VIP Studio ИНФО Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности палеозойских отложений восточного сектора Баренцевоморского бассейна
levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

 

 

 

 

 

ВАС ПРИВЕТСТВУЕТ

VIP Studio ИНФО

 

Публикация Ваших Материалов

Lorem ipsum dolor sit amet, consectetur adipiscing elit. Phasellus rutrum, libero id imperdiet elementum, nunc quam gravida mi, vehicula euismod magna lacus ornare mauris. Proin euismod scelerisque risus. Vivamus imperdiet hendrerit ornare.

Верстка Полиграфии, WEB sites

Lorem ipsum dolor sit amet, consectetur adipiscing elit. Phasellus rutrum, libero id imperdiet elementum, nunc quam gravida mi, vehicula euismod magna lacus ornare mauris. Proin euismod scelerisque risus. Vivamus imperdiet hendrerit ornare.

Книжная лавка

Lorem ipsum dolor sit amet, consectetur adipiscing elit. Phasellus rutrum, libero id imperdiet elementum, nunc quam gravida mi, vehicula euismod magna lacus ornare mauris. Proin euismod scelerisque risus. Vivamus imperdiet hendrerit ornare.

Т.А. Кирюхина, А.В. Ступакова, К.А. Ситар, (МГУ им. М.В.Ломоносова)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2006-3
   

 

Восточный сектор Баренцева моря представляет большой интерес с точки зрения поиска новых перспективных объектов на нефть и газ. Перспективы нефтегазоносности восточного сектора Баренцева моря связываются не только с традиционными юрскими резервуарами нефти и газа, но и с более глубокими верхнепалеозойскими толщами, доступными для бурения (рис. 1).

Геологические предпосылки нефтегазоносности.

В геологическом отношении восточный сектор Баренцева моря сильно неоднороден. В его структуре выделяются тектонические элементы, связанные с формированием Баренцевоморской депрессии, с одной стороны, и заложением и развитием Новоземельской складчатой области – с другой. В пределах активного погружения Баренцевоморской впадины палеозойские структуры, аналогичные структурам сопредельного Тимано-Печорского бассейна, были погружены на большие глубины и их влияние на нефтегазоносность верхних горизонтов осадочного чехла прослеживается лишь косвенно: через различный тепловой поток, тектоническую мобильность и геохимические параметры вмещающих толщ. В зонах, сопредельных с Новоземельской складчатой областью, палеозойские комплексы были вовлечены в общее поднятие и лишь в отдельных местах доступны для бурения. Наибольший интерес с точки зрения нефтегазоносности палеозойских отложений в центральной части акватории Баренцева моря представляет Адмиралтейский вал, ограничивающий Предновоземельский передовой прогиб (прогиб Седова) от собственно Баренцевоморской плиты.

 

Рис. 1. СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ ОСНОВНЫХ СТРУКТУР В РАЙОНЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Адмиралтейский вал представляет собой линейно вытянутое валообразное поднятие, сформированное в результате высокоамплитудных взбросов, связанных с формированием Новоземельской складчатой области в позднетриасовое время (рис. 2).

 

Рис. 2. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ БАРЕНЦЕВА МОРЯ

Область современного Адмиралтейского вала в палеозое представляла собой относительно стабильный приподнятый участок платформы с преимущественно карбонатным осадконакоплением. Мощность осадочного чехла была сокращена по сравнению с прилегающими погруженными зонами палеозойской субширотной рифтовой системы, занимающей центральную часть Баренцевоморской впадины и протягивающейся через Кармакульский синклинорий в пределы Карской плиты. Южный сектор Адмиралтейского вала, включающий Крестовую структуру, был втянут в это погружение и, как следствие, имеет разрез, отличный от Адмиралтейской и Пахтусовской структур, расположенных к северу в пределах Адмиралтейского вала. Адмиралтейская и Пахтусовская структуры продолжали развиваться как участки относительно стабильной карбонатной платформы, поэтому в их пределах можно ожидать широкое развитие рифогенных фаций в раннепермско-­каменноугольное время.

В пределах Адмиралтейского вала разрез палеозойских отложений может быть сопоставим с разрезами, изученными на о-вах Новая Земля и в акватории Тимано-Печорского бассейна. Мощность разреза осадочного чехла в пределах Адмиралтейского вала сокращается до 6-8 км по сравнению с Южно-Баренцевской впадиной, где его мощность достигает 15-17 км, из которых 6-8 км приходятся на палеозойский разрез. Кровля карбонатов раннепермского возраста по данным сейсмики изменяется от 4,0 до 4,5 км в районе Крестовой структуры, от 3,8 до 4,0 км – на Адмиралтейской и от 3,2 до 3,5 км – на Пахтусовской площадях.

Геохимические предпосылки нефтегазоносности

Баренцевоморский регион с геохимической точки зрения изучен недостаточно, имеются лишь отрывочные сведения, полученные в результате исследования керна и шлама из немногочисленных скважин, пробуренных на ряде площадей в акватории Баренцева моря (Штокмановская, Лудловская, Арктическая и др.). Менее всего изучено Адмиралтейское поднятие, на котором пробурены две скважины – Адмиралтейская и Крестовая, не давшие положительные результаты при испытании пластов на возможность открытия в них скоплений УВ. Поэтому перспективы нефтегазоносности этого района с геохимических позиций можно оценить только по косвенным данным, полученным при изучении разрезов палеозойских отложений о-вов Новая Земля, Земля Франца-Иосифа и акваторий Баренцева и Печорского морей.

Авторы статьи попытались решить поставленную проблему на геохимическом уровне, обобщив все имеющиеся геолого-геохимические данные по палеозойским и частично мезозойским отложениям акваториальной части Тимано-Печорского и Баренцевоморского бассейнов.

Геохимический аспект моделирования процессов нефтегазообразования включает определение в разрезе осадочного чехла нефтегазоматеринских толщ и степень их катагенетического преобразования. Как правило, к нефтематеринским можно относить породы, содержащие более 0,5 % ОВ. Степень катагенетического преобразования пород определяется по показателю отражательной способности витринита (Ro, %) в соответствии со шкалой катагенеза [2].

Восточный сектор Баренцева моря

    Палеозойские отложения по аналогии с Тимано-Печорским бассейном могут содержать хорошие нефтематеринские толщи. К ним относятся глинисто-карбонатные разности в ордовикских, силурийских, нижнедевонских, верхнедевон-каменноугольных и пермских отложениях. В Тимано-Печорском бассейне наиболее хорошие нефтематеринские характеристики имеют карбонатно-глинистые отложениях верхнего девона – нижнего карбона (так называемые доманиковые толщи). Они содержат до 15 % ОВ I (сапропелевый) или II (гумусо-сапропелевый) генетического типов.

    Девон-нижнекаменноугольные отложения в Печороморском секторе описаны и исследованы на ряде площадей (Дресвянская, скв.1-П, Песчаноозерская, скв. 46, Медын-море, скв.2). Разрез представлен аргиллитами и известняками. Содержание Сорг в известняках составляет в среднем 0,67 %, в аргиллитах Дресвянской площади – 2,8%, на Медын-море-2 изменяется от 0,1 до 3,5 %. В скв. 2 на площади Медын-море в верхнефран-турнейских отложениях отмечается достаточно много прослоев, содержащих более 2 % ОВ. Органическое вещество как правило II типа. График распределения н-алканов в битумоиде из глинистых известняков на месторождении Медын-море имеет вид, типичный для ОВ морского происхождения с максимумами у н-алканов состава С15 и С17, хотя по незначительному увеличению выхода н-алканов состава С27, С28, С29 можно отметить присутствие континентальной органики (рис. 3).

 

Рис. 3. ГРАФИКИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ Н-АЛКАНОВ В ВЕРХНЕФРАНСКИХ-НИЖНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫХ (1, 4), КАМЕННОУГОЛЬНО-ПЕРМСКИХ (3, 5) И ТРИАСОВЫХ (2, 6) БИТУМОИДАХ
Скважины: 1 – Медын-море-1, 2 – Шпицберген, 3 – Северо-Долгинская-1, 4 – Варандей-море-1, 5 – Дресвянская-1, 6 – Куренцовская-1

Хорошими нефтематеринскими свойствами характеризуются и визейские глинистые отложения, в которых содержание ОВ часто составляет 1 % и более. Тип исходного ОВ по распределению н-алканов в хлороформенных битумоидах из визейских отложений на месторождении Варандей-море определяется как II (см. рис. 3). В них, как и в верхнедевонских битумоидах на месторождении Медын-море, преобладают нечетные н-алканы состава С15, С17, С19, что свидетельствует о присутствии в исходном ОВ морской органики. В экстракте из верхнефранских отложений месторождения Медын-море по присутствию незначительного “горба” в области выхода н-алканов состава С27, С28, С29 можно отметить увеличение континентальной составляющей.

Верхнедевонские отложения в акватории Печорского моря, судя по Ro, находятся в главной зоне нефтеобразования. По динамике изменения Ro с глубиной на Приразломной площади степень преобразования отложений ниже, чем на Северо-Гуляевской.

    Средне-верхнекаменноугольные отложения, вскрытые на Поморской и Приразломной площадях на глубине 2600-2900 м, преобразованы до стадии МК2 и находятся в главной зоне нефтеобразования. В различных частях Баренцевоморского региона, по-видимому, будут разные условия преобразования средне-верхнепалеозойских отложений. В центральной части, включающей Южно-Баренцевскую и Северо-Баренцевскую впадины, каменноугольно-пермские и нижележащие толщи исчерпали свой генерационный потенциал выше стадии МК5.

На западе бассейна, в районе Мурманской и Северо-Кильдинской площадей, и на юге, в районе Куренцовской площади, степень преобразования среднекаменноугольных – нижнепермских отложений ниже (МК2-МК3), чем в других районах, в них возможна генерация жидких УВ.

    Каменноугольно-нижнепермские отложения широко представлены и хорошо изучены на севере Тимано-Печорского бассейна и вскрыты в Печороморском секторе. К толщам с хорошими нефтематеринскими характеристиками здесь относятся карбонатно-глинистые отложения ассельско-сакмарского яруса. Они в среднем содержат 0,6-0,8 % ОВ, а в отдельных прослоях – 2 % и более.

Тип ОВ каменноугольно-нижнепермских отложений, определенный по методу Rock-Eval, II-III (рис. 4). Органическое вещество каменноугольно-нижнепермских отложений Печорского моря (Варандей-море, Северо-Гуляевская площади) содержит больше континентальной составляющей и относится к II-III типам, а по мере удаления в Баренцево море на таких площадях, как Мурманская, Северо-Кильдинская ОВ становится более сапропелевым и его уже можно отнести ко II типу. Степень преобразования отложений, судя по значениям Тmax, увеличивается в этом же направлении. На площадях Печорского моря значения Тmax изменяются в пределах 400-420 оС, на Мурманской – 430-435 оС, на Северо-Кильдинской – 440-450 оС (см. рис. 4).
 

 

Рис. 4. ТИПЫ ОВ В КАМЕННОУГОЛЬНО-ПЕРМСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ
(по данным Rock-Eval) Площади: 1 – Северо-Кильдинская (Р2), 2 – Мурманская (Р), 3 – Варандей-море (Р1), 4 – Северо-Гуляевская (Р1)

Смешанный тип ОВ нижнепермских отложений подтверждается распределением н-алканов в хлороформенных экстрактах на Северо-Долгинской и Дресвянской площадях (см. рис. 3). На хроматограммах отмечается два пика в распределении н-алканов: один – в области выхода н-алканов состава С17, С19, другой – в области С27, С28, С29, что свидетельствует о присутствии в исходном ОВ морской и континентальной органики. О преобладающей роли континентального ОВ свидетельствует превышение концентраций пристана над фитаном. На Дресвянской площади это отношение составляет 2, на Северо-Долгинской – 1,3.

Кроме ассельско-сакмарских отложений к нефтематеринским можно отнести и терригенно-карбонатные отложения артинского яруса. Они вскрыты и описаны на Дресвянской площади в скв. 1 (глубина 2405 м). Отложения обогащены ОВ I типа. По петрографическим описаниям эти отложения содержат более 10 % остатков водорослей.

Ассельско-сакмарские нефтематеринские толщи находятся в начале главной зоны нефтеобразования, на градациях катагенеза МК1, и не могут обеспечивать выхода значительных количеств жидких УВ как вследствие слабой катагенной преобразованности, так и в силу гумусо-сапропелевой природы исходного ОВ. Артинские нефтематеринские толщи в Печороморском регионе также находятся на начальных этапах главной зоны нефтеобразования и генерируют жидкие УВ.

    Верхнепермские отложения, изученные по материалам бурения скв. 1 Адмиралтейская и 202 Северо-Западная, представлены глинистыми и песчаными породами и характеризуются следующими концентрациями ОВ: аргиллиты Адмиралтейской площади – 0,99; Северо-Западной – 0,8; песчаники – 0,57 и 0,26 % соответственно. Битуминозность пород (содержание хлороформенного экстракта на породу, %) невысокая и составляет в среднем: для аргиллитов 0,035 (Северо-Западная) и 0,009 (Адмиралтейская), песчаников – 0,04 и 0,02 % соответственно.

Пиролитическое исследование верхнепермских терригенных отложений по скв. 80 Северо-Кильдинская и 1 Северо-Гуляевская показывают низкое содержание миграционных УВ (S1) (0,06-0,48 мл УВ/г породы), невысокий остаточный генетический потенциал (S2) (0,29-0,95 мл УВ/г породы) и небольшой общий генетический потенциал (0,4-1,6 мл УВ/г породы).

    В триасовых отложениях Печороморского и Южно-Баренцевоморского регионов к газонефтематеринским породам можно отнести средне- и верхнетриасовые толщи, обладающие преимущественно газовым потенциалом. Среднетриасовые отложения представлены пестроцветными глинистыми толщами с прослоями алевролитов и песчаников. Содержание ОВ в среднем составляет от 0,15 % на Северо-Кильдинской площади до 1,17 % на Поморской. Содержание хлороформенного экстракта на Северо-Кильдинской и Куренцовской площадях изменяется от 0,015 до 0,020 %. Органический материал связан преимущественно с гумусовым детритом, реже – с известковыми водорослями (Северо-Кильдинская площадь). Тип ОВ в среднетриасовых отложениях можно оценить по распределению н-алканов и изопренанов на Куренцовской площади. Наличие абсолютного максимума отмечается в области выхода н-алканов состава С25, С27, С29, причем отмечается резкое преобладание нечетных гомологов. Это свидетельствует, что в исходном ОВ преобладало континентальное ОВ с незначительной степенью катагенного преобразования (см. рис. 3).

По результатам пиролиза среднетриасовых глинистых отложений из скв. 80 Северо-Кильдинская (интервал глубин 1410-1480 м) ОВ находится на невысокой стадии катагенеза – ПК3. Содержание S1 низкое и составляет 0,09-0,14 мг УВ/г породы. Значения S2 изменяются от 0,42 до 1,52 мг УВ/г породы. Генетический потенциал среднетриасовых отложений в западной части Баренцевоморского бассейна можно оценивать как невысокий.

Однако в северной части Баренцева моря предполагается развитие относительно глубоководных среднетриасовых отложений. Мощность этих отложений на о-вах Земля Франца-Иосифа достигает почти 1600 м (о-в Греэм-Белл) и 1950 м (о-в Хейса). В разрезе преобладают темно-серые и черные битуминозные аргиллиты, аналогичные черным листоватым среднетриасовым аргиллитам восточной части о-вов Шпицберген. Доля глинистых пород в среднетриасовых отложениях составляет в среднем около 75 %. Глины и аргиллиты в разной степени алевритистые иногда переходят в глинистые алевролиты. Вверх по разрезу увеличивается песчанистость разреза, и в верхнетриасовых отложениях преобладают песчаные разности. В глинистых среднетриасовых породах содержание ОВ в среднем составляет 1,6 %, достигая иногда 11 %.

По результатам пиролиза (Rock-Eval) среднетриасовые глины из обнажения о-вов Шпицберген обладают очень высоким нефтематеринским потенциалом (S1+S2), достигающим 57 мг УВ/г породы, ОВ II типа (рис. 5). В хлороформенном экстракте из среднетриасовых пород о-вов Шпицберген наблюдается максимальное количество относительно низкомолекулярных УВ с максимумом у н-алкана С15 (см. рис. 3). Это также подтверждает сапропелевую природу исходного ОВ среднетриасовых отложений.

 

Рис. 5. ТИПЫ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА В ТРИАСОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ
(по данным Rock-Eval) Площади: 1 – Арктическая (Т3), 2 – Северо-Кильдинская (Т2), 3 – Мурманская (Т1), 4 – о-ва Шпицберген (Т2), 5 – Лудловская (Т3), 6 – Ферсмановская (Т3)

В пористых среднетриасовых породах архипелага Земля Франца-Иосифа встречены битумы, соответствующие по составу нормальным мальтам. Образец подобных черных аргиллитов со среднетриасовой фауной и содержанием ОВ 2,68 % был поднят со дна желоба Франц-Виктория НИС “Профессор Логачев” в 1994 г. В пробе зафиксировано повышенное количество хлороформенного экстракта, соответствующего по составу мальтам.

Все это подтверждает мнение о том, что среднетриасовые отложения могут являться региональными нефтематеринскими породами для всего севера Баренцево-Северо-Карского шельфа, включая о-ва Шпицберген и Земля Франца-Иосифа, где их нефтематеринская роль уже доказана.

    Архипелаг Новая Земля. Сложность строения этого архипелага и неоднозначность решения многих вопросов, касающихся истории его геологического развития, требуют дифференцированного подхода к оценке нефтегазогенерационных возможностей палеозойских отложений. В средне-верхнепалеозойских отложениях выделяется четыре структурно-фациальные зоны – западная, центральная, восточная и северная. Первые три объединяются в южный блок, характеризующийся сходным тектоническим режимом. Северный блок формировался в самостоятельном режиме и резко отличается по условиям седиментации. Условная граница раздела проходит по линии залив Русская Гавань – залив Ледяная Гавань.

    Южный блок. Среди средне-верхнепалеозойских отложений выделено несколько толщ, содержащих повышенные концентрации ОВ. Отложения представлены осадочными и осадочно-эффузивными терригенно-карбонатными толщами. Они характеризуются широким развитием темноцветных пород, обогащенных рассеянным ОВ.

    Нижне-среднедевонские отложения мощностью от 200 до 400 м сложены темно-серыми извест­ковыми аргиллитами, органогенно-­обломочными известняками и карбонатно-кремнистыми породами, час­то с высоким содержанием ОВ.

В разных литологических типах пород диапазон содержания Сорг значительно варьирует: в аргиллитах – 0,3-6,5, в известняках – 0,1-0,5, в кремнистых известняках – 0,8-4,1 %. В восточной части архипелага эти отложения представлены черными глинистыми и кремнисто-глинистыми сланцами с содержанием Сорг = 3,3-5,7 %. Е.Г. Бро и другие относят их к доманиковой формации [1]. По петрографическим особенностям пород тип ОВ можно отнести к сапропелевому. Степень катагенетического преобразования пород очень высокая – выше градации АК1.

    Верхнефран-фаменские отложения мощностью от 40 до 250 м сложены тонким переслаиванием глинистых сланцев (Сорг = 1,5-4,5 %), глинистых известняков (Сорг = 0,4-2,8 %), известково-глинистых сланцев (Сорг = 2,3-5,8 %) с прослоями фтанитов (Сорг = 3,2-7,5 %). Вверх по разрезу от верхнефранских к фаменским отложениям появляется большое количество известняков и известковых брекчий с небольшим содержанием ОВ (0,05-0,30 %). К востоку состав верхнефран-фаменских отложений становится более однородным и представлен глинисто-­кремнистыми сланцами (Сорг = 0,4-7,4 %), фтанитами (Сорг = 3,0-12,3 %) и глинистыми известняками (Сорг = 2,4-2,6 %). На западе накапливались карбонатные толщи с низкими концентрациями ОВ.

Следующая толща отложений, обогащенных ОВ, раннекаменноугольного возраста (турнейский и визейский ярусы), характеризуется содержанием Сорг в глинисто-кремнистых сланцах 3,9-12,3; фтанитах – 0,9-11,8; в известняках – 0,1-0,5 %. На востоке территории по-прежнему, начиная с франского века, накапливается черная глинисто-кремнистая высокоуглеродистая толща. Содержание Сорг в глинисто-кремнистых сланцах – 2,3-3,9 %; фтанитах – 3,9-13,1 %. На западе сохраняется карбонатное осадконакопление в отложениях открытого моря с низкими концентрациями ОВ в известняках.

    В визе-серпуховское время глинисто-кремнистое осадконакопление сменяется карбонатным. Содержание Сорг в известняках составляет 0,01-0,70 %, иногда встречаются прослои глинистых известняков с повышенным содержанием Сорг (1,2-2,8 %).

    Среднекаменноугольно-нижнепермские отложения в центральной зоне представлены аргиллитами (Сорг = 0,3-2,0 %), кремнистыми аргиллитами (Сорг = 1,2-2,0 %) с прослоями фтанитов (Сорг = 1,10-5,37 %), черных высокоуглеродистых аргиллитов (Сорг до 5,37 %). На западе территории среднекаменноугольно-­нижнепермские отложения включают глинистые толщи с небольшой примесью карбонатного материала, содержащего планктонные организмы – радиолярии и мелкие фораминиферы. Содержание Сорг в аргиллитах 0,6-1,6 %; алевритистых аргиллитах – 0,2-1,0 %.

    Сакмарско-кунгурские отложения представлены, в основном, терригенными разностями. Это аргиллиты (Сорг = 0,2-2,1 %) с прослоями алевролитов (Сорг = 0,5-1,4 %) и локально распространенными линзовидными телами черных полимиктовых песчаников, в которых содержание Сорг достигает 4,3 %. На востоке архипелага накапливаются преимущественно глинистые и глинисто-кремнистые отложения с незначительной примесью аллохтонного материала. Содержание Сорг в кремнистых аргиллитах составляет 0,2-4,7 %, глинистых известняках – 0,3-0,9 %.

Степень катагенетической преобразованности средне-верхнепалеозойских отложений юга о-вов Новая Земля достаточно высокая, что косвенно подтверждается широким распространением в них антраксолитов. Наибольшее количество проявлений антраксолитов приурочено к нижне-среднедевонским, наиболее богатым ОВ, толщам в южной части о-ва Новая Земля. Однако эти отложения в значительной степени преобразованы до стадии катагенеза АК1-2 и, по всей видимости, реализовали свой нефте- и газоматеринский потенциалы. По мнению Клубова и других, ОВ рассматриваемых толщ в ходе геологической истории потеряло 99 % миграционно-способных дериватов. В северной зоне единственное локализованное проявление антраксолитов обнаружено на о-ве Шмидта [4].

    Уфимские отложения представлены терригенными разностями пород со значительно меньшими, чем в нижележащих отложениях содержаниями ОВ. Это песчаники (Сорг = 0,1-0,7 %), алевролиты (Сорг = 0,5-1,2 %), аргиллиты (Сорг = 0,20-2,96 %). Содержание рассеянного ОВ по разрезу относительно равномерное и близкое для одинаковых типов из разных зон. Отличительной чертой является большое количество как рассеянных, так и сконцентрированных скоплений обугленного растительного детрита – обрывков углефицированных тканей низших и высших растений, угольной крошки. В разрезе палеозоя о-вов Новая Земля впервые обнаружено ОВ преимущественно гумусового типа, находящегося в главной зоне нефтегенерации.

    В позднеказанское-татарское время накапливались терригенные осадки с большим количеством растительной органики и линзы каменного угля. Содержание Сорг в верхнепермских породах различных литологических разностей варьирует от 0,3 до 1,0 %, значительно увеличиваясь в углистых прослоях (до 50-70 %). Тип рассеянного ОВ – гумусовый, степень катагенеза отвечает стадии МК2-МК3, Ro = 0,80-0,85. Микрокомпонентный состав углей, %: витринит – 71-75; семифюзенит – 11,5-13,0; фюзенит – 3,0-6,5; липоиденит – 9-12. Дюрено-клареновый уголь относится к классу гелитолитов.

    Триасовые отложения представлены субконтинентальными терригенными и вулканогенно-терригенными породами с невысоким содержанием рассеянного ОВ: песчаниками, аргиллитами, в том числе сероцветными, туффитами, конгломератами, гравелитами. Фоновое содержание Сорг колеблется от 0,2 до 0,9 %. Значение Сорг увеличивается в пластах с прослоями углефицированного растительного детрита. Рассеянное ОВ носит явно гумусовый характер. Степень преобразования ОВ – МК2-МК3, т.е. оно находится в главной зоне нефтеобразования, но в силу явного преобладания гумусовой составляющей ОВ в больших масштабах генерирует газовые компоненты.

    Северный блок. Северный блок граничит с южным по системе глубоких субширотных разломов. Здесь обнажены отложения рифей-нижнедевонского возраста. С нефтепоисковых позиций наибольший интерес представляет верхняя часть разреза, представленная нижнедевонскими темно-серыми известковыми алевритовыми сланцами и битуминозными известняками с прослоями алевритовых известняков. В одном из обнажений на мысе Балашова (залив Иностранцева) по трещинам и кавернам биострома мощностью 8 м наблюдаются натеки и пятна темно-бурого жидкого битума, которые при слабом ударе молотком издают запах сырой нефти [3]. В шлифе известняка, содержащего битум, отчетливо фиксируется неравномерное обогащение светло-коричневым сапропелевым (коллоальгинитовым) ОВ. Содержание Сорг составляет 0,55-0,57 % (по данным анализа ВНИГРИ). Жидкий битум пропитывает межзерновое пространство, образуя примазки по спайности и “выпоты” в порах на участках перекристаллизации. Анализ геологической ситуации проявления жидких битумов позволил Б.А.Клубову и др. сделать вывод об их схожести с битумопроявлениями, описанными на Сибирской платформе, о-вах Северная Земля, в бассейне Юинта (США) и других районах развития доманикоидных толщ.

Судя по элементному и групповому составам, битум с мыса Балашова представляет собой мальту [3]: в УВ-составе масел преобладают метанонафтеновые УВ (55,75 %). Групповой состав метанонафтеновой фракции (на сумму УВ): н-алканы – 28,5; изопренаны – 7,7; изоалканы и цикланы – 63,8 %. Отсутствуют тетра- и пентациклические соединения.

В распределении н-алканов фиксируются максимумы у гомологов состава С17 и С19, что наряду с повышенной концентрацией фитана (пристан/фитан = 0,7) характеризует исходное для этих битумов ОВ как морское, сапропелевое. Отношения н-алканов и изопренанов следующие: сумма изопренанов к сумме н-алканов – 0,27; фитан/н-С18 – 0,9; пристан/н-С17 – 0,7. По комплексу отношений, в частности пристан + фитан/н17 + н18 (0,77), можно судить о том, что битум незначительно затронут процессами гипергенеза.

По мнению Б.А.Клубова и Е.А.Кораго (1990), мальты с мыса Балашова представляют собой параавтохтонные первично-миграционные образования. Их появление обеспечено благоприятным сочетанием материнских пород, ОВ которых достигло оптимального катагенеза (не выше МК2), и пород-коллекторов. Обнаружение на мысе Балашова первично-миграционных битумов свидетельствует о том, что генерационный потенциал нижнедевонских отложений в этом районе далеко не исчерпан.

ВЫВОДЫ

В исследованном регионе, включающем Баренцевоморский шельф и акваториальную часть Тимано-Печорского бассейна, к нефтегазоматеринским толщам относятся следующие.

В Печороморском регионе хорошим нефтематеринским потенциалом обладают верхнефран-турнейские карбонатно-глинистые и визейские глинистые отложения (тип ОВ преимущественно II); нижнепермские карбонатно-глинистые отложения (ассельско-сакмарский и артинский ярусы), содержащие ОВ смешанного типа (II – III).

В Баренцевоморском регионе перечисленные нефтематеринские толщи можно отнести к газопроизводящим из-за высокой степени их катагенного преобразования либо к исчерпавшим свой генерационный потенциал. Среднетриасовые глинистые отложения в центральной и северной частях исследуемого региона могут рассматриваться как региональные нефтематеринские с хорошим генерационным потенциалом.

На архипелаге Новая Земля перспективны нижне-среднедевонские, верхнефран-фаменские, турнейские и визейские отложения. Тип ОВ в этих нефтематеринских толщах преимущественно сапропелевый и гумусово-сапропеливый (I и II). Отложения ассельско-сакмарского и артинского ярусов на всей изученной территории являются хорошими нефтематеринскими отложениями, содержащими ОВ сапропелевого типа.

Адмиралтейский вал вследствие благоприятного тектонического положения является зоной аккумуляции как газовых, так и нефтяных УВ, источником которых могут быть нефтегазоматеринские толщи средне-раннепалеозойского возраста, возможно, и мезозойские толщи Баренцевского региона.

ЛИТЕРАТУРА
1. Бро Е.Г. Геологическое строение и нефтегазоносность осадочного чехла на шельфе Баренцева моря / Е.Г.Бро, Ю.В.Устинов, В.И.Устрицкий и др. – С-Пб.: Изд-во ВНИИокеанология, 1993.
2. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти / Изв. АН СССР. – Сер. геол. – 1967. – № 11.
3. Клубов Б.А. О природе жидких битумов севера Новой Земли / Б.А.Клубов, Е.А.Кораго // Докл. АН СССР. – 1990. – Т. 315. – № 4.
4. Клубов Б.А. Антраксолиты Новой Земли / Б.А.Клубов, В.М.Безруков // Сов. геология. – 1992. – № 4.


©  Т.А. Кирюхина, А.В. Ступакова, К.А. Ситар, Журнал "Геология Нефти и Газа", 2006-3.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� �������@Mail.ru