|
УДК 553.98 |
© Д .С. Оруджева. Э.М. Халимов, 1994 |
ПЕРСПЕКТИВЫ ПОИСКОВ НОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В ОКРАИННЫХ МОРЯХ РОССИИ
Д.С.
Оруджева, Э.М. Халимов (ИГиРГИ)Известна высокая оценка нефтегазового потенциала окраинных морей России, занимающих 13 % площади шельфов мирового океана. Однако, несмотря на то, что перспективная часть их составляет 3,6 млн км2, вплоть до конца 70-х годов геолого-поисковые и разведочные работы на нефть и газ осуществляли исключительно на суше России, что было связано, с одной стороны, с труднодоступностью северных и дальневосточных шельфов и технической неподготовленностью отечественной промышленности к их освоению, а с другой, - с развитием работ в высокоперспективных и относительно легкодоступных регионах на суше (Западная Сибирь и др.).
После выхода на зрелую стадию освоения основных нефтегазовых регионов на суше с начала 80-х годов приступили к планомерным нефтегазопоисковым работам на шельфах окраинных морей. За последние 15 лет усилиями коллективов производственных объединений Сахалинморнефтегаз и Союзморгео, государственной производственной компании Арктикморнефтегазразведка, трестов Дальморнефтегеофизика и Севморнефтегеофизика, Чукотскнефтегазгеология, Морской арктической геологоразведочной экспедиции и других выполнен значительный объем работ и получены геолого-геофизические материалы, подтверждающие высокие перспективы окраинных морей России на нефть и газ.
Научно-исследовательскими организациями СахапинНИПИморнефть, ВНИИокеангеология, НИИморгеофизики, ИГиРГИ, ВНИГРИ, ВНИИгаз, ВНИГНИ, МГУ, Океангеологии РАН и другими [А.Ю.
Юнов и др., 1981; В.В. Иванов, 1985; Е.В. Захаров и др ,1988; 1-5] проводится постоянный анализ поступающих геолого-геофизических данных в целях изучения геологии и нефтегазоносности окраинных морей.Систематические исследования по обобщению имеющейся отечественной и зарубежной геолого-геофизической информации в пределах арктических и дальневосточных морей на основе комплексного сейсмогеологического, формационного и геодинамического анализов проводятся в ИГиРГИ в целях:
1) выявления закономерностей геологического строения осадочных и нефтегазоносных бассейнов окраинных морей и размещения в них залежей и зон нефтегазонакопления;
2) оценки перспектив нефтегазоносности и выделения районов и зон концентрации нефтегазопоисковых исследований;
3) выбора приоритетных направлений геологоразведочных работ.
Нефтегазовый потенциал окраинных морей России более чем в шесть раз превышает запасы углеводородов Северного моря. Около 82 % их ресурсов сосредоточены в арктических морях, отличающихся экстремальными природными условиями. Около 13 % потенциальных ресурсов относятся к дальневосточному шельфу.
Освоенность ресурсов углеводородов очень
низкая. Разведанность их по нефти составляет: в арктических морях - всего около 1 %, в дальневосточных - 13 %. Выявлено значительное число перспективных структур.Крупнейшими осадочными бассейнами в пределах обширного шельфа окраинных морей являются: в арктической части - Восточно-Баренцевский, Южно-Карский, Лаптевский, Восточно-Сибирский и Чукотский; в дальневосточной - Анадырский, Наваринский, Хатырский, Олюторско-Командорский, Северо-Сахалинский, Охотско-Камчатский и Южно-Охотский (
рис.1).Относительно более изучены южные части Баренцева и Карского морей и северо-восточный шельф Сахалина. На этих акваториях проводится поисково-разведочное бурение. В окраинных морях России открыто 19 месторождений нефти и газа - 11 в арктических (Баренцево и Карское) и 8 в дальневосточных (северо-восточный шельф Сахалина).
Наиболее существенные из них размещаются в Восточно-Баренцевской, Северо-Сахалинской, на морском продолжении Западно-Сибирской и Тимано-Печорской провинций. Наиболее крупные по запасам углеводородов Восточно-Баренцевская и Южно-Карская. В их пределах известны зоны нефтегазонакопления Штокмановско-Лунинская и Ленинградско-Русановская, содержащие гигантские месторождения газа и конденсата.
Значительные ресурсы нефти сосредоточены в пределах Охотского моря - на северо-восточном шельфе Сахалина и морском продолжении Тимано-Печорской провинции. Одоптинская, Ныйская и Варандей-Адзьвинская зоны нефтегазонакопления приурочены к крупным валам, обрамляющим глубокие (до 13 км), прогибы и синклинальные зоны.
Исследования, проводимые в окраинных морях, базируются на сейсмогеологическом анализе временных разрезов. Если в южных частях Баренцева и Карского морей, а также на северо-восточном шельфе Сахалина пробурены глубокие скважины, информацию по которым можно использовать при интерпретации сейсмических материалов, то для остальных акваторий привлекаются данные бурения на островах и прилегающей суше.
Ввиду того, что южные части Баренцева, Карского и Охотского морей лучше изучены геолого-геофизическими методами, результаты исследований опубликованы [Я.П.
Маловицкий и др., 1987; 1-5], в данной статье приведем характеристику малоизученных морей - Лаптевых, Берингова, Чукотского и северной части Баренцева, являющихся предметом исследований ИГиРГИ последних лет.Интересны результаты сейсмогеологического анализа временных разрезов в пределах перспективных южных бортов Южно-Баренцевской и Северо-Баренцевской впадин, которые, по нашим представлениям, являются приоритетным объектом проведения поисково-разведочных работ. Сравнительный анализ материалов свидетельствует о следующем.
1. Мощности юрских и меловых отложений на южных бортах обеих впадин практически не меняются и соответственно равны 3-4 и 1-1,5 км. Однако в западной части южного борта Северо-Баренцевской впадины нарушенность юрских отложений существенно выше, чем на южном борту Южно-Баренцевской впадины, в то время как в восточной части Северо-Баренцевской впадины она практически отсутствует (
рис.2).2. Мощность промышленно-газоносных триасовых отложений в пределах южного борта Южно-Баренцевской впадины 5,5-6,0 км. В южной части Северо-Баренцевской впадины мощность их практически не меняется. Однако их нарушенность значительно более интенсивна в западной части, чем в восточной.
3. В целом в западной части южного борта Северо-Баренцевской впадины нарушенность разреза сверху вниз в основном не меняется и достаточно интенсивна, а в его восточной части она существенно уменьшается в триасовой части разреза и практически отсутствует в юрско-меловой (см.рис.2).
4. Проведенный сейсмогеологический анализ позволяет выделить восточную часть южного борта Северо-Баренцевской впадины в качестве первоочередного района проведения геолого-поисковых работ в целях подготовки локальных поднятий к глубокому бурению. Лунинская структура, расположенная в этой части
шельфа, существенно меньше нарушена, и поэтому благоприятные условия сохранности залежей делают ее более предпочтительной для проведения глубокого поискового бурения.Сейсмогеологический анализ, проведенный в пределах моря Лаптевых, позволил построить новую схему его геоструктурного районирования (
рис.3), в которой выделяются два крупнейших тектонических элемента: обширная область прогибания - Южно-Лаптевская синеклиза и ограничивающая ее с севера Центрально-Лаптевская система поднятий. Последняя осложнена серией мегавалов и валов.На сейсмических разрезах осадочный чехол Южно-Лаптевской синеклизы представлен преимущественно спокойными, пологими и плавными формами впадин, прогибов и валов. Это заметно отличает его от центральной и восточной частей моря.
Центрально-Лаптевская система поднятий на временных разрезах отличается сложной волновой картиной, обусловленной интенсивной раздробленностью и деформацией фундамента докайнозойской части разреза. Распределение мощности осадочного чехла в ее пределах крайне неравномерно.
Максимальная мощность неоген-четвертичных отложений фиксируется в центральной части шельфа, где она составляет около 1,2 км.
Палеогеновые отложения развиты прерывисто и локализованы в грабенах, достигая мощности 0,5-1,0 км. Они заполняют отрицательные формы кровли верхнепермских отложений. При этом большинство разрывных нарушений, осложняющих структуру чехла, затухает в палеогеновых образованиях.
Установленная закономерность формирования комплексов осадочного чехла в Баренцевом и Карском регионах характерна и для моря Лаптевых. Здесь также выявлена взаимосвязь этапов геологической эволюции рассматриваемой акватории: палеогеновый рифтогенез обусловил развитие плитного комплекса неоген-четвертичного возраста. При этом этапу формирования последнего предшествовал позднеолигоцен-миоценовый перерыв. Таким образом, Лаптевская плита является "эпипалеогеновой". Судя по относительно равномерному распространению верхнемеловых отложений, они, вероятно, представляют собой "палеоплитный комплекс", формированию которого предшествовала позднекиммерийская складчатость [3], проявившаяся в пределах Южно-Лаптевской синеклизы. В последней осадочный чехол представлен верхнемеловыми и кайнозойскими отложениями, средняя мощность которых составляет здесь 1,5 км, а максимальная приходится на грабенообразные прогибы и достигает 2-3 км.
В период позднекиммерийской складчатости в Южно-Лаптевской синеклизе и в Центрально-Лаптевской системе поднятий накапливались повышенные мощности нижнетриас-нижнемеловых отложений.
Наиболее интересны с точки зрения поисков залежей углеводородов Усть-Ленский, Оленекский
и Бегичевский валы, осложняющие синеклизу. С ними могут быть связаны крупные зоны нефтегазонакопления.В пределах Чукотского моря различаются два существенно неравноценных осадочных бассейна - Южно-Чукотский мел-кайнозойский и Северо-Чукотский верхнепалеозойско-мезозойско-кайнозойский. В последнем мощность осадочного чехла составляет более 10 км, из которых на перспективную пермско-мезозойскую часть разреза приходится до 7-8 км. Мощность мел-кайнозойского чехла в Южно-Чукотском бассейне достигает 4 км, это позволяет отнести его к группе орогенных рифтовых бассейнов Берингова моря. Наиболее перспективен Северо-Чукотский бассейн, структурно принадлежащий к циркумполярной системе нефтегазоносных осадочных бассейнов и наиболее сходный с бассейнами Северной Аляски, где известно гигантское месторождение Прадхо-Бей.
Бассейны Берингова моря были сформированы в ходе позднемеловых - палеогеновых рифтовых движений и существенно преобразованы плиоцен-четвертичными горизонтальными движениями. Палеотектоническими исследованиями было установлено, что Анадырский, Хатырский и Наваринский бассейны в течение почти всего кайнозоя представляли собой единую осадочную депрессию, в которой происходили процессы нефтегазообразования и нефте-газонакопления. Позднеальпийский импульс горизонтальных движений расчленил эту депрессию на отдельные бассейны и обусловил переформирование палеоскоплений углеводородов и формирование новых зон нефтегазонакопления. Наиболее перспективна шельфовая часть Хатырского бассейна, в которой не столь активно проявилось горизонтальное сжатие, и поэтому здесь отмечаются слабо осложненные разрывными нарушениями более крупные локальные поднятия. Таким образом, на шельфе Хатырского бассейна могут быть, как и на шельфе Северо-Восточного Сахалина, открыты более крупные месторождения, чем на суше.
В результате комплексного формационного, сейсмогеологического и геодинамического анализов всех имеющихся геолого-геофизических материалов выявлены следующие основные закономерности строения основных осадочных бассейнов окраинных морей России и размещения в их пределах залежей нефти и газа.
Дальневосточные моря
Установлено рифтовое происхождение осадочных нефтегазоносных бассейнов, обусловленное гравитационно-геодинамическим срывом верхней части земной коры Западно-Тихоокеанского подвижного пояса.
Выявлено мегаклиноформное строение осадочных бассейнов - по направлению к океану происходит последовательное замещение древних (палеогеновых) осадочных комплексов более молодыми (миоценовыми, а затем и плиоценовыми). Так, в Татарском проливе основную часть стратиграфического разреза занимают палеогеновые толщи, на острове Сахалин в разрезе начинают резко преобладать миоценовые отложения, а в Охотском море (впадина Дерюгина) главным и наиболее мощным становится плиоцен-четвертичный комплекс (
рис.4).По направлению к океану (при удалении от континента) увеличивается степень глинистости и кремнистости разреза
.Рифтовое происхождение осадочных бассейнов Дальневосточного региона обусловливает их грабенообразное строение под мегаклиноформным плащом неоген-четвертичных отложений размещаются узкие линейно вытянутые вдоль края континента палеоген-миоценовые грабены, обособленные листрическими разломами
.Нефтегазоносные осадочные бассейны отделены от глубоководных котловин склоновыми поднятиями фундамента, расположенными на кровле шельфа и континентальном склоне
. На поднятиях осадочный чехол чаще всего отсутствует или сохранены только самые верхние части разреза, у подножья континентального склона находятся тектонические останцы осадочных бассейнов, на которые склон частично надвинут, т.е. и в глубоководных зонах присутствуют достаточно мощные осадочные тела, способные генерировать крупные объемы углеводородов.Наиболее перспективным из возможно нефтегазоносных районов Берингова моря является шельф Хатырского бассейна
.Арктические моря
Повсеместно распространены юрские породы, уточнены пространственные границы основного нефтегазосодержащего юрско-мелового терригенного комплекса и его значительная мощность в Южно-Баренцевской впадине, достигающая 2,6-2,8 км.
В Северо-Баренцевской впадине средняя мощность перспективных меловых отложений составляет 400-500 м и достигает 700 м
.Доказана газоносность нижнемеловых отложений
. Это позволяет прогнозировать в северном направлении, в пределах Восточно-Баренцевской синеклизы возрастание стратиграфического этажа продуктивности с верхнепермско-триасовых отложений на Мурманском и Северо-Кильдинском месторождениях до юрских (Штокмановское, Лудловское месторождения) и нижнемеловых (Ледовое). Особенно важное значение этот факт имеет для Северо-Баренцевской впадины, где меловые отложения распространены достаточно широко и имеют значительную мощность.При сравнении южных бортов Северо-Баренцевской и Южно-Баренцевской впадин наблюдается примерно равное распределение мощностей пермских, триасовых, юрских и меловых отложений, однако первый является значительно более нарушенным в своей западной части по всему разрезу
. Его восточная часть существенно менее осложнена разрывными нарушениями, хотя с глубиной нарушенность заметно возрастает.Выявлено повсеместное распространение промышленно-газоносных неокомского и альб-сеноманского комплексов в пределах Южно-Карской впадины в результате региональных геофизических исследований
.Все крупные месторождения углеводородов, как в Баренцевом, так и Карском морях приурочены к положительным структурным элементам
III порядка - валам (Сорокина, Корчинский), перемычкам (Штокмановская), седловинам (Лудловская, Кольская) и другим структурам, с которыми связаны зоны нефтегазонакопления, приуроченные к бортовым частям синеклиз, впадин и прогибов или расположенные между этими обширными областями прогибания (Южно-Северо-Баренцевская впадины, Южно-Баренцевская впадина и Норд-Капский прогиб).Юрские отложения Южно-Карской впадины перспективны в пределах валов, ступеней, мегавалов и гемивалов на основе сейсмогеологического анализа зон нефтегазонакопления Ямала и Гыдана с их морскими аналогами
.Мощность осадочного чехла в пределах моря Лаптевых достигает 13 км. В его южной части выделено два довольно крупных валообразных поднятия, с которыми могут быть связаны зоны нефтегазонакопления
.Показано сходство геологического строения и нефтегазоносности Северо-Чукотского бассейна с таковыми бассейнов Северной Аляски.
В результате проведенных исследований прогнозируется открытие новых нефтегазоносных провинций, зон, месторождений и комплексов.
Дальневосточные моря
Восточно-Одоптинская антиклинальная зона северо-восточного шельфа Сахалина, где могут быть перспективны не только неогеновые, но и меловые, возможно серпентинитовые толщи;
западный борт впадины Дерюгина, где возможно перспективными являются плиоценовые образования;
южный борт Северо-Охотской впадины;
шельф Хатырской впадины, где могут быть открыты наиболее крупные для Берингова моря месторождения в палеоген-миоценовых отложениях.
Арктические моря
Центрально-Баренцевская антеклиза, расположенная между двумя обширными областями прогибания - Западно- и Восточно-Баренцевской синеклизами, наиболее вероятные коллекторские толщи - триасовые и юрские;
восточная часть южного борта Северо-Баренцевской впадины, где перспективны пермские и триасовые отложения. Интерес в этом отношении представляют в первую очередь поиски залежей нефти и газа на Лунинской структуре;
центральная и северная части Северо-Баренцевской впадины, где прогнозируются коллекторы юрского и, вероятно, мелового возраста;
Адмиралтейский вал, где перспективными могут быть отложения палеозоя;
вилообразные поднятия Южно-Карской впадины и моря Лаптевых, причем интерес в первом из них представляют как меловые, так и юрские породы, потенциально нефтегазоносными в море Лаптевых являются мезозойские отложения;
субширотная зона, протягивающаяся севернее системы поднятий Геральд-Врангеля в пределах Северо-Чукотской впадины, где прогнозируется нефтегазоносность пермо-триасовых, юрских и меловых отложений.
Таким образом, результаты сейсмогеологического анализа, проведенного в пределах окраинных морей России, свидетельствуют об их значительном нефтегазоносном потенциале и позволяют прогнозировать здесь открытие новых провинций (моря Лаптевых, Чукотское и др.), зон нефтегазонакопления (Восточно-Одоптинская, Усть-Ленская, Оленекская и др.), нефтегазоносных комплексов (юра Карского моря и др.) и месторождений (Западно-Шараповское, Лунинское, Лагунское и
др.).Список литературы
The regularities of structure and oil and gas pools distribution are revealed at the main sedimentary basins of Russia marginal seas at the base of integrated seismic geological, formational and geodynamic analysis.Oil and gas potential of northern marginal seas of Russia is six times higher, then the one of Northern sea. 82% of resources are concentrated in Arctic seas, outstanding by their extremal natural conditions. Far East shelf own 13% of potential resources. Characteristics of the studed seas - Laptev, Bering, Chukotka and northern part of Barents - are given in the article. The following regularities are revealed for Far East seas: 1. rift origin of sedimentary oil and gas basins; 2. mega-clinoform structure of sedimentary basins - ancient sedimentary complexes are subsequently replaced by modern ones toward the ocean; 3. the degree of the sequence clayiness and silica content increases toward the ocean; 4. graben-like structure of sedimentary basins; 5. oil and gas sedimentary basins are separated from deep ocean depressons by slope uplifts of the basement; 6. the shelf of Khatyrsk basin is the most perspective at Bering sea. The following characteristics are revealed for Arctic seas : 1. general spreading of the Jurassic rocks; 2. areal borders of the main oil and gas bearing Jurassic-Cretaceous complex, its thickness at Southern-Barents depression; 3. thickness of perspective Cretaceous deposits at Northern Barents depression; 4. gas content of the Lower Cretaceous deposits at Northern Barents depression; 5. general spreading of commercial gas bearing Neocomian and Albian-Cenomanian complexes at Southern Kara depression; 6. all large hydrocarbon fields at Barents and at Kara seas are situated at positive structures of III degree troughs, commissures, saddles; 7. geological structure and oil and gas content similarity of Northern Chukotka and Northern Alyaska basins. Thus, the results of seismic analysis, carried out at marginal seas of Russia, show their considerable oil and gas potential and allow to forecast here discovering of new provinces (Laptev, Chukotka seas and others), of oil and gas accumulation zones (Eastern Odoptinskaya, Ust-Lenskaya, Olenekskaya and others), of oil and gas bearing complexes (the Jurassic of Kara sea) and of fields (Western Sharapovskoe, Luninskoe, Lagunskoe).
Рис.1. Нефтегазоносные бассейны дальневосточных и арктических морей России:
1,2- границы нефтегазоносных (1) и возможно нефтегазоносных (2) бассейнов (цифры в кружках: 1 - Восточно-Баренцевоморский, 2 - Тимано-Печорский, 3 - Южно-Карский, 4 - Северо-Карский, 5 - Южно-Лаптевский, 6 - Восточно-Сибирский, 7 - Чукотский, 8 - Анадырский, 9 - Наваринский, 10 - Хатырский, 11 - Пенженский, 12 - Пусторецко-Парапольский, 13 - Олюторский, 14 - Командорский, 15 - Ильпинско-Карагинский, 16 - Охотско-Камчатский, 17 - Центрально-Камчатский, 18 - Восточно-Камчатский, 19 -Удский, 20 - Сахалин о-Охотский, 21 - Макарова, 22 - Лебедя, 23 - Южно-Охотски и, 24 - Северо-Курильский, 25 - Сахалино-Хокайдский, 26 - Южно-Курильский); 3-5 - месторождения: 3 - нефтяные,
4 - газовые, 5 - газоконденсатные.Рис. 2. Временные разрезы через южный борт Северо-Баренцевской (а) и Южно-Баренцевской (б) впадин
Рис. 3. Схема геоструктурного районирования моря Лаптевых:
1
- береговая линия, 2 - изопахиты осадочного чехла, 3 - разрывные нарушения, 4 - магматические тела, предполагаемые по геофизическим данным, 5 - континентальный склон, 6 - хребет Ганкеля, 7 - скважины, 8-11 - границы геоструктурных элементов, 8 - надпорядковые, 9 - 1-го порядка, 10 - 2-го порядка, 11 - 3-го порядка.Рис. 4. Сейсмогеологический профиль 24.
Месторождения и структуры 1 - Одопту 2 - Лагунная 3 - Пильтун-Астохское, 4 - Баутинская, 5 - Чайвинское 6 - Аркутун-Дагинское, 7
- Айяшская, 8 - Венинское, 9 - Лунское, 10 - Киринское.