Оценка тектонических условий нефтегазоносности акватории позволяет выявить некоторые ее особенности. Первая — продолжение в акваторию большинства тектонических элементов сопредельной суши: Малоземельско-Колгуевской моноклинали, Денисовской впадины с обрамляющими Шапкино-Юрьяхинским валом и Колвинским мегавалом, Хорейверской впадины, Варандей-Адзьвинской зоны, Коротаихинской впадины (см. рис. 1). Только на севере по границе с Южно-Баренцевской впадиной выделяются Северо-Колгуевская моноклиналь и Южно-Предновоземельский прогиб, не имеющие продолжения на суше. Вторая особенность — наклон на север всех главных структурно-стратиграфических поверхностей осадочного чехла; подошвы доманиковых и кровли карбонатных каменноугольно-нижнепермских отложений, геологических поверхностей, ограничивающих триасовый и юрский комплексы.
Стадийность геологического развития
Печороморский шельф является северным экваториальным продолжением Тимано-Печорского НГБ. В последнем платформенный чехол перекрывает пенепленизированные поверхности погребенных рифтовых структур. Бассейн прошел три стадии тектонического развития: авлакогеновую, синеклизную и инверсионную. На первой стадии, которая в Тимано-Печорском НГБ приходится на ранний палеозой (включая средний девон), развивались несколько разновременных авлакогенов (Тиманский, Печоро-Колвинский, Варандей-Адзьвинский) и сопряженных с ними очагов нефтегенерации. На последующих стадиях развития бассейна возникали мощные очаги нефтегенерации — предуральский и баренцевоморский, определяющие всю нефтегазоносность соответствующих комплексов отложений.
Состав и свойства флюидов
Детальные многолетние исследования состава и свойств УВ-флюидов континентальной части Тимано-Печорского НГБ позволили выявить закономерности размещения нефтей разных типов и определить их пространственно-временные границы (Кирюхина Т.А., 1995). Было установлено, что главным фактором, контролирующим эти закономерности, является тектонический.
На основе анализа истории геологического развития проведена реконструкция условий формирования залежей с различными типами нефтей. Границы наиболее крупных тектонических элементов бассейна, как правило, совпадают с границами областей накопления разных по составу флюидов. Особенно четко это прослеживается по верхним горизонтам разреза нефтегазоносности.
Авторы предлагают свою модель формирования нефтегазоносности Печорского моря, в которой учитывается, что основные тектонические элементы континентальной части бассейна продолжаются в его экваториальной части. На основе этой модели и данных о составе и свойствах нефтей морских месторождений делаются выводы о перспективах нефтегазоносности и качестве флюидов Печороморского бассейна.
В Печороморской части Тимано-Печорского НГБ предполагается выделение нефтегазоносных комплексов, аналогичных таковым его континентальной части: ордовик-нижнедевонского терригенно-карбонатного, среднедевонского преимущественно терригенного, верхнедевон-турнейского терригенно-карбонатного, каменноугольно-нижнепермского преимущественно карбонатного, верхнепермско-триасового терригенного. Кроме того, добавляются юрский и меловой терригенные комплексы. В настоящее время в экваториальной части залежи нефти, газа и газоконденсата открыты пока только в четырех нефтегазоносных комплексах: нижнедевонском, верхнедевонском, каменноугольно-нижнепермском и верхнепермско-триасовом.
В акватории Печорского моря наиболее древние нефтеносные отложения — нижнедевонские. Из них получены притоки нефти на Приразломном месторождении. Эта нефть имеет сходные физико-химические характеристики с нефтями из залежей континентальной части бассейна, в частности из нижнедевонских отложений ряда месторождений Варандей-Адзьвинской структурной зоны и Хорейверской впадины. Это легкие нефти плотностью 0,823 г/см3 со значительным содержанием твердых парафинов (10%) и большим количеством смолисто-асфальтеновых компонентов. По распределению н-алканов и изопренанов нефть Приразломного месторождения ближе всего к нефтям севера вала Сорокина (Варандейское, Наульское, им. Требса, им. Титова). Отмечаются максимальные концентрации нечетных н-алканов С17 и С19 , что характерно для большинства нефтей нижнепалеозойских залежей Тимано-Печорского НГБ, относящихся к I типу (рис. 2).
В исходном для этого типа нефтей ОВ преобладала морская составляющая. В континентальной части бассейна размещение залежей нефтей этого типа не коррелируется с современным тектоническим планом территории.
В верхнедевонских отложениях притоки нефти получены на месторождении Медын-море. Это легкая нефть плотностью 0,838 г/см3, малосернистая (0,4%), с содержанием 8% смол и 1,2% асфальтенов. Отмечается также повышенное содержание парафинов (6,7%). Как правило, нефти, типичные для верхнедевонских отложений (V и VIII типы по классификации (Кирюхина Т.А., 1995)(рис. 3) и являющиеся сингенетичными для этих толщ, отличаются большой плотностью, содержат много серы и смолисто-асфальтеновых компонентов и немного парафинов. Поскольку физико-химические параметры медынской нефти нетипичны для верхнедевон-турнейских континентальных нефтей, есть основание предполагать, что верхнедевонская нефть месторождения Медын-море имеет миграционную природу.
В каменноугольно-нижнепермском карбонатном и верхнепермско-триасовом терригенном комплексах Печорского моря, как и на суше, выявляются две зоны накопления УВ: газоконденсатно-нефтяная на западе (месторождения Песчаноозерское, Колгуевское, Таркское, Северо-Гуляевское) и преимущественно нефтяная на востоке (Приразломное, Медын-море, Варандей-море) (см. рис. 1). Состав и свойства нефтей этих двух зон нефтегазонакопления значительно различаются.
На западе независимо от того, являются ли они оторочками газовых или газоконденсатных залежей или составляют чисто нефтяную фазу, они практически одинаковы по составу и свойствам. По физико-химическим параметрам они относятся к легким и средним, малосернистым и малопарафинистым разностям (таблица).
По составу УВ насыщенной фракции рассматриваемые нефти характеризуются максимальными концентрациями н-алканов небольшой молекулярной массы С11-С15 без видимого преобладания нечетных УВ над четными и резким снижением концентрации более высокомолекулярных н-алканов С16-С30, что, по мнению Ал.А. Петрова [2], связано с деструкцией высокомолекулярных н-алканов под влиянием высоких температур. Нефтям этого типа также свойственна высокая концентрация пристана среди изо-пренанов. Отношение пристан/фитан всегда > 1, в некоторых случаях > 3.
Изменения состава и соотношений УВ бензиновой фракции, таких как н-С5+6/н-С7+8, S алканов/S аренов, бензол/толуол, в нефтях месторождений экваториальной (Песчаноозерское) и континентальной (Ванейвисское, Василковское, Хыльчуюское и др.) частей бассейна показывают определенную миграционную направленность флюидов с севера на юг.
Среди стерановых УВ отношение С27/С28 изменяется в пределах 0,56–0,73, С28/С29 — 0,4–0,5. Отношение S диастеранов/S регулярных стеранов С21–22+С27–29 равно 0,30–0,77 (см. таблицу). В нефтях обнаружено значительное количество неоадинтана. Распределение стеранов указывает на то, что исходное ОВ для этих нефтей формировалось преимущественно в терригенных осадках. Кроме того, отношение С28/С29, равное 0,4–0,5, по данным П. Грентхема [3], свидетельствует, что возрастной диапазон толщ, вмещающих нефтематеринские свиты, колеблется от силура до карбона.
Отношения терпановых УВ, таких как С29/С30 (0,48–0,86) и S трициклических С19–30 /S гопанов С25–35 (1,19–2,37), свидетельствуют о достаточно высокой степени катагенетического преобразования исследуемых нефтей.
В восточной части бассейна, в Варандей-Адзьвинской структурной зоне (рис. 4) на валу Сорокина и его продолжении в Печорском море на месторождениях Южно-Торавейское, Торавейское, Варандейское (суша), Варандей-море, Медын-море, Северо-Гуляевское, Приразломное, Северо-Долгинское (море) обнаружены в основном нефтяные залежи. Нефти по составу значительно отличаются от таковых зоны преимущественного газоконденсатонакопления. Это тяжелые, высоковязкие, сильносернистые, малопарафинистые разности, в основном цикланового состава (см. таблицу).
Хроматографическая характеристика средней части нефтей достаточно однообразна и представлена полным рядом н-алканов и изо-пренанов, хотя в целом их концентрации невелики. Среди н-алканов нет явного преобладания какого-либо УВ, а среди изопренанов незначительно превалирует фитан. Нефти содержат большое количество циклических структур, что на хроматограммах насыщенной фракции проявляется в увеличении нафтенового фона (Nф) и очень низких значениях отношений н-С17+18/Nф и изо-С19+20/Nф (0,7–0,9). Нефти с такими характеристиками часто относятся к гипергенно-измененным. Однако наиболее активным агентом гипергенеза является биодеградация, при которой в первую очередь уничтожаются н-алканы состава C10-C17. В исследуемых нефтях низко- и высокомолекулярные алканы присутствуют в равных концентрациях. Видимо, если нефти и затронуты процессами гипергенеза, то в незначительной степени.
Основные отношения стерано-вых УВ таковы: С28/С29 = 0,4–0,7. S диастеранов/S регулярных стеранов С21–22+С27–29 = 0,15–0,27. С генетической точки зрения эти отношения свидетельствуют о том, что в формировании нефтей принимало участие ОВ глинисто-карбонатных толщ более молодого возраста (предположительно карбон — пермь — триас) [3], чем в зоне газоконденсатонакопления.
По значениям отношений между терпановыми УВ, такими как С29/С30 (1,22–1,33) и S трициклических С19+30/S гопанов С25–35 (0,36–0,71), исследуемые нефти практически не подвергались катагенетическому воздействию. Присутствие в нефтях 25,30-бисноргопана и g-церана свидетельствует о повышенной солености бассейна осадконакопления.
Модель формирования залежей УВ
Состав и свойства каменноугольно-пермских и верхнепермско-триасовых нефтей из месторождений континентальной и экваториальной частей Печороморского шельфа позволяют выделить две самостоятельные зоны накопления флюидов: 1) газоконденсатов и легких нефтей на продолжении Печоро-Колвинского авлакогена; 2) тяжелых высоковязких нефтей на продолжении Варандей-Адзьвинской структурной зоны.
Нефти Печоро-Колвинского авлакогена формировались из ОВ, основной частью которого являлась континентальная составляющая. Это подтверждается также и изотопным составом углерода (d13С = -26,8 … -30,7%0). Степень катагенетического преобразования нефтей и конденсатов очень высока. Однако каменноугольно-пермские и особенно верхнепермско-триасовые терригенные отложения данного участка бассейна, вмещающие залежи, находятся на весьма низких градациях катагенеза (ПК3-МК1) и не могут продуцировать достаточное количество УВ для формирования мощных скоплений, уже обнаруженных здесь. Кроме того, в этих нефтях установлены очень незначительные концентрации УВ тритерпанового ряда, что также является свидетельством их высокой катагенетической преобразованности.
Учитывая изложенное, можно предполагать, что формирование нефтегазовых и конденсатонефтяных залежей на севере Печоро-Колвинского авлакогена. включая и его экваториальную часть, происходило в ходе латеральной миграции с севера на юг, из наиболее погруженной экваториальной части Печорского моря, где, по всей видимости, и располагается основной очаг нефте- и газогенерации. В результате этого движения сформировались залежи в каменноугольно-пермских и триасовых отложениях Печоро-Колвинского авлакогена вплоть до Северо-Харьягинского месторождения на Колвинском мегавалу и Южно-Шапкинского — на Шапкино-Юрьяхинском валу. Косвенно на это движение указывает направленное с северо-запада на юго-восток повышение уровня водонефтяных контактов по куполам, отмеченное на Песчаноозерском месторождении.
Учитывая особенности состава флюидов в континентальной части бассейна, можно определить границы распространения флюидного потока. Так, в пределах Шапкино-Юрьяхинского вала влияние этого потока установлено до Средне-Серчеюской площади, в Денисовской впадине — до Лаявожской, на Колвинском мегавалу — до Северо-Харьягинской площади и в Хорейверской впадине — до Намюрхитской.
Нефти Варандей-Адзьвинской структурной зоны формировались в иных условиях, чем нефти и газоконденсаты рассмотренной зоны газоконденсатонакопления на севере Печоро-Колвинского авлакогена. Л.А. Анищенко с соавторами на основании реконструкции истории геологического развития и условий накопления ОВ, а также данных об изотопном составе углерода метана пришли к выводу, что тяжелые нефти Варандей-Адзьвинской структурной зоны образовались на начальных этапах главной фазы нефтеобразования [1]. Они залегают на небольшой глубине (1200–2000 м), где нефтевмещающие породы не испытывали литогенеза выше стадий МК1-МК2. Все это свидетельствует о том, что для восточной зоны нефтеобразования существовал свой очаг генерации, в пространстве и во времени отличный от рассмотренного ранее в Баренцевоморской синеклизе. По мнению Н.В. Лопатина (1995), хорошими нефтематеринскими свойствами в Варандей-Адзьвинской структурной зоне обладают визейские глинисто-карбонатные толщи, которые и могли поставлять УВ в ловушки этого региона.
Выявленные закономерности показывают, что зоны преимущественного газоконденсато- и нефтенакопления на севере Тимано-Печорского НГБ имеют продолжение и в экваториальную часть бассейна. В структурном отношении эти зоны нефтегазонакопления связаны с верхними осадочными комплексами самостоятельных, разобщенных в пространстве тектонических элементов Тимано-Печорского НГБ: первая открыта на северном продолжении экваториальной части Печоро-Колвинского авлакогена, вторая расположена на севере Варандей-Адзьвинской структурной зоны. В результате пространственной и временной разобщенности они прошли разные этапы формирования. В силу этого в каждой зоне нефтеобразование и нефтенакопление происходили по-разному.
Прогноз качества флюидов
Для прогноза качества флюидов на перспективных объектах восточной части Печорского моря наиболее важно установить границу между двумя выделенными зонами нефтегазонакопления. Можно предположить, что восточная граница зоны газоконденсатонакопления проходит между Северо-Гуляевским и Приразломным месторождениями. Далее на север граница, видимо, протягивается южнее Долгинской площади, поскольку именно в этом месте меняются структурный план и направления простирания морского продолжения вала Сорокина (с северо-западного на субширотное). Поэтому на Долгинской площади характер нефтегазоносности будет близок к таковому Северо-Гуляевского месторождения, т.е. в верхних нефтегазоносных комплексах нефти должны быть более легкими и иметь менее циклический состав за счет влияния газового потока из Баренцевоморской синеклизы. Восточнее в залежах верхних нефтегазоносных комплексов будут преобладать нефтяные компоненты, причем чем дальше на восток, тем более тяжелыми, смолистыми и сернистыми будут нефти. Северную границу зоны накопления тяжелых нефтей пока определить трудно, но, по всей видимости, она не будет протягиваться далеко на север, поскольку в районе о-вов Новая Земля структурный план территории существенно изменяется.
В более глубоких горизонтах характер нефтегазоносности, по-видимому, сменится. Так, в верхнедевон-турнейских и каменноугольно-пермских отложениях морской части Печоро-Колвинского авлакогена и Хорейверской впадины по аналогии с континентальной частью бассейна можно предполагать развитие барьерных рифов и отдельных биогермных построек в зарифовом пространстве (см. рис. 3). В зоне развития барьерных рифов следует ожидать крупных ловушек, в которых наряду с УВ доманиковых нефтематеринских толщ могут концентрироваться и газообразные флюиды из глубокопогруженных горизонтов. В областях накопления зарифовых фаций возможно развитие локальных очагов нефтегенерации, поставляющих УВ-флюиды в небольшие по размерам скопления. Последние аналогичны залежам Сюрхаратинской группы локальных поднятий в континентальной части Хорейверской впадины. В аналогичных условиях в Варандей-Адзьвинской структурной зоне можно прогнозировать наличие нефтей, обогащенных сернистыми соединениями.
Давать прогноз на более глубокие горизонты осадочного чехла — девонские, силурийские и ордовикские — пока затруднительно ввиду отсутствия систематических знаний об их строении в морской части бассейна. Однако в нижнедевонских карбонатных отложениях Варандей-Адзьвинской зоны можно предполагать наличие залежей с нефтями хорошего качества, аналогичными по составу таковым месторождений севера сухопутной части (им. Требса, Варандейское, Наульское). Такого типа нефти уже обнаружены на месторождении Варандей-море.
В целом палеотемпературные условия и динамика развития исследуемого региона обеспечили высокую катагенетическую преобразованность и реализацию генерационного потенциала основных материнских толщ вплоть до нижнепермских. В этой связи зональное нефтегазонакопление можно прогнозировать для всех комплексов осадочного чехла.
Литература
1. Анищенко Л.А., Трифачев Ю.М., Суханов Н.В. Изотопный состав углерода метана и некоторые аспекты формирования залежей Тимано-Печорской провинции // Геология и прогноз нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции.
— Л., 1984.
— С. 92–101.
2. Петров Ал.А. Углеводороды нефти.
— М.: Наука, 1985.
3. Grantham P., Wakewield J. Variation of the sterane carbon number distribution of marine source rock derived crude oil through geological time // Organ. Geochem.
— 1988.
— Vol. 12. -P. 61.
Таблица
Свойства и соотношения индивидуальных УВ в нефтях каменноугольно-нижнепермских и верхнепермско-триасовых отложений севера Тимано-Печорского НГБ
Рис. 1. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА РАСПОЛОЖЕНИЯ СТРУКТУР В ПЕЧОРСКОМ МОРЕ
Месторождения 1 — нефтяные, 2 — газовые, 3 — газоконденсатные, 4 — разведанные структуры, 5 — границы тектонических структур, 6 — Предуральско-Предновоземельский краевой прогиб
Рис. 2. ТИПЫ НЕФТЕЙ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО НГБ, ВЫДЕЛЕННЫЕ ПО РАСПРЕДЕЛЕНИЮ н-АЛКАНОВ (1), ИЗОПРЕНАНОВ (2) И ГОПАНОВ (3)
Рис. 3. РАЗМЕЩЕНИЕ НЕФТЕЙ РАЗНЫХ ТИПОВ В ВЕРХНЕФРАН-ТУРНЕЙСКОМ КОМПЛЕКСЕ
1 — аллювиальная равнина; 2 — прибрежно-морской шельф; 3 — карбонатный шельф, 4 — мелководно-морской шельф, отдельные рифовые постройки; 5 — лагуна; 6 — глубоководный шельф; 7 — зона биогермных построек; области накопления нефтей: 8 — IV типа, 9 — V типа, 10 — VIII типа Остальные уел обозначения см на рис. 1
Рис. 4 РАЗМЕЩЕНИЕ НЕФТЕЙ РАЗНЫХ ТИПОВ В СРЕДНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫХ — ТРИАСОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ
Области накопления нефтей 1
— VI типа, 2- VII типа Остальные усл. обозначения см на рис 1 и 3
Автор: Т.А. Кирюхина, А.В. Ступакова (МГУ им. М.В. Ломоносова)
