Месторождения углеводородного сырья российского шельфа Арктики: геология и закономерности размещения

Месторождения углеводородного сырья российского шельфа Арктики: геология и закономерности размещения

Э.В. Шипилов

НИИ Моргеофизики

Аннотация. Дана характеристика геологического строения морских месторождений нефти и газа трех осадочных бассейнов: Печорского, Южно-Баренцевского и Южно-Карского. Анализируются особенности их распределения, тектонической приуроченности и условий размещения, в том числе и в геодинамическом аспекте.

Abstract. The geological structure characteristics of oil and gas fields, known by the end of 1998, of three sedimentary basins - the Petchora Sea, the South-East Barents Sea and the South-Kara Sea basins - have been given in the paper. The paper analyses the peculiarities of their space distribution associated with tectonics and geodynamics.

1. Введение

В пределах Арктического пояса окраинно-континентальных платформ Евразии, как нигде в другом месте земного шара, получили развитие многочисленные бассейны, различные по размерам и амплитуде прогибания, в которых сосредоточен колоссальный суммарный объем осадочных образований, включающих отложения в общей сложности всего фанерозоя. Эти бассейны обладают огромным углеводородным потенциалом. Среди осадочных бассейнов Арктического шельфа России наиболее изучены геолого-геофизическими методами бассейны западного сектора, географически относящиеся к южным областям Баренцева и Карского морей. Сейсмическими работами здесь выявлено свыше 140 в различной степени перспективных на углеводородное сырье локальных объектов. Пробурено около 50 морских глубоких скважин. Ряд скважин параметрического и разведочного бурения пройден на островах (о. Колгуев, Печорское море; острова Белый и Свердруп, Карское море). В результате проведения геологоразведочных работ открыт целый ряд месторождений углеводородов, в том числе несколько гигантских по запасам.

Сделанные открытия, а также то, что указанные бассейны лежат на подводном продолжении крупнейших нефтегазоносных провинций мира - Тимано-Печорской и Западно-Сибирской, -свидетельствуют, что нефтегазовый потенциал этого уникального региона еще только начинает раскрываться.

Следует заметить, что в норвежской части Баренцева моря известны две группы небольших месторождений, пространственно связанных с пограничными зонами бассейнов Хаммерфест и Нордкап. Залежи, в основном газовые, открыты в резервуарах преимущественно юрских, верхнетриасовых и, в незначительной степени, нижнемеловых отложений. При этом два месторождения - Сновит и Аскеллад -содержат половину открытых здесь газовых ресурсов (Spenser et al., 1993). В первом имеет место небольшая нефтяная залежь. Нефтеносность (непромышленная) палеозойских (верхнепермских) отложений установлена также на Финмаркенской платформе, в 50 км к северу от мыса Нордкап (блок 7128/4).

В предлагаемой работе приводятся характеристики геологического строения практически всех известных сегодня месторождений нефти и газа шельфа Российской Арктики, а также некоторые результаты исследований, касающиеся закономерностей их размещения и приуроченности.

Представляется, что данная работа будет полезна не только специалистам, но и преподавателям и студентам геологической, географической и геоэкологической специализаций, так как по сути впервые знакомит читателя с практическими результатами работ мурманских морских геологоразведочных организаций на шельфе Арктики.

2. Краткая характеристика нефтегазоносных бассейнов

К концу 1998 г. на шельфе Российской Арктики открыто 15 различных по запасам месторождений углеводородов (рис. 1). Месторождения принадлежат трем осадочным бассейнам: морскому продолжению Тимано-Печорского, Южно-Баренцевскому и Южно-Карскому. Бассейны различаются как по особенностям строения, генезису, истории и динамике развития, так и по характеру распределения, структурно-тектонической и стратиграфической приуроченности месторождений. Вместе с тем, указанные бассейны пространственно весьма тесно сопряжены, представляя в современном тектоническом плане своеобразное трио структур земной коры. Исходя из особенностей

строения, тектонической позиции и геодинамической эволюции, рассматриваемые бассейны Западно-Арктического шельфа относятся к окраинно-континентальным рифтогенным. Их возникновение и развитие связано с неоднократно проявлявшимися этапами растяжения земной коры. Тимано-Печорский бассейн был сформирован на древней пассивной окраине. На его современном морском продолжении с некоторым поперечным смещением выделяются два крупных авлакогена: наиболее значимый - Печоро-Колвинский и Западно-Колгуевский, открывающиеся в Южно-Баренцевский бассейн. Этот бассейн, как на суше, так и в пределах шельфа, развит на коре, обладающей всеми признаками континентального типа.

1 - границы структурных

элементов первого порядка

2 - границы структурных

элементов второго порядка

3 - глубинные разломы по

гравимагнитным данным

4 - крупнейшие нарушения по

материалам MOB ОГТ

5 - изоглубины кровли

юрского комплекса

6 - основные антиклинальные

поднятия и месторождения УВ

7 - солянокупольные

поднятия

8 - контуры распространения

складчатости магматических силлов в триасовом комплексе

9 - контуры распространения

траппового магматизма в осадочном чехле

Рис. 1. Структурно-тектоническая схема и месторождения углеводородов (УВ) Западно-Арктического шельфа.

Структурные элементы I порядка (цифры в квадратах): I - Тиманский кряж, II - Печорская синеклиза, III -Предуральский прогиб, IV - Пайхой-Новоземельская складчатая система, V - Предпайхойский прогиб, VI - область Центрально-Баренцевских поднятий, VII - Южно-Баренцевская впадина, VIII - Северо-Баренцевская впадина, IX - зона Адмиралтейских поднятий, X - впадина Святой Анны, XI - Южно-Карская впадина.

Структурные элементы II порядка (цифры в кружках): 1 - Канино-Северо-Тиманский мегавал, 2 - Нерицкая моноклиналь, 3 - Ижемская впадина, 4 - Малоземельско-Колгуевская моноклиналь, 5 - Печоро-Колвинский мегавал, 6 - Шапкино-Юрьяхинский мегавал, 7 - Денисовский прогиб, 8 - Колвинский мегавал, 9 - Хорейверская впадина, 10 - Вал Сорокина, 11 - Варандей-Адзьвинская структурная зона, 12 -Косью-Роговская впадина, 13 - поднятие Чернова, 14 - Коротаихинская впадина, 15 - Кольская моноклиналь, 16 - Кольская седловина, 17 - свод Федынского, 18 - Нордкапский прогиб, 19 - Лудловская перемычка, 20 - Предновоземельский прогиб, 21 - прогиб Седова, 22 - вал Элдхольма, 23 - Малыгинская седловина, 24 - прогиб Ольги, 25 - сводовое поднятие Персея, 26 - поднятие мыса Желания, 27 - прогиб Панкратьева.

Основные антиклинальные поднятия и месторождения УВ (черные структуры): 1 - Мурманское, 2 -Северо-Мурманское, 3 - Северо-Кильдинское, 4 - поднятие Федынского, 5 - Куренцовское, 6 -

Арктическое, 7 - Штокманское, 8 - Ледовое, 9 - Лудловское, 10 - Лунинское, 11 - Ферсмановское, 12 -Шатекого, 13 - Вернадского, 14 - Северное, 15 - Крестовое, 16 - Адмиралтейское, 17 - Пахтусовское, 18 - Гусиноземельское, 19 - Западно-Гусиноземельское, 20 - Междушарское, 21 - Папанинское, 22 -Песчаноозерское, 23 - Ижимка-Таркское, 24 - Поморское, 25 - Северо-Гуляевское, 26 -Приразломное, 27 - Варандей-море, 28 - Медынское-море, 29 - Русановское, 30 - Ленинградское

Южную часть Восточно-Баренцевского мегапрогиба, ограниченную с севера Лудловским поднятием (перемычкой), традиционно выделяют в самостоятельный Южно-Баренцевский бассейн (хотя таковым он стал только в юрское время). Он расположен в сложном тектоническом узле, сопрягаясь с "боковыми" палеорифтами: Варангерским и Печороморскими (Западно-Колгуевским и Печоро-Колвинским) и Кармакульским прогибом, разделяющим орогенную структуру Новой Земли. Восточный борт бассейна осложнен сублинейными взбросо-надвиговыми структурами и надвиговыми чешуями. Земная кора бассейна имеет в разной степени утоненный рифтогенный характер.

Южно-Карский бассейн лежит на продолжении Западно-Сибирской рифтовой системы и современный его облик с редуцированной земной корой сформирован не без участия структур Южного Таймыра и Енисей-Хатангского прогиба.

3. Месторождения углеводородов осадочных бассейнов Западно-Арктического шельфа России 3.1. Тимано-Печорский бассейн

На акваториальном (Печороморском) продолжении Тимано-Печорского бассейна известно 7 месторождений: морские Приразломное, Северо-Гуляевское, Поморское, открытые недавно Варандейское-море и Медынское-море, а на о. Колгуев - Песчаноозерское и Ижимка-Тарское. Разрез чехла, как и на суше, представлен шестью нефтегазоносными комплексами: ордовикско-нижнедевонским - терригенно-карбонатным, среднедевонско-нижнефранским - терригенным, верхнедевонско-турнейским - карбонатным, каменноугольно-нижнепермским - карбонатным, верхнепермским и триасовым - терригенными. Продуктивность на Печорском шельфе установлена в трех верхних комплексах. Нефтематеринскими породами считаются здесь, главным образом, франские битуминозные отложения (доманик).

Приразломное нефтяное месторождение (рис. 2) расположено в юго-восточной части Печорского моря на продолжении Варандей-Адзьвинской структурной зоны. Ловушка представляет собой ассиметричного профиля поднятие, образованное в условиях сжатия и в этой связи ограниченное с юго-запада взбросом. Две залежи нефти приурочены к карбон-нижнепермским отложениям и по типу относятся к массивным. Коллекторами являются кавернозно-пористые рифовые известняки. Региональным флюидоупором служат глинистые отложения артинско-кунгурского возраста. Залежи содержат тяжелую нефть с высоким содержанием серы. По запасам месторождение относится к крупным.

Северо-Гуляевское нефтегазовое месторождение (рис. 3) находится в 50 км к западу от Приразломного в пределах Гуляевского вала. Структурный облик и генезис ловушки аналогичен вышеописанной. На месторождении открыто две залежи. В терригенных отложениях верхней перми содержится залежь нефти, а в карбонатах нижней перми - газоконденсатная залежь. В первом случае коллектором являются мелкозернистые песчаники с пропластками алевролитов и аргиллитов, а покрышка представлена 40-метровой толщей крепких аргиллитов нижнетриасового возраста. По типу залежь пластово-сводовая, по запасам - крупная. Нефть тяжелая, сернистая.

Во втором случае газоконденсатная залежь (содержание конденсата невелико) приурочена к мелкокристаллическим массивным пористым известнякам. Залежь массивная, по запасам - крупная. Покрышкой для нижнепермской залежи, как и на Приразломном месторождении, является толща артинско-кунгурских алевритистых аргиллитов мощностью до 200 м.

Рис. 2. Структурная карта кровли продуктивного пласта I и схема ^ис. 3. Строение Северо-

Гуляевского нефтегазового

корреляции продуктивных отложений Приразломного нефтяного месторождения в Печорском море

Рис. 4. Сейсмогеологический разрез Поморского газоконденсатного месторождения

месторождения (по материалам "Арктикморнефтегазразведки" и " Севморнефтегеофизики"). 1 - газ, 2 - нефть, 3 - песчаники, 4 - известняки Поморское газоконденсатное месторождение (рис. 4) располагается в пределах Колвинского мегавала в 100 км к западу от Северо-Гуляевского. Антиклинальная ловушка представляет собой узкую, вытянутую асимметричную складку с более крутым юго-западным крылом, осложненным взбросом северо-западного простирания. Последний, в свою очередь, сечется сдвиговыми нарушениями субширотного простирания.

Залежь конденсатсодержащего газа открыта в ассельско-сакмарских отложениях нижней перми и относится к массивному типу. По запасам относится к средним.

Коллектор представлен пористыми органогенно-детритовыми известняками. Покрышкой, как и в предыдущих случаях, является достаточно мощная (свыше 450 м) толща артинско-кунгурских аргиллитов.

Песчаноозерское нефтегазоконденсатное месторождение (рис. 5) расположено на восточной окраине о. Колгуев и в тектоническом отношении приурочено к Песчаноозерскому поднятию. Месторождение имеет сложное строение. Залежи углеводородов приурочены к литологически ограниченным различной конфигурации линзам граувакковых песчаников чаркобожской свиты нижнего триаса. Значения открытой пористости в них достигают 24 %. Геолого-геофизическими работами установлена принадлежность этих песчаников к руслам палеоречных систем (Куранова и др., 1994). В этой связи месторождение относится к структурно-литологическому типу, где скопления УВ контролируются структурным и литологическим ("шнурковые" и линзовидные песчаные тела) факторами. Открытые залежи газа, газоконденсата и нефти имеют незначительные запасы. Нефти по составу очень легкие, приближающиеся по свойствам к конденсатам.

Ижимка-Таркское (Таркское) нефтяное месторождение, связанное с антиклинальной складкой, находится в 30 км юго-западнее Песчаноозерского. Как и в последнем случае, продуктивными отложениями являются песчаники чаркобожской свиты нижнего триаса, в которых вскрыты две залежи нефти. Песчаники выдержаны по простиранию и характеризуются высокими коллекторскими показателями. Нефти по качеству близки Песчаноозерским, но имеют несколько больший удельный вес. По запасам залежи относятся к среднему классу.

Рис. 5. Структурная карта по кровле отражающего горизонта А (чаркобожская свита) и разрез Песчаноозерского нефтегазоконденсатного месторождения на о. Колгуев (Куранова и др., 1994). На карте: 1 - изогипсы горизонта А (м), 2 - скважины и их номера, 3 - нефтяные залежи (В1, В4, В6,

В7, Г2), 4 - линии выклинивания коллекторов, 5 - скважины, давшие нефть. На разрезе: 1 - границы, обусловленные размывом, 2 - песчаники, 3 - залежи нефти, 4 - залежи газа

3.2. Южно-Баренцевский бассейн

Здесь открыто 5 месторождений: Мурманское, Северо-Кильдинское, Штокманское, Ледовое и Лудловское. Первые два расположены по юго-западной, а остальные - по северо-западной периферии

бассейна, в пределах бортовых или прибортовых зон. Продуктивными являются триасовые и юрские отложения. Нефтематеринскими породами являются отложения пермо-триаса.

Мурманское газовое месторождение (рис. 6) приурочено к локальному структурному поднятию, сформированному над системой нарушений юго-западного борта бассейна. Месторождение имеет сложное многопластовое строение. Всего выделено около двух десятков продуктивных пластов песчаников нижне-среднетриасового возраста. Все выявленные залежи литологически экранированы, причем большинство из них прекращает прослеживаться в сводовой части структурного поднятия. Газ по составу метановый с низким содержанием неуглеводородных компонентов. По запасам месторождение относится к крупным.

Северо-Кильдинское газовое месторождение находится на западном борту бассейна в пределах склона сводово-блокового поднятия Федынского. Залежь газа открыта в нижнетриасовых отложениях и относится к пластовому типу. Как и на Мурманском месторождении, породы-коллекторы представлены разнозернистыми средней сортированное™ песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Открытая пористость изменяется от 11 до 21 %. Состав газа аналогичен Мурманскому месторождению. Запасы месторождения оценены как средние.

5 км

¿373

Н1 Е12 о 5 10 км

Рис. 6. Строение Мурманского газового месторождения (по материалам "Арктикморнефтегазразведки"). 1 - газ, 2 - песчаники

Рис. 7. Строение Штокманского

газоконденсатного месторождения (по материалам "Арктикморнефтегазразведки" и " Севморнефтегеофизики"). 1 - газ, 2 - песчаники, 3 -аргиллиты

Рис. 8. Русановское газоконденсатное месторождение (по материалам "Арктикморнефтегазразведки" и " Севморнефтегеофизика"). 1 - газ, 2 - песчаники

Штокманское газоконденсатное месторождение (рис. 7) расположено в северо-западной окраинной части бассейна в пределах прибортовой террасы. Формирование громадной по площади и изометричной в плане структурной ловушки обусловлено активизацией тектоно-магматических процессов (Шипилов, Юное, 1995). Четыре газовые залежи с незначительным содержанием конденсата открыты в верхне-среднеюрских отложениях и относятся по типу к пластовым сводовым. Коллекторами являются мелкозернистые алевритистые песчаники, иногда с прослоями песчанистых алевролитов, обладающих достаточно высокими фильтрационно-емкостными свойствами, которые улучшаются снизу вверх. Региональным флюидоупором как для всего юрского продуктивного комплекса, так и для верхней залежи месторождения служат глинистые образования позднеюрско-раннемелового возраста. К нижней части последних на сейсмических разрезах приурочен опорный отражающий горизонт В. Строение месторождения осложнено рядом незначительных нарушений. По запасам оно относится к уникальным.

Ледовое газоконденсатное месторождение расположено в 70 км северо-восточнее Штокманского и приурочено к весьма крупной по площади структуре. Юго-западная и северо-восточная периклинали складки разбиты серией нарушений северо-западного простирания. Основные залежи газа сосредоточены преимущественно в среднеюрских отложениях. Содержание конденсата незначительно.

Месторождение многозалежное. Залежи относятся к пластовым сводовым, тектонически экранированными. По предварительным оценкам месторождение относится к уникальным.

Лудловское газоконденсатное месторождение расположено в 50 км севернее Ледового, в пределах поднятия (Лудловского), ограничивающего Южно-Баренцевский бассейн. Крупная изометричная складка, с которой связано месторождение, осложнена серией тектонических нарушений северо-западного простирания. Ее генезис, так же, как и двух предыдущих структур, обусловлен сложным сочетанием фаз тектонической и магматической активизации (Шипилов, Юное, 1995), в результате чего возникла и сама Лудловская перемычка. Продуктивными являются комплексы, аналогичные вышеописанным. Открытые залежи относятся к комбинированным: пластовые сводовые, тектонически и, возможно, литологически экранированные. По запасам месторождение относится к крупным.

Сравнивая строение трех последних месторождений, можно заметить, что в северном направлении происходит усложнение их строения за счет тектонической нарушенности. В этой связи наблюдается не только усложнение строения самих залежей (экранирование нарушениями, замещение коллекторов слабопроницаемыми породами), но и ухудшение качества регионального верхнеюрско-мелового флюидоупора.

3.3. Южно-Карский бассейн

Бассейн характеризуется доказанной газоносностью неоком-аптского (Русановское месторождение) и альб-сеноманского (Ленинградское месторождение) комплексов. Нижнемеловые отложения могут быть и нефтеносными, о чем свидетельствует бурение на о. Белом. Помимо газоконденсата, здесь была получена и нефть (танопчинская свита) (Десятков, Рапопорт, 1992). Кроме того, можно считать частично подтвержденной и продуктивность юрского комплекса, в отложениях которого на прибрежно-морском Харасавейском месторождении открыта залежь газоконденсата. Материнскими породами являются юрские битуминозные глины (бажениты) и меловые угленосные отложения.

В тектоническом отношении месторождения Южно-Карского бассейна тяготеют к его центральной области. Антиклинальные ловушки получили развитие над горстовыми поднятиями фундамента, оконтуренными узкими и глубокими рифтовыми структурами.

Ленинградское газоконденсатное месторождение открыто в альб-сеноманских отложениях, коллекторы которых представлены слаболитифицированными, преимущественно алевритистыми песчаниками с высокой пористостью (более 20 %) и низкой и средней проницаемостью. Пласты-коллекторы выдержаны по мощности. Региональной покрышкой этого комплекса является более чем 500 м толща глин турон-палеогенового возраста. Нижезалегающий неоком-аптский комплекс также оказался продуктивным и отделен от вышележащего комплекса 100-метровой покрышкой альбского возраста. Месторождение является многозалежным (свыше 10). Залежи относятся к пластовым сводовым. Газ по составу сухой, метановый от 91 до 99 %. Конденсат присутствует лишь в аптских отложениях. По предварительным оценкам, месторождение относится к классу уникальных.

Русановское газоконденсатное месторождение (рис. 8) расположено в 70 км севернее Ленинградского. Оно открыто в терригенных отложениях танопчинской свиты неоком-аптского комплекса. Месторождение содержит семь залежей конденсатсодержащего газа. Пласты-коллекторы представлены преимущественно мелкозернистым алевритистым песчаником с прослоями алевролитов и глин и характеризуются пространственной неоднородностью и невысокими фильтрационно-емкостными свойствами. Промежуточными покрышками между залежами являются плотные крепкие аргиллиты. Региональным флюидоупором для всего комплекса служат глинистые альбские образования (яронгская свита) мощностью около 100 м.

Газ по составу метановый, содержание конденсата незначительно. Залежи классифицируются как пластовые сводовые. По запасам месторождение относится к уникальным.

Белоостровское газоконденсатно-нефтяное месторождение приурочено к одноименному поднятию (по отражающим горизонтам юры и мела), расположенному в северо-западной части о. Белый.

Продуктивными являются терригенные отложения готерив-барремской части разреза танопчинской свиты (возрастной аналог тамбейской свиты п-ова Ямал). Региональной покрышкой, как и в вышерассмотренном случае, для всего готерив-аптского нефтегазоносного комплекса являются глинистые отложения яронгской свиты.

При этом в самых ее низах, на границе с ахской свитой, из двух пластов получены небольшие притоки малосернистой нефти средней плотности, а несколько выше - фонтанный приток газоконденсата (86,6 тыс. м3/сут на 10 мм штуцере) (Десятков, Рапопорт, 1992). Запасы месторождения не оценивались.

Несмотря на недостаточный (по сравнению с прилегающими континентальными нефтегазоносными бассейнами) уровень геолого-геофизической изученности рассматриваемых бассейнов (особенно в

отношении бурения), имеющиеся данные по ним все же позволяют отметить некоторые характерные черты в региональном распределении и приуроченности месторождений углеводородов.

4. Закономерности распределения и приуроченности месторождений нефти и газа

Как видно из описания месторождений, мезозойские отложения (триас, юра и мел) играют важную, но вместе с тем и специфическую роль в размещении скоплений углеводородов (рис. 9). Но если на суше триас содержит как нефтяные, так и газовые месторождения (Тимано-Печорский бассейн), то в пределах морей (Печорское, Баренцево) эти отложения характеризуются преимущественной газоносностью. Юрские

Западно-Сибирском

Период

ие«гнас МОРЕ

ПЁЧйРСКйЕ ЫОРЕ

1РЕ

эг>

V-

ТСят I

Р

К,

СвГГАС?^

к,

Э,

_а.

к X' ч<:,

О

"О"

С.

о

£е

в..

рлашы II] _й

£

•Й-7

V-

/

комплексы, перспективные в

бассейне как на нефть, так и на газ, являются существенно газоконденсатсодержащими на Ямале (при переходе к Южно-Карскому бассейну) и в Южно-Баренцевском бассейне. В меловых отложениях Южно-Карского бассейна открыты уникальные месторождения газа, тогда как в Южно-Баренцевском не отмечается признаков наличия даже мелких месторождений.

Что касается нефтеносности, то она, в подавляющем большинстве случаев, связана с палеозойскими толщами - как в пределах сухопутной части Тимано-Печорского бассейна, так и на его подводном продолжении.

Материалы морских геолого-

геофизических работ (Осадочный чехол..., 1993; Федоровский, Борисов, 1994; Шипилов, 1994) свидетельствуют о большом разнообразии структурных и литологических условий, благоприятных для скопления углеводородов, в полосе развития палеозойских образований всего южного обрамления Южно-Баренцевского бассейна (область Центрально-Баренцевских поднятий -Кольская моноклиналь - Печорская плита). Прежде всего следует отметить наличие рифовых построек и массивов, соленосных отложений, зон выклинивания и клиноформных тел.

В этом отношении изучение палеозойских отложений в достижимых для глубокого бурения районах является одним из наиболее перспективных направлений реализации проблемы обнаружения нефтяных месторождений, что особенно актуально для Кольского шельфа, прилегающего к Мурманской области.

шиши*

№

эдапмлн о.

ЧСР*

Тиидю-Пьчоккнч

БкРТНЦСЫ)

^ТгйднПТТмЁуГ Сибирь

#- НЕ<РТЪ О - ГА4 О - ГАЮМН^НСАТ

Рис. 9. Стратиграфические диапазоны распределения нефтегазоносности в Баренцево-Карском регионе и сопредельных областях

4.1. Печорский бассейн

Подводному продолжению Печорского бассейна свойственны те же особенности в размещении месторождений, что и для прибрежной полосы суши, исследованной довольно всесторонне (Дедеев и др., 1988). Выявленные на шельфе структуры сгруппированы в цепочки и приурочены к асимметричным инверсионным и приразломным валам и складкам северо-западного простирания. Эта особенность тектонической приуроченности подтверждается открытием в самое последнее время новых нефтяных месторождений - Долгинское, Варандей-море и Медынское-море, связанных с карбонатами палеозойского возраста (рис. 10).

Шипилов Э.В. Месторождения углеводородного сырья российского шельфа Арктики ... юз св юз св

150020002500"

30003500"

4000

Н, м

Рис. 10. Структуры Варандейского и Медынского нефтяных месторождений (по материалам

"Севморнефтегеофизики")

4.2. Южно-Карский бассейн

В Южно-Карском бассейне к настоящему времени имеется четыре морских скважины. Поэтому пока не представляется возможным объективно судить о пространственных закономерностях условий нефтегазоносности и распределения месторождений УВ. Тем не менее, результаты геолого-геофизических работ на шельфе и о. Белом дают основание для некоторых, возможно, частных, выводов.

Месторождения бассейна расположены над горстовидными блоками фундамента (или над их склонами), оконтуренными рифтогенными трогами. Это, в определенной степени, согласуется с распределением месторождений на севере Западно-Сибирской провинции, где основные скопления УВ связаны преимущественно с крупными и протяженными межрифтовыми валообразными поднятиями фундамента (Сурков и др., 1982), характеризующимися региональными отрицательными или пониженными значениями аномалий Буге.

Для рассмотренных антиклинальных ловушек УВ можно отметить ряд общих черт строения. Они имеют значительную площадь; осложнены несколькими куполами; их размеры и амплитуда нарастают вверх по разрезу; месторождения, как правило, многозалежные; залежи могут быть как пластовыми, так и литологически экранированными. При этом в разрезе сеномана газовые залежи приурочены к верхней его части, и число их незначительно. В альбе распределение залежей по разрезу носит более равномерный характер. В неоком-аптском комплексе число залежей возрастает, и они распределены по всему разрезу, а в самых низах (валанжин-готерив) могут присутствовать залежи нефти.

Следует заметить, что близкий, если не аналогичный, характер распределения залежей по разрезу осадочного чехла присущ расположенным неподалеку месторождениям Ямальской нефтегазоносной области (Строганов, 1990).

4.3. Южно-Баренцевский бассейн

Непосредственно в Южно-Баренцевском бассейне открытые газоконденсатные и газовые месторождения (Мурманское, Северо-Кильдинское, Штокманское, Ледовое, Лудловское) связаны с триасовыми и юрскими отложениями, и в плане, как было отмечено выше, тяготеют к его периферийным и пограничным зонам.

Учитывая специфический стиль геодинамической эволюции бассейна, обусловивший не только накопление отложений широкого стратиграфического диапазона и огромной суммарной мощности (2022 км), но и соответствующий бассейнам этого типа флюидодинамический режим (Хаин, Соколов, 1994), на перераспределении скоплений углеводородов в ходе его развития не мог не сказаться фактор мощного литостатического давления. Последний обеспечил отжим и миграцию флюидов из областей бассейна с избыточным давлением в области разуплотнения и разгрузки, в частности, в периферийные бортовые и прибортовые зоны, где при благоприятных сочетаниях структурных и неструктурных, экранирующих, емкостных (Шипилов, Боголепов, 1997) и т.п. условий, формировались месторождения углеводородов.

В качестве геотектонического примера, иллюстрирующего аналогичное - периферийное в плане - распределение месторождений углеводородов в близких по параметрам строения земной коры глубочайших и обширных изометричных депрессиях, можно привести такой крупнейший нефтегазоносный бассейн, как Прикаспийская впадина.

5. Элементы геодинамики и распределение нефтегазоносности

Результаты изучения структуры осадочного чехла, глубинного строения земной коры и истории развития бассейнов (БЫрНоу, 1995; Богданов и др., 1997; Коротаев и др., 1998; Шипилов и др., 1998; Шипилов, Тарасов, 1998) позволяют отметить характерные связи между размещением месторождений углеводородов и геодинамикой региона.

5.1. Рифтогенез и нефтегазоносность

Если рассматривать локализацию месторождений относительно рифтогенной структуры Южно-Баренцевского бассейна (рис. 11), то обнаруживается, что южные (Северо-Кильдинское и Мурманское) месторождения расположены на плечах Кольско-Канинского ответвления рифтовой системы, а северные (Штокманское, Ледовое и Лудловское) месторождения тяготеют к осевой зоне Лудловской рифтовой ветви. Вместе с тем, первые получили развитие в отложениях, сформированных в пермско-триасовую эпоху тектонической активизации, а вторые связаны с отложениями юрско-мелового этапа активизации тектонических процессов. Не отрицая возможности формирования и подпитки месторождений в более поздние периоды, все же отметим, что такое совпадение, видимо, не случайно и объясняется, возможно, тем, что эти периоды являлись временем наибольшей интенсификации процессов миграции и перераспределения флюидов. Кроме того, касательно месторождений-гигантов северной, или, назовем ее условно, Лудловской группы, то в отношении генезиса этих крупнейших структурных ловушек сложились представления как о бескорневых (Осадочный чехол., 1993). В одних случаях причиной их формирования называлась специфика условий седиментации, в других - тангенциальное воздействие затухающего фронта надвигообразования со стороны Новоземельского орогена.

Предпринятый нами более углубленный сейсмостратиграфический и комплексный анализ геолого-геофизических данных позволил по-новому подойти к решению этой проблемы (Шипилов, Юное, 1995).

36° 48°

Рис. 11. Размещение месторождений углеводородов относительно рифтогенных структур в Баренцево-Карском регионе.

1 - структуры растяжения земной коры - рифты и грабены, 2 - нарушения и их зоны, 3 -Байдарацкий глубинный разлом, 4 - сегменты Предновоземельской зоны дислокаций, 5 -Коротаихинский прогиб, 6 - месторождения УВ (1 - Приразломное, 2 - Северо-Гуляевское, 3 -Поморское, 4 - Песчаноозерское, 5 - Ижимка-Таркское, 6 - Варандейское, 7 - Медынское, 8 -Мурманское, 9 - Северо-Кильдинское, 10 - Штокманское, 11 - Ледовое, 12 - Лудловское, 13 -Ленинградское, 14 - Русановское, 15 - Белоостровское, 16 - Харасавэйское).

СКП - Северо-Карская плита, СБВ - Северо-Баренцевская впадина, ЮБВ - Южно-Баренцевская впадина, ЛП - Лудловская перемычка, АП - Адмиралтейское поднятие (горст), ФП - Федынского (Финмаркенское) поднятие, ТПП - Тимано-Печорская плита, ПМВ - Печороморская впадина, КМ -Кольская моноклиналь, БЩ - Балтийский щит, К - Кольский рифт, ПНЗМ - Пайхойско-Новоземельский складчато-надвиговый пояс, НЗМ - Новоземельская микроплита, ЮКВ - ЮжноКарская впадина

В сейсмостратиграфических комплексах осадочного чехла Восточно-Баренцевского мегапрогиба выявлено широкое развитие специфических отражающих горизонтов, геологическая природа которых долгое время была неясной. Сейсмостратиграфический анализ и последующее бурение установили магматическую природу аномальной сейсмической записи, обусловленной интрузиями основного состава (Комарницкий, Шипилов, 1991). Среди них преобладают пакеты силлов, насыщающие осадочный разрез в стратиграфическом диапазоне от мела до позднего палеозоя, а по площади распространения занимающие практически всю Восточно-Баренцевскую мегадепрессию (Шипилов, 1998). В меньшей степени известны дайковые тела, тяготеющие к бортовым зонам рассматриваемого осадочного бассейна (Кольская моноклиналь, Адмиралтейское поднятие, шельф Земли Франца-Иосифа). Нами было показано, что в геодинамическом отношении эти проявления разновозрастного базитового магматизма непосредственно связаны с процессами растяжения земной коры этой части Арктической континентальной окраины Евразии, обусловленными неоднократными этапами рифтогенеза.

В пределах поля развития базитового магматизма и, в частности, в области Лудловской перемычки расположен целый ряд локальных антиклинальных поднятий, в том числе значительных по площади и выявленным промышленным запасам углеводородов.

Характерными примерами в этом отношении являются крупнейшие антиклинальные поднятия, к которым приурочены газоконденсатные месторождения такие, как Ледовое, Лудловское и Штокманское.

Эти антиклинальные поднятия выражены в меловых, юрских и верхнетриасовых отложениях с амплитудами порядка 130-200 м. Они изометричны в плане и по замкнутым изогипсам характеризуются площадью от 500 до 1500 км2.

Судя по материалам MOB ОГТ, эти антиклинальные поднятия не имеют соответствия в подстилающих допозднетриасовых отложениях. Опорные отражающие горизонты, относимые к средне-верхнепалеозойскому комплексу, под рассматриваемыми структурами залегают субгоризонтально либо моноклинально. При этом видимого углового несогласия между верхнепалеозойскими и мезозойскими отложениями не зафиксировано. Вместе с тем в сводовых частях рассматриваемых структур наблюдаются следы размыва, имевшего место в конце юры (волжское время) или несколько ранее. Это свидетельствует о том, что к концу юры - началу мела в структурном плане рассматриваемые поднятия, как и сама Лудловская перемычка, уже существовали.

Под Лудловской и Штокманской структурами пакеты силлов образуют как бы подушкообразные раздувы за счет увеличения числа пластовых тел. Суммарная мощность последних примерно соответствует амплитуде поднятий по кровле юры (волжского яруса).

Условия залегания отдельных силловых тел различны: иногда они залегают согласно с вмещающими породами, чаще несогласно, свидетельствуя о разновозрастности их отдельных генераций. Бурением на Лудловской структуре были вскрыты два самых верхних пласта габбро-диабазов. Определение абсолютного возраста показало, что они принадлежат разным генерациям; верхний силл имеет возраст 131-199 млн лет, а нижний - 159 млн лет (Комарницкий, Шипилов, 1991). Значения абсолютного возраста соответствуют двум крупным регрессивным фазам: батской (159 млн лет) и поздневолжской - ранненеокомской (131 млн лет) (Юное, 1991).

В этой связи очевидно, что юрско-меловой этап развития имел определяющее значение в создании условий для размещения скоплений углеводородов, а следовательно, и нефтегазового потенциала Лудловской группы месторождений. Для рассматриваемых антиклинальных структур, к которым приурочены гигантские газоконденсатные месторождения, причиной формирования являлись эндогенные факторы, т.е. внедрения силлов. Соответственно, и возраст формирования антиклинальных ловушек месторождений укладывается в сравнительно узкий временной интервал: среднеюрско-дораннемеловой.

Учитывая изложенное, следует обратить внимание на возможную связь между широким распространением основного магматизма в осадочном чехле Восточно-Баренцевского мегабассейна и фазовым составом углеводородов в мезозойских отложениях, которые являются газоконденсатсодержащими.

5.2. Геодинамические режимы недр и нефтегазовый потенциал

Говоря о геодинамических режимах Баренцево-Карского региона в позднем палеозое и мезозое, надо отметить, что среди них могут быть выделены три их основных типа, сочетание или доминирование которых в значительной мере определяют перспективы нефтегазоносности тех или иных тектонических структур. Это режимы сжатия, растяжения или преобладания вертикальных движений.

Области максимальных напряжений позднепалеозойского и мезозойского растяжения сосредоточены в коре над сводовыми и склоновыми частями мантийных диапиров в Южно-Баренцевском и Южно-Карском бассейнах. В свою очередь, они определяют развитие литосферных разломов и сколов и связанных с ними ротационных блоков фундамента, над которыми формируются

перспективные структуры в осадочном чехле. Большинство месторождений относятся к крупным и гигантским и расположены в зонах повышенного теплового потока и интенсивного проявления базитового магматизма.

Области преобладающего мезозойского сжатия и блокировки коры с предшествующим средне-позднепалеозойским растяжением (форланд Пайхой-Новоземельского складчато-надвигового пояса в Баренцевом и Печорском морях, в меньшей степени Северный мегавал и Канино-Варангерская зона) соответствуют значительной глубине залегания верхней мантии. Они характеризуются относительно пониженным тепловым потоком и отсутствием мезозойского (основного) магматизма. В первом ряду стоит Печорская плита с ее широким спектром нефтегазовых месторождений. Исходя из этого же критерия, вторым перспективным районом является область Западно-Новоземельского шельфа. Значительно меньшим потенциалом нефти и газа обладают другие упомянутые области мезозойского сжатия в случае сохранности залежей (наиболее критические факторы здесь, как и в Западно-Новоземельской области, - наличие покрышек и интенсивная разломная тектоника).

К областям относительно стабильного режима с преобладанием вертикальных движений в позднем палеозое и мезозое относятся Центрально-Баренцевские поднятия, Адмиралтейский вал и др. Вероятней всего, что они обладают небольшим нефтегазовым потенциалом, связанным, в основном, со стратиграфическими ловушками в терригенных отложениях на крыльях сводов и зонами карбонатных платформ с рифогенными постройками.

Существование определенных геодинамических режимов формирования и преобразования коры является необходимыми, но безусловно не единственными условиями для определения конкретных перспектив нефтегазоносности, которые зависят и от целого ряда других факторов.

6. Заключение

Завершая рассмотрение основных черт распределения и приуроченности месторождений углеводородов, отметим еще одну общую региональную закономерность, заключающуюся в следующем. При сравнении нефтегазоносности всех трех бассейнов (в направлениях с запада на восток и с юга на север) обнаруживается изменение стратиграфического диапазона установленной продуктивности в сторону омоложения в акваториальных бассейнах при одновременной смене преобладающего состава углеводородов от нефти до газоконденсата.

Таким образом, в Западно-Арктическом регионе устанавливается достаточно отчетливая связь нефтегазоносности с рифтогенными системами рассмотренных бассейнов, близкая или в некоторых случаях даже аналогичная той, что имеет место в Северном море, а на суше - в Западно-Сибирском и Тимано-Печорском бассейнах. Но вместе с тем имеются и специфические особенности, в частности, обусловленные влиянием основного магматизма на формирование структур осадочного чехла и на фазовое состояние углеводородов.

Результаты изучения и ряд других исследований показывают, что формирование такого неотъемлемого, но изменяющегося во времени свойства осадочных бассейнов, как углеводородный потенциал, определяется, в конечном счете, становлением динамической системы самого бассейна.

Работа выполнена по проекту РФФИ "Бассейновый анализ и нефтегазоносность Баренцево-Карского региона" (грант 97-98-05-65628).

Литература

Shipilov E.V. Petchora-Barents-Kara Platform: Structure and oil-gas potential. In: Geology of the Kola Peninsula. Ed. F.P. Mitrofanov. Kola Science Centre RAS. Geological Institute, Apatity, p.124-127, 1995. Spenser A.M., Birkeland O. and Koch J.-O. Petroleum geology of the proven hydrocarbon basins, offshore

Norway. First Break, v.11, No.5, p.161-176, 1993. Богданов H.A., Хаин B.E., Шипилов Э.В. Раннемезозойская геодинамика Баренцево-Карского региона.

ДАН, Т.357, № 4, с.511-515, 1997. Дедеев В.А., Аминов Л.З., Молин В.А., Юдин В.В. Тектоника и закономерности размещения месторождений горючих ископаемых Печорской плиты. Актуальные проблемы тектоники СССР. Ред. Ю.М. Пущаровский. М., Наука, с.124-138, 1988. Десятков В.М., Рапопорт Б.И. Результаты геологоразведочных работ на нефть и газ на островах Арктического бассейна. Международная конференция по перспективам нефтегазоносности Баренцево-Карского региона и прилегающим областям. Мурманск, Трондхейм; НИИМоргеофизика, ИКШНорвегии, с.В7, 1992.

Комарницкий В.М., Шипилов Э.В. Новые геологические данные о магматизме Баренцева моря. ДАН СССР, т.320, № 5, с.1203-1206, 1991.

Коротаев М.В., Никишин М.В., Шипилов Э.В., Клутинг С., Стефенсен P.A. История геологического развития Восточно-Баренцевского региона в палеозое-мезозое по данным компьютерного моделирования. ДАН, т.359, № 5, с.654-658, 1998.

Куранова Л.В., Косенкова H.H., Плехоткина Л.А., Мельников B.C. Геологическое строение и условия формирования Песчаноозерского газоконденсатно-нефтяного месторождения. Второй междунар. Баренцевский симпозиум. Нефть и газ в Баренцевском регионе. Киркенес, Норвегия, с.13, 1994.

Никитин Б.А., Хведчук H.H. Нефтяное месторождение Приразломное на Арктическом шельфе России. Геология нефти и газа, № 2, с.26-29, 1997.

Осадочный чехол Западно-Арктической метаплатформы. Ред. Е.Ф. Безматерных, Б.В. Сенин, Э.В. Шипилов. Мурманск, ИПП Север, 184 е., 1993.

Строганов Л.В. Генетические критерии и прогноз зон нефтенакопления на Ямале. Геология нефти и газа, № 10, с.2-5, 1990.

Сурков B.C., Трофимук A.A., Жеро О.Г., Конторович А.Э., Смирнов Л.В. Триасовая рифтовая система Западно-Сибирской плиты, ее влияние на структуру и нефтегазоносность платформенного мезозойского чехла. Геология и геофизика, № 8, с.3-15, 1982.

Федоровский Ю.Ф., Борисов A.B. Нефтегазоносность Баренцево-Карского шельфа: открытия, проблемы освоения, перспективы. Второй международный Баренцевский симпозиум. Нефть и газ в Баренцевском регионе. Киркенес, Норвегия, с.6, 1994.

Хаин В.Е., Соколов Б.А. Роль флюидодинамики в развитии нефтегазоносных бассейнов. Вестник МГУ, Сер. 4, Геология, № 5, с.125-137, 1994.

Шипилов Э.В. О периодичности проявлений основного магматизма в пределах Западно-Арктической окраины Евразии в фанерозое. Вестник МГТУ, т.1, № 3, с.97-104, 1998.

Шипилов Э.В. Рифтогенез и нефтегазоносность западной части Евразиатско-Арктической континентальной окраины. Второй международный Баренцевский симпозиум. Нефть и газ в Баренцевском регионе. Киркенес, Норвегия, с.10, 1994.

Шипилов Э.В., Боголепов А.К. Распределение нефтегазоносности и пористости в продуктивных отложениях Южно-Баренцевского бассейна. ДАН, т.355, № 2, с.238-240, 1997.

Шипилов Э.В., Боголепов А.К., Беденко В.В. Южно-Баренцевский бассейн: позднегерцинский тектогенез и глубинное строение. Тектоника и геодинамика: общие и региональные аспекты. М., ГЕОС, т.2, с.279-281, 1998.

Шипилов Э.В., Тарасов Г.Г. Региональная геология нефтегазоносных осадочных бассейнов Западно-Арктического шельфа России. Апатиты, КНЦРАН, 306 е., 1998.

Шипилов Э.В., Юнов А.Ю. О генезисе антиклинальных структур месторождений углеводородов восточной части Баренцева моря. ДАН, т.342, № 1, с.87-88, 1995.

Юнов А.Ю. Цикличность геологического развития молодых платформ и пассивных континентальных окраин. Геология и геофизика, № 8, с.15-23, 1991.