В позднепермско-мезозойское время Тимано-Печорская провинция и Баренцевоморский бассейн представляли собой единый Печоро-Баренцевоморский осадочный нефтегазоносный бассейн [2], ограниченный на востоке герцинидами Урала и Новой Земли, на севере – Землей Франца-Иосифа и Шпицбергеном, на юго-западе и юге – Балтийским щитом и рифейским складчатым сооружением Тимана.

Печоро-Баренцевоморский бассейн входит в состав глобального Арктического супербассейна, перспективы нефтегазоносности которого оцениваются весьма высоко. Из 230 морских нефтегазоносных бассейнов мира 22 приходятся на арктический сектор. Среди прибрежных бассейнов можно назвать Северо-Аляскинский с месторождением-гигантом Прадхо-Бей с запасами более 4 млрд т нефти, приуроченными, в основном, к свите Сэдл-рочит пермо-триасового возраста; Северо-Канадский бассейн с месторождениями Хекла и Стекла с запасами более 3 млрд. т нефти и 6 трлн м³ газа, добываемых в основном из свиты Хейберг юрского и триасового возраста, и т. д. Всего в пределах Арктического мегабассейна Северной Америки выявлено 60 морских и прибрежно-морских месторождений, в том числе 35 нефтяных и нефтегазовых и 25 газовых и газоконденсатных [1] . С 1977г. 25 % добываемой в США нефти приходится на долю месторождений арктического сектора [6].

Континентальная часть Печоро-Баренцевоморского нефтегазоносного бассейна (Тимано-Печорская провинция) уже достаточно хорошо изучена, здесь выявлено много нефтяных и газовых месторождений в пермских и триасовых отложениях. Хорошая изученность континентальной части бассейна, бурение на островах и шельфе, данные морской сейсморазведки сравнение с зарубежными и смежными oтечественными бассейнами дают возможность экстраполяции данных на морскую часть бассейна и оценки перспектив нефтегазоносности Печоро-Баренцевоморского бассейна в целом.

Установлено, что структурные элементы Печорской синеклизы, Варандейский, Колвинский, Шапкино-Юрьяхинский валы и разделяющие их впадины продолжаются на Баренцевоморском шельфе. На продолжении валов, так же как и на континенте, располагаются цепочки локальных структур: на Варандейском валу – Северо-Гуляевская структура, на Колвинском – Поморская, на Шапкино-Юрьяхинской – Колоколморская на шельфе и Песчаноозерская и Ижимка-Таркская на о-ве Колгуев (рис. 1). Перспективы нефтегазоносности этих локальных структур должны оцениваться в соответствии с их структурным положением на продолжении валов.

На границе ранней и поздней перми произошло столкновение Восточно-Европейской и Сибирской плит, и в результате коллизии возникло Уральское складчатое сооружение, с которого сносилось огромное количество обломочного материала реками и временными потоками. Карбонатное осадконакопление сменилось терригенным. Направление регионального палеосклона изменилось с юго-восточного на северо-западное, происходит постепенная регрессия морского бассейна в северо-западном направлении.

В северной части Тимано-Печорской провинции по данным литолого-палеогеографических реконструкций восстановлена прибрежная равнина, временами заливавшаяся морем. На территории этой равнины комплексными литолого-геофизическими исследованиями установлена обширная дельта веерообразной формы, расширяющаяся к северу [3]. Крупная палеорека брала начало в районе Среднего Урала и имела общее северо-западное направление. В пределах палеодельты выявлены два основных рукава, в которых происходила сильная гидродинамическая обработка обломочного материала и формировались осадки с высокими первичными емкостными свойствами. Между рукавами выделены зоны с более низкой гидродинамической активностью, где формировались отложения с низким коллекторским потенциалом. Еще один рукав существовал, по-видимому, в районе Варандейского вала. На о-ве Колгуев в это время осадки откладывались в прибрежно-морской обстановке.

В верхнепермских отложениях уже выявлен целый ряд месторождений УВ, в том числе Харьягинское, Хыльчуюское и др. Общие запасы в верхнепермском терригенном нефтегазоносном комплексе составляют около 10 % запасов Тимано-Печорской провинции. Перспективы поисков связаны с континентальной частью Печоро-Баренцевоморского бассейна, с зонами выклинивания на склонах Колвинского, Шапкино-Юрьяхинского и Варандейского валов.

В триасовое время морской бассейн продолжал регрессировать к северо-западу, палеодельта продвигалась вместе с береговой линией. Участок нижетриасовой палеодельты реконструирован на основе комплексных литолого-геофизических исследований на о-ве Колгуев (рис. 2). Палеодельта черкабожского времени (нижний триас) на острове имеет форму “птичьей лапы” с разветвляющимися рукавами, направленными на северо-запад и северо-восток. Направления палеотечений определены по данным замеров косой слойчатости в ориентированном керне скважин.

По данным интерпретации и статистической обработки результатов гранулометрических анализов установлено, что осадки откладывались в условиях слабых речных течений. Между рукавами палеодельты располагались палеоподнятия,. на которых формировались осадки с повышенной песчанистостью, выделенные по данным изучения каротажных диаграмм. Повышения представляли собой межрусловые косы или бары, в пределах которых отложения были более крупнозернистыми, хорошо отсортированными и обладали высоким коллекторским потенциалом. С такими поднятиями и было, по-видимому; связано формирование ловушек УВ.

В чаркабожской свите нижнего триаса выделяются четыре пачки, составляющие два крупных трансгрессивных цикла осадконакопления со сменой более крупнозернистых осадков в подошве на мелко- и тонкозернистые вверх по разрезу. Третья пачка (преимущественно песчаная) в начале второго цикла является коллектором, а четвертая (преимущественно глинистая) конца второго цикла – субрегиональной покрышкой. Коллекторская толща представлена вулканогенно-осадочными породами – туфопесчаниками, туфоалевритами, тефроидами, содержащими значительное количество вулканического стекла, сильно разложенного, хлоритизированного и монтмориллонитизированного. Крупнозернистые разности вулканогенно-осадочных пород являются хорошими коллекторами, пустотное пространство которых образовано в результате седиментационных и постседиментационных процессов.

По данным сейсморазведки и магниторазведки как на материковой части Печоро-Баренцевоморского бассейна [5], так и на о-ве Колгуев установлена сеть разломов северо-западного и северовосточного направлений. Эти разломы служили путями миграции УВ, поступавших из районов современной акватории Баренцева моря. На территории Южно-Баренцевской впадины морскими сейсморазведочными работами выделены тела излившихся пород, по-видимому, траппов [4]. Наличие нарушений, разломов, присутствие вулканогенного материала – все это свидетельствует о том, что в триасовое время окраина континента была не пассивной, как это принято считать, а активной.

Юрские отложения на шельфе Баренцева моря изучены пока довольно слабо, в основном, по данным сейсморазведки. Согласно сейсмофациальной модели, юрские отложения представлены прибрежно-морскими образованиями с эрозионными вреза-ми, трактуемыми как протоки дельты. Коллекторами являются песчаные породы ранне-среднеюрского возраста, покрышкой – регионально распространенные глины позднеюрско-неокомского возраста мощностью около 500–600 м.

Одним из основных критериев нефтегазоносности морских арктических бассейнов является присутствие черносланцевых глинистых толщ позднеюрско-раннемелового возраста с большим содержанием органического вещества. Такие толщи распространены повсеместно и служат основными нефтегазоматеринскими толщами. В северной части Северного моря выделяется глинистая формация Клэй с содержанием органического вещества до 6–9 %, в Норвежском бассейне – формация Янусфьеллет, в норвежской части Баренцева моря – формация Хеккингея позднеюрско-раннемелового возраста.

В советской части Баренцева моря также наблюдается формация черных битуминозных глин и кремнисто-глинистых пород, обогащенных органическим веществом сапропелевого типа с содержанием органического вещества до 10–17 %. Возрастной диапазон их от волжского до киммериджского ярусов, мощность достигает первых десятков метров. Формация выделяется как по данным сейсморазведки, так и морского бурения. По составу и строению эта формация является аналогом баженовской свиты Западной Сибири. Она рассматривается как основная нефтегазогенери-рующая толща, хотя и нижележащие отложения, начиная с триасовых, могли быть нефтепроиз-водящими.

Наиболее перспективными районами в морской части Печоро-Баренцевоморского бассейна являются норвежская часть Баренцева моря, где выделены структуры, по масштабам сравнимые со структурами Ближнего и Среднего Востока, и Южно-Баренцеская впадина, где уже выявлено гигантское Штокмановское месторождение. По аналогии с Западно-Сибирским нефтегазоносным бассейном, в котором наблюдается сходное строение юрских коллекторских толщ и баженовской нефтепроизводящей свиты, юрский нефтегазоносный комплекс Баренцевоморского шельфа можно считать высокоперспективным. Перспективы поисков связаны не только со структурами, но и с неантиклинальными ловушками в дельтовых отложениях. В связи с этим большую актуальность приобретают литолого-палеогеографические исследования, направленные на выявление благоприятных для формирования неантиклинальных ловушек дельтовых фаций.

Таким образом, верхнепермско-мезозойские отложения Печоро-Баренцевоморского нефтегазоносного бассейна являются одним из высокоперспективным объектов поисков, причем на материке в Тимано-Печорской провинции они связаны с верхнепермским комплексом, на севере провинции и на о-ве Колгуев – с триасовым, в шельфовой части – с юрскими отложениями. Ловушки УВ приурочены к прибрежно-морским и дельтовым фациям. Необходимо учитывать также структурное положение на продолжении валов, отмечаемых на материке.

1. Гаврилов В.П. Геология и минеральные ресурсы Мирового океана.– М.: Недра, 1990.
2. Зоненшайн Л.П., Кузьмин М.И., Натапов Л.М. Тектоника литосферных плит территории СССР.– М.: Недра, 1990.– Кн. 2.
3. Окном Н.С. Фациальные модели формирования неантиклинальных ловушек в терригенных отложениях // Тр. сов. геологов к 28 Международному геологическому конгрессу. М., 1989.– С. 92–98.
4. Сенин Б.В., Шипилов Э.В., Юнов А.Ю. Тектоника Арктической зоны перехода от континента к океану.– Мурманск: Кн. изд-во, 1.989.
5. Удовиченко Л.А. Триасовый этап тектонического развития северо-востока Восточно-Европейской платформы СССР.– Сыктывкар, 1987.–С. 119–127.
6. Williams В. No guick tumround in sight for Alaskan oil production slide // Oil and Gas journal, 1989.– 87.– N 39.– pp. 25–27.

ABSTRACT

The conclusions are drawn about oil and gas possibilities of the Upper Permian-Mezozoic deposits of Pechora-Barents basin on the base of the study of Upper Permian deposits at the North of Timan-Pechora province and Triassic deposits of the Kolguev island.

I – Тимано-Печорская синеклиза; II – Кольско-Канинская моноклиналь; III – Южно-Баренцевская впадина; IV – Приновоземельский прогиб; V – Лудловская седловина; VI – Северо-Баренцевская впадина, VII – Предуральский прогиб. Локальные структуры: 1 – Северо-Кильдинская, 2 – Мурманская, 3 – Ижимка-Таркская, 4 – Песчаноозерская, 5 – Колоколморская, 6 – Коровинская, 7 – Василковская, 8 – Поморская, 9 – Хыльчуюская, 10 – Хaрьягинская, 11 – Северо-Гуляевская, 12 – Варандейская, 13 – Торавейская, 14 – Наульская, 15 – Штокмановская

1–границы палеодельты; 2–песчанистость разреза, %; 3– направления палеотечений по замерам косой слойчатости в ориентированном керне; 4 – основное направление палеотечений; индексы фациальных обстановок по данным динамо-генетической диаграммы: 5 – слабые речные течения, 6 – донные течения