USD 68.3413

-0.64

EUR 76.6243

-0.15

BRENT 39.48

+0.27

AИ-92 42.27

+0.03

AИ-95 45.97

-0.07

AИ-98 52.54

+0.03

ДТ 47.32

+0.01

20 мин
170
0

Карбонаты - первоочередной объект для поисков залежей нефти и газа в палеозойских отложениях Арктического шельфа России

В статье рассматриваются актуальные вопросы поисков залежей нефти и газа в палеозойских карбонатных отложениях Арктического шельфа России на примере имеющихся месторождений углеводородов в прибрежной и мелководно-шельфовой части севера Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции с промышленными скоплениями нефти и газа в карбонатных нефтегазоносных комплексах, дан первичный прогноз возможного местоположения новых залежей нефти и газа в северной части Баренцевоморского и Карского шельфов.

Поиски, разведка и эксплуатация новых нефтегазоносных объектов в акватории Арктического шельфа России являются актуальной задачей для нашей страны, особенно в современных международных условиях, и не только экономически целесообразны, но и являются важным геополитическим аспектом по присутствию РФ в Арктике и освоению природных богатств Арктического шельфа [1, 2].

На Арктическом шельфе России наиболее доступными для исследований и экономически целесообразными ввиду неглубокого залегания (до 2-3 км) являются в основном мезозойские терригенные триасовые, юрские и меловые отложения. Более молодые палеогеновые образования также содержат залежи нефти и газа в терригенных коллекторах и продуктивны в основном на территориях Западной и Восточной Сибири. Карбонатные породы представляют интерес для поисков и разведки залежей нефти и газа, в первую очередь в восточной части Баренцевоморского Арктического шельфа, где можно прогнозировать местоположение залежей УВ, учитывая их продуктивность на прилегающей к акватории суше Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции [3].

В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПП), северная часть которой продолжается на акватории Печорского моря, в палеозойской части разреза осадочного чехла выделяется семь промышленно-продуктивных нефтегазоносных комплексов (НГК), три из которых карбонатные – среднеордовикско-нижнедевонский (O2-D1), доманиково-турнейский (D3dm-C1t) и верхневизейско-нижнепермский (C1v2-P1) [4, 5]. В данных НГК проницаемыми породами-коллекторами, вмещающими пластовые углеводородные флюиды, являются разнофациальные и разногенетические карбонатные отложения [6, 7, 8].

Западные склоны Полярного Урала и его продолжения – Пай-Хоя и Новой Земли – имеют схожую геологическую историю развития в палеозойское время [9, 10]. Поскольку карбонатные породы формировались как мощные геологические комплексы только в палеозойское время, можно прогнозировать наличие залежей нефти и газа в карбонатных породах-коллекторах вышеперечисленных НГК, применяя метод актуализма, но не вглубь геологической истории, а по временной латерали – в аналогичных стратиграфических интервалах. Анализ распределения ряда месторождений нефти и газа в карбонатных НГК в северной части ТПП на суше и сопредельной акватории позволяет говорить о наличии перспектив палеозойских карбонатных отложений, выделяемых в осадочном чехле Арктического шельфа (рис. 1, 2).



РИС. 1. Обзорная схема северной части ТПП



РИС. 2. Схема распределения залежей нефти и газа в карбонатных нефтегазоносных комплексах севера ТПП Среднеордовикско-нижнедевонский карбонатный НГК

В северной части Варандей-Адзьвинской структурно-тектонической зоны (ВАСЗ) на суше расположены месторождения, в которых есть залежи нефти в нижнедевонских лохковских (D1l) карбонатных отложениях. В северо-восточной части Хорейверской впадины в пределах суши нефтепродуктивны верхнесилурийские (S2) и нижнедевонские (D1) карбонаты.

В северной части Сарембой-Леккейягинского вала, осложняющего восточную часть ВАСЗ, в акватории находится месторождение Медынское-море, где в нижнедевонских карбонатных отложениях выявлен ряд залежей нефти в интервале глубин 3050-3700 м. Породы сильно трещиноватые пористостью 4-5%, проницаемостью до 0,700 мД; тип коллектора – трещинный. Нефть легкая плотностью 805,0 кг/м3, маловязкая, малосернистая, парафинистая, малосмолистая.

В пределах суши в береговой части находится Тобойско-Мядсейская группа месторождений, включающая Перевозное, Медынское, Тобойское и Мядсейское, содержащие залежи нефти в лохковском ярусе нижнего девона, ограниченные глубиной 3800-4210 м. Разрез сложен переслаивающимися аргиллитами, известняками, в разной степени глинистыми, и детритовыми с узловатыми текстурами, генетически представляющими собой относительно глубоководные цианобактериальные образования, переходные к биогермным [11]. Нефть в нижнедевонских карбонатных залежах находится в порово-трещинных и порово-каверново-трещинных коллекторах пористостью 6-10%; легкая плотностью 851-853 кг/м3, маловязкая (0,77-3,5%), малосарнистая (0,33%), малопарафинистая (до 6,45%), малосмолистая (5,5%).

В западной части ВАСЗ к валу Сорокина приурочено месторождение Лабаганское имени В. Шмергельского, которое включает залежь нефти в карбонатном массиве нижнего девона на глубине 3940-4010 м. Породы сильно трещиноватые, в связи с чем тип коллектора – трещинный. Пористость достигает 8%. Нефть средняя плотностью 873,0-881,4 кг/м3, малосернистая (0,52%), смолистая (до 12,90%); количество парафинов меняется от 0,96 до 15,50%, асфальтенов – до 8,80%.

В Хорейверской впадине находятся месторождения им. Анатолия Титова и Романа Требса, относящиеся к категории крупных. Залежи нефти находятся в нижнедевонских карбонатных отложениях на глубинах 3770-4050 м и верхнесилурийских (им. Романа Требса) – на глубине 4100-4120 м, в породах-коллекторах, сложенных вторичными мелкозернистыми доломитами слабопористыми, кавернозными и трещиноватыми. Тип коллекторов порово-трещинный. Пористость достигает 8%, проницаемость до 6 мД (0,6 мкм2). Пластовое давление на глубине 4016 м 44,1 МПа, температура – 940С. Нефть легкая плотностью 817,0-825,0 кг/м3; малосмолистая 2,95-5,40%, содержит парафинов до 7,3%, серы – до 0,5%.

В верхнесилурийско-нижнедевонском разрезе на северо-востоке Хорейверской впадины в верхней части преобладают доломитизированные биогермные известняки, менее заглинизированные в сравнении с аналогичными отложениями ВАСЗ. Различный литологический состав пород связан с разными фациальными обстановками. Более мелководный шельф был в пределах Хорейверской впадины, где произрастали биогермы; более глубоководная среда – в ВАСЗ, где выделяются более глинистые и плотные образования, переходные к биогермным известнякам. Породы-коллекторы на месторождениях северо-восточной части Хорейверской впадины приурочены к прослоям биогермных вторичных доломитов, образованных по водорослевым и стоматопорово-водорослевым известнякам. В керне скважин наблюдается развитие пустот выщелачивания и довольно интенсивная трещиноватость пород. Тип коллектора сложный – порово-трещинный, порово-каверново-трещинный и трещинный.

Перспективы нефтегазоносности среднеордовикско-нижнедевонского карбонатного НГК на Арктическом шельфе

В акватории Баренцева моря комплекс находится на значительных глубинах, превышающих 5-6 км в Александровской зоне поднятий и ступени Тегеттгофа (рис. 3). Здесь можно ожидать залежи конденсатного газа в карбонатах с преобладающими типами коллектора – порово-трещинным и трещинным, особенно в зонах, примыкающих к глубинным тектоническим разломам. На глубинах, превышающих 10-12 км, в пределах Северо-Баренцевской впадины и Альбановско-Горбовского порога могут быть только трещинные коллекторы, содержащие сухой газ. Ожидаемые залежи на глубинах до 5-6 км могут быть нефтяные, но более вероятны нефтегазоконденсатные и газоконденсатные; до 10-12 и более км – чисто газовые. Нефтяные залежи обнаружить на данных глубинах невозможно, в связи с наличием жестких термобарических условий (высокие пластовые температуры и давления), при которых длинные углеводородные цепочки нефтяного ряда не могут существовать и распадаются на более короткие – газового ряда [12]. До глубин 6-8 км возможны тонкие нефтяные оторочки ретроградной нефти в случае резкого попадания нефтяной залежи в высокотемпературные сферы недр, благодаря активным тектоническим процессам. Подобные ретроградные нефтяные оторочки можно наблюдать в автохтоне Вуктыльского месторождения в девонских карбонатах на глубине 4600 м [13]. Наличие залежей легкой нефти возможно в Центрально-Карской структурной области в районе ступени Ермолаева, в Восточно-Карской зоне прогибов в районе поднятия Уединения, прогиба Фобоса и вала Арктического института, где среднеордовикско-нижнедевонский карбонатный НГК находится на глубинах 1-3 км; а также в зоне прогибов Франц-Виктории, где глубина залегания силурийско-нижнедевонских пород 2-4 км (см. рис. 3).



РИС. 3. Геолого-геофизический разрез по опорному профилю 4-АР (по: ФГУНПП «Севморгео» и ВНИИОкеангеология, 2016 г.)

Условные обозначения к рис. 3. Стратиграфия (акротема, эратема, система, отдел, ярус, подъярус) 1-30: меловая и юрская системы: 1 – средне-верхнеальбский, 2 – верхнеаптско-нижнеальбский, 3 – барремско-среднеаптский, 4 – верхневаланжинско-готеривский, 5 – барремско-валанжинский, 6 – юрско-меловая, 7 – юрская; триасовая система: 8 – верхний отдел, 9 – средний, 10 – нижне-средний, 11 – нижний; пермская система: 12 – верхний отдел, 13 – нижне-верхний; пермская и каменноугольная системы: 14 – среднекаменноугольно-нижнепермский; 15 – нижне-средний отделы карбона, 16 – карбон, 17 – нижний отдел; девонская система: 18 – верхний отдел, 19 – средний, 20 – нижне-средний, 21 – девонская, 22 – нижний; силурийская система: 23 – верхний отдел, 24 – нижний; 25 – ордовикско-силурийская системы, 26 – нижне-среднердовикский отделы; 27 – палеозойская эратема; 29 – венд-кембрийская системы; 30 – протерозойская акротема. 31 – отражающие горизонты и их индексы; 32 – тектонические нарушения.

В ОАО «Архангельскгеология» были проведены исследования нефтей восточного борта Хорейверской впадины, северной части вала Сорокина и Медынско-Сарембойской антиклинальной зоны ВАСЗ, которые показали, что нефть в залежах вышеперечисленных территорий образовалась из одной нефтегазоматеринской толщи, находящейся внутри среднеордовикско-нижнедевонского НГК [14].

Доманиково-турнейский карбонатный НГК

В пределах ТПП данный комплекс разнофациальный в связи с наличием барьерных органогенных построек франского (доманикового, сирачойского, евлановского и ливенского) и фаменского возраста. Присутствуют карбонаты зарифовых, рифовых, околорифовых, предрифовых и депрессионных фаций с различными фильтрационно-емкостными свойствами [15]. Залежи нефти выявлены во всех фациальных зонах. Депрессионные фации доманика в ТПП являются основной нефтегазогенерирующей толщей практически для всех гипсометрически вышерасположенных залежей углеводородов в породах-коллекторах различного возраста и состава [16].

Промышленно-продуктивные залежи нефти присутствуют во франских, фаменских и турнейских разнофациальных и разногенетических карбонатах – известняках и доломитах в северной части ВАСЗ и Хорейверской впадины, включая акваторию. Это месторождения Медынское-море, Перевозное, Тобойское и Мядсейское Сарембой-Леккейягинского вала, Южно-Торавейское и Лабаганское им. В. Шмергельского – вала Сорокина, им. Романа Требса и Пасседское – крайнего северо-востока Хорейверской впадины. Залежи нефти находятся на глубинах от 1900 до 2750 м в ВАСЗ и от 3600 до 3910 м – в Хорейверской впадине. В качестве примера представлено описание залежей нефти на месторождениях в пределах вала Сорокина и примыкающей к нему части Хорейверской впадины.

На Лабаганском месторождении им. В. Шмергельского в доманиково-турнейском НГК находятся две залежи нефти: в карбонатных отложениях фаменского яруса в интервале глубин 2300-2400 м и турнейского яруса – на глубинах 2250-2350 м. Пластовое давление на глубине 2340 м – 24,5 МПа, температура – 480С, на глубине 2270 м – 23,7 МПа и 470С. Коллекторы – карбонаты пористостью 7 и 12%, проницаемостью – 0,003 и 0,004 мкм2, соответственно. Нефть в фаменских отложениях легкая, разгазированная в поверхностных условиях (200С) – средняя, плотностью 870,0 кг/м3, вязкостью 40,5 МПа×с. Содержание смол достигает 9,5%, парафина – до 5,20%, серы – до 0,85%. Нефть в турнейских карбонатах более вязкая. При аналогичной плотности в стандартных условиях, составляющей также 870,0 кг/м3, вязкость при 20оС в два раза выше, чем в фаменской нефти и составляет 95,7 МПа×с. Содержание смол – до 7,65%, парафина – 5,00-5,50%, серы – 0,48-0,63%.

Южно-Торавейское месторождение содержит залежь нефти в фаменских отложениях в интервале глубин 2390-2500 м, верхняя часть залежи находится в турнейских карбонатах. Пластовое давление на глубине 2460 м составляет 26,0 МПа, температура – 52оС. Коллекторы – карбонаты пористостью 14%, проницаемостью 0,300 мкм2. Плотность нефти в стандартных условиях – 992,0 кг/м3, вязкость – 288,7 МПа×с. Содержание смол – 18,90%, парафина – 2,30%, серы – 2,90%.

На месторождении им. Романа Требса выделяется две промышленно-продуктивные залежи нефти: в доманиковых карбонатах на глубине 3820-3920 м и сирачойских органогенных породах на глубине 3600-3900 м. Коллекторами являются разногенетические (органогенные, детритовые, хемогенные) известняки и вторичные доломиты, пористые и трещиноватые со сложным типом пористости: порово-трещинным и трещинно-поровым. Пористость в среднем составляет 8-10 %, проницаемость – 0,4 мкм2.

Залежи нефти в доманиково-турнейском НГК пластовые, линзовидно-пластовые, тектонически, стратиграфически и литологически экранированные в пластах-коллекторах и массивные – в органогенных массивах. Анализ франских, фаменских и турнейских нефтей на ряде северных месторождений ТПП показал, что данные нефти мигрировали из одной материнской толщи, а именно – доманикового горизонта [17].

Перспективы нефтегазоносности доманиково-турнейского карбонатного НГК на Арктическом шельфе

В акватории Баренцева моря данный НГК находится на глубине до 1-2 км в районе поднятия Виктории, погружается в восточном направлении до 13-15 км в Северо-Баренцевской впадине и Альбановско-Горбовском пороге и не превышает 4-6 км в пределах ступени Тегеттгофа и западной части Центрально-Карской структурной области. Анализируя такой расклад глубин и учитывая уже имеющиеся месторождения нефти в данном стратиграфическом диапазоне по ТПП, можно прогнозировать нефтепроявления в западной части российского Арктического шельфа в направлении поднятия Виктории, преимущественно в зоне прогибов Франца Виктории. Залежи нефти, возможно, пластовые, линзовидно-пластовые, тектонически экранированные. В районе ступени Тегеттгофа и далее в направлении Центрально-Карской структурной области можно ожидать залежи конденсатного газа, не исключено – с нефтяной оторочкой ретроградной нефти – склоновые, линзовидно-пластовые и пластовые, литологически, стратиграфически и тектонически экранированные. О качестве коллекторов, их литологическом составе можно говорить лишь после проведения детальных литолого-фациальных и палеогеологических исследований, опираясь на весь геолого-геофизический и геохимический материал по сопредельным хорошо изученным территориям, в том числе и по ТПП. Наиболее погруженные части доманиково-турнейского НГК в Северо-Баренцевской впадине и Альбановско-Горбовском пороге, более всего могут быть нефтегазоматеринскими породами и генерировать углеводороды нефтяного и газового ряда, в зависимости от положения нефтегазоматеринских горизонтов внутри комплекса в той или иной катагенетической зоне [3].

Верхневизейско-нижнепермский карбонатный НГК

Данный комплекс наиболее исследован ввиду неглубокого залегания продуктивных интервалов и содержит большее количество промышленных залежей нефти и газа в северных прибрежных районах ТПП, включая ВАСЗ и Печоро-Колвинский авлакоген (ПКА), как в его восточной части – Колвинский мегавал, так и в западной – Шапкина-Юрьяхинский вал.

В пределах ВАСЗ в его северо-восточной части в акватории находится месторождение Медынское-море, содержащее четыре залежи нефти в верхневизейско-нижнепермском НГК. По западному борту вала Сорокина выделяются месторождения Приразломное, Варандей-море, Варандейское, Торавейское, Южно-Торавейское, Наульское им. Г. Чернова, Лабаганское им. В. Шмергельского, содержащие залежи нефти в верхнекаменноугольно-ассельских, ассельско-сакмарских рифогенных и артинских разнофациальных карбонатах на глубине 1400-2490 м. В пределах Колвинского мегавала ПКА наиболее северные месторождения – Поморское газоконденсатное, Хыльчуюское нефтяное, Южно-Хыльчуюское газонефтяное и Ярейюское нефтегазоконденсатное, где залежи расположены в ассельских, сакмарских и артинских разнофациальных карбонатах на глубинах 1940-2660 м. В северной части Шапкина-Юрьяхинского вала ПКА находятся газоконденсатные месторождения – Коровинское, Кумжинское, Василковское и нефтегазоконденсатные – Ванейвисское и Лаявожское, содержащие залежи углеводородов в средне-верхнекаменноугольных и нижнепермских ассельских и сакмарских карбонатах на глубине 2200-2660 м.

В акватории в пределах Гуляевско-Долгинской структурной зоны расположены месторождения Северо-Гуляевское нефтегазоконденсатное и Долгинское нефтяное, содержащие залежи конденсатного газа и нефти, соответственно, в верхнекаменноугольно-нижнепермских органогенных и органогенно-обломочных отложениях. В качестве примера дана краткая характеристика залежей УВ по ряду месторождений ВАСЗ и ПКА.

Месторождение Медынское-море содержит залежи нефти в разнофациальных карбонатных отложениях на глубине 1160-1600 м (см. рис. 2). Коллекторы органогенные и органогенно-обломочные, порово-трещинного типа (рис. 4). Пористость – 11-14%. Нефть тяжелая, плотностью 932 кг/м3, содержит серу в количестве 3-4%, парафина – до 2%, смол – до 21%.



РИС. 4. Карбонаты органогенные (а, б), битумонасыщенные (а), с открытыми трещинами (а) и порами (а, б) в ассельско-сакмарских отложениях месторождения Медынское-море

Варандейское месторождение содержит залежь нефти в артинских известняках на глубине 1625-1675 м. Коллекторы трещинно-порового типа, пористость – 15,0-17,5%, проницаемость – 0,120 мкм2. Нефть в стандартных условиях тяжелая плотностью 901,0 кг/м3, вязкостью 23,6-33,5 МПа×с. Содержание смол достигает 8,6%, парафина – до 1,30%, серы – до 2,5%.

Торавейское месторождение включает залежь нефти в артинских карбонатах на глубине 1515-1630 м. Тип коллектора преимущественно трещинно-поровый. Пористость – 16,4%, проницаемость – 0,004 мкм2. Нефть в стандартных условиях тяжелая, плотностью 902,0 кг/м3, вязкостью до 42,00 МПа×с. Содержание смол – 5,60-10,40%, парафина – до 2,26%, серы – до 2,20%.

Наульское месторождение им. Г. Чернова в верхневизейско-нижнепермском карбонатном НГК содержит две нефтяные залежи: в органогенном массиве ассельско-сакмарского ярусов и в карбонатном пласте артинского яруса. Залежь нефти в ассельско-сакмарском рифе находится на глубине 1550-1650 м. Коллекторы – органогенные известняки пористостью в среднем 8%, проницаемостью 0,248 мкм2. Нефть, как и в вышеописанных месторождениях данной зоны, тяжелая, плотностью в стандартных условиях 906,0 кг/м3, вязкостью 58 МПа×с. Содержание смол – 9,50 %, парафина – до 1,40%, серы – 2,10%. Залежь нефти в карбонатных пластах артинского яруса находится на глубине 1420-1500 м. Коллекторы обладают хорошими фильтрационно-емкостными свойствами: пористостью до 25% и проницаемостью до 0,218 мкм2. Нефть тяжелая, вязкая, плотностью в стандартных условиях 906,0 кг/м3, вязкостью 54 МПа×с. Содержание смол достигает 10,00%, парафина – до 1,80%, серы – 2,20%.

Лабаганское месторождение им. В. Шмергельского в верхневизейско-нижнепермском комплексе так же, как и Наульское, включает две залежи нефти – в органогенном массиве ассельско-сакмарского ярусов (P1a-s) и карбонатных пластах артинского яруса (P1ar). Ассельско-сакмарская залежь нефти находится на глубине 1550-1650 м. Коллекторы – органогенные известняки пористостью 9%, проницаемостью – 0,098 мкм2. Нефть очень тяжелая, плотностью в стандартных условиях 955 кг/м3. Содержание смол – до 14,0%, парафина – 2,70%, серы – 3,22%. Залежь нефти в карбонатах артинского яруса находится на глубине 1400-1500 м. Известняки обладают высокой пористостью, достгающей 22%, с проницаемостью 0,003 мкм2. Нефть очень тяжелая, плотностью в стандартных условиях 943 кг/м3. Содержание смол достигает 16,40%, парафина – 2,7%, серы – до 2,65%.

Как мы видим из вышеприведенных данных, все нефти в ассельско-сакмарских и артинских отложениях ВАСЗ тяжелые и вязкие, малопарафинистые. По составу данные нефти похожи на нефти в нижележащих залежах, флюидодинамически связаны между собой, благодаря существующей вертикальной миграции по трещиноватым зонам вблизи тектонических разломов. Нефти доманиково-турнейского и верхневизейско-нижнепермского карбонатных НГК имеют единый нефтегазоматеринский очаг – доманиковый горизонт [16, 17].

В пределах ПКА Южно-Хыльчуюское газонефтяное месторождение содержит залежь нефти в ассельско-сакмарском органогенном массиве на глубине 2220-2300 м. Коллекторы порового типа пористостью 15%, проницаемостью 0,020-0,933 мкм2. Нефть легкая, плотностью 847 кг/м3, вязкостью до 7,0 МПа×с. Содержание смол достигает 5,2%, парафина – до 6,3%, серы – до 0,8%.

Ярейюское нефтегазоконденсатное месторождение содержит две залежи нефти и газа (газовая шапка) в органогенном массиве ассельско-сакмарского ярусов и карбонатных пластах артинского яруса нижней перми. Ассельско-сакмарская нефтегазовая залежь находится на глубине 2031-2114 м. Средняя пористость 13%, проницаемость 0,043 мкм2. Нефть легкая, плотностью 844,0 кг/м3 с высоким содержанием растворенного в ней газа – 53,4 нм3/т. Содержание смол – 2,00%, парафина – до 4,0%, серы – менее 0,5%. Артинская нефтегазовая залежь находится в известняках на глубине 1941-2043 м. Пористость карбонатных коллекторов достигает 15%, проницаемость 0,004 мкм2. Нефть легкая, плотностью до 843,0 кг/м3, вязкостью 5,4 МПа×с с высоким содержанием растворенного в ней газа – 54,4 нм3/т. Содержание смол достигает 4,00%, парафина – до 4,0%, серы – до 0,6%.

Залежи нефти Колвинского мегавала ПКА находятся глубже, чем одновозрастные залежи ВАСЗ. Нефть более легкая, с повышенным значением газового фактора, в залежах присутствует газовая шапка. По западному борту ПКА в пределах Шапкина-Юрьяхинского вала залежи верхневизейко-нижнепермского карбонатного НГК преимущественно газоконденсатные. Продуктивны не только нижнепермские ассельско-сакмарские и артинские карбонаты, но и средне- и верхнекаменноугольные карбонатные отложения. Коровинское месторождение содержит залежь свободного газа на глубине 2217-2375 м в верхнекаменноугольно-нижнепермских ассельско-сакмарских карбонатах. Кумжинское месторождение содержит залежь свободного газа в средне-верхнекаменноугольных карбонатных отложениях на глубине 2260-2440 м. Василковское месторождение включает залежь свободного газа в среднекаменноугольно-нижнепермском карбонатном интервале на глубине 2248-2410 м. Южнее расположено Лаявожское месторождение, где находятся залежи УВ с нефтяной и газовой составляющей в карбонатах позднекаменноугольно-ассельско-сакарского возраста.

Наличие региональной нижнепермской сульфатно-галогенной покрышки, венчающей верхневизейко-нижнепермский карбонатный НГК, позволило существовать газовым залежам на глубинах менее 2500 м (пример – месторождения ПКА: Коровинское, Кумжинское, Василковское со свободным газом). Нефть располагается под газовыми скоплениями (пример – месторождения ПКА: Лаявожское, Хыльчуюское, Ярейюское). Там, где сульфатно-галогенный флюидоупор отсутствует, газ свободный и растворенный в нефти перемещается в гипсометрически более высокие горизонты; нефть разгазируется и формируются залежи тяжелой нефти (пример – месторождения ВАСЗ: Варандейское, Торавейское, Южно-Торавейское, Наульское им. Г. Чернова, Лабаганское им. В. Шмергельского).

Перспективы нефтегазоносности верхневизейско-нижнепермского карбонатного НГК на Арктическом шельфе

В пределах Арктического шельфа можно ожидать залежи конденсатного газа в карбонатах данного НГК на глубинах до 3 км, если есть в разрезе осадочного чехла сульфатно-галогенная покрышка раннепермского возраста, завершающая рассматриваемый разрез осадочного чехла. Протрассировав распространение сульфатно-галогенных толщ в пределах шельфовых регионов Арктики, можно прогнозировать наличие залежей нефти и/или газа в данном НГК. Там, где покрышка сульфатно-галогенная покрышка будет отсутствовать, возможно обнаружение средних и тяжелых нефтей на глубинах до 2,5-4 км. Такие глубины можно наблюдать в зоне прогибов Франц Виктории, Восточно-Карской зоне прогибов. В интервале глубин 4-5 км в пределах Александровской зоны поднятий и ступени Тегеттгофа и Центрально-Карской структурной области возможно обнаружение залежей конденсатного газа в средне-верхнекаменноугольных отложениях при отсутствии сульфатно-галогенной покрышки. Здесь флюидоупорами могут служить плотные карбонатно-глинистые породы, а основной покрышкой рассматриваемого НГК может быть стратиграфический экран, сформированный при перекрытии верхнепермскими терригенно-глинистыми образованиями средне-верхнекаменноугольных карбонатов. Наличие тектонических разломов под рассматриваемым НГК и рассекающих его способствует перемещению пластовых флюидов, содержащих нефть и газ, из более глубоких горизонтов в гипсометрически вышерасположенные.

Роль нефтегазоматеринских пород, поставляющих микронефть и газ в породы-коллекторы, могут играть не только глинистые образования с содержанием С орг. более 3-5%, но и кремнисто-карбонатные породы с включенным в них рассеянным органическим веществом (РОВ), подобно доманиковым материнским породам ТПП. Также роль газоматеринских пород могут играть органогенные карбонаты, оказавшиеся на глубинах, превышающих 5-7 км, на стадиях катагенеза МК5-АК1 и более, содержащие С орг. в достаточном количестве для формирования молекул метана и более тяжелых. Такие глубины мы наблюдаем в Северо-Баренцевской впадине, Альбановско-Горбовском пороге. Следует лишь уточнить и оконтурить погребенные органогенные сооружения палеозойского возраста на данных участках Баренцевоморского шельфа.

В заключении можно добавить, что учитывая аналогичные палеогеографические и палеотектонические обстановки вышеперечисленных временных интервалов по всему западному борту и примыкающих территорий северной и полярной части Урала и его продолжения – Пай-Хоя и Новой Земли, а также наличие залежей нефти и газа в карбонатных НГК на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции как в северной части суши, так и в акватории, можно полагать, что промышленно-продуктивные объекты в карбонатных отложениях палеозоя могут быть обнаружены как в арктической акватории Баренцева моря, так и в более восточных районах Арктики России. Главными критериями должны быть принципы существования онтогенеза углеводородов (УВ) – нефти и газа, а именно – комплексное взаимодействие четырех основных его позиций: генерация, миграция (эмиграция из материнских толщ и иммиграция в породы-коллекторы), аккумуляция и консервация УВ [3, 18].


Литература

  1. Путин об Арктике: это не место для геополитических игр военных блоков. «Известия», 30 августа 2016. http://izvestia.ru/news/629572.

  2. Апанасенко В.М. Новая мировая война может начаться в Арктике. http://army-news.ru/2012/11.

  3. Данилов В.Н. и др. Сравнительный анализ онтогенеза углеводородов в Печорском и других осадочных бассейнах мира / В.Н. Данилов, Н.А. Малышев, В.А. Скоробогатов и др. М.: Изд-во Академии горных наук, 1999. 400 с.

  4. Кремс А.Я., Вассерман Б.Я., Матвиевская Н.Д. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа. М.: Недра, 1974. 332 с.

  5. Теплов Е.Л. и др. Природные резервуары нефтегазоносных комплексов Тимано-Печорской провинции / Е.Л. Теплов, П.К. Костыгова, З.В. Ларионова и др. М-во природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Коми, ГУП РК ТПНИЦ. СПб: ООО «Реноме», 2011. 286 с.

  6. Вассерман Б.Я., Богацкий В.И., Шафран Е.Б. Условия формирования закономерности размещения некоторых залежей нефти и газа в Тимано-Печорской провинции и методика их поисков // Геология и нефтегазоносность Тимано-Печорской провинции и ее структурных обрамлений: Сб. науч. тр. М., 1979. С. 70-80.

  7. Меннер В.Вл. Литологические критерии нефтегазоносности палеозойских толщ Северо-Востока Русской платформы. М.: Наука, 1989. 133 с.

  8. Данилов В.Н. Типизация поисковых объектов – основа планирования геологразведочных работ // Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России: Материалы XV Геологического съезда Республики Коми: в 3 т. Т. III. Сыктывкар: ИГ УрО РАН, 2009. С. 43-46.

  9. Дедеев В.А., Запорожцева И.В. Земная кора Европейского Северо-Востока СССР. Л.: Наука, 1985. 98 с.

  10. Тимонин Н.И. Печорская плита: история геологического развития в фанерозое. Екатеринбург: УрО РАН, 1998. 240 с.

  11. Антошкина А.И. Рифообразование в палеозое (север Урала и сопредельные области). Екатеринбург: УрО РАН, 2003. 304 с.

  12. Хант Дж. М. Геохимия и геология нефти и газа. М.: «МИР», 1982. 704 с.

  13. Антоновская Т.В. Неантиклинальные ловушки среднедевонско-турнейских отложений юго-востока Тимано-Печорской провинции (условия формирования и нефтегазоносность). СПб: ФГУП «ВНИГРИ», 2013. 228 с.

  14. Юрьева З.П. Нижнедевонские карбонатные отложения восточного склона Большеземельского палеоподнятия. Геология нефти и газа, 1995. № 6. С. 24-29.

  15. Никонов Н.И. и др. Тимано-Печорский седиментационный бассейн. Атлас геологических карт (литолого-фациальных, структурных и палеогеологических) / Н.И. Никонов, В.И. Богацкий, А.В. Мартынов и др. Ухта: ТП НИЦ, 2000. 64 с.

  16. Антоновская Т.В. Доманиковый горизонт – основной нефтегазоматеринский комплекс Тимано-Печорской провинции. Геология нефти и газа, 2016. № 4. С. 62-68.

  17. Клименко С.С., Анищенко Л.А. Особенности нафтидогенеза в Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне. Известия Коми научного центра УрО РАН, 2010. № 2. С. 61-69.

  18. Афанасенков А.П. и др. К уточнению модели нефтегазогеологического районирования Арктического шельфа России в свете современных геолого-геофизических данных / А.П. Афанасенков, Б.В. Сенин, М.И. Леончик. Геология нефти и газа, 2016. № 4. С. 77-88.




Статья «Карбонаты - первоочередной объект для поисков залежей нефти и газа в палеозойских отложениях Арктического шельфа России» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№1, 2017)

Авторы:
Читайте также
Система Orphus