|
УДК 551.351.2:553.981 /982 |
|
|
|
© Г.Е. Рябухин, В.А. Зинин, 1991 |
Перспективы нефтегазоносности юрских формаций шельфа арктических морей СССР
Г.Е. РЯБУХИН, В.А. ЗИНИН (ГАНГ)
Юрские отложения широко распространены в арктическом сегменте Земли, занимая свыше 60 % акватории и побережья [5]. Большая часть площади занята отложениями, образовавшимися в условиях платформенного режима, и лишь на северо-востоке СССР описаны значительные пространства геосинклинальных образований. В юрское время Арктика представляла собой депрессию, для которой были характерны геодинамические режимы: рифтогенный, частично унаследованный с триасового времени, и субдукционный [1].
Региональная промышленная нефтегазоносность юрских формаций шельфа и прибрежной зоны зарубежной Арктики (моря Северное, Норвежское, Бофорта, острова и водные пространства Канадского архипелага) широко известны [1,2,5]. В Северном море разрабатываются месторождения Озерберг и Тролл, в Норвежском - банка Хальтен, в западной части Баренцева моря - месторождения группы Тромсе. На северном побережье и шельфе Аляски открыты юрские залежи на крупных месторождениях Прадхо-Бей, Купарук, Сегдельта. На Канадском архипелаге известны аналогичные залежи на месторождениях Драйк-понт, Хекла, Тор, Ромулюс.
В нашей стране хорошо изучено геологическое строение дна арктических морей Баренцева и южной части Карского. В современной структуре арктического шельфа СССР и побережья выделяются несколько обособленных областей развития юрских осадочных образований: Печорская, Баренцево-Северо-Карская, Южно-Карская, Анабаро-Предверхоянская. Нефтегазонакопление в этих регионах во многом связано с палеотектонической обстановкой и особенностями формирования комплексов формаций в юрский период. Изучение этих геологических параметров - важное звено в познании закономерностей размещения УВ на территории арктического шельфа.
Обобщение геологического материала по вещественному и фациальному составам юрских отложений позволило выделить ряд комплексов формаций и проследить их распространение на шельфе арктических морей СССР. Известны две основные группы формаций: платформенные и геосинклинальные. Платформенные отложения занимают большую часть шельфа Северного Ледовитого океана и его морей, среди которых предлагается выделять преимущественно континентальные и морские. В платформенные преимущественно континентальные входят озерно-аллювиальный с прослоями морских отложений прибрежной зоны, озерный, местами дельтовый, в верхней части морской, терригенный нефтегазоносный комплексы. Среди комплексов морских формаций различаются мелководный терригенный нефтегазоносный, местами угленосный, песчано-сланцево-карбонатный нефтегазоносный.
Особое положение занимают геосинклинальные комплексы Северо-Востока СССР. Они сложены чередованием вулканогенных и терригенных отложений большой мощности (до 5-8 км). На фоне развития геосинклинальных формаций встречаются небольшие впадины, выполненные маломощными мезозойскими отложениями озерного происхождения (впадина Айон).
Озерно-аллювиальный с прослоями морских отложений прибрежной зоны комплекс формаций имеет сравнительно ограниченное развитие. Выделяется на севере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, включая побережье и акваторию южной части Баренцева моря. Юрские отложения занимают около 200 тыс. км2, мощность их от 280 до 550 м, в северном направлении в пределах акватории она увеличивается. Большую роль в разрезе играют континентальные отложения. В районе сочленения Печорской и Южно-Баренцевской впадин в зоне разломов и флексур отмечены косослоистые песчаники, что указывает на наличие дельтовых образований. На сейсмических разрезах можно различить также залежи типа речных врезов.
Перспективы нефтегазоносности юрского комплекса южного шельфа Баренцева моря невелики. Небольшая мощность отложений, континентальное их происхождение, небольшая глубина залегания позволяют отнести этот регион к малоперспективным.
Озерный, местами морской, терригенный нефтегазоносный комплекс формаций распространен в северных районах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (п-ова Ямал, Гыдан), занимая, вероятно, территорию Южно-Карской синеклизы и западную часть Таймырской депрессии.
Южно-Карская синеклиза по тектоническому положению входит в состав Западно-Сибирской плиты. С севера синеклиза отделяется от эпибайкальской Северо-Карской впадины Северным порогом - горстовидным поднятием фундамента, соединяющим структуры Новой Земли и Таймыра [4]. Поверхность складчатого фундамента погружается к центру Южно-Карской синеклизы до 12 км. Юрские отложения здесь относятся к плитному комплексу, залегающему полого, мощностью до 7 км, верхнеюрские отложения морские. В Южно-Карском регионе предполагаются юрские рифты, представляющие собой остаточные структуры от рифтов триасового времени. Это проявляется в наличии многочисленных сравнительно мелких грабен-рифтов протяженностью от 59 до 150 км при ширине до 40 км. Многие из них прослеживаются в северной морской части п-ова Ямал и продолжаются на суше. В их пределах мощность юрских пород возрастает до 2,5-3 км, тогда как на поднятиях она сокращается до 0,5 км, на суше мощность юрского комплекса не превышает 0,8 км.
В стратиграфическом разрезе верхней юры в скважинах, пробуренных на суше, обращает на себя внимание баженовская свита битуминозных листоватых нефтематеринских глин, которая вместе с подстилающей абалакской и перекрывающей песчано-глинистой ачимовской свитами, судя по сейсмическим профилям на севере п-ова Ямал, распространена и в акваторию Карского моря.
Южно-Карский шельф имеет положительные перспективы нефтегазоносности. Прогноз базируется на том, что в южной части на п-ове Ямал установлены залежи нефти и газа в средне- и нижнеюрских терригенных континентальных формациях (тюменская свита) на месторождениях Новопортовском, Бованенковском, Тамбейском, Малыгинском и др. Здесь юрские отложения имеют значительную мощность (1-2 км) и залегают на глубине 3-5 км. Обращает на себя внимание наличие в разрезах юры на п-овах Ямал и Гыдан и в Баренцевом море нефтематеринской и нефтегазосодержащей морского происхождения баженовской свиты верхнеюрского возраста, имеющей региональное распространение в Западной Сибири.
В Южно-Карской синеклизе юрские отложения находятся на значительной глубине (около 3,5 км), о чем свидетельствуют результаты бурения скважин на о-ве Белом и на месторождениях Русановском и Ленинградском, где вскрыт неполный разрез меловых пород.
Мелководный терригенный нефтегазоносный комплекс формаций распространен в пределах Баренцева и северной части Карского морей. Комплекс имеет ряд специфических особенностей, что позволило выделить несколько его разновидностей.
Баренцево море - это крупный платформенный регион, где отчетливо прослеживаются области умеренного (плиты) и интенсивного (мегапрогибы) погружения [4]. Выделяются Свальбардская и Тимано-Печорская плиты, Западно-Баренцевский и Восточно-Баренцевский мегапрогибы. Тимано-Печорская плита, осложненная локальными структурами, на севере погружается к Баренцевскому мегапрогибу и отделяется от последнего Южно-Баренцевской зоной разломов и флексур. Если мощность осадочного чехла Печорской синеклизы 9-11 км, то за зоной нарушений она возрастает до 20-21 км.
Восточно-Баренцевский мегапрогиб протяженностью свыше 1000 км разделен Луддовской седловиной на южную и северную впадины. Центрально-Баренцевская антеклиза и Западно-Баренцевская синеклиза имеют протяженность до 600-700 км. Восточную часть Баренцева моря образуют Адмиралтейский вал и Предновоземельский передовой прогиб. Острова Новой Земли, сложенные в основном дислоцированными палеозойскими породами, разделяют моря Баренцево и Карское. Для характеристики тектоники Баренцевского региона имеют значение сравнительные данные с лучше изученными регионами.
На северо-восточном и юго-восточном углах Восточно-Европейской платформы расположены обширные зоны погружения осадочных толщ: Баренцевская и Прикаспийская. Суммарная мощность осадочных пород в рассматриваемых погружениях достигает 18-20 км и более. По данным И.С. Шатского и В. С. Журавлева, это эндогенные впадины, ограниченные и разбитые крупными разломами, возраст большинства которых триасовый. Подобного типа региональные опускания Я.П. Маловицкий назвал пелагогенными впадинами, представляющими депрессии, к которым, кроме указанных впадин, можно отнести также Черное, Северное моря, Мексиканский, Гвинейский заливы. Формирование пелагогенных впадин протекало в условиях, способствующих генерации и аккумуляции УВ.
В центральных частях рассматриваемых Баренцевской и Прикаспийской впадин отсутствует гранитный слой. В Баренцевском погружении можно выделить осадочные толщи: раннепалеозойскую на байкальском складчатом фундаменте на юге и каледонском на севере, позднепалеозойскую, пермско-триасовую и юрско-кайнозойскую. Сходство Баренцевского и Прикаспийского погружений доказывается также наличием солянокупольной тектоники с одновозрастной кунгурской солью. Основная фаза образования соляных куполов в описываемых регионах приурочена к юрскому времени. Если солянокупольная тектоника Прикаспийской впадины занимает ее большую часть, то в Баренцевском погружении она приурочена к западным окраинам.
Выделенный комплекс формаций в Баренцевом море хорошо изучен на площадях Северо-Кильдинской, Мурманской, Штокмановской и др. В нижне-среднеюрских породах Северо-Кильдинских скважин выделяют песчаники с прослоями алевролитов и аргиллитов. Многочисленные включения пирита указывают на восстановительную обстановку. Верхнеюрские отложения представлены переслаиванием светло-серых глин с прослоями алевролитов. Прослои углей свидетельствуют о значительном обмелении верхнеюрского моря и близости берега.
Сходная формация вскрыта скважинами на Мурманской структуре, находящейся к востоку от Северо-Кильдинской на расстоянии 250 км. В отличие от Северо-Кильдинского разреза, где пропластки угля находятся в подошве верхнеюрских отложений, на Мурманской структуре угли приурочены к нижней части разреза. Общая мощность формации от 300 до 700 м.
В центральной части Баренцева моря на Штокмановской структуре в 1988 г. вскрыт разрез юры общей мощностью 1300 м, где установлены нижне-, средне- и верхнеюрские типичные морские отложения, о чем свидетельствует минеральный состав (глауконит). В нижнеюрских образованиях залегают три пачки песчаников мелкозернистых с многочисленными сажистыми прослоями и конгломератами с кварцевой галькой, изредка встречаются белемниты. Мощность песчаных пачек от 20 до 70 м. В среднеюрских отложениях прослои песчаников чередуются с аргиллитами. В верхней части выделяется пласт песчаника мощностью 70 м, где получен промышленный приток газа. Газовые залежи обнаружены и в средней части среднеюрского разреза.
В кровле верхнеюрских отложений отмечается 70-метровая пачка плотных аргиллитов, которая в Баренцевом море имеет региональное распространение и является, возможно, аналогом баженовской свиты. Кровля верхнеюрских отложений на Штокмановской площади размыта. Мощность юрского комплекса наибольшая в центральной части Баренцева моря над крупным триасовым рифтом и равна, по данным сейсморазведки, 1,5-2 км.
Рассмотренный разрез юрской формации больше тяготеет к одноименному разрезу Норвежского моря, где отложения нефтегазоносны, чем к разрезам северной морской части Печорской впадины. На юго-западе Баренцева моря, в норвежской части (район месторождений Тромсе), вскрыты бурением нижнеюрские отложения на глубине до 3100 м. Они сложены песчаниками кварцевыми, местами аркозовыми, с прослоями глин мощностью до 400 м. В нижней части отмечены нефтяные и газовые пористые (15-20 %) песчаники. В среднеюрских отложениях прослеживается 100-метровый пласт песчаника, отложения предположительно мелководные и частично дельтовые, верхняя часть газоносна. Верхнеюрские породы маломощные (до 100 м), сложены аргиллитами и глинами, которые, по-видимому, являются покрышкой для газовых залежей средней юры.
Юрские комплексы формаций района месторождений Тромсе сходны с мелководными формациями, распространенными в западной части акватории Баренцева моря в пределах СССР (предположительно и на Кольской моноклинали). Рассматриваемая юрская формация не везде перспективна для поисков УВ в Баренцевом море.
На схематической геологической карте Баренцева моря (В.А. Зинин) по срезу -3000 м (рисунок) показаны области выходов юрских пород, приуроченных главным образом к погруженным районам Южной и Северной впадин Восточно-Баренцевской синеклизы. Площадь перспективных земель юры на этой отметке в Южной впадине составляет 7,3, в Северной - около 6 тыс. км2. Максимальная глубина залегания подошвы юрского комплекса, по данным сейсморазведки, составляет в Южно-Баренцевской впадине 4500 м.
Открытие Штокмановского газоконденсатного месторождения создает благоприятную обстановку для дальнейших поисков УВ в близлежащих структурах (Арктической, Туломской, Ледовой), расположенных в единой тектонической зоне со Штокмановским месторождением. На двух первых структурах следует ожидать наиболее полный стратиграфический объем юры и увеличение диапазона залежей УВ.
Перспективы Северо-Баренцевской впадины следует связывать также с погруженными районами, где юрские отложения значительны по мощности (до 1,6 км) и находятся на доступной для бурения глубине. Высокоперспективной следует считать Лудловскую седловину, где по данным ГИС в разрезе скв. 2 Лудловской выявлен мощный (47 м) газонасыщенный песчаный пласт - аналог горизонта Ю0 (верхняя юра) Штокмановского месторождения.
В Западно-Баренцевской синеклизе мощность юрских образований уменьшается до нескольких сотен метров. В районе Центрально-Баренцевской антеклизы они частично размыты и участками обнажены на поверхности дна моря. Бесперспективна северная часть Баренцева моря к югу от о-вов Шпицберген и Земля Франца Иосифа, где в маломощном разрезе преобладают фации континентальных терригенных отложений с большим участием диабазов.
На востоке Баренцева моря малоперспективен Адмиралтейский мегавал, где резко уменьшается мощность юрского комплекса до полного его выклинивания. На севере Карского моря (впадина Уединения, прогибы Шмидтовский, Седовский), по данным сейсморазведки 1988-1989 гг., мощность юрских пород и глубина их залегания, как и всего разреза мезозоя, резко уменьшаются. Регион не изучен бурением, однако следует предполагать здесь наличие мелководного терригенного комплекса формаций, во многом сходном с формацией Баренцева моря.
Рассматриваемый комплекс формаций в пределах северных районов Предверхоянского (низовье р. Лены) и Енисей-Хатангского прогибов отличается трансгрессивным характером отложений и большой угленосностью в его средней и верхней частях. В песчано-глинистых толщах шельфовых отложений юрского возраста по изучению фауны аммонитов и иноцерамов выделяются четыре цикла седиментации, характеризующиеся трансгрессиями и регрессиями со стороны глубокого моря (палео-Тихий океан) на северо-востоке. В Верхоянской складчатой области в юрское время не было горной страны. Наиболее мощные трансгрессии, сопровождающиеся опусканием шельфа, характерны для средне- и верхнеюрского времени (волжский ярус).
Перспективна юрская формация в низовьях р. Лены, Усть-Ленском грабене в море и на суше, Южно-Лаптевской впадине, северной части Предверхоянского прогиба, учитывая промышленную нефтегазоносность южной части этого прогиба.
Песчано-сланцево-карбонатный нефтегазоносный комплекс формаций средней глубины моря предположительно распространен в Чукотском и Восточно-Сибирском морях, что связывается нами с представлением о том, что крупный грабен Динкум, расположенный в море Бофорта, имеет продолжение и на акватории Чукотского моря [3].
Большая часть разреза юрской формации на арктическом склоне Аляски сложена аргиллитами и глинами (нижнеюрская свита кинган) мощностью до 1300 м. Перекрыты отложения песчано-алевролитовыми породами с прослоями кремнистых известняков свиты туглук средней и верхней юры мощностью 760 м. В верхней и нижней частях юрского разреза встречаются многочисленные прослои сланцев. Залежи нефти и газа приурочены к песчаникам средней и верхней юры.
Почти для всех выделенных платформенных формаций юрских отложений Арктики доказана промышленная нефтегазоносность. Перспективы северных морей нашей страны также достаточно велики и обоснованы. Поэтому дальнейшее проведение поисково-разведочных работ в юрских формациях, в первую очередь, в пределах Баренцева и Карского морей своевременно и совершенно необходимо.
Выводы
1. На шельфе и побережье арктических морей юрские отложения распространены на 60 % их площади. Выделяются области развития платформенных мелководных, морских, лагунных и континентальных формаций, большая часть которых нефтегазоносна.
2. В центральной части Баренцева моря, в Южной впадине Восточно-Баренцевской синеклизы, в мелководном терригенном комплексе средней юры открыто Штокмановское газовое месторождение, что создает благоприятные предпосылки дая дальнейших открытий в близлежащих структурах (Туломской, Арктической, Ледовой и др.).
3. На основании анализа геологических факторов следует рассматривать как перспективные акватории Южно-Карской впадины и моря Лаптевых.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гаврилов В.П. Происхождение нефти.- М.: Недра.- 1986,- С. 176.
2. Геодекян А.А., Забанбарк А. Геология и размещение нефтегазовых ресурсов в мировом океане.- М.: Наука.- 1985,- С. 192.
3. Грантц А., Мей С.Д. Бассейны осадконакопления и геологическое строение континентальной окраины Северной Аляски / 27 Международный геол. конгресс. Геология Арктики. Коллоквиум 04.- 1984.- Т. 4,- С. 11.
4. Маргулис Л.С. Основные черты строения и нефтегазоносности осадочного чехла континентальной окраины Арктики / В кн.: Тектоника и нефтегазоносность шельфа морей СССР,- Рига,- 1989,- С. 279.
5. Нефтегазоносность мирового океана /Под ред. В.А. Левченко.- М.: СЭВ,- 1984.- С. 105-106.
Jurassic sediments cover more than 60 % of the offshore and onshore regions of the Arctic seas. The authors of this paper, based on long-term investigations, recognize areas of platform marine, shallow-water and continental formations a major part of which is of interest regarding their hydrocarbon potential. In the central part of the Barents Sea, the Shtokmanovskoye gas field was discovered in the Middle Jurassic in the southern East Barents syneclise which allowed a positive prediction to be made concerning further discoveries in this region. This is confirmed also by the applied generalized geotectonic map of the Barents Sea compiled for a depth mark of - 3000 m. On the basis of analizing the geological factors, the offshore zones of the Kara and Laptev Seas should be also considered to be prospective for hydrocarbons.
Рисунок Схематическая геологическая карта Баренцева моря по срезу -3000 м (по материалам Союзморгео, Севморгео, Арктикморнефтегазразведки).
1 - границы стратиграфических комплексов; породы: 2 - нижне-среднеюрские, 3 - докембрийские; 4 - разломы типа краевых швов; 5 - антиклинальные структуры; 6 - Штокмановское газоконденсатное месторождение; структуры: Л - Лудловская, Лд - Ледовая, Ш - Штокмановская, Т - Туломская, А - Арктическая