Факторы формирования уникального Штокмановско-Лудловского узла газонакопления в Баренцевом море

УДК 553.981.2

Маргулис Е.А.

ФАКТОРЫ ФОРМИРОВАНИЯ УНИКАЛЬНОГО ШТОКМАНОВСКО-ЛУДЛОВСКОГО УЗЛА ГАЗОНАКОПЛЕНИЯ

В БАРЕНЦЕВОМ МОРЕ

Три крупнейшие месторождения газа и газоконденсата - Штокмановское, Лудловское и Ледовое - образуют уникальный узел газонакопления в центральной части российского шельфа Баренцева моря. Формирование Штокмановско-Лудловского узла газонакопления обязано благоприятному сочетанию историко-геологических факторов, анализ которых позволяет прогнозировать в его пределах новые крупные месторождения газа и газоконденсата.

Ключевые слова: Баренцево море, юрские отложения, флюидоупоры, коллекторы, аккумуляция, генерация, катагенез, газосборная площадь.

Общий структурный план региона, характеристика осадочного выполнения

и история его развития

Восточно-Баренцевский мегапрогиб - крупнейшая региональная структура, в центральной части которой размещается Штокмановско-Лудловский узел газонакопления (рис. 1). Мегапрогиб длиной 1250 км и шириной 375 км занимает практически всю площадь российского шельфа Баренцева моря. Он состоит из цепочки глубоких впадин (Южно- и Северо-Баренцевских и Нансена), окаймляющих с запада Новоземельскую гряду. По времени образования Восточно-Баренцевский мегапрогиб коррелятивен становлению Пайхой-Новоземельского звена Уральского орогена и ортогонально наложен на палеозойско-триасовые тектонические элементы, но его наиболее погруженная Южно-Баренцевская впадина наследует положение древних отрицательных структур.

Южно- и Северо-Баренцевские впадины - уникальные области прогибания земной коры, принадлежащие по ЯП. Маловицкому к классу пелагогенных впадин или батисинеклиз. Впадины этого класса аккумулируют большинство геологических признаков, благоприятных для формирования крупных скоплений нефти и газа: огромная мощность осадочного чехла; рифтогенная и деструкционная структура основания, большой набор пород, могущих быть флюидоупорами или коллекторами.

Северо- и Южно-Баренцевские впадины разделены крупной региональной седловиной, на которой и расположены Штокмановское, Лудловское и Ледовое месторождения. Седловина приподнята относительно впадин по кровле юрских отложений на 0,5-0,8 км и имеет сложное строение.

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

Границы тектонических элементов:

"I - Южно-Баренцевская синеклиза \^\ ' “^порядковых

- крупнейших

1 - Северо-Баренцевская синеклиза

111 | - впадина Нансена

1 - Лудловская седловина

- крупных

| - Штокмановская перемычка

- глубинные разломы

\£/К?/\ - разломы

Е-31 ' изогипсы кровли ----1 палеозойских карбонатов

Рис. 1. Баренцево море. Восточно-Баренцевский мегапрогиб

Она состоит из двух положительных морфоструктур: Лудловской седловины

субширотного простирания, соединяющей поднятия Центральной Банки и южное окончание Адмиралтейского вала, и Штокмановской региональной перемычки, трассирующейся от свода Федынского также до южного окончания Адмиралтейского вала. Между Лудловской седловиной и Штокмановской перемычкой располагается Северная депрессия Южно-Баренцевской впадины.

Лудловская седловина выражена по всем горизонтам осадочного чехла и состоит из двух крупных поднятий, погружающихся навстречу друг другу. С запада - это восточная периклиналь поднятия Центральной Банки, с востока - погружение валообразного поднятия, ответвляющегося от Адмиралтейского вала. Западная часть Лудловской седловины характеризуется резким погружением на восток всех горизонтов позднего палеозоя-мезозоя. Она осложнена двумя крупными брахискладками: сводом Ферсмана и структурой

Медвежьей; по поверхности верхнего палеозоя им отвечают наклоненные на восток террасы, разбитые многочисленными разломами. Восточная часть Лудловской седловины протягивается в субширотном направлении на расстояние около 170 км и представляет собой сложный гемивал, погружающийся на запад под углами 1-30. В наиболее приподнятой части седловины располагается Лудловское газовое месторождение, связанное с выраженной по всем горизонтам крупной брахискладкой.

Штокмановская перемычка соединяет свод Федынского и Адмиралтейский вал в единую структурную зону. Эта структура является отражением древней (палеозойской) рифтогенной структуры, заложенной вдоль погребенной цепи каледонид, протягивающейся из Северной Норвегии к северной оконечности Новой Земли и сопровождающейся в осадочном чехле серией крупных поднятий (свод Федынского, Штокмановская и Ледовая брахиантиклинали, Адмиралтейский вал).

Осадочный чехол Восточно-Баренцевского мегапрогиба в бортовых частях отчетливо разделяется на 5 структурных ярусов. В Южно-Баренцевской впадине позднепалеозойско-раннемезозойское время было временем непрерывного осадконакопления.

Отложения рифейско-нижнедевонского яруса, как установлено глубинными сейсмическими исследованиями последних лет, в пределах восточной части Баренцева моря присутствуют практически повсеместно [Дараган-Сущёва и др., 1998]. В основании рифейско-нижнедевонского субширотного мегапрогиба, распространяющегося от Кольского п-ва через Южно-Баренцевскую впадину в Карское море выявлена система грабенообразных

структур возможно рифтогенной природы. Максимальная мощность рифейско-нижнедевонского яруса в мегапрогибе достигает 5 км и более.

Средне-верхнедевонский структурный ярус отвечает периоду раскола и раздвижения платформенного субстрата и формированию глубоководного океанического прогиба субширотного простирания, частично наследующего простирание нижнепалеозойского. Ярус представлен океаническими эффузивно-кремнистыми образованиями девона и глубоководными черносланцевыми каменноугольно-нижнепермскими толщами мощностью от 1,0 до 1,5 км (рис. 2).

Центральная и северная Южная часть

части прогиба прогиба

Рис. 2. Геологические разрезы палеозойских отложений Центрально-Баренцевского

глубоководного прогиба1

1 * по данным разрезов Новой Земли (Болдырев и др., 1979, Нехорошева и др., 1979),

** по данным скв. Адмиралтейской

Нижнепермско-триасовый структурный ярус характеризует этап лавинного заполнения терригенным материалом девонско-пермского субокеанического прогиба. Он сопровождался интенсивным изостатическим погружением региона и активным триасовым основным вулканизмом. Пермские отложения южной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба мощностью до 5 км имеют отчетливое клиноформное строение, фиксирующее продвижение фронта лавинного осадконакопления с юга на север и представляющее собой толщу дельтовых, авандельтовых и склоновых осадков и образований подводных конусов выноса.

Пермские отложения северной части сложены глинистыми и глинисто-карбонатнокремнистыми депрессионными образованиями мощностью менее 2 км. Заполнение глубоководной впадины завершают татарские и ранне-среднетриасовые отложения. Депоцентр молассоидных триасовых осадков, очевидно, располагался на юге Северного о-ва Новой Земли, и, возможно, ещё восточнее в Карском море, о чем свидетельствует распределение мощностей триасовых отложений от 2 км в Печорском море до 5-6 км в Приновоземелье (рис. 3).

Юрский структурный ярус (время заложения современной структуры Восточно-Баренцевского мегапрогиба) несогласно ложится на триасовые отложения в Приновоземелье и согласно перекрывает их в срединной части мегапрогиба (рис. 4). Во впадинах мощность терригенных юрских отложений не превышает 2,0 км. Юрским отложениям свойственны умеренные мощности, в целом подчиненные современной структуре мегапрогиба. Юрский депоцентр несколько смещен на восток относительно осевой части Восточно-Баренцевского мегапрогиба.

Меловой-кайнозойский структурный ярус залегает в виде плитного покрова на юрских образованиях. Нижняя часть яруса (неокомские отложения) заполняют неровности позднекиммерийского рельефа. Более молодые меловые образования перекрывают различные тектонические области Баренцева моря. Общая мощность меловых осадков возрастает к центрам впадин до 2,8-3,0 км. На ранний кайнозой приходится общий подъем и эрозия Баренцевоморского региона. В акватории обнаружены лишь плиоцен-четвертичные отложения мощностью до 120-150 м. Эрозия отложений в период кайнозойского аплифта составила в пределах Восточно-Баренцевского мегапрогиба около 500 м. Нефтегазоматеринские свиты

В пределах Восточно-Баренцевского мегапрогиба распространены все главные нефтематеринские свиты (НМС) Баренцевоморского региона: верхнедевонско-

каменноугольная, пермская, нижне-средне-триасовая и верхнеюрская, генерационный

потенциал которых способствовал образованию Штокмановско-Лудловского уникального узла газонакопления.

Рис. 3. Литолого-фациальная схема триаса Баренцева моря

Условные обозначения:

Литофации: 1 - глубоководные; 2 - шельфовые; 3 - шельфовые и лагунные; 4 - лагунноконтинентальные; 5 - континентальные; 6 - триасовый континентальный склон; 7 - современный континентальный склон; 8 - триасовый вулканизм; 9 - изопахиты, км; 10 - скважины, мощность триаса; 11 - выход триасовых отложений на поверхность, их мощность

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ:

- разновозрастные породы фундамента

- сейсмические условные отражающие горизонты и их возрастная индексация

разрывные нарушения

- отражения от пластовых интрузий

Рис. 4. Схематический геологический разрез южной части Баренцева моря

© Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2008

www.ngtp.ru

«Черносланцевая» НМС верхнедевонско-каменноугольного возраста формировалась в субокеаническом прогибе в период деструкции земной коры, сопровождаемой излияниями океанических базальтов. Ареал её распространения в пределах Восточно-Баренцевского мегапрогиба охватывает современные Южно-Баренцевскую впадину, Штокмановскую перемычку и Лудловскую седловину, Адмиралтейский вал, северную и центральную части Новой Земли. Современные глубины её залегания 7-13 км. Её строение и состав изучены в естественных выходах на Новой Земле [Нехорошева, Патрунов, 1979]. Свита сложена черными кремнисто-карбонатно-глинистыми тонкослоистыми аргиллитами мощностью 350650 м. Содержание сапропелевого рассеянного органического вещества (РОВ) достигает 12%. Степень его катагенических преобразований в акватории неизвестна. Современные глубины залегания НМС позволяют предполагать, что генерационный потенциал свиты практически исчерпан. По аналогии с формационными и возрастными аналогами НМС (толеровая формация лемвинской зоны Полярного Урала) её совокупный генерационный потенциал может быть оценен около 8 т УВ/м2.

Битуминозно-кремнисто-глинистая НМС пермского возраста располагается внутри ареала распространения «черносланцевой» НМС верхнего девона-карбона. Она образована дистальными частями пермских клиноформ, с юга лимитируется кунгурским континентальным склоном позднепалеозойского субокеанического прогиба, с севера -северным бортом этого прогиба. Отложения пермской нефтематеринской свиты вскрыты бурением на Адмиралтейской площади (Адмиралтейский вал) и обнажены на Северном острове Новой Земли. Разрез свиты представлен темносерой до черной монотонной алевролито-аргиллитовой толщей мощностью около 2 км (скв. 1-Адмиралтейская). Интенсивная пиритизация, ровная тонкая слоистость и полное отсутствие макрофауны свидетельствует об абиссальных условиях её осадконакопления. Современная глубина залегания НМС - 6-7 км в Южно-Баренцевской впадине, 1-4 км - на Адмиралтейском валу, на Новой Земле - на дневной поверхности. ОВ преимущественно водорослевое, его содержание достигает 10 % породы. Степень катагенетического изменения не изучена. Данные по преобразованию ОВ углистых прослоев в кровле самых молодых слоев перми в Кармакульском прогибе (Яшах 0,75-0,85) дают возможность предполагать, что верхняя часть разреза НМС ещё может находится в главной зоне нефтегенерации. Совокупный генерационный потенциал свиты оценивается около 10 т УВ/м2 по аналогии с таковым для генетически сходных толщ.

Нижне-среднетриасовая НМС битуминозных глин сложена тонкослоистыми битуминозными глинами, сформировавшимися в глубоководных условиях. Глины интенсивно пиритизированы, богаты фосфоритовыми конкрециями и обладают всеми признаками отложнений, накопленных в условиях «седиментационного голода». Отложения триасовой НМС распространены преимущественно в западной части Баренцева моря; они хорошо изучены на Свальбардской платформе, вскрыты скважинами в Восточном Финнмарке, устанавливаются в виде конденсированных разрезов на сейсмических профилях. В виде отдельных мощных горизонтов (до 100 м и более) они присутствуют в разрезах нижнего-среднего триаса, вскрытых глубокими скважинами на арх. Земля Франца-Иосифа, драгированы со дна желоба Франца-Виктория. Выполненный литолого-фациальный анализ позволяет прогнозировать распространение триасовой НМС в пределах Восточно -Баренцевского мегапрогиба - в Северо-Баренцевской впадине, на Лудловской седловине, в северных и западных районах Южно-Баренцевской впадины. Слагающие НМС глины характеризуются очень высоким содержанием Сорг (0,9-17%) сапропелевого (коллоальголитового) состава. Практически повсеместно триасовые нефтематеринские породы находятся в рамках ГЗН, на градациях МК2-3. Современные глубины залегания НМС в Восточно-Баренцевском мегапрогибе - 4-6 км. В свите протекали активные процессы генерации, когда триасовой нефтью сформирована нефтяная залежь месторождения Сновит, известны многочисленные притоки нефти из триасовых отложений (бассейн Хаммерфест, поднятие Лоппа).

НМС битуминозных глин верхней юры практически повсеместно распространена в пределах Восточно-Баренцевского мегапрогиба. Она залегает на глубинах от 1 до 2,5 км. Содержание Сорг в её породах составляет до 13-16%. На основной площади мегапрогиба юрская НМС еще не достигла ГЗН, её породы преобразованы до ПК2 - редко МК1. В наиболее погруженной центральной части Южно-Баренцевской впадины в глинах верхнеюрской НМС на глубине 2,5 км обнаружена капельно-жидкая нефть (скв. 1. Арктической площади). Совокупный генерационный потенциал верхнеюрской НМС оценен в 15-20 т УВ/м2 по аналогии с верхнеюрскими глинами Северного моря и Западной Сибири, формационных и возрастных аналогов волжских глин Баренцева моря.

Главные очаги генерации УВ

Образование и пространственное положение очагов генерации УВ контролируется структурой седиментационного бассейна, районами наиболее глубокого и продолжительного погружения, геотемпературными и флюидобарическими условиями.

Как следует из вышеизложенного, главный депоцентр осадконакопления, практически не прекращающегося в верхнем палеозое - мезозое (возможно, в палеозое-мезозое) и сопровождающегося устойчивым погружением, в Баренцевом море располагался в пределах Южно-Баренцевской впадине, где накопилось до 22 км осадков. В его пределах расположены три из четырех главных нефтематеринских свит - «черносланцевая» НМС верхнего девона-карбона, битуминозно-глинисто-кремнистая НМС перми и верхнеюрская НМС битуминозных глин.

Второй близкий по масштабам очаг нефтегазообразования расположен в менее изученной Северо-Баренцевской впадине, где общая мощность осадков достигает 17 км, и прогнозируется распространение высокопродуктивных НМС - зрелой триасовой в пределах «нефтяного окна» и верхнеюрской, расположенной в верхней зоне газооборазования.

По нашим представлениям наибольшее влияние на формирование Штокмановско-Лудловского узла газонакопления имел Южно-Баренцевский очаг.

Анализ геотермических и геолого-геохимических материалов показал, что в Южно-Баренцевском очаге процессами генерации был охвачен практически весь осадочный чехол. Зафиксированные в главной зоне газообразования верхнепалеозойские отложения, богатые сапропелевой органикой, продуцировали как нефтяные, так и газообразные УВ.

Катагенические изменения рассеянного ОВ мезозойских отложений Южно-Баренцевской впадины находятся в диапазоне градации ПК3-МК2. Степень катагенеза ОВ триасовых отложений варьирует от МК1 до МК3, нижне-среднеюрских от МК1 до МК2 (в центральной части впадины), верхнеюрских ПК3-МК1, нижнемеловых - ПК3.

Триасовые и нижнеюрские отложения, находящиеся в наиболее благоприятных для генерации нефти термобарических условиях, представлены в пределах южной и центральной частей Южно-Баренцевского очага красноцветно-пестроцветными образованиями нижнего-среднего триаса, практически не содержащими рассеянного ОВ, и мощными угленосными толщами верхнего триаса-нижней юры, которые продуцировали с начала юрской эпохи значительный объем газообразных УВ. Верхнеюрские и неокомовые морские и прибрежноморские толщи, находятся в верхней зоне газообразования и не достигли оптимальных для нефтеобразования термобарических условий. В целом, в Южно-Баренцевском очаге преобладали процессы газообразования, и огромные объемы газа поступали в относительно приподнятую Штокмановско-Лудловскую область аккумуляции УВ.

Генезис залежей газа и газоконденсата Штокмановско-Лудловского узла газонакопления

Залежи газа и газоконденсата Штокмановско-Лудловского узла газонакопления принадлежит достаточно специфической газоконденсатной системе, характеризующейся небольшими глубинами залегания, низким конденсатосодержанием (20 см3/м3) и метановонафтеновым (до 70 % нафтеновых УВ) составом конденсатов. Конденсаты малосмолистые, бессернистые, беспарафиновые, тяжелые (0,841-0,847), относящиеся к категории первичных конденсатов [Захаров, Кулибакина, Толстикова, 1998]. Подобные конденсаты определяют, как правило, существование «верхней зоны конденсатообразования», предшествующей зоне нефтеобразования и образуются в протокатагенетической, возможно, раннекатагенетической зоне при палеотемпературах 70-900С. Свободный газ верхнеюрской залежи Штокмановского месторождения сухой метановый. В то же время газ среднеюрских залежей относится к категории газов этанового типа. Такая пестрота в составе газов Штокмановского месторождения, присутствие в Южно-Баренцевском очаге мощных сапропеленосных верхнепалеозойских толщ НМС на высоких градациях катагенеза, зрелых угленосных ГМС верхнего триаса-нижней юры и битуминозно-глинистой НМС на градациях протокатагенеза даёт основание предполагать в залежах Штокмановско-Лудловского узла смешение газов, генерированных разными источниками УВ на всех этапах катагенетической эволюции. Седиментология продуктивных отложений Штокмановско-Лудловского узла газонакопления; коллекторы и флюидоупоры

Гигантские залежи газа и газоконденсата месторождений Штокмановско-Лудловского узла газонакопления связаны со средне-верхнеюрскими отложениями. На Штокмановском месторождении залежи приурочены к 3 песчаным пластам (Ю0, Ю1, Ю2) в верхней и средней частях разреза, на остальных - только к верхнему пласту Ю0. Юрские отложения, вскрытые на поднятии Ферсмана, залежей не содержат. Такое распределение газоносных отложений связано с внутренней седиментационной структурой юрских отложений.

В пределах центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба юрские отложения характеризуются полным стратиграфическим объемом и значительными мощностями до 11,5 км. С подстилающими триасовыми и перекрывающими неокомовыми толщами они образуют непрерывный разрез. Верхняя батско-волжская часть разреза сложена преимущественно глинами, её строение в пределах центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба, в целом, выдержано. Верхнеюрские отложения сложены депрессионными гаммаактивными черными глинами, которые на Штокмановском месторождении перекрывают продуктивный пласт песчаников (рис. 5).

Рис. 5. Депрессионные верхнеюрские глины

Этот пласт практически не содержит глинистых пропластков, имеет мощность в 80 м,

его эффективная мощность достигает 46,5 м; фильтрационно-емкостные параметры песчаников превосходны - открытая пористость 22 - 24 %, проницаемость 436,4 - 883,2 мБ. Три нижние комплекса сформированы за счет дельты, наступавшей с востока в достаточно глубоководный бассейн.

Два верхних дельтовых комплекса (ааленско-байосский и байосский) содержат субаквальные дельтовые песчаники (пласты Ю1, Ю1.1, Ю2, Ю3) - основные коллекторские горизонты Штокмановско-Лудловского узла газонакопления. Продуктивные пласты характеризуются мощностями от 3,0 до 68,8 м; их эффективная мощность варьирует от 5,7 до 50,9 м. Песчаники обладают высокими емкостно-фильтрационными свойствами, (открытая пористость 16 - 19 %, проницаемость 11,2 - 502,3 мБ), обеспеченными слабым уплотнением, седиментационной зрелостью обломочного материала, небольшим содержанием (до 15 %) и каолинитовым составом цемента (рис. 6, 7).

В кровле юрских отложений развит региональный волжский флюидоупор мощностью 50 - 70 м, сложенный в пределах Штокмановско-Лудловского узла однородными аргиллитоподобными глинами с тонкой горизонтальной слоистостью и невысокой плотностью 1,97 - 2,18 г/см3. Его региональное распространение способствует высокой сохранности юрских залежей.

Рис. 6. Строение и состав порового пространства юрских продуктивных песчаников

Таким образом, феномен Штокмановско-Лудловского узла газонакопления обусловлен

сочетанием нескольких благоприятных факторов:

- пространственным совпадением рифейско-нижнедевонских, девонско-нижнепермских, позднепермских-триасовых и мезозойских отрицательных структур;

- длительным и непрерывным погружением региона;

- наличием нескольких зрелых высокопродуктивных НМС и крупнейшего Южно-Баренцевского очага генерации УВ;

- существованием относительно приподнятой газосборной области и наличием крупных структурных ловушек в её пределах;

- широким распространением уникальных по своим возможностям юрских песчаных толщ с высоким качеством пород-коллекторов;

- регионального распространения высококачественного волжского флюидоупора.

Рис. 7. Электронно-микроспические снимки глинистых минералов порового пространства юрских песчаников

Ареал Штокмановско-Лудловского узла газонакопления может быть расширен за счет опоискования Ферсмановского, Шатского, Лунинского поднятий и прилегающих к Штокмановскому и Лудловскому месторождениям крупных безымянных структур. Вероятным крупным месторождением может быть также поднятие Центральной Банки, расположенное в спорных водах России и Норвегии.

Литература

Дараган-Сущева Л.А., Павленкин А.Д., Поселов В.А., Буценко В.В. Строение допермских осадочных бассейнов Баренцево-Карской шельфовой мегаплиты // Труды 3 Межд. конфер. Освоение шельфа Арктических морей России. Ч. 1. СПб., 1998. С. 239-246.

Захаров Е.В., Кулибакина И.Б., Толстикова Т.А. Прогноз газоконденсатных скоплений на шельфе наиболее перспективных морей // Перспективы выявления и освоения месторождений газа, конденсата и нефти на шельфе морей России. М.: ВНИИгаз, 1998. С. 34-41.

Нехорошева Л.В., Патрунов Д.К. Разрез верхнесилурийских - девонских отложений залива Медвежий на Северном острове Новой Земли. Л.: НИИГА, 1979. С. 53-82.

Рецензент: Баженова Татьяна Константиновна, доктор геолого-минералогических наук.