- •Глава 1
- •1.1. Нефтегазогеологическое районирование территорий России и сопредельных стран
- •Глава 2
- •2.1. Восточно-Европейская мегапровиниия
- •2.1.1. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция
- •2.1.2. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция
- •2.1.3. Прикаспийская нефтегазоносная провинция
- •2.1. 4. Днепровско-Припятская газонефтеносная провинция
- •2.1.5. Балтийская нефтегазоносная провинция
- •2.1.6. Самостоятельная перспективная нефтегазоносная область Московской синеклизы
- •2.1.7. Самостоятельная перспективная нефтегазоносная область Мезенской синеклизы
- •2.2. Восточно-Сибирская мегапровиниия
- •2.2.1. Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция
- •2.2.2. Лено-Вилюйская газонефтеносная провинция
- •2.2.3. Енисейско-Анабарская газонефтеносная провинция
- •Глава 3
- •3.1. Западно-Сибирская нефтегазоносная мегапровиниия
- •3.2. Туранская нефтегазоносная мегапровинция
- •3.3. Предкавказско- Крымская (Скифская) нефтегазоносная мегапровиниия
- •Глава 4
- •4.1. Предкавказская нефтегазоносная субпровинция
- •4.2. Предкарпатская нефтегазоносная субпровинция
- •4.3. Предуральская нефтегазоносная субпровинция
- •4.4. Предверхоянская нефтегазоносная субпровинция
- •Глава 5
- •5.1. Закавказская нефтегазоносная провинция
- •5.2. Западно-Туркменская нефтегазоносная провинция
- •5.3. Тяньшань-Памирская нефтегазоносная провинция
- •5.4. Дальневосточная нефтегазоносная мегапровиниия
- •5.4.1. Охотская нефтегазоносная провинция
- •Глава 6
- •6.1. Барениеволлорская газонефтеносная провинция
- •6.2. Северо-Карская перспективная нефтегазоносная провинция
- •6.3. Лаптевская перспективная нефтегазоносная провинция
- •6.4. Восточно-Арктическая перспективная нефтегазоносная провинция
- •6.5. Южно-Чукотская перспективная нефтегазоносная провинция
- •6.6. Усть-Индигирская перспективная нго
- •6.7. Притихоокеанская нефтегазоносная провинция
- •6.8. Основные направления
6.1. Барениеволлорская газонефтеносная провинция
Баренцевоморская газонефтеносная провинция расположена в пределах шельфа Баренцева моря западной Арктической части России (рис. 264). В геотектоническом отношении приурочена к эпикаледонской окраинно-континентальной шельфовой плите общей площадью свыше 1,3 млн км2.
С севера она обрамляется протяженной линейно вытянутой системой геоантиклиналей и срединных массивов Гренландско-Карской зоны, на западе и северо-западе Свальбардской антеклизой, включающей поднятия островов Медвежий, Северо-Восточная Земля. На юго-западе провинция ограничена северо-восточным склоном Балтийского щита,
Рис. 264. Баренцевоморская газонефтеносная провинция [45].
Нефтегазоносные области: А — Южно-Баренцевская, Б — Центрально-Баренцевская, В — Северо-Баренцевская, Г — Адмиралтейская, Д — Северо-Карская.
Месторождения: 1 — Штокмановское, 2 — Лудловское, 3 — Северо-Кильдинское, 4 — Мурманское
на юге системой протяженных ступенчатых сбросов отделяется от Тимано-Печорской синеклизы, а на юго-востоке и востоке Урало-Новоземельской орогенной зоной отделяется от Западно-Сибирской плиты (рис. 265).
В 1982 г. в Баренцевоморской газонефтеносной провинции в триасовых отложениях были открыты Мурманское и Северо-Кильдинское газовые месторождения. Однако последующие годы показали, что основные перспективы газонефтеносности следует связывать с юрскими терригенными отложениями. Открытие в 1988 г. в центральной части Баренцева моря уникального Шток-мановского газоконденсатного месторождения (с запасами около 3 трлн м3) в этих отложениях положило начало концентрации поисково-разведочных работ на поиски углеводородов в средне-верхнеюрских породах-коллекторах, имеющих более высокие по сравнению с триасовыми емкостные свойства. В этих же отложениях в 1990 г. было открыто крупнейшее Лудловское газовое месторождение.
Рис. 265. Структурно-тектоническая схема и месторождения УВ Западно-Арктического шельфа (Э.В. Шипилов, P.P. Мурзин, 2001)
1 — границы структурных элементов I порядка (цифры в квадратах): I — Тиманский кряж, II — Печорская синеклиза, III - Предуральский прогиб, IV — Пайхой-Новоземельская складчатая система, V — Предпайхой-ский 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; 2 - границы структурных элементов 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-Юрьяхин-ский 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; 3 — глубинные разломы по гравимаг-нитным данным; 4 — крупнейшие нарушения по материалам MOB ОГТ; 5 — изоглубины кровли юрского комплекса, м; 6 — основные антиклинальные поднятия (а) и месторождения УВ (б): 1 — Мурманское, 2 — Северо-Мурманское, 3 — Северо-Кильдинское, 4 — поднятие Федынского, 5 — Куренцовское, б — Арктическое, 7 — Штокмановское, 8 — Ледовое, 9 — Лудловское, ю — Лунинское, 11 — Ферсмановское, 12 — Шатского, 13 — Вернадского, 14 — Северное, 15 — Крестовое, 16 — Адмиралтейское, 17 — Пахтусовское, 18 — Гусиноземельское, 19 — Западно-Гусино-земельское, 20 — Междушарское, 21 — Папанинское, 22 — Песчаноозерское, 23 — Ижимка-Таркское, 24 — Поморское, 25 — Северо-Гуляев-ское, 26 — Приразломное, 27 — Варандей-море, 25 — Медын-море, 29 — Русановское, 30 — Ленинградское; 7 — соляно-купольные поднятия; 8 — контуры распространения складчатости магматических силлов в триасовом комплексе; 9 — контуры распространения траппового магматизма в осадочном чехле
Осадочный чехол Баренцевоморской провинции залегает на гетерогенном складчатом преимущественно докембрийском фундаменте. Строение и возраст его остаются не вполне ясными. Глубина залегания фундамента изменяется от 3 — 5 км в краевых частях провинции до 16—18 км в центральной части.
В связи с недостаточностью фактического материала разрез осадочного чехла, как и фундамента, изучен фрагментарно. В его строении принимают участие осадочные породы: нижне-верхне-палеозойского терригено-карбонатного, верхнепермско-триасового преимущественно терригенного и юрско-мелового терригенного комплексов суммарной мощностью по данным сейсморазведки до 18км.
Основной объем осадочного чехла Баренцевоморской провинции связан с зоной распространения крупнейших отрицательных структур разного ранга, расположенных в центральной ее части: Южно- и Северо-Баренцевской синеклизы (впадины), Нордкапский прогиб и др. (см. рис. 265). Эти структуры обрамляются и разделяются поднятиями и седловинами: Центрально-Баренцевская область поднятий, Адмиралтейский мегавал, Лудловская седловина и др. Некоторые исследователи всю центральную часть провинции объединяют в региональный Восточно-Баренцевский мега-прогиб, протягивающийся в широтном направлении параллельно Новоземельской гряде на расстояние свыше 2000 км и имеющий ширину от 150 до 600 км. Он отличается от примыкающих к нему тектонических элементов большой мощностью осадочных толщ, особенно верхнепермско-триасовых. Мегапрогиб осложняют отрицательные структуры: Южно-Баренцевская, Северо-Баренцев-ская синеклизы и др., которые чередуются с приподнятыми структурными зонами, такими как Штокмановско-Лунинский порог и др.
В Баренцевом море породы фундамента исследованы в основном в бортовых частях впадин, где они выходят на поверхность (архипелаг Шпицберген, Новая Земля, север Скандинавии и др.). Он представлен в основном архейско-протерозойскими кристаллическими породами.
В Карском море (на Таймыре, Новой Земле и Северной Земле) складчатый фундамент представлен протерозойскими гранито-гнейсами и сланцами.
Палеозой по данным глубоких скважин и выходам на поверхность представлен терригенными и карбонатными отложениями кембрия, ордовика, силура, девона, карбона и перми различной мощности. Особенно широко в акватории Баренцева моря развиты мезозойские отложения: триаса, представленного почти всеми отделами, юры, терригенные отложения которой наиболее полно вскрыты в южной части Баренцева моря, и мела.
Кайнозой распространен неравномерно. Мощные разрезы терригенных отложений палеогена и эоцена изучены только в северо-западных и западных районах Баренцева моря. Для Баренцева моря характерны нерасчлененные отложения плиоцена и четвертичной системы мощностью
0 — 50 м.
В Баренцевоморской провинции можно выделить Западно-Баренцевскую, Южно-Баренцевскую, Централъно-Баренцевскую, Восточно-Баренцевскую газонефтеносные области и перспективную Северо-Баренцевскую, связанные с крупными тектоническими элементами: Свальбардской антеклизой, поднятиями острова Медвежий, Сев.-Вост. Земли, Персея, Западно-Баренцево-Северо-морской синеклизой, с Лунинским порогом, Нордкапским прогибом; Южно-Баренцевской синеклизой, Лудловской седловиной, Кольской моноклиналью; Центрально-Баренцевской областью поднятий, Штокмановско-Лунинским порогом, Адмиралтейским мегавалом; Восточно-Баренцевским мегапрогибом, впадиной святой Анны; Северо-Баренцевской синеклизой.
Значительные объемы осадочного чехла, сосредоточенные в отрицательных структурах, позволяют предполагать высокий неф-тегазогенерирующий потенциал провинции, а обширные поднятия, примыкающие к этим очагам генерации и содержащиеся в разрезе региональные коллекторы и покрышки, говорят о больших аккумулирующих возможностях в пределах всей Баренцево-морской провинции, что дает основание рассматривать ее как одну из наиболее перспективных экваториальных провинций России. Особый интерес представляет Штокмановско-Лунинский газонефтеносный район, в который входят Штокмановско-Ледовая, Лудловская и Лунинская седловины, отделенные друг от друга погруженными Западно-Северо-Штокмановским и Южно-Лунинским прогибами.
ШТОКМАНОВСКО-ЛУНИНСКИЙ ГНР (рис. 266). Максимальная мощность осадочного чехла в этом газонефтеносном районе оценивается сейсморазведкой в 14—15 км. Бурением изучены 4070 м. Вскрытый скважинами разрез представлен песчано-глинистыми отложениями кайнозойского, мелового, юрского и по-здне-среднетриасового возраста. Газовые и газоконденсатные залежи, имеющие промышленное значение, выявлены в отложениях средней юры (Штокмановское, Лудловское и Ледовое месторождения) , интенсивные газопроявления (вплоть до открытых выбросов) наблюдались на ряде площадей в песчаниках нижнего мела. Месторождения, как правило, многозалежные. Залежи установлены в интервалах глубин 1380 — 2625 м.
Типы залежей — пластовые сводовые и пластовые, тектонически экранированные. Коллекторы-песчаники с гранулярной открытой пористостью от 16 до 26%, газопроницаемость ряда пластов достигает 2 мкм2. Средние эффективные толщины продуктивных пластов изменяются от 8 до 45 м, общие мощности достигают 85 м.
По величине запасов два месторождения района (Штокмановское, Ледовое) относятся к уникальным и одно (Лудловское) — к крупным. Газ всех месторождений метановый (93 — 97%), бессернистый, низкоуглеродистый (до 1,2%), низкогелиеносный (0,021 — 0,027%). Содержание конденсата низкое — от 5 до 12,5 г/м3.
Штокмановско-Лунинский
порог
Геологический профиль:
1 — море + кайнозойские отложения: 2 — глинистые, 3 — песчаные, 4 — черные битуминозные глины верхней юры; 5 — газовые и газоконденсат-ные залежи; 6 — газопроявления, выявленные в процессе бурения; 7 — разрывные нарушения
Конденсат малосмолистый (0,14 — 0,19%), малосернистый (0,013 — 0,015%), плотностью 0,798-0,820 г/см3.
Изученность района, особенно бурением, низкая. В поисковое бурение введены четыре структуры. На трех из них открыты месторождения, на одной (Лунинской) первая бурящаяся поисковая скважина законсервирована на глубине 1405 м. Начато бурением 12 скважин, закончено — 11 скважин, из них в восьми получены промышленные притоки газа. Коэффициент успешности бурения (отношение продуктивных скважин к общему их числу) равен 0,9. Плотность бурения —
1 скв./7,9 тыс. км2, плотность сейсмических исследований изменяется от 0,16 до 2,55 км/км2 (Штокмановское месторождение), составляя в среднем 0,5 км/км2.
Концентрация в среднеюрских породах Штокмановско-Лунинского района наиболее крупных месторождений Баренцево-морского шельфа как из числа российских, так и норвежских обусловлена сочетанием многих благоприятных факторов и, в первую очередь, структурного и литологического.
По литологическим особенностям разрез подразделяется на два обособленных комплекса: апт-верхнемеловой и верхнетриа-сово-неокомский. Верхнюю часть комплексов образуют глинистые породы, а нижнюю алевритопесчаные. Наиболее продуктивными являются пласты Ю0 (келловей), Ю1 (ааленский-байосский), Ю2-3 (нижняя юра).
Мурманское газовое месторождение (рис. 267) приурочено к локальному структурному поднятию, сформированному над системой нарушений юго-западного борта бассейна. Месторождение имеет сложное многопластовое строение. Всего выделено около 20 продуктивных пластов песчаников ранне-среднетриасового возраста. Все выявленные залежи литологически экранированы, причем большинство из них выклиниваются в сводовой части структурного поднятия. Газ по составу метановый с низким содержанием неуглеводородных компонентов. По запасам месторождение относится к крупным.
Штокмановское газоконденсатное месторождение (рис. 268) расположено в акватории в 560 км к северо-востоку от г. Мурманска. Открытое 1988г. Месторождение по запасам УВ уникальное. Размеры структуры по замкнутой изогипсе -2075м (Ю3) 48x36 км, амплитуда 295 м, по замкнутой изогипсе -2470 м (Ю2) — 47x33 км, амплитуда 305 м. Приурочено к одноименному валу в северной части Южно-Баренцевской впадины. Ловушка пластовая сводовая. Основной газоносный комплекс — юрские и нижнемеловые отложения, представленные песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Глубина залегания продуктивных пластов в сводовой части структуры 600—2920 м. Продуктивные пласты в средней и верхней юре расположены на глубине 2317 м (J2 пл. Ю3), 2237 м (J2 пл. Ю2), 2108м
(J2 пл. Ю1) и 1814м (JЗ пл. Ю0). Площадь газоносности их соответственно 28,7, 169,2, 947,6, 812,3 км2. Газонасыщенная толщина — 5,7, 16,3 44,9 и 43,3. Коллекторы кварцевые светло-серые песчаники с высокими емкостными характеристиками, пористость 17-24 %. Пластовое давление 23,9 МПа (Ю2, Ю3), 23,7 МПа (Ю1) и 20 МПа (Ю0), t — от 48 до 60°С. Максимальные дебиты газа получены из пласта Юд 1665 тыс. м3/сут. Конденсатный фактор в пластах Ю2 и Ю3 — 14,1 г/м3, в пласте Ю1 — 12,4, в пласте Ю0 — 4,8 г/м3. Содержание метана от 93 до 96 %, углекислого газа — 0,27— 0,53 %, азота
1,52-2,3 %.
Рис. 267. Мурманское газовое месторождение в плане (А) и разрезе (Б) (Э.В. Шипилов, P.P. Мурзин, 2001).
1 — газ; 2 — песчаники; 3 — разломы; 4 — изогипсы кровли продуктивных отложений, м; 5 — скважина: числитель — номер, знаменатель — глубина кровли продуктивной толщи, м
Рис. 268. Штокмановское газоконденсатное месторождение в плане (А) и разрезе (Б) (Э.В. Шипилов, P.P. Мурзин, 2001).
1 — газ; 2 — песчаники; 3 — аргиллиты; 4 — изогипсы кровли продуктивных отложений, м; 5 — скважина: числитель — номер, знаменатель — глубина кровли продуктивной толщи, м