата кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, д. 1

Игорь Алексеевич Мастерков - студент бакалавриата кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, д. 1

Анастасия Алексеевна Цыганкова - аспирант кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова Россия, 119234, Москва, Ленинские горы, д. 1

Альбина Альбертовна Гильмуллина - аспирант факультета наук о Земле, Университет Бергена Норвегия, Берген, ул. Альегате, д. 41

Статья поступила в редакцию 18.02.2021;

Принята к публикации 21.04.2021; Опубликована 25.05.2021

НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСЩЙ ЖУРНАЛ

rEOPECyPCbl / GEORESOURCES

2021. T. 23. № 2. C. 6-25

IN ENGLISH

ORIGINAL ARTicLE

Generation potential, distribution area and maturity of the Barents-Kara Sea source rocks

A.V Stoupakova1, M.A. Bolshakova1, A.A. Suslova1, A.V. Mordasova1*, K.O. Osipov1, S.O. Kovalevskaya1, T.O. Kolesnikova1, G. Shevchenko1,I. Masterkov1, A.A. Tsigankova1, A.A. Gilmullina2

1Lomonosov Moscow State University, Moscow, Russian Federation 2University of Bergen, Bergen, Norway

**Corresponding author: Alina VMordasova, e-mail: a.mordasova@oilmsu.ru

abstract. Identification of the source rock potential and distribution area is the most important stage of the basin analysis and oil, and gas reserves assessment. Based on analysis of the large geochemical and geological data base of the Petroleum geology department of the Lomonosov Moscow State University and integration of different-scale information (pyrolysis results and regional palaeogeographic maps), generation potential, distribution area and maturity of the main source rock intervals of the Barents-Kara Sea shelf are reconstructed. These source rocks wide distribute on the Barents-Kara Sea shelf and are characterized by lateral variability of generation potential and type of organic matter depending on paleogeography. During regional transgressions in Late Devonian, Early Permian, Middle Triassic and Late Jurassic, deposited source rocks with marine organic matter and excellent generation potential. However in the regression periods, during the short-term transgressions, formed Lower Carboniferous, Upper Permian, Induan, Olenekian and Late Triassic source rocks with mixed and terrestrial organic matter and good potential.

Upper Devonian shales contain up to 20.6% (average -3%) of marine organic matter, have an excellent potential and is predicted on the Eastern-Barents megabasin. Upper Devonian source rocks are in the oil window on the steps, platforms and monoclines, while are overmature in the basins. Lower Permian shale-carbonate source rock is enriched with marine organic matter (up to 4%, average - 1.4%) and has a good end excellent potential. Lower Permian source rocks distribute over the entire Barents shelf and also in the North-Kara basin (Akhmatov Fm). These rocks enter the gas window in the Barents Sea shelf, the oil window on the highs and platforms and are immature in the North-Kara basin. Middle Triassic shales contain up to 11.2% of organic matter, there is a significant lateral variability of the features: an excellent generation potential and marine organic matter on the western Barents Sea and poor potential and terrestrial organic matter in the eastern Barents Sea. Middle Triassic source rocks are in the oil window; in the depocenters it generates gas. Upper Jurassic black shales are enriched with marine and mixed organic matter (up to 27,9%, average - 7.3%) and have an excellent potential. On the most Barents-Kara Sea shelf, Upper Jurassic source rock are immature, but are in the oil window in the South-Kara basin and in the deepest parts of the Barents Sea shelf.

Keywords: Barents-Kara Sea shelf, source rocks, organic matter, generation potential, maturity, paleogeorgraphy, basin analysis

recommended citation: Stoupakova A.V, Bolshakova M.A., Suslova A.A., Mordasova A.V., Osipov K.O., Kovalevskaya S.O., Kolesnikova T.O., Shevchenko G., Masterkov I., Tsigankova A.A., Gilmullina A.A. (2021). Generation potential, distribution area and maturity of the Barents-Kara Sea source rocks. Georesursy = Georesources, 23(2), pp. 6-25. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2021.2.1

acknowledgments

This work was carried out in the framework of RFBR grant No. 20-55-20007 in collaboration with colleagues from the University of Bergen. The authors thank the RFBR for support and colleagues from the University of Bergen (Norway) -Christian Eide and Albina Gilmullina- for productive joint work.

The authors would like to thank the reviewer for usefull comments and recommendations.

references

Basov V.A., Vasilenko L.V., Viskunova K.G., Korago E.A., Korchinskaya M.V., Kupriyanova N.V., Povysheva L.G., Preobrazhenskaya E.N., Pchelina T.M., Stolbov N.M., Suvorova E.B., Suprunenko O.I., Suslova V.V., Ustinov N.V., Ustritskii V.I., Fefilova L.A. (2009). Evolution of sedimentation environment in the Barents-North Kara paleobasin in the Phanerozoic. Neftegazovaya Geologiya. Theoria i praktika = Petroleum Geology -Theoretical and Applied Studies. http://www.ngtp.ru/rub/2/3_2009.pdf

Bazhenova O.K., Burlin Yu.K., Sokolov B.A., Khain V.E.

Bolshakova M.A.

Bro E.G., Ustinov Yu.V., Ustitskii V.I.

Danyushevskaya A.I.

Ermolkin V.I., Kerimov V. Yu.

Espitalie J. and Bordenave M.L. (1993). Rock-Eval pyrolysis. In: M.L. Bordenave (Editor) Applied Petroleum Geochemistry. Technip ed., Paris, pp. 237-361.

Geological History of the Barents Sea (2009). Edited by Smelror M., Petrov O.V., Larssen G.B., Werner S.C. Geological survey of Norway, Trondheim, 135 p.

Gl0rstad-Clark E. (2011). Triassic platform-margin deltas in the western Barents Sea. Marine and Petroleum Geology, 28(7), pp. 1294-1314. https:// doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2011.03.006

Henriksen E., Ryseth A.E., Larssen G.B., Heide T., Ronning K., Sollid K., Stoupakova A.V (2011). Tectonostratigraphy of the greater Barents Sea: implication for petroleum systems. Petroleum Geology. Memoir of the geological Society of London, Memoirs 35, pp. 163-195. https://doi. org/10.1144/M35.10

Katkov D.A., Fomina E.A., Kayukova A.V.

Kazanin G.S., Pavlov S.P., Shlykova V.V. et al. (2011). Seismic-geological structure of the Pechora and the southeastern part of the Barents Seas based on interpretation of the seismic profiles of the CDP 2D MOV. Geology and geoecology of the continental margins of Eurasia, vol. 3. Moscow: GEOS Publ, pp. 59-81.

Kiryukhina N.M.

Kiryukhina T. A., Ul'yanov G. V., Dzyublo A. D., Kholodilov V.A., Tsemkalo M.L.

Leith T.L., Weiss H.M., Mork A., Arhus N., Elvebakk G., Embry A.F., Brooks P.W., Stewart K.R., Pchelina T.M., Bro E.G., Verba M.L., Danyushevskaya A., Borisov A.V. (1992). Mesozoic hydrocarbon source-rocks of the Arctic region. Arctic Geology and Petroleum Potential. Amsterdam, Elsevier, Norwegian Petroleum Society, pp. 1-25. https://doi. org/10.1016/B978-0-444-88943-0.50006-X

Margulis E.A. (2008). Factors of the formation of the unique Shtokman-Ludlovsky gas accumulation node in the Barents Sea. Neftegazovaya Geologiya. Theoria ipraktika = Petroleum Geology - Theoretical and Applied Studies, 3. http://www.ngtp.ru/rub/5Z17_2008.pdf

Margulis E.A. (2009). Evolution of the Barents Sea region and its hydrocarbon systems. Neftegazovaya Geologiya. Theoria i praktika = Petroleum Geology - Theoretical and Applied Studies, 4(2). http://www. ngtp.ru/rub/5/24_2009.pdf

Marin, D., Helleren, S., Escalona, A., Olaussen, S., Cedeno, A.F., N0hr-Hansen, H., Sverre Ekrene Ohm, S.E. (2020). The Middle Jurassic to lowermost Cretaceous in the SW Barents Sea: Interplay between tectonics, coarse grained sediment supply and organic matter preservation. Basin Research, pp. 1-23. https://doi.org/10.1111/bre.12504

Norina D.A. The structure and oil and gas potential of the Permian-Triassic terrigenous deposits of the Barents Sea shelf. Cand. geol. and min. sci. diss. Moscow: MSU, 2014.

Norina D.A., Stupakova A.V., Kiryukhina T.A. (2014). Sedimentation conditions and oil and gas source potential of Triassic deposits in the Barents Sea basin. Moscow University Geology Bulletin, pp. 6-16 (In Russ.) https:// doi.org/10.3103/S0145875214010062

Ohm S.E., Karlsen D.A., Austin T.J.F. (2008). Geochemically driven exploration models in uplifted areas : Examples from the Norwegian Barents Sea. AAPGBulletin, 92(9), pp. 1191-1223. https://doi.org/10.1306/06180808028 Stoupakova A.V., Kiryukhina T.A., Suslova A.A., Norina D.A., Mayer N.M., Pronina N.V., Mordasova A.V. (2015). Oil and gas prospects in the Mesozoic section ofthe Barents Sea basin. Georesursy = Georesources, 2(61), pp. 13-27. (In Russ.) https://doi.org/10.18599/grs.61.2.2

Ul'yanov G.V.

Vassoevich N.B. Vassoevich O.M., Nazarevich I.A.

Tissot B., Welte D. (1984). Petroleum Formation and Occurrence. Springer, Berlin, Heidelberg, 702 p. https://doi.org/10.1007/978-3-642-87813-8

Viskunova K.G., Podgornykh L.V., Petrova V.I. et al.

About the Authors

Antonina V. Stoupakova - DSc (Geology and Mineralogy), Professor, Head of the Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University

1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation

Maria A. Bolshakova - PhD (Geology and Mineralogy), Senior Researcher, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University

1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation

Anna A. Suslova - PhD (Geology and Mineralogy), Leading Researcher, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University

1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation

Alina V. Mordasova - PhD (Geology and Mineralogy), Researcher of the Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University

1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation e-mail: a.mordasova@oilmsu.ru

Konstantin O. Osipov - PhD student, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University

1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation

Svetlana O. Kovalevskaya - Graduate student, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University 1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation

Tatiana O. Kolesnikova - Graduate student, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University

1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation

Gleb A. Shevchenko - Undergraduate student, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University

1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation

Igor A. Masterkov - Undergraduate student, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University

1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation

Anastasia A. Tsygankova - PhD student, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University

1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation

Albina A. Gilmullina - Postgraduate Student, Department of Earth Science, University of Bergen 41, Allegaten, Bergen, Norway

Manuscript received 18 February 2021;

Accepted 21 April 2021; Published 25 May 2021

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕйРЕСУРСЫ