Седиментационные ловушки углеводородов баренцевского мегабассейна — новое перспективное направление поисков нефти и газа

Актуальность исследований.

Мировая статистика показывает, что не менее 30% ресурсов УВ сосредоточено в ловушках неантиклинального типа различного происхождения, в том числе седиментационногов некоторых районах их доля увеличивается до 5070%.

Анализ соотношения локализованных объектов и оценки начальных суммарных ресурсов углеводородов показывает, что не менее 25% НСР УВ не обеспечены ловушками антиклинального типа.

В связи с этим обнаружение и изучение седиментационных ловушек и выделение областей их регионального развития в российской части Баренцева моря, является необходимым и актуальным, особенно в наиболее благоприятных по природным условиям южных районах, где количество перспективных антиклинальных структур относительно невелико.

Объектом исследования являются седиментационные ловушки Баренцевского мегабассейна различного генезиса, геологические условия их образования, особенности их выделения и типизации на основе сейсмофациального и седиментационного анализа, последующая оценка перспектив их нефтегазоносности.

Цель работы — оценка строения, формирования и нефтегазоносности седиментационных ловушек УВ российской акватории Баренцевского мегабассейна.

Основные задачи исследований:

1. Выявление и изучение седиментационных ловушек различного типа в верхнедевонско-неокомских нефтегазоносных комплексах Баренцевского мегабассейна с привлечением материалов сейсмофациального и седиментационного анализов.

2. Локализация отдельных седиментационных ловушек в верхнедевонско-юрских нефтегазоносных комплексах на основе анализа временных разрезов и структурных построений.

3. Характеристика углеводородных систем и нефтегазовых комплексов палеозоя-неокома, в связи с особенностями формирования и прогнозирования углеводородов седиментационных ловушек.

4. Оценка прогнозных ресурсов седиментационных ловушек и зон их концентрации.

5. Разработка предложений по направлениям поиска нефтеперспективных ловушек седиментационного типа в верхнедевонско-юрских нефтегазоносных комплексах Баренцевского мегабассейна (российская часть).

Защищаемые положения:

1. Распространение и формирование ловушек седиментационного типа определяется условиями образования вмещающих эти ловушки толщ и тектоническими процессами, характерными для разных эпох развития Восточно-Баренцевского мегапрогиба.

2. Наиболее крупные седиментацинные ловушки представлены рифогенными образованиями, приуроченными к краевым зонам локальных карбонатных платформ позднедевонско-нижнепермского (Д3-Р1) возраста, развитых в бортовых зонах Восточно-Баренцевского мегапрогиба на границах с глубоководными впадинами, в которых существовали условия, благоприятные для накопления потенциально нефтематеринских отложений доманикового типа.

3. Области развития наиболее крупных седиментационных ловушек, обусловленных деятельностью речных палеосистем и связанных с ними дельт, расположены в южной части Восточно-Баренцевского мегапрогибасоответственно, в районе Куренцовской ступени и Мурманской и Кольской моноклиналей. Они представлены конусами выноса верхнепермского возраста и береговыми барами средне-верхнетриасового возраста.

4. В западной части Южно-Баренцевской впадины существуют седиментационные ловушки, образованные турбидитовыми песчаниками в толще глинистых верхнеюрских отложений, которые на акватории Баренцева моря обладают высоким нефтеносным потенциалом.

5. Ловушки седиментационного типа, выделенные в восточной российской части Баренцева моря, представляют значительный нефтегазопоисковый интерес, их доля в начальных суммарных ресурсах может составлять 25−30% и в количественном выражении оценивается в 7,2−8,6 млрд т УТ.

Научная новизна.

1. В работе научно обосновывается принципиально новое направление геологоразведочных работ на нетрадиционные для акватории Баренцева моря неструктурные ловушки седиментационного типа.

2. Главные участки их распространения выявлены в средне-верхнепалеозойских, триасовых и юрско-неокомских отложениях.

3. Наряду с расширением фонда локальных нефтегазопоисковых объектов выявление и изучение седиментационных ловушек способствует адресному поиску морских месторождений УВ, столь важных для российской Арктики, расширению и вовлечению в нефтепоиски бортовых районов основной нефтеперспективной мегаструктуры Баренцева моря — Восточно-Баренцевского мегапрогиба.

4. В бортовых зонах Восточно-Баренцевского мегапрогиба прослежены системы локальных карбонатных платформ позднедевонско-нижнепермского возраста, обрамляющих глубоководные впадины, в которых формировались синхронные нефтематеринские отложения доманикового типа.

5. Седиментационные ловушки, связанные с рифогенными образованиями (краевые рифы), приуроченными к окончанию карбонатных платформ, могут содержать залежи нефти, в том числе крупные по размерам.

6. Впервые дано геолого-геофизическое обоснование присутствия песчаных пород турбидитового генезиса, располагающих удовлетворительными ФЕС, внутри верхнеюрской глинистой толщи в Южно-Баренцевской впадине.

7. Дана количественная оценка УВ ресурсов седиментационных ловушек различного генезиса как выделенных впервые, так и выделенных ранее и подтвержденных современными геолого-геофизическими исследованиями: карбонатных платформ позднего девона-ранней перми, конусов выноса поздней перми, позднетриасовых баровых тел, образованных речными палеосистемами и верхнеюрских турбидитов. Показано их существенное значение в общей ресурсной оценке Баренцевоморской НГП.

Личный вклад.

Сбор, анализ, интерпретация и обобщение использованных при работе над диссертацией геолого-геофизических материалов проводились автором по результатам исследований 1979;2011 гг., выполненных ОАО (ранее ВМНПО) «Союзморгео», ОАО МАГЭ (ранее КМАГЭ), ФГУП «Севморнефтегеофизика» (ранее трест в составе Союзморгео).

Автор проанализировал более 50 производственных отчетов по региону работ, проинтерпретировал временные разрезы в количестве более 25 000 пог. км, привлек к интерпретации результаты бурения по всем объектам, разбуренным на акватории Баренцева (14 структур) и Печорского морей (10 структур), проанализировал результаты исследований по западной части Баренцева моря и по нефтегазоносным бассейнам мира на основе литературных источников.

При непосредственном участии автора выполнено более 20 производственных и тематических отчетов, касающихся геологического строения, нефтегазоносности, а также оценки прогнозных ресурсов УВ Баренцева моря.

Фактический материал:

Первичные и фондовые материалы по результатам работ 1979;2011 гг., выполненных ОАО «Союзморгео», ОАО МАГЭ, ФГУП «Севморнефтегеофизика», в том числе выполненные при непосредственном участии автора, материалы статей и докладов, посвященных изучению нефтегазоносности и геологическому строению региона, опубликованных в геологических изданиях и интернет-ресурсах.

Апробация работы.

Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на 11 конференциях: Нефть и газ Арктики", Москва, 2006, «Нефть и газ Арктического шельфа», Мурманск, 2006, 2008, Морская школа, Москва, 2007, АР-3, Москва, 2009, ВНИГРИ, С-Петербург, 2010, ЕАГЕ, Санкт-Петербург, 2010, ВНИГНИ, Москва, 2010, Освоение шельфа России, Москва, 2011 и др. Кроме того основные положения диссертации изложены в различных тематических отчетах, выполненных автором в процессе производственной деятельности в рамках федеральных и коммерческих исследований, в том числе для Министерства природных ресурсов и экологии РФ, ВНИГНИ, ВСЕГЕИ, ВНИИОкеангеологии.

Результаты исследований автора учтены в работах выполнявшихся ОАО «Союзморгео» для Министерства природных и экологии PB 2008;2010 гг.

К внедрению предлагаются морфоструктурно-генетическое описание (типизация) 4 основных типов седиментационных ловушек в палеозой-мезозойских отложениях и 5 участков их распространения в пределах Баренцевоморского региона.

По теме диссертации опубликовано 16 работ, в том числе 5 публикаций в ведущих периодических изданиях из Перечня, рекомендованного ВАК.

Благодарности:

Автор выражает благодарность всем геологам и геофизикам, работавшим и работающим в настоящее время в арктических морях, результаты работ которых и их представления о геологическом развитии региона были использованы автором при написании диссертации: БроЕ.Г., Гаврилову В. П., Грамбергу И. С., Григоренко Ю. Н., Диденко Е. Б., Кораго Е. А., Маловицкому Я. П., Маргулису JI.C., Погребицкому Ю. Е., Пчелиной Т. М., Прищепе О. М., Прокудину С. К., Сенину Б. В., Супруненко О. И., Шипилову Э. В., Шипелькевичу Ю. В., Школа И. В., Юнову А. Ю., Хаину В. Е. и многим другим.

Особую благодарность автор выражает научному руководителю д.г.-м.н. Григоренко Ю. Н и д.г.-м.н. Сенину Б. В. за их внимание, ценные научные консультации и мудрые житейские советы, которые помогли автору справиться с этой работой.

Структура и объем работы: Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы из 126 наименований, содержит 50 рисунков, 4 таблицы. Общий объём работы — 130 страниц.

— результаты исследования биомаркеров нефти на Таркском месторождении и нефти в отложениях пермо-карбона на других месторождениях севера Тимано-Печорской плиты позволяют сделать вывод о различных источниках генерации этих нефтей, то есть, возможно, нижнетриасовая нефть мигрировала не из отложений палеозоя;

— соотношение диастераны/регулярные стераны (диа/рег) равно 0,47, что указывает на генерацию углеводородов в глинистых отложениях;

— насыщенной фракции этой нефти свойственно распределение н-алканов с преобладанием низкомолекулярных гомологов (отношение Н-С15/Н-С25 составляет 3,0 и 3,8 соответственно), что указывает на исходное ОВ морского генезиса.

В пользу предполагаемой миграции УВ с севера и, следовательно, принадлежности колгуевских нефтяных месторождений к углеводородной подсистеме Южно-Баренцевской впадины, говорят региональные модели распространения триасовых резервуаров, построенные нами на основе обновлённых структурных построений и новых результатов анализа данных морского бурения, выполненного ФГУП АМНГР (рис. 4.1.6, 4.1.7).

Эти модели показывают, что нефтяные месторождения в триасовых отложениях о-ва Колгуев, месторождения Северо-Кильдинское и Мурманское в триасовых отложениях Южно-Баренцевской впадины, а также ряд крупных перспективных объектов, выраженных в этих отложениях, на самом деле расположены на склонах единого триасового или пермско-триасового палеобассейна и скорее всего, должны были заполниться флюидами за счёт миграционных потоков из этого палеобассейна.

Кроме того, на такую возможность показывают выполненные автором структурные построения по восточной части Баренцева моря. На карте мощностей триасовых и пермских отложений достаточно уверенно прослеживается связь Восточно-Баренцевского мегапрогиба (ВБМ) с северным погружением Тимано-Печорской плиты (см. рис. 2.3.7, 3.2.9). Как видно из карт ВБМ в своих зонах содержит узкие прогибы, которые продолжаются в северную часть Тимано-Печорской плиты.

Таким образом, Южно-Баренцевская впадина, которая находилась в пермско-триасовое время в режиме постоянного погружения и в которой накапливались огромные мощности осадков, втягивала в погружение пограничные области палеоподнятий, расположенных в бортовых зонах впадин.

Характерными аккумулятивными формами триасового времени являются крупные песчаные тела конусов выноса, палеодельт и другие элементы, установленные на Кольской и Мурманской моноклиналях, Куренцовской ступени, на юге Предновоземельского форланда. Существование речных палеосистем в ыю.

Л ООО.

4 ООО.

Л-ЮИроЛН I м. нссчиимки.

Лр| и.1.Ш 1Ы. I.

Но 1М1УЖНМС II) чин рицин УН.

Мсс1<>р<>ж 1СП а) исфтм. о) IX рис. 4.1.6 Региональная модель распространения резервуаров в триасовых отложениях юной части Баренцева моря по линии профиля Ферсмановская.

Ижимка-Таркская (о.Колгуев) рис. 4.1.7 Региональная модель распространения резервуаров в триасовых отложениях юной части Баренцева моря по линии профиля Северо-КильдинскаяИжимка-Таркская (о.Колгуев) — Варандей море. триасе привело к образованию в центральной части Южно-Баренцевской впадины мощной толщи терригенных глинистых отложений, обогащенных органическим веществом, способным генерировать большие объемы УВ, в том числе жидкие.

Одна из таких речных палеосистем средне-верхнетриасового возраста была выделена специалистами «Союзморгео» (трест СМНГ) в южной части Баренцева моря (Печорское море), седиментационные ловушки (бары), образованные которой рассмотрены в главе 3.

Эта палеосистема представлена разветвленной сетью палеорусел, включающих различные формы аллювиальных образований (бары, валы). Ширина палеорусел по сейсмическим данным может меняться от 0,5 до 1,5 км и более. Размеры русловых и береговых валов могут достигать по протяженности километры — первые десятки километров. Их мощность может составлять 200−300 м. Вынос обломочного материала палеоруслами предположительно происходил из районов Кольского полуострова, полуострова Канин и севера Тимано-Печорской плиты.

Указанная система палеодолин располагается в пределах континентальной области, для которой характерна последовательная смена обстановок осадконакопления от возвышенности к равнине и низменности (рис. 4.1.8, 4.1.9). Наземная часть палеодельты (продельта) предположительно располагалась в пределах приморской палеоравнины, периодически затапливаемой морем. Область разгрузки (авандельта) находилась в котловине (мульде) эпиконтинентального шельфового мелководного моря типа современных акваторий Северного Каспия или Аральского моря, в которой происходит увеличение мощности верхнетриасовых отложений до 1500−2500 м.

По результатам сравнительного анализа литолого-фациального состава верхнетриасовых отложений, представленных в морских скважинах Баренцевоморского и Печорского регионов, вырисовывается следующая литофациальная зональность:

— в Печорской синеклизе (скв. Северо-Гуляевская, Приразломная, Медынская море-2, Песчаноозёрская-46) и, частично, на бортах Восточно-Баренцевского мегапрогиба (скв. Адмиралтейская, Крестовая, Ферсмановская) преобладали преимущественно континентальные условия осадконакопления с развитой системой палеорек, озёр и болот;

— в зоне перехода от Печорской плиты к Южно-Баренцевской впадине (Мурманская и Куренцовская моноклинали — скв. Мурманские, Куренцовская, Северо-Кильдинские) условия осадконакопления сменялись на дельтовые и лагунные;

— в Южно-Баренцевской впадине (скв. Штокмановские, Лудловская, Арктическая) условия осадконакопления были преимущественно мелководно-морскими, реже прибрежно-морскими, дельтовыми. Так, например, в скв. Штокмановская-2 нижняя часть нижнего триаса представлена тонким ритмичным переслаиванием глин, аргиллитов, и песчаников, часто с косослоистой и линзовидной структурой с примесью обуглившихся растительных остатков (формирование комплекса в дельтовых условиях).

Исследования ИГиРГИ [102] показывают, что верхнетриасовые отложения по параметрам пиролиза характеризуются благоприятными нефтегазогенерационными показателями, а при удалении к северу от о-ва Колгуев, в сторону Южно-Баренцевоморской впадины в этих отложениях ожидается увеличение доли глинистых пород морского происхождения, с более высоким нефтематеринским потенциалом, обогащенных сапропелевым ОВ заметно выше, чем синхронные породы о-ва Колгуев и северных районов Тимано-Печорской плиты.

Глубина залегания кровли верхнетриасовых отложений (отражающий сейсмический горизонт Б) по данным структурных построений в наиболее погруженной части Восточно-Баренцевского трога (Южно-Баренцевская впадина) составляет 3500−4500 м (рис. 4.1.10). По мнению Е. Г. Бро [94] верхнетриасовые отложения на этих глубинах достигают стадий катагенеза МК2-МК3. Таким образом, отложения верхнетриасового комплекса могли производить УВ смешанного состава — газового, газоконденсатного, а в области развития морской части авандельт возможно даже и нефтяного.

Косвенным подтверждением такой возможности являются результаты бурения на Арктической площади, где в верхнетриасовом комплексе отмечены нефтепроявления, а также на Мурманской площади, где в отдельных пробах шлама, полученных из песчаных тел в нижнеюрских отложениях, был отмечен запах нефти, а в пробах бурового раствора из интервала развития этих пород в разрезе — до 10% сырой нефти.

Существование морских палеобассейнов в Южнои Северо-Баренцевской впадинах позволяет предполагать формирование мощных толщ, обогащенных сапропелевым и гумусово-сапропелевым ОВ, что значительно повышает привлекательность триасовых и вышезалегающих толщ в отношении их нефтегазоносности.

Юрская углеводородная система. Данная система включает отложения юры, которые являются пока основными реально продуктивными отложениями в Баренцевском регионе. Комплекс уверенно разделяется на две части (рис. 4.1.11):

— отложения ранней и средней юры преимущественно выполняет роль коллекторской толщи, представленной песчаниками с высокими фильтрационно-ёмкостными характеристиками (см. главу 2), в которой сосредоточены все месторождения юрской УВ системы, открытые в российской части Баренцева моря (Штокмановское, Ледовое, Лудловское);

— отложения частично средней юра и поздней юра представляют собой региональную покрышку, под которой и сосредоточены залежи перечисленных месторождений.

Как следует из результатов анализа палеоседиментационных условий, выполненного автором совместно с Б. В. Сениным, юрский комплекс отражает этап трансгрессивного развития Баренцевоморского палеобассейна, в результате которого здесь устанавливается преимущественно морское осадконакопление. Юрский палеобассейн Баренцевоморского региона являлся частично замкнутым, ограниченным серией палеоподнятий: на западе и юго-западе — Балтийским щитомна востоке — Новоземельским орогеном, разделявшим юрские бассейныБаренцевоморский и Южно-Карскийна западе и севере — несколькими более мелкими поднятиями или островами, существовавшими в то время в районах современных архипелагов Земля Франца Иосифа и Шпицберген (рис. 4.1.12).

1500−3000 м на поднятиях северных и северо-западных районов шельфа. В осевой части Баренцевоморского трога и на Печорской плите эрозия, по мнению И. С. Грамберга, составляет 200−300 м, а по данным Е. Хенриксена, Х. М. Бьорсета, Т. К. Хальса и др. [84] до 400−600 м. Современные глубины залегания кровли верхнеюрских отложений в ЮБВ достигают 2400−2700 метров. Поэтому на конец мелового времени глубина залегания кровли верхней юры в центральной части ЮБВ могла превышать 2700−3000 м. Подошва верхнеюрского комплекса, учитывая максимальную мощность этих отложений (до 450 м), приуроченную к Южно-Баренцевской впадине могла находиться на глубинах до 3150−3450 м. По прогнозным кривым стадийности катагенеза в разрезах поисковых скважин [34] на этих глубинах отложения должны находится в зоне катагенеза стадии МК2-МК3.

Выше сказанное позволяет предполагать, что в некоторых наиболее погруженных частях впадины, не изученных бурением, отложения верхней юры находились продолжительное время в главной зоне нефтеобразования и могли генерировать жидкие углеводороды. Её местоположение наряду с глубиной погружения верхнеюрского комплекса, определялось также высокими значениями теплового потока (до 100−120 мВт/м), свойственными, по данным В. Г. Левашкевича [38], району восточнее Арктической структуры. В связи с этим в верхнеюрской углеводородной системе на первый план выходит проблема наличия коллекторов, роль которых могут выполнять песчано-алевролитовые пласты, образовавшиеся за счёт деятельности турбидных потоков и наличия крупных ловушек.

Наличие коллекторов в верхнеюрском комплексе по результатам бурения на Баренцевоморском шельфе пока не находит подтверждения. Однако следует отметить, что по некоторым данным [37] во многих разрезах ТиманоПечорского региона имеет место стратиграфическое несогласие между кимериджскими и средневолжскими отложениями, указывающее на наличие фазы морской регрессии. Степень влияния данной регрессии на стратиграфическую полноту и литологическую изменчивость верхнеюрского разреза на акватории Баренцева моря из-за низкой её изученности бурением пока не ясна. В тоже время по сейсмическим данным заметны изменения, как мощности верхней юры, так и её литологического состава, которые возможно связанны с кратковременными.

На региональной схеме развития неокомского бассейна выделены области развития элементов кровельного и подошвенного прилегания, которые указывают на направление и движения древнего подводного склона (рис. 4.1.17). Из рисунка следует, что развитие бассейна контролировалось системой поднятий, расположенных по его периметру: на юге системой ступеней (Куренцовская и Мурманская), на западе — сводом Федынского, а на севере Штокмановско-Лунинским порогом, уже существовавшим в то время. Они, по всей видимости, препятствовали распространению турбидитных потоков и способствовали их концентрации вдоль склона. На временных разрезах достаточно уверенно выделяются пологие и крутые части клиноформ (рис. 4.1.18, 4.1.19). Первые больше соответствуют шельфовым условиям осадконакопления, вторыепроградирующему аккумулятивному склону, вдоль основания, которого могли формироваться грубозернистые осадки.

В Западной Сибири с однотипными неокомскими клиноформами связаны значительные запасы УВ, прежде всего нефти. Месторождения приурочены к песчаным коллекторам, распространённым как в верхней части клиноформ, так и в подошвенной их части (ачимовская свита). Нефтегенерирующей толщей для них являются бажениты верхней юры.

В Южно-Баренцевской впадине неокомские клиноформы могут представлять интерес только с точки зрения поиска в них структурно-литологических ловушек, миграция УВ в которые могла происходить из нижележащих толщ, преимущественно — из триасовых, при условии достижения юрской толщей глубины, достаточной для начала генерации УВ из её верхнеюрских глин.

Нижнемеловые отложения Восточно-Баренцевского трога содержат Сорг. от 0,01 до 2,58%, а Печорской синеклизы — 0,5−3%- концентрация ХБА составляет от 0,001 до 0,01% [25]. По содержанию органического вещества некоторые районы развития неокомских отложений могут рассматриваться как нефтегазоматеринские, однако степень его преобразованности не высока и их генерационный потенциал далёк от реализации.

Результаты анализа условий осадконакопления отложений, представленные в данной работе, что в центральной части Восточно-Баренцевского мегабассейна.

С" Арслмвзая-Т тиснк’ии.

3 8702N.

ШлИ tiwii’i" — rasncsis шш исигг.

ЕжЖ^^^Ш^жт1;

Схема развития ачиькесксй толщи в в неоксмских клиноформах Северного Приобья (по С В Ершсеу, 20С4) N и!" i i—'щШШ.

Возможный аналог ачимовсксй свиты ffiSBMf.

Шшш ттшшттт®-. рис. 4.1.18 Неокомские клиноформы Южно-Баренцевской впадины по профилю 38 702, расположение профиля см. рис. 4.1.17 (интерпретация М.И. Леончика).

ШШШШт.

ШШж шшшш шика рис. 4.1.19 Неокомские клиноформы Южно-Баренцевской впадины по профилю 18 907, расположение профиля см. рис. 4.1.17 (интерпретация М.И. Леончика) продолжительное время существовали морские условия, благоприятные для накопления отложений с высоким содержанием органического вещества сапропелевого типа. Источником жидких УВ для выделенных ловушек могли служить обогащенные органическим веществом доманиковые отложения среднего-верхнего палеозоя, нижнего триаса, развитые в краевых зонах Южно-Баренцевской и Северо-Баренцевской впадин, а также верхнеюрские глины в наиболее погруженной части Южно-Баренцевской впадины. Вероятные фрагменты этих зон (кроме юрских) с многочисленными нефтеи битумо-проявлениями выведены на поверхность вследствие складчатых и орогенных движений на восточных островах арх. Земля Франца-Иосифа, на севере и юге Новой Земли [28, 72 и др.]. Это говорит о том, что жидкие углеводороды в выделенных ловушках могут составлять значительную долю от их НСР.

4.2. Прогнозные ресурсы УВ седиментационных ловушек.

В данном разделе представлены две предварительные оценки прогнозных ресурсов ловушек седиментационного типа. Первая оценка основана на анализе и сопоставлении официальных показателей величин НСР УВ Баренцевоморского региона и общей площади всех выявленных на настоящее время сейсморазведкой перспективных объектов, включая месторождения и структуры, подготовленные к бурению. Цель этой оценки выяснить насколько НСР УВ региона обеспечены антиклинальными структурами, и какая доля НСР может быть сосредоточена в ловушках неантиклинального типа, включая седиментационные ловушки. Вторая включает в себя оценку конкретных представленных в диссертации седиментационных ловушек.

Первая оценка. По результатам последней официальной оценки (на 01.01.2002 г.) НСР УВ российской части Баренцева моря составляют 25 263,9 млн. т УТ, по данным оперативной оценки Минприроды на 01.01.10 г. они достигают 26 658,5 млн. т, а по данным ВНИГРИ — 24 538,9 млн. т [59]. Как видно оценки НСР УВ по объему принципиально не отличаются. В этих оценках не учтены НСР УВ бывшей «серой зоны» в объеме 6446,00 млн. т по данным на 01.01.2002 г. Учитывая разделение этой зоны между Россией и Норвегией приблизительно на равные площади, к НСР восточной части Баренцева моря можно добавить 3200 млн. т УТ. Таким образом, средняя величина возможных начальных суммарных ресурсов УВ восточной части Баренцева моря (без Печорского) составит 28 687,1 млн. т УТ.

Структурно НСР УВ распределяется следующим образом (рис. 4.2.1): запасы по 5 месторождениям (Штокмановское, Ледовое, Лудловское, Мурманское и Северо-Кильдинское) составляют 4626 млн. т УТ, локализованные ресурсы 81 антиклинальной структуры, включая перспективные (категория С3) и прогнозные (категория ДО ресурсы согласно оценке ОАО «Союзморгео» (2010) достигают 7896 млн. т У Т. Для сравнения отметим, что оценки специалистов треста СМНГ на 2004 год близки и составили 7424,8 млн. т УТ [98]. В последующем расчете использована оценка локализованных ресурсов, выполненная ОАО «Союзморгео» в 2008;2010гг. в рамках совместных работ с ГНЦ ФГУГП Южморгеология и ФГУП ВНИГНИ.

I Месторождения.

I Антиклинальные структуры, локализованные.

Ангикл инальные структуры выявленные, но не локализованные ¦ Невыявленые ангикл ючальные структуры к Ловушки неантиклинал ьного типа, вт.ч.седиментационше рис. 4.2.1. Схема распределения НСР УВ Баренцевоморского региона.

Из приведённых выше оценок следует, что НСР УВ в 86 антиклинальных ловушках, в том числе ловушках 5 месторождений, общей суммарной площадью около 34 000 км2, представлены запасами и локализованными ресурсами (категории С3 и ДО в объёме 12 522 млн. т УТ или 61,8% от общей площади выявленных на настоящее время антиклинальных объектов, при средней расчетной плотности НСР УВ, определенной по этим структурам и равной 0,367 387 млн. т/км2 (367,387 тыс. т/км2). С учетом такой плотности в оставшихся 103 антиклинальных структурах, выявленных сейсморазведкой, но не локализованных, может содержаться ещё около 7045 млн. т УТ. Таким образом, НСР УВ в объеме 9121 млн. т должны быть сосредоточены в антиклинальных и неантиклинальных, преимущественно.

НСР, млн.тУТ.

Оценка ресурсов седиментационных ловушек в барах среднего-позднего триаса (табл.4.2).

Заключение

.

1. В диссертационной работе научно обосновывается актуальность развития принципиально нового для западных бассейнов Арктики направления ГРРпоисков и разведки нетрадиционных неструктурных ловушек УВ седиментационного типа.

2. По результатам исследований уточнены перспективы нефтегазоносности акватории Баренцева моря, в-первую очередь его бортовых зон, на основе изучения и локализации седиментационных ловушек обоснована вероятность присутствия в этих районах нефтяных месторождений. Последние характеризуются относительно небольшими глубинами и возможным присутствием слабо преобразованных и не разрушенных гипергенными процессами залежей нефти ранней стадии онтогенеза.

3. В средне-верхнепалеозойских и триасовых, а также в юрско-нижнемеловых отложениях российской акватории Баренцева моря установлено четыре основных типа седиментационных ловушек и выявлены главные участки их распространения.

4. В качестве основных типов седиментационных ловушек определены: ловушки карбонатных платформ, ловушки, образованные речными палеосистемами: ловушки дельтовых конусов выноса, баровые ловушки, ловушки, образованные турбидитами. Выделенными участками концентрации и перспективного освоения седиментационных ловушек являются:

— два участка развития локальных карбонатных платформ позднедевонско-раннепермского возраста (район ступени Желания Западной Приновоземельской зоны и участок на экваториальном продолжении Канино-Тиманского кряжа);

— участок развития верхнепермского конуса выноса на Куренцовской ступени;

— участки распространения баровых отложений средне-верхнетриасового возраста на Кольской моноклинали;

— участок распространения турбидитов верхней юры в западной части Южно-Баренцевской впадины.

5. Величина НСР У В, которые сосредоточены в седиментационных ловушках Восточно-Баренцевского мегапрогиба, согласно выполненным по результатам исследований оценкам, составляет 25−30% от всего ресурсного потенциала и по предварительным оценкам, может составить 7,2−8,6 млрд т УТ.

6. Выявление и изучение седиментационных ловушек способствует адресному поиску морских месторождений жидких УВ, столь важных для Российской Арктики, а также расширению и вовлечению в нефтепоиски бортовых районов основной перспективной мегаструктуры Баренцева моря — Восточно-Баренцевского мегапрогиба.

7. Выполненные исследования показывают, что выявление, изучение и оценка перспектив нефтегазоносности седиментационных ловушек должны осуществляться на основе сочетания специальных (целевых) тематических и научных исследований и сейсморазведочных работ регионального и поискового этапов. Заключительная фаза этих этапов работ должна включать применение технологий трёхмерного численного моделирования бассейнов и симуляции нефтегазонакопления.