Частичное или полное отсутствие юрских отложений в отдельных зонах Баренцева моря, недостаточное количество скважинного и сейсмического материала, слабая корреляция данных российского и норвежского секторов Баренцева моря осложняют выделение и прогноз зон распространения природных резервуаров на всей акватории Баренцева моря.
Модель, описывающая условия формирования, строение и состав юрских природных резервуаров, необходима для планирования поисково-разведочных работ на новых структурах Баренцевоморского шельфа (БМШ) и выбора объектов для лицензирования.
Новые сейсмические данные, полученные по российскому и норвежскому секторам Баренцева моря, позволили выделить область распространения юрского нефтегазоносного комплекса, оценить его мощность, проследить направления сноса осадочного материала и установить последовательную смену осадконакопления. Комплексный анализ регионального строения юрского нефтегазоносного комплекса и детальные исследования по отдельным площадям дают возможность спрогнозировать зоны распространения юрских высокоемких коллекторов на структурах БМШ и оценить перспективы их нефтегазоносности.
На базе детального сейсмостратиграфического анализа было прослежено распространение наиболее выдержанных глинистых горизонтов и пачек, которые сформировались в эпохи высокого стояния уровня моря. Эти горизонты могут играть роль региональных флюидоупоров для нижележащих песчаных пачек.
Баренцевоморский регион в настоящее время является одним из наиболее крупных потенциальных нефтегазоносных бассейнов России с доказанной продуктивностью. Основные промышленные открытия уникального Штокмановского и крупных Ледового, Лудловского месторождений связаны с юрским комплексом отложений, потенциал которого еще до конца не изучен. Юрские песчаные резервуары продуктивны и в норвежском секторе Баренцева моря, где с ними связаны месторождения: Сновит, Хавис и Скругарт. Однако распространены юрские отложения крайне неравномерно. Их мощность резко меняется на незначительных расстояниях до полного отсутствия в наиболее приподнятых зонах. Строение и состав отложений также сильно варьирует по площади и разрезу.
Баренцевоморский регион находится в относительно небольшом отдалении от европейской части России, что позволит осуществить транспортировку добытых углеводородов как в российские города, так и за рубеж. В географическом отношении регион имеет преимущество над другими Арктическими районами из-за положительной ледовой обстановки.
В этом отношении проигрывает бассейн Карского моря, несмотря на свой огромный потенциал. Поиск и разработка новых месторождений в Баренцевоморском регионе необходимы для поддержания уровней добычи, обеспечивающих потребности региона и загрузку транспортных мощностей.
По официальной оценке Газпром, основная часть запасов приходится на Штокмановское уникальное месторождение, в котором сосредоточено более 3,9 трлн м3 газа и 39 млн т конденсата. На сегодняшний день Штокмановское газоконденсатное месторождение является единственным, которое находится на стадии подготовки к промышленному освоению. Однако оно расположено на больших глубинах моря (в среднем около 300 м) и значительном удалении от берега и инфраструктуры.
В 2013 г норвежскими геологами сделано новое нефтяное открытие в нижне-среднеюрских резервуарах прогиба Хуп-Мауд, в северной части норвежского шельфа. Несмотря на достаточно хорошую степень изученности, на норвежском шельфе Баренцева моря добыча газа ведется из единственного месторождения Сновит с 2006 г. Само месторождение было открыто в 1984 г и находится в 140 км от берега. Большая часть месторождений Баренцевоморского шельфа является газовыми, что затрудняет и откладывает их фазу разработки из-за сложных климатических условий и значительно удаленного расположения от берега.
На сегодняшний день в России существует единственный действующий проект по добыче углеводородов на Арктическом шельфе с ледостойкой платформы «Приразломная», которая находится в Печорском море на расстоянии 60 км от берега. Открыто Приразломное месторождение в 1989 г.
Спустя 24 года началась добыча в декабре 2013-го, а уже в 2015 г была добыта миллионная тонна первой российской арктической нефти. Танкерами добытая нефть доставляется на берег.
Разработка и открытие новых месторождений в Баренцевоморском регионе являются одной из приоритетных задач долгосрочной государственной программы изучения недр и воспроизводства минерального сырья России. Причем очень важен поиск именно нефтяных месторождений на Арктическом шельфе России. Одной из наиболее интересных структур БМШ является свод Федынского, который после 2010 г находится под юрисдикцией и России и Норвегии. В бортовых частях свода в триасо-юрском комплексе отложений можно ожидать крупные скопления углеводородов. Также большие перспективы могут быть связаны с рифовыми ловушками каменноугольно-раннепермского возраста.
Выявление зон разного фазового состава
Для прогноза зон разного фазового состава необходимо определить взаимосвязь структурного плана, истории его развития во времени, наличие очагов генерации углеводородов, особенности миграции, консервации, типы возможных ловушек и всех процессов, влияющих на формирование углеводородов в земной коре. Основные законы распределения крупных и уникальных нефтяных и газовых месторождений сводятся к тому, что зоны длительного устойчивого погружения, компенсированные большим количеством осадочного материала, преимущественно газоносны. Нефтяные скопления, напротив, часто приурочены к тектоническим выступам и сводовым поднятиям древнего заложения, которые на протяжении длительного геологического времени оставались относительно приподнятыми Эти выводы подтверждаются бассейновым моделированием и результатами оценки качества флюидов в залежи (Ступакова и др., 2014).
В качестве эпицентра наиболее интенсивного осадконакопления в Баренцевоморском бассейне отчетливо выделяются центральная часть Южно-Баренцевской впадины. Мощности юрского комплекса в ней могут достигать более 1500 м, что подтверждается данными Арктической скважины. В северном направлении мощность сокращается и в Северо-Баренцевской впадине уже не превышает 500 м по данным сейсмостратиграфии, что свидетельствует о формировании Южно- и Северо-Баренцевских впадин в различных тектонических условиях.
Южная впадина наложена на структуры длительного устойчивого погружения Центрально-Баренцевской депрессии (Stoupakova A.V., 2011), тогда как Северо-Баренцевская впадина расположена в пределах приподнятого платформенного блока Свальбардской плиты. В западной (норвежской) части Баренцева моря мощность юрских отложений составляет 300 м, а на архипелаге Шпицберген и вовсе не превышает 150 м.
Цикличность юрского разреза и несогласия, выделяемые в юрской толще
В целом юрский разрез представлен терригенной толщей переслаивания песчаников, алевролитов и глин. Разделение разреза на стратиграфические подразделения основывается, в первую очередь, на данных биостратиграфии. Однако, поскольку палеонтологические данные представляются достаточно скудными и плохой сохранности, то для стратификации немаловажно учитывать изменение вещественного состава, а также этапность формирования юрской толщи. В переслаивании различного по зернистости материала прослеживается цикличность, которая позволила выделить в юрском разрезе несколько седиментационных циклов, каждый из которых начинается с регионально выдержанной реперной пачки аргиллитов, а заканчивается песчаной пачкой, часто с резкой границей между кровлей песчаников и налегающей глинистой толщей следующего цикла (такие границы будут именоваться внутриформационными перерывами). Они часто фиксируются по каротажным диаграммам, а наиболее крупные из них выделяются на региональных сейсмических профилях в виде ярких протяженных отражений. Весь юрский комплекс отложений можно рассматривать как единый седиментационный мегацикл трансгрессивного характера, в основании которого преобладают песчаники и алевролиты аллювиально-дельтового генезиса, вверх по разрезу увеличивается содержание морских алевролитов и аргиллитов, а заканчивается он алевролитами и черными сапропелевыми аргиллитами.
В юрском комплексе было выделено 10 циклов осадконакопления. Эти циклы соответствуют трансгрессивно-регрессивным этапам развития Баренцевоморского бассейна. В основу корреляции было положено выделение основных маркирующих горизонтов, соответствующих регионально выдержанным глинистым реперам. В качестве выровненного горизонта была принята подошва верхнеюрских черных глин, как регионального маркера поверхности максимального затопления. Этот горизонт выдержан по площади не только на всей площади Баренцевоморского шельфа, но и в других Арктических бассейнах.
Верхние циклы легче коррелировать по площади, так как они более глинистые. Также это свидетельствует о более глубоководных обстановках осадконакопления. Нижние циклы коррелируются хуже, так как в них преобладают песчаные пачки.
Граница между триасом и юрой
Во многих районах Баренцевоморского шельфа юрские отложения, которые распространены здесь практически повсеместно, залегают на породах триаса со стратиграфическим несогласием. На о-вах Земли Франца Иосифа из разреза юры выпадают базальные геттанг-синемюрские отложения, и в основании юры находятся породы Тегетгоффской свиты, имеющие плинсбахский возраст (Крымгольц, 1972). В Тимано-Печорском бассейне юрские отложения залегают с угловым и стратиграфическим несогласием на образованиях разного возраста, от триасовых до силурийских. Согласно данным бурения, отложения норийского возраста во многих районах перекрыты ааленскими песчаниками. Лишь Куренцовской и Южно-Сенгейской скважинами были вскрыты нижнеюрские породы.
На островах архипелага Новая Земля породы юрского возраста были найдены исключительно в обломках пород и конкрециях. Изучение фауны, из них извлеченной, позволило идентифицировать отложения батского, келловейского, оксофордского, кимериджского и волжского ярусов. Коренные выходы верхней юры известны лишь в проливе Маточкин шар. В горизонтально залегающих здесь породах В.А. Русанов описал белемнит Cylindroteuthis magnifica Orb, согласно которому вмещающие породы принадлежат волжскому ярусу (Крымгольц, 1972). Очевидно, что непрерывный разрез юрских пород может быть вскрыт только в центральной части Баренцевоморского бассейна.
На своде Федынского, по всей видимости, верхнеюрские отложения несогласно залегают на породах среднего триаса. Разрез Сассен-Фьорд архипелага Шпицберген подтверждает наличие несогласной границы между триасом и юрой стратиграфического характера (Корчинская, 1980; Пчелина, 1980; Басов и др., 1997), где 3-хметровая пачка конгломератов ранне-среднеюрского возраста перекрывает отложения норийского яруса триаса. Породы верхней части норийского и рэтский ярус триаса, а также отложения геттангского и плинсбахского яруса юрской системы отсутствуют.
Чаще всего отложения нижней юры связаны с континентальными и лимническими (в северной части) фациями. 1я крупная юрская трансгрессия отмечена в низах тоара.
Трансгрессивная направленность отложений подтверждается наличием практически полного набора аммонитовых зон тоара, встреченного в песчаниках с фосфоритовыми конкрециями пачки Брентскардхауген на Шпицбергене.
Раннетоарские высокоуглеродистые глины и аргиллиты в настоящее время рассматриваются как межрегиональный стратиграфический репер из-за характерного однородного глинистого состава и сопоставимой мощности на огромной территории не только Арктического бассейна, но и в Европе (Захаров и др., 2006, Шурыгин, Никитенко и др., 2011).
В разрезах Штокмановской и Ледовой скважин отмечается общее сокращение разреза (до 300 м, по сравнению с разрезами Арктической и Лудловской скважин, где разрез составляет 450 м) а также резкое сокращение глинистых трансгрессивных пачек, выделяемых в нижней части разреза, что, вероятно, может быть свидетельством относительной приподнятости этих структур на протяжении ранней юры.
Ааленская трансгрессия четко проявилась на Земле Франца-Иосифа и в Южно-Баренцевоморской впадине (Басов, 1997). Керн из скважины Штокмановская-5 представлен битумонасыщенными глинами.
Мощность трансгрессивной глинисто-алевролитовой пачки колеблется от 10 м на Штокмановском и Ледовом поднятиях и может достигать до 20-40 м в серии скважин Мурманской, Северо-Мурманской, Арктической структур в юго-восточной части, а также севернее в скважинах Лудловского и Ферсмановского поднятий.
Таким образом, в ааленское время наблюдается аналогичная тенденция общего сокращения разреза в Штокмановской и Ледовой скважинах. Уменьшение мощности глинистых трансгрессивных пачек может быть свидетельством относительной приподнятости этих структур также и на протяжении аалена.
В скважинах Штокмановская, Ледовая, Лудловская, Фесмановская отчетливо выделяются мощные глинистые пачки байосского возраста, которые по всей видимости были образованы в этапы высокого стояния уровня моря. Причем мощность пачек в среднем составляет 10-15 метров в Штокмановской, Ледовой и Ферсмановской, а в Лудловской скважине до 50 м. К юго-западу отчетливые и выдержанные глинистые пачки сменяются на алевролитовые, а также в разрезе появляется больше песчаных прослоев. Вероятнее всего, это связано с их близостью к мощному источнику сноса - Восточно-Европейской платформе и Кольской моноклинали, откуда шел снос терригенного потока развитыми аллювиально-дельтовыми системами (Суслова, 2014). В северном направлении эти фации глинизируются, вследствие нехватки обломочного материала и удаленности от основного источника сноса.
Пачка Брентскардхауген имеет байосс-батский возраст и является яркой маркирующей границей на западе архипелага Шпицберген. Отложения представлены конгломератами и кальцитизированными песчаниками с включениями галек различного состава и фосфоритовых конкреций. Отмечаются также анкеритовые и сидеритовые конкреции. (рис. 5). В фосфатовых конкрециях отмечаются остатки фауны, датируемой тоарским и, возможно, байосским возрастом, что подтверждает наличие крупного перерыва осадконакопления в основании пачки Бренткардсхауген с подстилающей ее формацией Кноррингфьеллет. Мощность пачки Бренткардсхауген колеблется от 0,5 до 5 м (W.K.Dallmann, 1999).
Батский цикл представлен преимущественно глинистыми отложениями, однако на Мурманской и Арктической площадях выделяются достаточно отчетливые песчаные пласты. Например, в батском комплексе на Кольской моноклинали выделяется песчаный пласт только лишь в Мурманской скважине мощностью около 30 м, а отложения в Северо-Кильдинской и Северо-Мурманской представлены глинисто-алевролитовыми разностями. Это, вероятно, может свидетельствовать о существовании врезных русловых каналов, по которым транспортировался материал из локальных источников материала, например со стороны Кольской моноклинали и Тимано-Печорского бассейна.
Четко проявляется среднебатская трансгрессия, что подтверждается наличием достаточно мощного глинистого пласта, картируемого в пределах большей части бассейна (в Арктической, Штокмановской, Ледовой, Лудловской, Ферсмановской скважинах).
Общая мощность батского цикла увеличивается в северном направлении и практически нацело сложена алевро-глинистыми породами. В сторону бортовых частей бассейна наблюдается утонение цикла (на Кольской моноклинали и в Ферсмановской скважине до 20-30 м). Данные свидетельства можно связать с тем, что эти отложения были образованы исключительно в периоды высокого стояния уровня моря. Когда уровень моря падал, то здесь происходили эрозионные процессы.
Мощные песчаные пласты, по каротажным и керновым данным, выделяются в скважинах Штокмановской, Арктической и частично Ледовой и Лудловской. На Штокмановском месторождении именно с этими песчаными пластами (Ю0) связана основная залежь УВ. Аналогичный мощный келловейский пласт выделяется на Арктической площади, однако притока УВ из него получено не было. Он находится приблизительно на 600 м глубже (2450-2650 м), чем в пределах Штокмановской структуры, где он вскрыт в интервалах 1820-2020 м.
В скважинах Ледовой и Лудловской по каротажным диаграммам выделяются также песчаные пласты, но мощность их значительно сокращается до 10-20 м. На всех каротажных диаграммах, по которым определяется келловейский пласт, в его кровле наблюдается резкий скачок, отображающий границу перехода от песчаных разностей к глинистым. Такой характер границы может свидетельствовать о резкой смене обстановок осадконакопления регрессивной направленности с увеличением грубого материала и уменьшением глинистости вверх по разрезу на тонкие глинистые фации, образованные в результате подъема уровня моря и региональной трансгрессии.
Характер сейсмической записи, каротажные диаграммы и гранулометрические характеристики пласта, позволяют идентифицировать его в пределах Штокмановской и Арктической структур как устьевую баровую отмель. К северу от нее Лудловской скважиной вскрыты тонкие алевритовые песчаники с хорошо выраженными разнонаклонными контактами. Эти отложения по характерным структурно-текстурным признакам были отнесены к фациям дальней зоны побережья, сформированных на глубине воздействия штормовых волн.
В целом в скважинах Ледовая и Лудловская келловейские циклы 7-9 представлены глубоководными осадками аргиллитов и глин. По всей видимости, это может быть свидетельством того, что северная часть бассейна, где находятся скважины Ледовая и Лудловская, была на значительном расстоянии от источника сноса с более глубоководным и спокойным режимом осадконакопления, нежели центральная часть бассейна, где находятся скважины Штокмановская, Арктическая и Ледовая, в которых присутствует мощный песчаный пласт.
Глинизация разреза отмечается также и на архипелаге Земля Франца-Иосифа, где средняя и верхняя юра представлена глинистыми морскими образованиями фиумской свиты. По описаниям керна Ледовой скважины песчаные пласты представлены мелкозернистыми песчаниками и алевролитами с трещинами, заполненными битуминозным веществом.
Таким образом, возможно, мощности юрского комплекса в Южно-Баренцевской и Северо-Баренцевской впадинах значительно разнятся и-за глинизации разреза к северу, о чем также свидетельствуют меньшие мощности юры на сейсмических профилях.
Оксфорд-кимериджский цикл представлен преимущественно глинистой толщей глубоководно-морского генезиса. Связано это с началом региональной морской трансгрессии в начале оксфорда. Оксфордско-кимериджская трансгрессия - поверхность максимального затопления. В это время на значительной части шельфа и на Шпицбергене образовались застойные условия осадконакопления с обогащенными органическим веществом осадками.
В данной толще в большинстве скважин (Северо-Мурманской, Арктической, Штокмановской, Ледовой, а также в самой верхней части цикла Ферсмановсокой) выделяется пачка верхнеюрских черных глин преимущественно, которая характеризуется резким увеличением показателей кривой гамма-каротажа и тяготеет к верхней части цикла. Так называемые «черные глины» являются аналогами баженовской свиты Западной Сибири и представлены битумонасыщенными трещиноватыми аргиллитами. И. Комисаренко выделил фораминиферы, которые характерны для верхней части оксфорда - низов кимериджа Западной Сибири (по данным АМНГР, 2009). По каротажным данным, они выделяются в скважинах центральной части Южно-Баренцевской впадины: Северо-Мурманской, Арктической, Штокмановской, Ледовой, а также в самой верхней части цикла Ферсмановсокой скважины. В Северо-Кильдинской и Мурманской скважинах, расположенных на Кольской моноклинали, резких скачков кривых ГК и ПС не наблюдается.
По описаниям кернового материала, наряду с пачками битуминозных алевролитов и аргиллитов, в Ледовых скважинах выделяются пласты глауконитовых песчаников чистых и сильно битумонасыщенных, мощностью до 15 м. За счет этой песчаной пачки увеличивается и вся мощность цикла - до 50 м.
На Арктической структуре в верхнем цикле наблюдается самая большая мощность глубоководных глин (аналога баженовской толщи). Можно сказать, что здесь была самая глубоководная часть бассейна в позднеюрское время. Чистое сапропелевое органическое вещество было определено из оксфорд-кимериджской толщи Арктической скважины. В Ледовой скважине оно относится к смешанному гумусово-сапропелевому типу.
Коллекторские свойства и вторичные преобразования
В российской части Баренцева моря газовые и газоконденсатные пластовые залежи контролируются крупными антиклинальными структурами. Песчаные коллекторы юрского комплекса представлены однородными песчаными пачками, мощностью 20-80 м, чередующимися с тонкими глинистыми прослоями, мощностью 10-30 м.
Коллекторы обладают высокими емкостными свойствами, со средними значениями пористости - 20-25%, проницаемости - от 0,5 до 1,5 мД. Региональным флюидоупором для них служит однородная по составу глинистая толща позднеюрского и частично мелового возраста, мощность которой составляет 30-70 м. Среднеюрские глинистые пласты могут выполнять роль локальных зональных флюидоупоров.
В западной части Баренцевоморского шельфа резервуары юрского возраста часто осложнены тектоническими нарушениями, которые образуют тектонически экранированные ловушки, также в разрезе могут быть выделены перспективные залежи, экранированные соляными диапирами. Средние значения пористости песчаных резервуаров в западной части БМШ составляет 16%, проницаемость - 0,2-0,5 мД. В качестве флюидоупора могут также выступать вержнеюрские глины, однако стоит уделять особое внимание их сохранности и выдержанности.
Хотя коллекторские свойства юрских пород изначально определялись условиями их накопления, немаловажное значения имели процессы постседиментационной трансформации, которые во многом определялись давлением и температурой, господствовавших в недрах.
Исследования фильтрационно-емкостных свойств юрских песчаников и алевролитов, проведенные в лаборатории кафедры геологии и геохимии гоорючих ископаемых Геологического факультета МГУ, выявили закономерное ухудшение пористости и проницаемости коллекторов с глубиной в различных литолого-фациальных зонах. На основе имеющихся аналитических данных был построен график изменения коэффициента пористости от глубины залегания.
Закономерное ухудшение ФЕС с глубиной наиболее отчетливо проявляется в среднеюрских кластитах. Так, если в байосских песчаниках (Штокмановская и Лудловская пл.) Кп составляет 20%, а Кпр варьирует от 0,5 до 1Д, то в более погруженных ааленских породах песчаного состава (Штокмановская пл.) значения пористости снижаются до 17% до, а проницаемости - до 0,5. Та же тенденция наблюдается в келловейских песчаниках. На Штокмановском месторождении, где они залегают на глубинах 1700-1930 м, их пористость достигает 22%. В районе же Арктической площади, где отложения того же возраста погружены на глубину 2870 м, она не превышает 9,7% при значениях проницаемости - до 0,4 мД. Ухудшение пористости с глубиной (в интервале 1400-2800 м) фиксируется и в юрских песчаниках бассейна Тромсе в норвежской части Баренцева моря.
В случае с нижнеюрскими песчаниками на эту тенденцию накладываются другие факторы. В разрезе Ферсмановской площади песчаные породы характеризуются высокой пористостью и проницаемостью (Кп - 23%, Кпр - 1 Д), тогда как на Северо-Мурманской площади при высоких значениях пористости в нижнеюрских песчаниках фиксируется низкий уровень проницаемости, не более 10,9 мД. В одновозрастных песчаниках из района Арктической площади при пористости от 10 до 11% проницаемость не превышает 1,5 мД.
Однако наряду с большой глубиной залегания значительное влияние на параметры ФЕС в данном случае оказали другие факторы. Дело в том, что поры и трещины в нижнеюрских песчаниках Арктической пл. заполнены глинистым цементом.
При исследовании образцов в поле растрового электронного микроскопа в межзерновом пространстве песчаников Арктической скважины были обнаружены тонкие волокнистые сростки иллита, что неблагоприятно отразилось на сообщаемости между поровыми каналами. Результаты рентгенофазового анализа подтвердили присутствие этого минерала в составе глинистой фракции (до 17%).
В баровых песчаниках Штокмановской скважины иллит отсутствует, но в порах развит хорошо окристаллизованный каолинит («стопки монет»). Образование вторичного глинистого цемента, представленного на Арктической площади сростками удлиненно-пластинчатого иллита, связано с более высокой преобразованностью песчаных пород в сравнении с одновозрастными отложениями на Штокмановском месторождении, что подтверждается результатами определения отражательной способности витринита, извлеченного из пород того и другого региона. Эти данные свидетельствуют о более высокой зрелости ОВ в юрских отложениях из центральной части Южно-Баренцевской впадины. Так, в байосских песчаниках Арктической площади значения Rо достигают 0,82, тогда как на Штокмановском месторождении они не превышают 0,6.
Значения пористости келловейских кластитов на Штокмановской и Ледовой площадях, залегающие в одном и том же интервале глубин, в среднем составляют 20%. При этом в отношении проницаемости выявляются резкие различия: на Ледовой площади ее значения не превышают 10 мД, тогда как на Штокмановской площади варьируют от 100 мД до 1Д. Подобные различия объясняются как более тонким гранулометрическим составом среднеюрских коллекторов, так и большим количеством глинистых прослоев между горизонтами, сложенных песчаниками и алевролитами в разрезе Ледовой площади.
Следует отметить, что высокий фильтрационно-емкостной потенциал келловейских песчаников на Штокмановском месторождении не в последнюю очередь обусловлен их более мономинеральным составом. В породах из келловейской части разреза много каверн и трещин (стилолитов) с пленками битуминозных веществ. Поровое пространство, унаследованное от стадии седиментогенеза, слабо затронуто диа- и катагенетическими трансформациями, что хорошо видно на прокрашенных шлифах.
Полученные данные свидетельствуют о том, что проницаемость юрских песчаников во многом определяется размерностью обломочного материала. Немаловажную роль играет состав цемента. В прослоях мелкозернистых песчаников, присутствующих на Штокмановском месторождении в составе горизонта Ю0, зачастую развит карбонатный, кальцитовый или доломитовый цемент. Базальный кабонатный цемент присутствует и в байосских песчаниках пласта Ю1 на Штокмановском и Северо-Мурманском месторождениях. В карбонатизированных разностях обычно наблюдается резкое снижение проницаемости. Ухудшение. ФЭС связано и с регенерацией кварца. Разрастание каемок вокруг кварцевых зерен можно видеть в песчаниках разного возраста на Штокмановском и Северо-Мурманском месторождениях.
Нефтематеринские толщи и их генерационный потенциал
Основными нефтематеринскими породами для юрского нефтегазоносного комплекса в пределах Баренцевоморского шельфа считаются отложения среднетриасового возраста, а в западной части Баренцева моря - отложения нижнего триаса, представленные глинистыми толщами, в которых ОВ имеет смешанный сапропелево-гумусовый состав. В разрезе юрских отложений Баренцевоморского шельфа выделяются следующие нефтегазоматеринские толщи: нижнеюрские с органическим веществом гумусового типа, среднеюрские аален-батские и келловейские - со смешанным сапропелево-гумусовым органическим веществом и верхнеюрские - с преимущественно сапропелевым органическим веществом (Кирюхина, 2013).
Нижнеюрские толщи достигли условий главной зоны нефтеобразования в прогибах южной части Баренцевоморского шельфа, но в связи с гумусовой природой органического вещества генерировали преимущественно газовые углеводороды. Аален-батские и келловейские породы достигли условий главной зоны нефтеобразования (градации МК1-МК2) в Южно-Баренцевской впадине, в прогибах Нордкап и Хаммерфест и генерировали как нефтяные, так и газовые углеводороды. Верхнеюрские отложения вошли в главную зону нефтеобразования лишь в центральной части Южно-Баренцевской впадины, где они могли генерировать жидкие углеводороды (Кирюхина, 2013).
Проведенное углепетрографическое исследование образцов керна показало, что отложения содержат большое количество линзообразных включений витринита и витинитоподобного аморфного ОВ. В межзерновом пространстве встречаются пленки и примазки битумоида темно- и светло-коричневого цвета, которые имеют яркое свечение в ультрафиолетовом свете (рис. 10). Согласно Н.Б. Вассоевичу, этот битумоид является «микронефтью». Присутствие паравтохтонного битумоида является индикатором начала процессов генерации УВ.
Выводы:
Эвстатические колебания уровня моря нашли отражение в циклическом строении юрского разреза. Нижне-среднеюрские отложения накапливались в условиях аллювиально-дельтовой равнины. Наиболее крупными внутриформационными перерывами являлись позднеааленское и предкелловейское. Активное развитие аллювиально-дельтовых отложений в байосское время на фоне обмеления морского бассейна характерно для многих областей БМШ и шельфов Норвежского и Северного морей. В норвежской части Баренцева моря с байосскими отложениями связана продуктивная формация Сто, в российской - пласт Ю1. Основной обломочный материал на БМШ с юго-востока, со стороны Русской платформы.
В келловейский век на большей части Баренцевоморского шельфа установились морские условия осадконакопления. На востоке в пределах Штокмановской седловины формировались баровые песчаные тела. Появляется дополнительный источник сноса на северо-востоке региона. Потенциально перспективными резервуарами в пределах БМШ могут быть аллювиально-дельтовые фации нижней юры, дельтовые аален-байосские и мелководно-морские баровые отложения келловейского возраста. Продуктивность нижнеюрских песчаных резервуаров в восточной части БМШ пока не доказана. Однако несколько залежей УВ были открыты в норвежском его секторе.
Структурный план региона и характер строения юрского комплекса отложений определили формирование ловушек различного типа и распределение УВ по площади и разрезу. Структурные ловушки в области развития баровых песчаников, приуроченных к центральной части российского сектора БМШ, относятся к высокоперспективным (первой категории).
Потенциально перспективными являются зоны развития неантиклинальных и стратиграфических ловушек в бортовых частях инверсионных поднятий Федынского и Лоппа. В резервуарах аллювиально-дельтового генезиса, погруженных на значительные глубины ожидается ухудшение ФЕС за счет вторичных преобразований.
Максимальные концентрации органического вещества гумусового типа в нижнеюрских отложениях отмечаются в отдельных глинистых прослоях аллювиально-дельтовой равнины, гумусово-сапропелевого типа в среднеюрских отложениях - в глинистых породах прибрежно-морской равнины, и приурочены к северо-западной части Южно-Баренцевской впадины и прогибам норвежского шельфа. Доля сапропелевой составляющей в юрских глинистых горизонтах увеличивается вверх по разрезу, достигая максимума в верхнеюрских отложениях, отражая региональную трансгрессию моря в юрский период. Максимальные содержания органического вещества преимущественно сапропелевого типа в верхнеюрских породах приурочены к наиболее глубоким участкам палеобассейна (Южно-Баренцевская впадина, прогибы норвежского шельфа).
Список литературы:
1. Басов В.А., Василенко Л.В., Вискунова К.Г., Кораго Е.А., Корчинская М.В., Куприянова Н.В., Повышева Л.Г., Преображенская Э.Н., Пчелина Т.М., Столбов Н.М., Суворова Е.Б., Супруненко О.И., Суслова В.В., Устинов Н.В., Устрицкий В.И., Фефилова Л.А. Эволюция обстановок осадконакопления Баренцево-Северо-Карского палеобассейна в фанерозое. / Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2009 (4).
2. Басов В.А., Пчелина Т.М., Василенко Л.В., Корчинская М.В., Фефилова Л.А. Обоснование границ осадочных секвенций мезозоя на шельфе Баренцева моря. // Сб. научных статей - Стратиграфия и палеонтология Российской Арктики. ВНИИОкеаногелогия, Санкт-Петербург, 1997, с. 35-48.
3. Захаров В.А., Шурыгин Б.Н. и др. Плинсбах-тоарская биотическая перестройка на севере Сибири и в Арктике // Стратигр. геол. корр. Т.14. №4. 2006, С.61-80
4. Кирюхина Н.М. Нефтегазогенерационный потенциал юрских отложений шельфа Баренцева моря: диссертация … к.г-м.н: 25.00.12. - Москва, 2013. - 140 с.
5. Кирюхина, Т. А., Суслова, А. А., Норина, Д. А., Майер, Н. М., Пронина, Н. В., and Мордасова, А. В. Перспективы нефтегазоносности мезозойского разреза Баренцевоморского бассейна. Георесурсы, 2 (61) (2015), 13-26.
6. Норина, Д. А., Ступакова, А. В., and Кирюхина, Т. А. Условия осадконакопления и нефтегазоматеринский потенциал триасовых отложений Баренцевоморского бассейна. Вестник Московского университета. Серия 4: Геология, 1 (2014), 6-16.
7. Стратиграфия СССР. Юрская система. Крымгольц Г.Я. (отв.ред.), 1972. М.: Недра. 524 с.
8. Ступакова, А. В. СТРУКТУРА И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ БАРЕНЦЕВО-КАРСКОГО ШЕЛЬФА И ПРИЛЕГАЮЩИХ ТЕРРИТОРИЙ. Геология нефти и газа, 6 (2011), 99-115.
9. Ступакова, А. В., Фролов и др. Новые направления поисково- разведочных работ на нефть и газ. Газовая промышленность 714, 11 (2014), 29-33.
10. Суслова, А. А. Сейсмостратиграфический анализ и перспективы нефтегазоносности юрских отложений Баренцевоморского шельфа. Нефтегазовая геология. Теория и практика (электронный журнал) 9, 2 (2014), 1-19.
11. Шурыгин Б.Н., Никитенко Б.Л. и др. Комплексные зональные шкалы юры Сибири и их значение для циркумарктических корреляций // Геология и геофизика, 2011, т. 52 (8), с. 1051-1074.
12. Dallmann, W.K., ed. 1999: Lithostratigraphic Lexicon of Svalbard. Upper Palaeozoic to Quaternary bedrock. Review and recommendations for nomenclature use. Committee on the Stratigraphy of Svalbard / Norsk Polarinstitutt. 320 pp.
13. Henriksen, E., Ryseth, A. E. et al. Tectonostratigraphy of the greater barents sea: implications for petroleum systems. In ARCTIC PETROLEUM GEOLOGY (2011), Spenser et al, Ed., vol. 35 of Geological Society Memoirs, GEOLOGICAL SOC PUBLISHING HOUSE, UNIT 7 BRASSMILL ENTERPRISE CTR, BRASSMILL LANE, BATH BA1 3JN, AVON, ENGLAND, pp. 163-195.
Автор: А. А. Суслова, МГУ им. Ломоносова
