К оглавлению журнала

 

УДК 553 98 001 11

© К.Н. Кравченко, 1996

НАФТИДНЫЕ ПРОВИНЦИИ И БАССЕЙНЫ ПЕЧОРСКОГО, БАРЕНЦЕВА И СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ КАРСКОГО МОРЕЙ

(По мнению редколлегии, часть терминов, используемых в статье, является редко употребляемой и не принимается многими геологами)

Нафтидные (нафтидоносные) провинции (статья первая)

К.Н. Кравченко (ВНИГНИ)

Необходимость независимого применения понятий провинциальной и бассейновой систем в нафтидной геологии была обоснована ранее (Кравченко К.Н. Соотношение понятий провинциальной и бассейновой систем нафтидной геологии // Геология нефти и газа -1995 -№12 -С 34-41). Их принципиальное различие можно проиллюстрировать на примере региона, включающего Баренцевскую, Тимано-Печорскую плиты и прилегающие к ним акватерритории. Традиционно этот регион районируется либо на провинции и их подразделения (Бакиров А.А., Рябухин Г.Е., Музыченко Н.М. и др., 1979; Габриэлянц Г.А., Дикенштейн Г.Х., Капустин И.Н. и др., 1991; Дикенштейн Г.Х., Максимов С.П., Семенович В.В. и др., 1983; Золотев А.Н., Габриэлянц Г.А., Дикенштейн Г.Х. и др., 1988; Салманов Ф.К., Грамберг И.С., Клещев К.А. и др., 1994), либо на бассейны (Алиева Е.Р., Кучерук Е.В., 1987; Высоцкий В.И., Исаев Е.Н., Клещев К.А. и др., 1995; Габриэлянц Г.А., Клещев К.А., Шеин B.C., 1990; Иванов В.В., 1985, 1988; Соколов Б.А., Гайнанов А.Г., Несмеянов Д.Н. и др., 1973), а в некоторых случаях между этими понятиями ставится знак равенства [1].

При первом подходе в качестве основных подразделений обычно принимаются: Тимано-Печорская и Баренцевская (Баренцево-Карская, Баренцева моря) провинции, реже как самостоятельная Предуральская нефтегазоносная провинция выделяется краевой прогиб Уральского орогена (в составе Северо-Предуральской газонефтеносной области рассматриваемого региона) (Бакиров А.А., Рябухин Г.Е., Музыченко Н.М. и др., 1979; Успенская Н.Ю., Табасаранский З.А., 1966). Последнее представляется вполне обоснованным.

При втором подходе чаще всего обособляют Тимано-Печорский нефтегазоносный и Баренцевский (Баренцевоморский, Восточно-Баренцевоморский, Печоро-Баренцевоморский, Баренцево-Северо-Карский) нефтегазоносные бассейны.

Но если исходить из самостоятельности двух систем нафтидного районирования: провинциальной (синтетической, основанной на сходстве нафтидоносных показателей) и бассейновой (онтогенетической) (Кравченко К.Н., 1994, 1995), то в рассматриваемом регионе необходимо выделять как нафтидные провинции, так и нафтидные бассейны. При этом границы данных подразделений проводятся совершенно различным образом.

Наряду с выделением подразделений, отвечающих основным определениям нафтидных провинций и бассейнов, возникает необходимость объединения двух или более смежных провинций и бассейнов, обладающих территориальной общностью, в более крупное подразделение, уже не имеющее требуемого для провинции сходства нафтидных скоплений, а для бассейна – общности онтогенеза, в частности единства очага массовой генерации УВ – днища. Назовем подобные подразделения мультипровинциями и мультибассейнами. Последние не являются синонимами мегапровинций и мегабассейнов (Хаин В.Е., 1954; [3, с. 52, 312]). Употребление приставки мульти- в отличие от мега- подразумевает не большую размерность, а множественность, внутреннюю неоднородность более крупных подразделений по сравнению с их составляющими.

В целях унификации аббревиатура М сохраняется для мегапровинций (МП) и мегабассейнов (МБ), как это принято [3], а для мультиподразделений будет использоваться аббревиатура My – мультипровинция (МуП), мультибассейн(МуБ) с соответствующими добавлениями, характеризующими нафтиды (Нд): нефть (Н), газ (Г) и битумы (Бт): НдМуП, НГБтМуБ и т.д.

Таким образом, под нафтидной (нафтидоносной) мультипровинцией понимается совокупность пространственно тесно связанных смежных разнородных провинций, соответствующих гигантским тектоническим элементам глобального и субглобального уровня: целым плитам, орогенам [3 ], тогда как провинции обычно связаны с частями субглобальных элементов. Нафтидный мультибассейн – совокупность тесно связанных смежных бассейнов с самостоятельными днищами, объединенных в одну область прогибания и характеризующихся общностью одного из элементов онтогенеза нафтидов (например, аккумуляции на межбассейновых поднятиях и т.д.).

Наиболее яркий пример нафтидной мультипровинции – Западно-Сибирская НдМуП. Она состоит, по существу, из двух самостоятельных, резко различных между собой, но внутренне однородных и пространственно связанных провинций: терральной нефтеносной Среднеобской НП и акватерральной газоносной Ямало-Южно-Карской ГП, впервые выделенной В.П. Гавриловым [1]. Примером нафтидного мультибассейна может служить двухднищевый Среднекаспийский НГМуБ, имеющий минимум два днища: Терско-Каспийское и Манычское (и возможно, третье – Казахского залива), объединенных общей областью прогибания, охватывающей краевой прогиб и склон платформы. В рассматриваемом регионе к числу мультиподразделений относятся Баренцевоморская НдМуП и Баренцевский НдМуБ(Для разграничения наименований близких по положению экваториальных (мульти) провинций и (мульти) бассейнов к первым добавляется корень "мор".)

ПРОВИНЦИАЛЬНАЯ СИСТЕМА РАЙОНИРОВАНИЯ

В провинциальной системе по резкому изменению всех основных показателей синтетического нафтидного районирования в регионе четко обособляются самостоятельные нафтидные провинции (НдП) и мультипровинции (НдМуП): нефтегазобитумоносная Печорская провинция (НГБтП), газонефтебитумоносные Баренцевоморская мультипровинция (ГНБтМуП) и Предуральская провинция (ГНБтП).

Северная область последней и Печорская провинция могут объединяться в Тимано-Печорскую нафтидоносную мультипровинцию (НдМуП), соответствующую одноименной нефтегазоносной провинции в публикациях Г.А. Габриэлянца, (1988), Г.Х. Дикенштейнг (1979, 1983), А.Н. Золотова (1988), К.А. Клещева (1994), С.П. Максимова (1993) (рис. 1).

Отсутствие общей геотектонической позиции Печорской НГБтП, Баренцевоморской ГНБтМуП и Предуральской ГНБтП, расположенных в пределах соответственно эпьбайкальской внутриконтинентальной плиты, эпидокембрийской – эпикаледонской окраинно-континентальной шельфовой плиты и краевого прогиба, предопределяет резкие различия всех остальных показателей нафтидоносности, в частности толщины и формационного состава осадочного выполнения, стратиграфического диапазона нафтидоносности, региональных структур и ловушек, фазового состояния, размеров месторождений и суммарных ресурсов (и запасов) нафтидов.

ТИМАНО-ПЕЧОРСКАЯ НАФТИДОНОСНАЯ (НдМуП) - НЕФТЕГАЗОБИТУМОНОСНАЯ (НГБтМуП) МУЛЬТИПРОВИНЦИЯ

Печорская нафтидоносная (НдП) – нефтегазобитумоносная (НГБтП) провинция

Печорская провинция характеризуется следующими особенностями строения и нафтидоносности [4].

Геотектоническое положение. Провинция расположена на эпибайкальской внутриконтинентальной шельфовой плите, осложненной рифтогенезом на рифейском доплитном и девонском плитном этапах развития.

Осадочное выполнение. Осадочный чехол имеет умеренную (5-8 км, обычно 6 км) толщину, карбонатно-терригенный состав с четкой литологической дифференциацией. Он представлен преимущественно морскими шельфовыми карбонатными и меньше – терригенными осадками нижнего палеозоя – нижней части артинского яруса нижней перми, терригенными прибрежно-морскими паралическими угленосными верхнеартинскими – кайнозойскими осадками. Наибольшие по толщине в осадочном чехле – ордовик-триасовые отложения, наименьшие – кембрийские и юрско-кайнозойские (до 0,5-0,6 км).

Нафтидоносные комплексы. Характерен широкий стратиграфический диапазон нафтидоносности от ордовикских до триасовых отложений в четко дифференцированных карбонатно-терригенных массивных (в том числе рифовых) и пластовых природных резервуарах, отличающихся, как правило, высокими емкостными свойствами коллекторов и надежными региональными и локальными глинистыми флюидоупорами. Обычно более или менее равномерное распределение запасов нафтидов, преимущественно нефти, отмечается в карбонатных (O-D1 ,D3f2-C1t, C1v2-P1ar1) и терригенных природных резервуарах (D1-2, D3f1, с1v1, Р1ar2-Т). Особенно важное значение имеет нижнекаменно-угольно-нижнепермский карбонатный нефтегазоносный комплекс, в котором сосредоточена одна треть запасов нафтидов провинции. По мере омоложения возраста отложений и в северной части провинции возрастает роль газовых скоплений.

Региональные структуры, контролирующие нафтидоносность. Большая часть месторождений нафтидов провинции приурочена к платформенным надавлакогенным валам (Усинское, Возейское, Харьягинское, Торавейское), реже – к погребенным сводам (Требса, Титова, Среднемакарихинское), к окраинным моноклиналям и ступеням (Ярегское).

Ловушки и залежи нафтидов. Ловушки отличаются большим разнообразием. Наряду с обычными ловушками плакантиклинального типа развиты комбинированные антиклинально-рифовые, антиклинально-разрывные, стратиграфически и литологически экранированные ловушки. Соответственно столь же разнообразны и залежи на месторождениях: сводовые массивные в карбонатных резервуарах (Вуктыльское), сводовые пластовые в терригенных и карбонатных резервуарах (Наульское), комбинированные сводово-рифовые массивные (Харьягинское), сводовые тектонически экранированные (Салюкинское, Нядейюское, Хосолтинское), пластовые и массивные стратиграфически и литологически экранированные (Возейское, Сандивейское).

Фазовое состояние, запасы нафтидов. В составе нафтидов резко преобладают запасы нефти. В Печорской НдП сосредоточены почти все выявленные в рассматриваемом регионе запасы нефти, измеряемые миллиардами тонн (геологические запасы), и очень незначительное количество газа и конденсата (соответственно 12,0 и 0,4 % запасов УВ). Содержание конденсата в залежах невысокое (30-70 г/м3). Провинции свойственны значительные суммарные ресурсы нефти при высокой плотности их размещения.

Важнейшие месторождения нафтидов. В Печорской НдП выявлены разнообразные, в том числе гигантское и крупнейшие, месторождения нефти, реже встречаются крупнейшие и крупные нефтегазоконденсатные и газоконденсатные месторождения и многочисленные скопления природного битума, часть из которых имеет промышленное значение.

Наиболее значительные месторождения провинции принадлежат к числу нефтяных. Среди них одно (Усинское) – гигантское и много крупнейших (Возейское, Харьягинское, Ярегское, Торавейское, Наульское, Приразломное, Требса, Титова, Лабоганское, Хасырейское, Варандейское). Крупнейшие и крупные запасы газа установлены на нефтегазоконденсатных и газоконденсатных месторождениях северной наземной и печороморской экваториальной частей Печорской провинции: Лаявожском, Кумжинском и Северо-Гуляевском.

Скопления природных битумов многочисленны. Они связаны главным образом с нижнекаменноугольными и верхнедевонскими отложениями восточного склона Тиманской гряды, Печоро-Кол-винского и Варандей-Адзьвинского авлакогенов. Наиболее значительные месторождения природных битумов с запасами 100-200 млн. т – Войское в Печоро-Колвинском авлакогене, Нядейюское и Талотинское в Варандей-Адзьвинском авлакогене (Высоцкий И.В., Голицын М.В., Кучерук Е.В., 1991; Гольдберг И.С., 1981; Клубов Б.А., 1983; Юдин Г.Т., 1981). Месторождения представляют собой совокупности сводовых и тектонически экранированных залежей, выведенных в зону гипергенеза. Все они находятся внутри нефтегазоносной провинции. Таким образом, границы Печорской нефтегазоносной и битумонефтегазоносной провинций совпадают.

Изученность и перспективы нафтидоносности. Несмотря на сравнительно хорошую изученность Печорской НдП, имеются определенные перспективы дальнейшего наращивания ресурсов нефти и в меньшей мере – газа, главным образом в северной, Печороморской, и восточной, Хорейвер-Морейюской, нафтидоносных областях, в неантиклинальных ловушках и нижних горизонтах Печоро-Колвинской области.

Границы нафтидоносной провинции. Границами Печорской НдП со смежными провинциями служат линии резкой смены показателей нафтидрносности: на юге – внешний контур Предуральского краевого прогиба (и одноименной провинции), на севере – уступ, отделяющий Печороморский блок Печорской плиты от Куренцовской ступени и Южно-Баренцевской впадины, входящих в состав Баренцевоморской НдМуП. Принципиальные отличия Печорской НдП от других провинций региона в залегании, толщине, составе осадочного выполнения и нафтидоносности хорошо иллюстрируются на карте (см. рис. 1) и особенно на профиле (рис. 2), а также на литолого-нафтидоносных колонках (рис. 3). Внешними ограничениями Печорской НдП от бесперспективного обрамления служат контуры известного и предполагаемого исчезновения месторождений на склонах Тиманской гряды, высокоподнятой Седуяхинско-Сенгейской седловины, а также на краю Новоземельского герцинско-го коллизионного орогена (включая его погребенные поднадвиговые части).

Предуральская нафтидоносная (НдП) – газонефтебитумоносная (ГНБтП) провинция

Северо-Предуральская нафтидоносная область (НдО)

Предуральская НдП входит в состав рассматриваемого региона своей самой северной Северо-Предуральской НдО. Ей свойственны следующие особенности строения и нафтидоносности [4].

Геотектоническое положение. Область расположена в пределах Предуральского краевого прогиба, покоящегося на байкальском фундаменте.

Осадочное выполнение. Характерна значительная (10-12 км) толщина верхнекембрийско-триасового осадочного чехла, увеличивающаяся снизу вверх по разрезу от существенно карбонатных морских отложений в нижнепалеозой-нижнепермском комплексе и достигающая максимальной толщины в надугленосных частях верхнепермско-триасовых континентальных моласс.

Нафтидоносные комплексы.

В провинции стратиграфический диапазон нефтегазоносности (без месторождений природных битумов) умеренно широкий, со сосредоточением основных запасов УВ, среди которых резко преобладает газ, в подмолассовом нижнепермско-каменноугольном карбонатном комплексе, перекрытом единственными надежными нижнепермскими кунгурскими эвапоритовой и глинистой покрышками. В нижележащих каменноугольных, девонских и силурийских отложениях и в нижней части верхнепермской молассы под локальными флюидоупорами рассеяны единичные мелкие залежи нефти, газа и конденсата. В вышележащих терригенных породах – большей части верхнепермских и триасовых, лишенных выдержанных флюидоупоров скоплений УВ промышленного значения не выявлено. Чехол НдО характеризуется низким емкостно-флюидораздельным потенциалом природных резервуаров, невыдержанностью коллекторов и флюидоупоров.

Региональные структуры, контролирующие нафтидоносность. Месторождения нафтидов приурочены к бескорневым антиклиналям, вытянутым в поднадвиговые цепи складок во фронтальных частях автохтонных пластин.

Ловушки и залежи нафтидов.

Специфика ловушек нефти и газа состоит в недостаточно надежной сохранности УВ в нарушенных разрывами и плохо запечатанных ловушках складчатого, преимущественно комбинированного антиклинально-разрывного типа. Соответственно преобладают массивные и пластовые сводовые тектонические залежи.

Фазовое состояние, запасы нафтидов. Общие выявленные запасы УВ – умеренные (0,828 млрд. т), представленные в основном газом (62 %), меньше нефтью и конденсатом (по 19 %). Газоконденсатные залежи отличаются высоким содержанием конденсата (140-360 г/м3 ). Промышленных месторождений битумов не выявлено. Битумопроявления отмечались в породах коллекторов Вуктыльской газоконденсатной залежи, на ряде площадей Большесынинской впадины, а также на восточном горном обрамлении Верхнепечорской впадины в пределах западного склона Урала в доверхнепермских отложениях (Высоцкий И.В., Голицын М.В., Кучерук Е.В., 1991; Юдович Я.Э., 1975).

Важнейшие месторождения нафтидов. Единственное крупнейшее месторождение Северо-Предуральской НдО – Вуктыльское нефтегазоконденсатное – имеет запасы УВ 480 млн т, в том числе газа 335 млрд м3 (69,8 %), конденсата 192 млн т (29,6 %) и нефти 3 млн т (0,6 %). Все остальные месторождения области – мелкие, мельчайшие и редко – средние по величине запасов.

Изученность и перспективы нафтидоносности. Изученность перспектив Северо-Предуральской НдО в целом снижается с юга на север. В северном направлении, помимо увеличения глубины залегания поверхности фундамента, возрастает нарушенность и ухудшается сохранность скоплений УВ. В связи с этим перспективы значительного наращивания запасов и обнаружения крупных и крупнейших скоплений УВ, особенно нефти, невелики. Во вновь открываемых месторождениях, как и в уже выявленных скоплениях, скорее всего, будут превалировать запасы газа.

Границы газонефтеносной области. Граница между Печорской и Пред-уральской НдП проводится по внешнему контуру Предуральского краевого прогиба: в Коротаихинском и Косью-Роговском звеньях – по разрывам, ограничивающим гряды Чернова и Чернышева, в Верхнепечорском звене – по появлению толстой (от 1,5 до 7,0 км и более) верхнепермско-триасовой молассы. Восточной границей Северо-Предуральской газонефтеносной области служат Уральское и Новоземельское складчатые сооружения и их поднадвиговые части. Северо-Предуральская газонефтебитумоносная область шире газонефтеносной, поскольку битумоносная зона (промышленная значимость которой неясна) распространяется на палеозойский консолидированный фундамент западного склона Уральской горной складчатой системы.

БАРЕНЦЕВОМОРСКАЯ НАФТИДОНОСНАЯ (НдМуП) - ГАЗОНЕФТЕБИТУМОНОСНАЯ (ГНБтМуП) МУЛЬТИПРОВИНЦИЯ

Баренцевоморской НдМуП свойственны следующие особенности строения и нафтидоносности [1,2,5].

Геотектоническое положение. Мультипровинция расположена на эпидо-кембрийской – эпикаледонской окраинно-континентальной шельфовой плите, осложненной разновозрастным, главным образом пермотриасовым, рифтогенезом.

Баренцевоморская НдМуП четко разделяется на четыре части, три из которых, вероятно, будут рассматриваться в качестве самостоятельных провинций: Западно-Баренцевоморской, Восточно-Баренцевоморской нафтидоносных (НдП), Северо-Карскоморской перспективно нафтидоносной (ПНдП), а четвертая – в виде группы перспективных областей (ПНдО) – Северо-Норвежско-Нансенско-Северо-Баренцевской. Необходимость выделения в составе провинции Баренцева моря самостоятельных подразделений отмечалась и ранее. Так, Е.В. Захаров (1987) обособляет Западно-Баренцевскую, Восточно-Баренцевскую провинции и Северо-Карскую самостоятельную перспективно нефтегазоносную область. Ф.К. Салманов, И.С. Грамберг, К.А. Клещев и др. (1994) те же подразделения рассматривают в ранге субпровинций. Следует отметить, что площадь Северо-Карского подразделения сопоставима с другими подразделениями СНГ, выделяемыми в ранге провинций: Тимано-Печорской, Южно-Каспийской, Днепровско-Припятской.

Западно-Баренцевоморской НдП и Северо-Карскоморской ПНдП свойственно поднятое положение фундамента с сокращенной до 4-5 км толщиной чехла, представленного преимущественно палеозойскими отложениями и зонами рифто-генных прогибов с разновозрастным палеозой-мезозойским на западе и палеозойским на востоке осадочным выполнением суммарной толщиной до 8-14 км.

Восточно-Баренцевоморская НдП связана с одноименным рифтогенным мегапрогибом, выполненным фанерозойским осадочным чехлом суммарной толщиной 15-20 км, в котором особо важная роль принадлежит пермотриасовому комплексу. Развитие рифтогенного прогиба обязано внедрению в континентальную кору мантийного диапира, обусловившего полный (Верба М.Л. и др., 1990) или почти полный (Дараган-Сущова Л.А., Пав-ленкин А.Д., Дараган-Сущов Ю.И., 1995) разрыв континентальной земной коры и возникновение сети многочисленных региональных сбросов, расходящихся вверх по разрезу от апикальной части диапира (см. рис .2). С севера и юга Восточно-Баренцевский мегапрогиб обрамляется поднятыми элементами: антеклизой Франца-Иосифа и Приновоземельско-Адмиралтейской ступенью с сокращенным до 3-5 км чехлом палеозоя – триаса, образующими две самостоятельные одноименные ПНдО, пространственно тяготеющие к Восточно-Баренцевоморской НдП.

Северо-Норвежско-Нансенско-Северо-Баренцевская группа ПНдО приурочена к континентальному склону Северного Ледовитого океана. Западная часть группы пространственно связана с Западно-Баренцевоморской НдП, центральная – с ПНдО Франца-Иосифа, восточная – с Северо-Карскоморской ПНдП. Указанные части группы ПНдО и самостоятельные ПНдО на рис. 1 отдельно не выделены и условно объединены с прилегающими площадями соответствующих провинций.

Осадочное выполнение. Толщина осадочного чехла Баренцевоморской НдМуП изменчивая: от незначительной (3-5 км) для поднятых межрифтовых частей до очень большой (10-20 км) для рифтовых частей. Осадочный чехол четко подразделяется на три части. Нижняя, нижнепалеозой-нижнеартинская, часть чехла – преимущественно карбонатная на большей части провинции и терригенная на западе – характеризуется умеренной (1-4 км) толщиной. Средняя, верхнеартинско-нижнемеловая, часть чехла отличается изменчивой толщиной. В опущенных структурах она формирует основную по толщине (до 10 км и более) и рифтогенную по происхождению пермотриасовую часть колонки, сложенную терригенными существенно морскими осадками с прослоями углей и базальтов. На поднятиях средняя часть колонки становится неполной по стратиграфическому объему и сокращается в толщине до сотен метров – первых километров, а в ее составе возрастает роль континентальных осадков. Верхняя часть чехла сложена маломощными (десятки – первые сотни метров) верхнемеловыми – кайнозойскими морскими и континентальными терригенными осадками.

Вопрос о развитии или отсутствии предрифтогенных допермских отложений в депоцентральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба – дискуссионный. Автором пока принята более распространенная точка зрения (Дараган-Сущова Л.А., 1995; Маловицкий Я.П., Мараханов В.И., Сенин Б.В., 1987; Остистый В.К., Федоровский Ю.Ф., 1993; [1,5]) о том, что допермские образования не прерываются в депоцентре мегапрогиба и, возможно, приобретают черты промежуточного комплекса.

Осадочное выполнение Северо-Норвежско-Нансенско-Северо-Баренцевской группы областей представлено в основном трансгрессивными синокеанскими кайнозойскими осадками, подстилаемыми зачастую меловым рифтогенным комплексом, а местами и домеловыми, в частности платформенными, образованиями суммарной толщиной 4-7 км.

Нафтидоносные комплексы. Стратиграфический диапазон выявленной газонефтеносности Восточно-Баренцевоморской НдП – узкий, ограниченный мезозойскими отложениями, со сосредоточением основных газоконденсатных скоплений в среднеюрском комплексе под верхней надежной региональной покрышкой, представленной относительно глубоководными черносланцевыми битуминозными верхнеюрскими породами – аналогами баженовской свиты, перекрываемыми преимущественно глинистыми неокомскими образованиями. В этой части чехла сосредоточены наиболее важные природные резервуары в опущенной Восточно-Баренцевоморской НдП. В подстилающих рифтогенных триасовых и терригенных пермских отложениях емкостные свойства коллекторов, надежность и выдержанность флюидоупоров ухудшаются. Нижнемеловые отложения содержат хорошие флюидоупоры и коллекторы, наличие залежей в которых будет зависеть от возможности проникновения УВ снизу и их сохранности в условиях небольших глубин.

В поднятых шельфовых подразделениях: западной, Западно-Баренцевоморской, НдП и восточной, Северо-Карско-морской, ПНдП, ПНдО Франца-Иосифа и Приновоземельско-Адмиралтейской основную роль будут играть палеозой-триасовые, подчиненную – юрско-меловые природные резервуары. В нижнепалеозой-нижнеартинских отложениях преобладают карбонатно-глинистые, меньше – терригенные природные резервуары массивного и пластового типов с глинистыми, а в верхнекаменноугольно-нижнепермских отложениях и с соленосными флюидоупорами. В верхнеартинско-мезозойских отложениях развиты терригенные пластовые резервуары с флюидо-упорами глинистого, а в триасе, возможно, и базальтового состава ограниченной надежности. В Северо-Норвежско-Нансенско-Северо-Баренцевской группе областей могут ожидаться скопления нафтидов как в синокеанском кайнозойском комплексе в авандельтовых и фэновых образованиях, связанных с выносом осадков крупными речными системами Палеосеверной Двины, Палеопечоры, Палеооби и Палеоенисея, так и в блоково-складчатых структурах в подстилающих меловых рифтогенных и домеловых платформенных формациях.

Региональные структуры, контролирующие нафтидоносность. Тип региональных нафтидоносных структур зависит от их положения в общей структуре региона. Преобладают межвпадинные седловины в рифтогенном Восточно-Баренцевском мегапрогибе; межсводовые рифтовые прогибы, антеклизы, своды и их склоны в Западно-Баренцевоморской НдП и Северо-Карскоморской ПНдП; структурные и палеогеографические осложнения на континентальном склоне Евразиатского континента, на его сочленении с Северным Ледовитым океаном.

Ловушки и залежи нафтидов. Широко распространены пологие плакантиклинали, изредка нарушенные разрывами, пластовые сводовые ненарушенные и реже расчлененные на блоки залежи, а также разнообразные неантиклинальные ловушки и соответствующие им залежи.

Фазовое состояние, запасы нафтидов. Из выявленных в настоящее время скоплений УВ главенствующую роль играют газоконденсатные залежи с низким содержанием конденсата (4-14 г/м3) в юрских отложениях, менее распространены газовые залежи в триасовых и юрских отложениях. Суммарные выявленные запасы УВ составляют около 3,13 млрд т (газ 3,11 трлн м3, или 99,2 %, конденсат всего 26 млн т, или 0,8 %). Все они сосредоточены в Восточно-Баренцевоморской НдП. В западной части Баренцевоморской НдМуП промышленные притоки газа и нефти получены в грабене Хаммерфест в триасовых, юрских (Аскеладден, Сневит) и меловых (склон свода Лоппа) отложениях, а также на архипелаге Шпицберген в Баренцбургской угольной шахте в палеогеновых отложениях.

Битумопроявления в НдМуП многочисленны. Во внутренней нефтегазоносной части они известны в триасовых и юрских отложениях в поднятых сводовых элементах (о-вов Эдж в архипелаге Шпицберген и Греэм-Бэлл в архипелаге Земля Франца-Иосифа). За пределами нефтегазоносной мультипровинции, но в контурах битумонефтегазовой мультипровинции известно множество битумопроявлений на северном краю Новоземельского складчатого сооружения, где они распространены в разновозрастных (силурийских, девонских, каменноугольных, нижнепермских) , преимущественно карбонатных отложениях. Битумопроявления выявлены также в пределах Северо-Земельского выступа каледонского фундамента, в ордовикских, силурийских и девонских доломитах на о-вах Пионер, Длинный и Октябрьской Революции, а также в среднеюрских горючих сланцах в островной части Скандинавских каледонид, на о-ве Аннейя (Клубов Б.А., 1983).

Важнейшие месторождения нафтидов. Почти все выявленные запасы УВ Баренцевоморской НдМуП сосредоточены в супергигантском Штокмановском месторождении (2,88 млрд м3 газа, 26 млн т конденсата); помимо этого, крупнейшим является Мурманское газовое месторождение (121 млрд м3 ). Не до конца ясны, но, скорее всего, очень значительны ресурсы недавно открытых Ледового газоконденсатного и Лудловского газового месторождений. По данным А.В. Борисова, И.А. Таныгина, В.С. Винниковского, И.А. Борисовой (1995), Ледовое месторождение относится к числу уникальных, Лудловское – крупных. Вниз по разрезу Штокмановского месторождения в составе газа происходит увеличение содержания конденсата и тяжелых УВ соответственно от 4,8 г/м3 и 2,13 % в верхнекелловейских отложениях в пласте Ю0 до 14,1 г/м3 и 4,55 % в аален-байосских отложениях в пласте Ю3 (Захаров Е.В., Юнов А.Ю., 1994; Таныгин И.А., 1995).

Изученность и перспективы нефтегазоносности. Нафтидоносность Баренцевоморской НдМуП изучена очень слабо. Целенаправленные нефтегазопоисковые работы проводились только в Штокмановско-Лудловской и Южно-Баренцевской газоносных областях в центре провинции, в газонефтеносном районе Хаммерфест – на западе, где обнаружены первые месторождения. К числу наименее изученных, помимо Северо-Карскоморской ПНдП, принадлежат: большая часть относительно поднятых областей Западно-Баренцевоморской НдП, ПНдО Франца-Иосифа, а также ПНдО, расположенные на континентальном склоне, сочленяющем Баренцевский шельф с Лофотенско-Аткинским и Нансенским талассопленами. Перспективы нефтегазо-носности связаны в основном с расширением поисков преимущественно газоконденсатных скоплений в различных частях Восточно-Баренцевского мегапроги-ба, в значительно меньшей мере – с поисками скоплений УВ в окраинно-рифтовых прогибах типа Хаммерфест и Тромсе, осложняющих континентальный склон. Не ясны, но, вероятно, значительны перспективы нафтидоносности поднятых частей мультипровинции с их рифтовыми прогибами и разделяющими последние сводами и антеклизами. Здесь, кроме возрастания перспектив не только мезозойских, но также и подстилающих палеозойских отложений, увеличивается вероятность обнаружения, помимо газовых, также нефтяных скоплений.

Границы мультипровинции. Граница, отделяющая Баренцевоморскую НдМуП от Тимано-Печорской, как отмечалось, проводится по уступу между Печорской плитой и Южно-Баренцевской впадиной. Внешними границами мультипровинции на юге, северо-западе и востоке служат области развития фундамента на поверхности или под тонким чехлом в допалеозоидах Балтийского щита и Северо-Таймырского массива, палеозоидах Новой Земли, Северной Земли, Скандинавии и Шпицбергена.

Специфична граница Баренцевоморской НдМуП в области ее сочленения с Новоземельским орогеном. Граница битумонефтегазоносной (БтНГМуП) и нефтегазоносной (НГМуП) мультипровинции здесь раздваивается. Граница БтНГМуП заходит на северный край Новоземельского орогена, охватывая известные здесь многочисленные выходы на поверхность природных битумов. Поверхностная граница НГМуП совпадает с краем Новоземельского орогена, а на глубине провинция расширяется за счет погребенного осадочного чехла в предполагаемой поднадвиговой части Баренцевской плиты (см. рис. 1).

Западная и северная границы мультипровинции проведены по основанию континентального склона, разделяющего регионы с земной корой континентального и океанского типов между шельфом Баренцева моря и Северным Ледовитым океаном.

Погребенной границей Западно-Сибирской и Баренцевоморской НДМуП служит северо-восточный край Северо-Сибирского вала.

Итак, можно говорить об определенной аналогии особенностей провинций рассматриваемого региона: Печорской и Западно-Баренцевоморской, связанных с поднятыми элементами, Предуральской и Восточно-Баренцевоморской, связанных с опущенными элементами.

В акватории Северного Ледовитого океана вне рассматриваемого региона на океанской земной коре расположены Норвежско-Пригренландская и Евразийская Ледовитоокеанская провинции с невыясненными перспективами нафтидоносности (НВПП) (см. рис. 1). Чехол этих провинций представлен в основном неуплотненными кайнозойскими осадками, в которых прогнозируются гигантские скопления газогидратов (Max M., Lowrie A., 1993).

ЛИТЕРАТУРА

  1. Геодинамика и нефтегазоносность Арктики / Под ред. В.П. Гаврилова. - М.: Недра, 1993.
  2. Моря Советской Арктики / Под ред. И.С. Грамберга и Ю.Е. Погребицкого // Геологическое строение СССР и закономерности размещения полезных ископаемых. - Л.: Недра, 1984. - Т.9.
  3. Словарь по геологии нефти и газа /Отв. ред.-сост. К.А. Черников. - Л.: Недра, 1988.
  4. Тектонические критерии прогноза нефтегазоносности Печорской плиты /В.А. Дедеев, Л.З. Аминов, В.Г. Гецен и др. - Л.: Наука, 1986.
  5. Arctic geology and petroleym potential /Edited by T.O. Vorren et al.// Norwegian Petroleum Society, Sp. Publ, № 3. - Amsterdam: Elsevier, 1993.

ABSTRACT

There appears necessary to distinguish in region both province's and basin's subdivisions. Naphtyde (i.e. petroleum, or oil-gas-tar) provinces are distinguished by similarity of naphtyde characteristics, such as stratigraphic interval of naphtyde-bearing horizons, type of regional structures and local traps, predominance of liquid, gaseous or solid composition of naphtyde in fields, total quantity and oil-gas-tar ratio of recour-ces, etc. Naphtyde basins are distinguished by unity of naphtyde ontogeny: their appearance in common depocenter of mass hydrocarbon (HC) generation ("dnyszhe" - bottom of basin), ascending HC migration upward of basin's slopes upto the crests of latters, change of HC phase composition on the way of their migration in different zones of accumulation (lower gas - oil - upper gas - tar, disturbing due to interflows) and losses of naphtydes in zones of hypergene-sis and erosion. In province system of zoning in region following great subdivisions are distinguished: three provinces connected to regional uplifted platform structures with known (Pechora) or expected (West Barents Sea, North Kara Sea) predominance or relatively high percentage of oil in naphtyde resources and two provinces connected to deeply subsided foredeep and riftogene structures, mainly gas bearing (East Barents Sea and Cis-Ural). In addition to these provinces two bigger subdivisions (Timan-Pechora, Barents Sea) due to their common onshore-offshore areal position can be distinguished as multiprovinces. Latters are usually considered by many authors as provinces in spite of great distinction of naphtyde characteristics inherent to different parts of multiprovinces.

Рис.1. СХЕМА СООТНОШЕНИЯ НАФТИДНЫХ ПРОВИНЦИИ И БАССЕЙНОВ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ, БАРЕНЦЕВСКОЙ И СЕВЕРО-КАРСКОЙ АКВАТЕРРИТОРИЙ

1- вненефтегазопровинциальные и вненефтегазобассейновые пространства бесперспективные на нефть и газ акватерритории, 2 - предполагаемые поднадвиговые части орогенов столкновения - вероятные погребенные продолжения нефтегазоносных провинций и бассейнов, 3-5 - границы 3 - нефтегазоносных провинций и мультипровинций, 4 нефтегазоносных бассейнов и мультибассейнов (возрастными индексами обозначены границы НГБ, не совпадающие в плане в разновозрастных нефтегазоносных комплексах), 5 - совпадающие для НГП и НГБ, 6 - внешние контуры распространения природных битумов на складчатых обрамлениях нафтидоносных провинций и бассей нов, 7 - межбассейновые гребни на бесперспективных акватерриториях, 8 - изогипсы поверхности фундамента, км, 9 основные разломы, 10 области возможного распространения нефтяных и нефтегазовых скоплений (буквы в кружках): а - Печороморская, б - Франца Иосифа-Белый, в - Воронина, г - Литке, 11 - линия профиля, I - IX - подразделения провинциальной системы (мультипровинций (МуП), провинции (П) и области (О) нафтидоносные (НдМуП), НдП, НдО), перспективно нафтидоносные (ПНдП, ПНдО), невыясненных перспектив (НВПП, НВПО) I-III Баренцевоморская НдМуП (I Западно-Баренцевоморская НдП, II- Восточно-Баренцевоморская НдП, III - Северо-Карскоморская ПНдП), IV, V Тимано-Печорская НдМуП (IV - Печорская НдП, V Северо-Предуральская НдО Предуральской НдП, VI Мезенская ПНдО, VII - Западно-Сибирская НдМуП, VIII Норвежско-Пригренландская НВПП (VIII1 Лофотенско-Аткинская НВПО, VIII2 - Пригренландско-Бореасская НВПО), IX Евразийская Ледовитоокеанская НВПП (IХ1 - Нансенская НВПО, IХ2 - Амундсенская НВПО), 1 - 15 - подразделения бассейновой системы (мультибассейны (МуБ) и бассейны (Б) (цифры в кружках) нафтид-ные (НдМуБ, НдБ), перспективно нафтидные (ПНдБ), возможно нафтидные (ВНдБ) 1-6 - Баренцевский НдМуБ (1,2 - Западно-Баренцевская группа ПНдБ 1 - Надеждинский ПНдБ, 2 - Нордкапский ПНдБ, 3 - Восточно-Барен невский НдБ, 4 6 Северо-Карская группа ПНдБ 4 - ПНдБ Воронина, 5 - ПНдБ Седова, 6 - ПНдБ Арктического института), 7 - Ухтинский НдБ, 8 - Мезенский ПНдБ, 9 - Западно-Сибирский НдМуБ, 10-12 - Северо-Норвежская группа бассейнов (10 - НдБ Тромсе-Хаммерфест, 11 - ПНдБ Бьерне, 12 - Лофотенско-Аткинский ВНдБ), 13 Восточно-Гренландский ВНдБ, 14 - Нансенский ВНдБ, 15 Амундсенский ВНдБ, А-Л - бесперспективные акватерритории А Шпицбергенская каледонская коллизионная складчатая система, Б Северо Таймырский (Северо-Карский) выступ (массив) байкальского фундамента, В - Северо-Земельский выступ каледонского фундамента, Г - Северо-Скандинавская (каледонская) коллизионная складчатая система, Д Балтийский добайкальский щит, Е - Тиманская эпибайкальская гряда, Ж - Уральская герцинская горная складчатая система (коллизионный ороген), З - Новоземельская герцинская горная складчатая система, И Быррангская герцинская коллизионная складчатая система, К срединно-океанский хребет Мона-Книповича Л срединно-океанский хребет Гаккеля.

Рис.2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЙ СООТНОШЕНИЕ НАФТИДОНОСНЫХ ПРОВИНЦИЙ И БАССЕЙНОВ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ, БАРЕНЦЕВСКОЙ И СЕВЕРО-КАРСКОЙ АКВАТЕРРИТОРИЙ

1 - основные разломы а установленные, б - предполагаемые, 2 консолидированная земная кора а - континентальная, б - океанская, 3 - ультрабазитовые мантийные диапиры, 4 - гранитоиды, 5 офиолиты - габбро-гипербазитовая палеоокеанская ассоциация, 6 - раннегерцинский складчатый комплекс уралид, 7 - вода.

Рис.3. СВОДНЫЕ ЛИТОЛОГО-НАФТИДОНОСНЫЕ КОЛОНКИ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ, БАРАЕНЦЕВСКОЙ И СЕВЕРО-КАРСКОЙ АКВАТЕРРИТОРИЙ

Породы: 1 - грубообломочные, 2 - песчаники, 3 - песчано-глинистые, 4 - алевролиты, 5 - глины, 6 - известняки, доломиты, 7 - глинистые известняки, мергели, 8 - ангидриты, 9 - соль, 10 - уголь, 11 - базальты, 12 - сероцветные, 13 - красноцветные; 14 - консолидированный фундамент; 15 - несогласия; 16 - вода; природные резервуары: 17 - терригенные преимущественно коллекторские, 18 - терригенные песчано-глинистые (коллекторско-флюидоупорные), 19 - терригенные песчано-глинистые уплотненные (с низкоемкими коллекторами и ненадежными флюидоупорами), 20 - карбонатные преимущественно коллекторские, 21 - терригенно-карбонатные разной емкости и флюидоупорных свойств, 22 - низкоемкие карбонатные коллекторы и ненадежные глинисто-карбонатные флюидоупоры; 23 - надежные эвапоритовые и глинистые покрышки; выявленные скопления УВ (а - нефти, б - газа, в - конденсата, г - битума): 24 - уникальные, 25 - гигантские, крупнейшие, 26 - крупные, средние, мелкие; 27 - нефтепроявления; 28 - битумопроявления

Сайт создан в системе uCoz