USD 77.9241

-0.04

EUR 91.3115

+0.01

BRENT 42.48

0

AИ-92 43.39

0

AИ-95 47.19

+0.03

AИ-98 53.19

+0.04

ДТ 47.6

+0.02

16 мин
3378
0

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.

Нефтегазоносность Карского моря

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). 



Рис. 4. Сейсмические образы газовых залежей месторождений Крузенштернское и Победа.

На Крузенштернском месторождении, где крупные газовые скопления сконцентрированы также в апт-альбских песчаных пластах, выше горизонта М1 на временных разрезах выделяются локально развитые высокоамплитудные сейсмические аномалии, фиксируется эффект «яркого пятна» (см. рис. 4).

Ленинградское и Русановское месторождения расположены в погруженной части Южно-Карской региональной депрессии и контролируются слабоконтрастными поднятиями, амплитуды которых в рельефе кровли сеномана составляют 60 и 40 м соответственно.

Основные запасы газа Русановского месторождения сконцентрированы в апт-альбских песчаных пластах, на Ленинградском месторождении газовые залежи локализованы в сеноманском горизонте ПК1, в верхах апта и в альбских резервуарах.

Несмотря на относительно небольшую амплитуду структуры, на сейсмических разрезах по Ленинградскому месторождению достаточно надежно выделяется газо-водяной контакт сеноманской залежи, ниже которого выше горизонта М1 фиксируется аномалия «яркого пятна», отвечающая апт-альбским продуктивным пластам (рис. 5).



Рис. 5. Сейсмические образы газовых залежей Ленинградского и Русановского месторождений.

На Русановском месторождении, где залежь углеводородов в сеномане не выявлена, в апт-альбской части также надежно выделяется локальная высокоамплитудная аномалия, характеризующая газовую залежь (см. рис. 5).

В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и, в частности, в южной части Карского моря наиболее перспективными в отношении жидких УВ являются неокомские и средне-верхнеюрские отложения. В настоящее время в Южно-Карской НГО залежь легкой нефти открыта в верхнеюрских песчаных пластах месторождения Победа и небольшой приток нефти получен из готтеривских отложений в скважине, пробуренной на острове Белый.  

На территории Западной Сибири неокомский комплекс пород, с которым связано более 80% нефтяных залежей, имеет клиноформное, косослоистое строение и с ним связаны залежи УВ, контролируемые как антиклинальными структурами, так и литологическими ловушками. Источниками терригенного материала при формировании неокомских отложений Западной Сибири являлись юго-восточное складчатое обрамление Западной Сибири и Сибирская платформа, что предопределило погружение клиноформ в северо-западном направлении.

Анализ сейсмических материалов по южной части акватории Карского моря свидетельствует о том, что в этом регионе неокомские клиноформы погружаются в южном направлении, а на широтных профилях сходятся в центральной части Южно-Карской региональной депрессии, погружаясь как в западном, так и в восточном направлениях. Это позволяет сделать вывод о том, что источником сноса при формировании неокомских клиноформ в этом регионе служил архипелаг Новая Земля и Сибирский порог, которые, вероятно, существенно возвышались над уровнем моря.

В целом в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции подавляющее большинство залежей УВ контролируется антиклинальными структурами. По результатам выполненных в ИНГГ СО РАН исследований в южной части акватории Карского моря в различных стратиграфических уровнях выделено 35 поднятий – потенциальных ловушек для залежей УВ [3].

Северо-Карская ПНГП. Северо-Карский бассейн бурением не изучен. Вследствие этого модель геологического строения этого региона может быть построена только по результатам анализа сейсмических материалов, потенциальных полей и данных геологических съемок по островам. В настоящее время в северной части Карского моря отработана сеть региональных сейсмических профилей МОГТ, интерпретация которых легла в основу настоящих исследований. На рис. 6 приведен композитный региональный сейсмогеологический разрез по профилю Reg-5, который пересекает Северо-Карский бассейн сначала в южном, а затем в широтном направлении и характеризует геологическое строение этого региона.

На северо-западе Северо-Карский бассейн граничит с Баренцевоморским бассейном, который достаточно хорошо изучен сейсморазведочными работами и глубоким бурением. В настоящее время в Баренцевоморской провинции в триасе и юре открыты Штокмоновское, Муромцевское, Ледовое, Лудловское и др. месторождения. Анализ сейсмических материалов позволяет сделать вывод о том, что в северо-западной части Карского моря развит Баренцевоморский тип разреза. 



Рис. 6. Сейсмогеологический разрез по композитному профилю Reg_5 (Северо-Карская ПНГП).


В этой зоне на временных разрезах выделяются серия палеозойских, триасовый, юрский и меловой осадочные сейсмокомплексы, которые хорошо стыкаются с Баренцевоморскими комплексами. В южном и юго-восточном направлениях мезозойские сейсмогеологические комплексы регионально воздымаются мощности их резко сокращаются, и они выклиниваются на эрозионную поверхность фундамента (см. рис. 6).

Эта часть акватории Карского моря, в тектоническом плане отнесена к Баренцево-Карскому мегапрогибу. В целом, эта зона, в пределах которой интерес в отношении нефтегазоносности представляют мезозойские, в первую очередь, триасовые и юрские отложения, занимает относительно небольшую часть акватории Карского моря.

На большей части Северо-Карского бассейна на временных разрезах четко фиксируется эрозионная поверхность, разделяющая палеозойские и маломощные мезозойские отложения, с которой в этом регионе связан крупный перерыв в осадконакоплении. Анализ временных сейсмических разрезов позволяет выделить в толще палеозойских платформенных отложений Северо-Карской ПНГП [4-5] согласно залегающих сейсмогеологических комплексов, контролируемых энергетически-выраженными отражающими горизонтами (см. рис. 6).

В Арктическом секторе палеозойские отложения повсеместно залегают на больших глубинах и скважинами практически не изучены. Вследствие этого при стратификации сейсмогеологических комплексов, как правило используют данные по островам [5].

Сводный разрез архипелага Новая Земля включает полную последовательность палеозойских отложений от кембрия до перми включительно. Если оперировать средними толщинами осадков, слагающих различные комплексы, то при наличии в разрезе полной последовательности средняя мощность палеозойских отложений на архипелаге Новая Земля составит порядка 10000 м. На островах Северной Земли сводный разрез палеозойских отложений включает кембрийско-девонский интервал разреза, средняя толщина которого составляет порядка 8500 м. Учитывая, что в наиболее погруженных частях Северо-Карского бассейна оцененная по сейсмическим данным максимальная мощность палеозойских осадков составляет 13000 м, можно полагать, что в этих зонах получил развитие полный разрез палеозоя. В этом случае базальный сейсмокомплекс может быть условно датирован кембрием, а перекрывающие его сейсмокомплексы, соответственно, ордовиком-силуром, девоном-карбоном и пермью.

Характер волновых полей на сейсмических разрезах позволяет сделать вывод о том, что в центральной части бассейна под эрозионную поверхность, перекрытую мезозоем, выходят наиболее молодые отложения, а по направлению к бортовым частям под мезозой выходят все более древние сейсмокомплексы (см. рис. 6). Таким образом, в разных частях бассейна в кровле палеозоя будут залегать разновозрастные толщи, вероятно, от ордовика до перми. Базальный комплекс, сложенный предположительно кембрийскими отложениями, развит только в контрастных депрессионных зонах и под эрозионную поверхность не выходит, а выклинивается на сопредельные выступы фундамента.

Анализ временных разрезов и результатов структурных построений позволяет сделать вывод о том, что с сейсмостратиграфических и структурно-тектонических позиций Северо-Карский бассейн представляет несомненный интерес в отношении нефтегазоносности. Здесь в отложениях различных осадочных комплексов выделяются антиклинальные, структурно-тектонические, структурно-стратиграфические, структурно-литологические, тектонически-экранированные ловушки. Результаты сейсмофациального анализа также позволяют связывать перспективы нефтегазоности этого региона с рифогенными постройками и солянокупольными структурами [4].

Структурно-тектоническая характеристика. В рамках проведенных исследований была выполнена комплексная интерпретация материалов сейсморазведки МОГТ по Южно-Карской региональной депрессии и Северо-Карскому бассейну, и построены наборы структурных карт, в том числе, единые структурные по кровле палеозоя и подошве платформенных отложений – кровле фундамента (рис. 7). На временных разрезах кровля палеозоя, к которой приурочен отражающий горизонт А, отбивается вполне уверенно, корреляция кровли фундамента (горизонт F) осуществлялась по огибающей отражающих горизонтов, подчеркивающих платформенный облик осадков. Ниже этого горизонта на временных разрезах фиксируется хаотических рисунок сейсмической записи.



Рис. 7 Структурные карты по ко кровлям палеозоя (А) и фундамента (Б).

1 - береговая линия; 2 - реки; 3 - административные границы; 4 - нефтегазовые месторождения; 5 - изогипсы.


С использованием этих материалов на акваторию Карского моря также были построены карты толщин палеозойских и мезозойских отложений, а структурная карта по кровле фундамента послужила основой для построения схемы тектонического районирования акватории Карского моря (Южно-Карская НГО, Северо-Карская ПНГП).

Анализ структурных карт по кровлям палеозоя и фундамента показал, что в Южно-Карской региональной депрессии эти поверхности в значительной мере подобны. В западной части выделяется крупная депрессионная зона – Южно-Карская мегасинеклиза, на востоке - крупная вытянутая в широтном направлении полузамкнутая положительная структура – Северный мегавыступ, осложненный более мелкими замкнутыми поднятиями. В Северо-Карском бассейне структурные планы кровли палеозоя и фундамента различаются кардинально. В этой части акватории в рельефе кровли палеозоя выделяется погружающаяся в северо-западном направлении моноклиналь, практически не осложненная положительными и отрицательными структурами. Рельеф кровли фундамента, напротив, сильно расчленен и здесь выделяется серия крупных положительных и отрицательных структур.

Анализ карт толщин палеозойско-мезозойских платформенных отложений в целом, а также отдельно карт толщин палеозойских и мезозойских отложений показал, что в Южно-Карском и Северо-Карском осадочных бассейнах, площади которых составляют 410000 км2 и 335000 км2, объем осадочного выполнения составляет, соответственно, 2300000 км3 и 1550000 км3. При этом на долю палеозойских платформенных отложений в Южно-Карской НГО приходится 23% осадков, в Северо-Карской ПНГП – 71%.

 

Заключение

Анализ геолого-геофизических материалов по Карскому морю позволяет сделать вывод о том, что, несмотря на то, что расположенные в акватории Южно-Карский и Северо-Карский осадочные бассейны имеют принципиально разное геологическое строение, они представляют несомненный интерес в отношении нефтегазоносности.

Нефтегазоносность Южно-Карской НГО доказана открытием месторождений Ленинградское, Русановское и Победа. В этой части акватории выделено 35 поднятий - потенциальных ловушек для залежей УВ, развит неокомский клиноформный комплекс, с которым в Западной Сибири связано более 80% нефтяных залежей, и доказана нефтегазоносность верхней юры.

Анализ геолого-геофизических материалов по Северо-Карской ПНГО позволяет сделать вывод о том, что с сейсмостратиграфических и структурно-тектонических позиций этот регион также является одним из наиболее перспективных на шельфе Российской Арктики. В этом бассейне:

  • получил развитие мощный, до 14000 м осадочный чехол;

  • в структурных планах различных стратиграфических уровней выделяются крупные депрессии и поднятия, которые могут ассоциироваться с зонами нефтегазообразования и нефтегазонакопления;

  • в различных осадочных комплексах выделяются антиклинальные, структурно-тектонические, структурно-стратиграфические, структурно-литологические и тектонически-экранированные ловушки; в волновых сейсмических полях фиксируются сейсмофации, характерные для рифогенных построек и солянокупольных структур.

 

Работа выполнена в рамках проектов НИР ИНГГ СО РАН при финансовой поддержке РФФИ Ресурсы Арктики, проект 18-05-70105.

 

 


 

Литература

  1. Долгунов К.А., Мартиросян В.Н., Васильева Е.А., Сапожников Б.Г. Структурно-тектонические особенности строения и перспективы нефтегазоносности северной части Баренцево-Карского региона // Геология нефти и газа. – 2011. - №6. – С. 70-83.

  2. Конторович В.А., Аюнова Д.В., Губин И.А., Ершов С.В, Калинин А.Ю., Калинина Л.М., Канаков М.С., Соловьев М.В., Сурикова Е.С., Шестакова Н.И. Сейсмостратиграфия, история формирования и газоносность структур Надым-Пурского междуречья // Геология и геофизика. - 2016. – Т. 57, №8. – С. 1583-1595.

  3. Конторович В.А., Аюнова Д.В., Губин И.А., Калинин А.Ю., Калинина Л.М., Конторович А.Э., Малышев Н.А., Скворцов М.Б., Соловьев М.В., Сурикова Е.С. История тектонического развития арктических территорий и акваторий Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции // Геология и геофизика. – 2017. – Т. 58. – № 3-4. – С. 423-444.

  4. Мартиросян В.Н, Васильева Е.А, Устрицкий В.И., Супруненко О.И., Винокуров И.Ю. Север Карского моря - высокоперспективная на нефть область Арктического шельфа России // Геология нефти и газа. – 2011. - №6. – С. 59-69.

  5. Ступакова А.В. Структура и нефтегазоносность Баренцево-Карского шельфа и прилегающих территорий //Геология нефти и газа. – 2011. - №6. – С. 99-115.

  6. Супруненко О.И., Устрицкий В.И., Зуйков О.Н. Геолого-геофизическое районирование севера Баренцево-Карского шельфа по данным сейсморазведки // Геология нефти и газа. – 2009. - № 4. - С. 17-25.


 Keywords: sea, continent, water area, time section, seismogeological complex, sedimentary complex, time section reflecting the horizon, seismic anomaly, oil and gas province, oil and gas region, deposits of hydrocarbons




Статья «Нефтегазоносность Карского моря» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№11, Ноябрь 2018)

Авторы:
Читайте также