viagra super force

+7(495) 123-XXXX  г. Москва

Выпуски журналов

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал

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

 

 

 

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", 3-2006
 

 

 

 

 
SCROLL TO TOP

 Rambler's Top100 @Mail.ru