USD 64.2009

+0.35

EUR 70.6724

+0.25

BRENT 62.59

+0.04

AИ-92 42.36

0

AИ-95 46.15

+0.02

AИ-98 51.59

0

ДТ 47.36

+0.02

6 мин
538

Нефтегазоносность Карского моря

В работе с использованием сейсмических материалов, данных бурения и сведений по островам рассмотрены модели геологического строения и оценены перспективы нефтегазоносности осадочных комплексов на шельфе Карского моря. Сделан вывод о том, что в пределах акватории выделяется два самостоятельных бассейна, разделенных Северо-Сибирским порогом. Южная часть акватории Карского моря представляет собой Южно-Карскую региональную депрессию, которая является северным окончанием Западно-Сибирского осадочного бассейна. В нефтегазоносном отношении эта часть акватории выделена в составе Южно-Карской нефтегазоносной области (НГО), в пределах которой наибольший интерес в отношении газоносности представляет апт-альб-сеноманский комплекс пород, в отношении жидких углеводородов – неокомские и юрские отложения. Северная часть Карского моря представляет собой самостоятельную Северо-Карскую перспективную нефтегазоносную провинцию (ПНГО), на большей части которой перспективы нефтегазоносности связаны с палеозойскими осадочными комплексами кембрия-перми.

На современном этапе одной из приоритетных задач, стоящих перед геологами, геофизиками и нефтяниками, является изучение геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносности Арктических регионов России, в первую очередь, шельфов северных морей, ресурсный потенциал которых должен обеспечить энергетическую безопасность России во второй половине ХХI века.

Настоящая работа посвящена анализу геолого-геофизических материалов по Карскому морю, акватория которого является одним из самых нефтегазоперспективных регионов на арктическом шельфе России. На шельфе Карского моря отработана сеть региональных сейсмических профилей МОГТ (рис. 1), научный анализ которых в комплексе с материалами бурения и геологическими данными позволяет осуществить построение новой, отвечающей современной степени изученности модели геологического строения и уточнить перспективы нефтегазоносности этого региона.

ис.1. Схема изученности акватории Карского моря. 1 - административные границы, 2 - нефтегазовые месторождения, 3 - региональные сейсмические профили МОГТ, 4 - профили, временные разрезы, которые приведены в работе.

Рис.1. Схема изученности акватории Карского моря.

1 - административные границы, 2 - нефтегазовые месторождения, 3 - региональные сейсмические профили МОГТ, 4 - профили, временные разрезы, которые приведены в работе.

В акватории Карского моря выделяется два самостоятельных осадочных бассейна, характеризующихся различными особенностями геологического строения и различными перспективами нефтегазоносности осадочных комплексов.

Южная часть акватории, расположенная к югу от архипелага Новая Земля, выделена в составе Южно-Карской региональной депрессии, которая является северным окончанием Западно-Сибирского осадочного бассейна [1, 6]. В нефтегазоносном отношении эта часть акватории выделена в составе Южно-Карской нефтегазоносной области (НГО), входящей в состав Западно-Сибирской нефтегазносной провинции.

Северная часть Карского моря представляет собой самостоятельную Северо-Карскую перспективную нефтегазоносную провинцию (ПНГО). Учитывая, что эта часть акватории не изучена глубоким бурением, модель геологического строения этого бассейна может базироваться только на геофизических материалах и геологических данных по островам и архипелагам.

Южно-Карский и Северо-Карский осадочные бассейны разделены Северо-Сибирским порогом, который представляет собой крупный, контрастный эрозионно-тектонический выступ фундамента. Наличие этого барьера не позволяет осуществить сопоставление сейсмогеологических комплексов в Южно-Карской региональной депрессии и Северо-Карской ПНГП (рис. 2).

 

Южно-Карская НГО. На севере Западной Сибири в разрезе мезозойско-кайнозойских отложений выделено 5 сейсмогеологических мегакомплексов: триас-юрский, неокомский (берриас-нижнеаптский), апт-альб-сеноманский, турон-маастрихтский и кайнозойский. Все мезозойско-кайнозойские осадочные мегакомплексы контролируются в кровле регионально развитыми морскими глинистыми пачками – мегарегиональными флюидоупорами, которые характеризуются аномально низкими акустическими характеристиками и к ним приурочены наиболее энергетически выраженные отражающие сейсмические горизонты [2, 3].

Триас-юрский (Т2-3-J), неокомский (берриас-нижнеаптский) (K1) и апт-альб-сеноманский (K1-K2) мегакомплексы являются основными нефтегазоносными комплексами на территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Анализ региональных временных сейсмических разрезов и данных глубокого бурения позволяет сделать вывод о том, что палеозойские и мезозойско-кайнозойские отложения в континентальной части севера Западной Сибири и в южной части Карского моря имеют аналогичное строение.

Рис. 2. Сейсмогеологические разрезы по профилям, проходящим по линии Южно-Карский бассейн - Сибирский порог - Северо-Карский бассейн.

Рис. 2. Сейсмогеологические разрезы по профилям, проходящим по линии Южно-Карский бассейн - Сибирский порог - Северо-Карский бассейн.

В качестве примера на рис. 3 приведен временной разрез по региональному профилю, пересекающему полуостров Ямал и южную часть Карского моря, протяженность которого составляет 890 км. Профиль пересекает Татариновское и Западно-Маточкинское поднятия, расположенные в Карском море, Крузенштернское месторождение, которое находится на границе «море-континент», а также Бованенковское, Среднеямальское и Новопортовское месторождения, расположенные на полуострове Ямал.

Характер волновых полей на временном разрезе однозначно подтверждает вывод о том, что все осадочные сейсмогеологические мегакомплексы, получившие развитие на севере Западной Сибири, продолжаются в южную часть акватории Карского моря и получили развитие в Южно-Карской НГО.

Мезозойско-кайнозойский осадочный чехол залегает на палеозойском основании. На большей части Западной Сибири палеозойские отложения претерпели процессы герцинской складчатости и раннетриасового рифтогенеза. В этих регионах дислоцированные и метаморфизованные палеозойские породы выполняют роль фундамента. 

Рис. 3. Сейсмогеологический разрез по композитному профилю Reg_II-II (Карское море - п-ов Ямал).

Рис. 3. Сейсмогеологический разрез по композитному профилю Reg_II-II

(Карское море - п-ов Ямал).

На востоке Западно-Сибирского бассейна и в Енисей-Хатангском региональном прогибе под мезозойско-кайнозойскими отложениями залегают неопротерозойско-палеозойские платформенные отложения, аналогичные комплексам Сибирской платформы. Анализ сейсмических данных позволяет предполагать, что венд-кембрийские платформенные отложения Енисей-Хатангского прогиба протягиваются на северо-восток Западной Сибири, получили развитие на полуосторове Гыданский и в виде отдельных блоков продолжаются в южную часть Карского моря (см. рис. 3).

В региональном плане в Южно-Карской НГО выделяются два крупных погруженных массива, в пределах которых мощность платформенных отложений увеличивается до 12000 м. Эти погруженные блоки, расположенные, главным образом, в западной и восточной частях Южно-Карской региональной депрессии, разделены крупным выступом фундамента, в пределах которого толщина платформенных отложений сокращается до 5000 м.

Нефтегазоносность. В арктических регионах Западной Сибири наиболее перспективным в отношении газоносности является апт-альб-сеноманский комплекс пород, с которым связаны уникальные газовые месторождения, контролируемые высокоамплитудными антиклинальными структурами. Учитывая, что геологическое строение мезозойско-кайнозойских отложений Южно-Карской региональной депрессии аналогично строению расположенных на крайнем севере Западной Сибири Ямальской и Гыданской НГО, перспективы газоносности южной части Карского моря также, в первую очередь, связаны с апт-альб-сеноманским комплексом пород.

 

В настоящее время непосредственно в акватории открыто 3 месторождения, основные запасы которых сконцентрированы в апт-альб-сеноманских резервуарах. Уникальные по запасам Русановское и Ленинградское газоконденсатные месторождения были открыты еще в Советские годы, соответственно, в 1989 и 1990 гг. В 2013 г. бурением скважины на Университетской структуре, расположенной в непосредственной близости от архипелага Новая Земля, компанией ОАО «Роснефть» открыто нефтегазоконденсатное месторождение, получившее название «Победа». Кроме того, частично на полуострове Ямал, а большей частью в акватории Карского моря, открыты Харасавэйское и Крузенштернское месторождения, газоносность которых также связана с меловыми отложениями.

Анализ геолого-геофизических материалов по северным районам Западной Сибири показал, что крупные газовые залежи апт-альб-сеноманского комплекса находят отражение в волновых сейсмических полях [2, 3].

В частности, на поднятиях, к которым приурочены массивные сеноманские газовые залежи, на временных разрезах часто выделяются газо-водяные контакты (ГВК) - на контакте газо- и водонасыщенных песчаников горизонта ПК1, залегающего под кузнецовским региональным флюидоупором, формируется интенсивная отраженная волна (см. рис. 2). На таких объектах под антиклинальными структурами, выделяемыми в рельефе, приуроченного к кровле сеномана отражающего горизонта Г, фиксируются локально развитые отражающие сейсмические горизонты, которые в направлении склонов поднятий сливаются с горизонтом Г. Приуроченные к ГВК отражающие горизонты, как правило, прослеживаются квазигоризонтально, или имеют выпуклую вниз форму и секут разновозрастные отложения.

Апт-альбские пластовые газовые залежи отображаются на временных разрезах резким увеличением амплитуд сейсмической записи и формированием сейсмической аномалии «яркого пятна». Причем этот эффект существенно усиливается в случае наличия серии залежей в близкорасположенных песчаных пластах, что является типичным для месторождений севера Западной Сибири. В этом случае формирование интерференционной волны происходит на серии обладающих аномально-низкими акустическими характеристиками близкорасположенных газонасыщенных песчаников, и энергия сейсмической аномалии существенно возрастает.

Эти особенности волновых полей фиксируются и на месторождениях Карского моря.

На расположенных в северной и южной частях Южно-Карской НГО месторождениях Победа и Крузенштернское крупные сеноманские газовые залежи контролируются контрастными поднятиями (амплитуды составляют 120-150 м), выделенными в рельефе горизонта Г, под которыми на сейсмических разрезах четко фиксируются квазигоризонтальные отражающие горизонты, формирующиеся на газоводяных контактах (рис. 4). 

Полная версия доступна после покупки

Авторизироваться
Читайте также
Система Orphus