В.В. СЕМЕНОВИЧ (МГУ), В.В. НАЗАРУК (Союзморгео)

Многолетние исследования западной части Арктики, начатые в 30-е годы в процессе освоения и изучения Северного морского пути (работы Главсевморпути, ВНИИГА, Кольского филиала РАН и др.), включали не только географические, геологические, океанологические аспекты, но и решения конкретных задач по оценке перспектив нефтегазоносности. Совершенно очевидно, что один из решающих факторов развития арктических регионов страны – создание в них энергетической базы. Одновременно с широкомасштабными работами на севере Западной Сибири, в районах европейского Севера и других в последние десятилетия объединениями Арктикморнефтегазразведка, Севморгеология, Союзморгео с участием других организаций были развернуты геофизические исследования и поисково-разведочное бурение в акватории Баренцева, Карского морей и морей азиатской части Ледовитого океана. Работами коллективов под руководством И.С. Грамберга, О.О. Шереметы, Я.П. Маловицкого, Б.К. Остистого, К.А. Долгунова и других установлено, что акватории западной части Арктики обладают огромным потенциалом нефтегазоносности, связанной с крупными осадочно-породньщи бассейнами. Стратиграфический диапазон разреза в них охватывает весь фанерозой, а имеющиеся данные о структуре и составе пород свидетельствуют о наличии потенциально нефтегазоносных комплексов (НГК) и зон нефтегазонакопления. Все это явилось основой стратегии поисков и долгосрочного планирования материально-технической базы освоения ресурсов нефти и газа арктического шельфа.

Особенностью рассматриваемой акватории является широта стратиграфического диапазона нефтегазоносности: от юры, возможно и мела, до каменноугольных отложений. В разрезе выделены три структурных этажа, разделенных отчетливыми перерывами и стратиграфическими несогласиями: каменноугольно-нижнепермский (преимущественно карбонатный), верхнепермско-триасовый (терригенный) и юрско-меловой (терригенный). Эти этажи включают НГК. Первый – основной во всех НГБ Восточно-Европейской платформы и, в частности, Печорской синеклизе, где он хорошо изучен; второй нефтегазоносен на севере Печорской синеклизы и перспективен в Западной Сибири, третий – основной НГК Западно-Сибирского НГБ. Представления о структуре и развитии Баренцевской плиты, о нефтегазоносности на ней отложений триаса и палеозоя важны для оценки перспектив нефтегазоносности доюрского комплекса Западной Сибири.

Открытие гигантских газовых месторождений в Карском море, охватывающем восточную часть Баренцево-Карской окраинно-материковой плиты [1], подчеркивает необходимость совместного рассмотрения истории развития и нефтегазоносности Баренцевоморского шельфа и Западно-Сибирского НГБ, включающего акваторию Карского моря.

Основные черты геологического строения. Баренцево море охватывает западную часть арктического шельфа, включающую Баренцево-Карскую окраинно-материковую плиту, ограниченную перикратонными прогибами Северного Ледовитого и севера Атлантического океанов [1]. На протяжении позднего палеозоя и мезозоя эта обширная акватория была областью устойчивого прогибания, зафиксированного осадочно-породным чехлом толщиной до 15–17 км.

Основными структурными элементами акватории Баренцева моря, выявленными в результате работ, проведенных объединениями Севморгеология, Арктикморнефтегазразведка, Союзморгео и другими, являются Южно-Баренцевская, Северо-Баренцевская, Восточно-Баренцевская впадины, Центрально-Баренцевское поднятие. С востока рассматриваемая акватория отделена Новой Землей от Южно-Карской синеклизы. Западнее Центрально-Баренцевского поднятия расположен Нордкапский прогиб, а Северо-Баренцевская впадина ограничена с запада Шпицбергенской антеклизой, с севера – сводовым поднятием Земли Франца-Иосифа. В восточной части Северо-Баренцевской впадины выделяется обширное Адмиралтейское поднятие, отделенное Прогибом Седова от Новой Земли (рис. 1).

Южно-Баренцевская впадина (ЮБВ) представляет собой типичную синеклизу. Глубина залегания фундамента в ее осевой части достигает 16 км, подошвы пермских отложений – более 10 км, а юрских – 2,5–3,5 км. Это обширная область длительного прогибания, протягивающаяся с юго-запада на северо-восток (до Лудловской седловины) на 550 км, ширина ее от Новой Земли до склона Центрально-Баренцевского поднятия 350 км. Центрально-Баренцевское поднятие наиболее отчетливо выделяется по верхним горизонтам осадочного чехла [1]. По горизонту, близкому к границе отложений юры и мела, оно рассматривается как система оконтуриваемых изолиниями –1 км обширных сводов, между которыми расположены меньшие по площади брахиантиклинали. В мезозойских отложениях прослежены небольшие дизъюнктивные нарушения. По палеозойским отложениям поднятие выражено менее отчетливо. В палеозойском разрезе, как и в Печорской синеклизе, представлены пермские, верхнедевонские – каменноугольные карбонатные отложения и вулканогенные породы, вероятно, раннедевонского возраста. Поверхность фундамента залегает на глубине 5,5–7 км и погружается в сторону окружающих Центрально-Баренцевское поднятие прогибов.

На основе данных бурения в акватории, геофизических исследований, изучения Печорской синеклизы, Новой Земли, Шпицбергена, Земли Франца-Иосифа [1, 2] установлено, что осадочно-породный чехол сложен широким спектром морских и континентальных образований палеозоя, мезозоя и кайнозоя, отражающих сложное, изменяющееся во времени соотношение областей сноса и осадконакопления, тектонических и эвста-тических колебаний базисов эрозии (рис. 2). Доверхнедевонский комплекс в акватории не вскрыт. По аналогии с Печорской синеклизой он, видимо, представлен терригенными и карбонатными породами, по данным региональной сейсморазведки толщина его от сотен метров на Центрально-Баренцевском поднятии до километров в погруженной части ЮБВ. Комплекс по данным сейсморазведки существенно дислоцирован пликативно и дизъюнктивно.

Верхнепермско-триасовый комплекс сложен терригенными песчано-алевритово-глинистыми породами, накопившимися в обстановках перехода от прибрежно-морских к континентальным фациям. Соответственно в нижних его частях (верхняя пермь и, возможно, верхи нижней перми) присутствуют карбонатные отложения. Время накопления отложений верхней перми – триаса характеризуется наибольшим темпом погружения. Толщина этого комплекса на большей части ЮБВ 7–8 км, тогда как в Тимано-Печорском НГБ 2 км и более.

Юрско-меловой комплекс в основном песчано-глинистый, преимущественно песчаный континентального генезиса в юрской части, а в мелу морской мелководный, частично континентальный, преимущественно глинистый. Он трансгрессивно перекрывает нижележащие комплексы. Толщина его 2–3 км.

Анализ геолого-геофизического материала, проведенный Севморгео [1], Арктикморнефтегазразведкой, Союзморгео [2], показывает, что рассмотренные стратиграфо-формационные комплексы разделены крупными угловыми и стратиграфическими несогласиями, определяющими условия формирования скоплений нефти и газа (рис. 3). Поверхности несогласия залегают на разной глубине, зависящей от структурного положения района. По этой причине каждый из них перспективен для поисков в определенной части ЮБВ.

Нефтегазоносные комплексы. Акватории Южно-Баренцевского НГБ и Печорского моря – области сочленения с Тимано-Печорским НГБ – характеризуются региональной нефтегазоносностью. Разрез состоит из пяти нефтегазоносных комплексов, отличающихся составом коллекторов, условиями экранирования, типами ловушек, историей формирования месторождений: 1) нижний, выделяемый в настоящее время условно, доверхнедевонский; 2) верхнедевонско-нижнепермский; 3) верхнепермско-триасовый; 4) юрский; 5) меловой.

Доверхнедевонский НГК скважинами в акватории не вскрыт; освещен локально сейсморазведкой до глубин прекращения уверенного прослеживания горизонтов. Толщина его 1–4 км. По аналогии с Тимано-Печорским НГБ разрез может быть терригенно-карбонатным по южному борту ЮБВ и на Центрально-Баренцевском поднятии. Отдельные пачки его выклиниваются в пределах Кольско-Канинской моноклинали, где работами MOB ОГТ Севморнефтегазгеофизики закартированы объекты для постановки поискового бурения. Перспективы на нефть и газ оцениваются по аналогии с Тимано-Печорским НГБ. Возможны залежи сводовые, литологического и стратиграфического экранирования.

Оценивая перспективы верхнедевонского – нижнепермского комплекса, следует подчеркнуть, что вдоль западного побережья Новой Земли в нем установлены многочисленные проявления высоковязкой нефти и твердых битумов, детально изученных Б.А. Клубовым [4]. С нашей точки зрения, эти проявления свидетельствуют о столь же широкой нефтеносности комплекса в акватории Баренцева моря, как и в Тимано-Печорском и Волго-Уральском НГБ. Поэтому вдоль бортов ЮБВ, где комплекс залегает на достижимой для бурения глубине, на Адмиралтейском поднятии он является важным объектом поисков нефти. Что же касается Центрально-Баренцевского поднятия, где фундамент залегает на глубине 5–7 км, то здесь он первоочередной объект поискового бурения на нефть.

Верхнепермско-триасовый НГК вскрыт на многих площадях акватории ЮБВ. Полный разрез пройден на о-ве Колгуев и почти полный на Мурманской и Северо-Кильдинской площадях, а также на Печорской седловине. Верхняя часть триасовых отложений вскрыта практически на всех площадях. Преимущественно терригенный разрез его в пределах юга ЮБВ нефтегазоносен на Мурманской, Северо-Кильдинской, Куренцовской площадях, где получены промышленные притоки газа с конденсатом, на о-ве Колгуев открыто Песчаноозерское нефтегазоконденсатное месторождение. Люминесценция керна отмечена в верхней перми в скважинах на южном борту ЮБВ и в разрезе скважины на Адмиралтейской площади. Это позволяет предполагать региональную продуктивность НГК. Однако на доступной для бурения глубине он залегает только на бортах ЮБВ, в центральной части находится на глубине до 12 км. По сейсмическим данным комплекс неоднороден. На северо-востоке (Адмиралтейское поднятие) он представлен тонкопереслаивающимися аргиллитами и алевролитами морского относительно глубоководного генезиса. К югу и западу в отложениях верхнего триаса увеличивается роль грубозернистых разностей, накопившихся при обмелении бассейна. В верхнепермских породах Новой Земли отмечены признаки конседиментационного перемещения осадка, что свидетельствует об его отложении на склоне бассейна при некомпенсированном погружении. Присутствие клиноформ бокового наращивания по сейсмическим данным подтверждает осадконакопление в условиях относительно глубоководного прогиба (глубина свыше 1200 м), располагающегося в пределах ЮБВ. Коллекторы рассматриваемого НГК представлены песчаниками и имеют межзерновую пустотность. Флюидоупорами служат пачки глин и аргиллитов преимущественно гидрослюдистых, без разбухающей примеси. Экранирующие свойства подтверждаются проявлениями АВПД в нижне-среднетриасовой толще.

Юрский НГК газоносен на уникальном по запасам Штокмановском месторождении. Притоки газа получены на Лудловской седловине. Этот комплекс, покрывающий практически всю ЮБВ и выходящий за ее пределы, представлен преимущественно песчаной толщей континентального и озерно-лагунного генезиса. Коллекторы представлены песками. Их общая пористость часто превышает 20 %. Проницаемость изменчива, но достигает иногда 1–5 мкм². Коллекторы преимущественно межзернового типа. Залежи массивного и пластово-сводового типов с элементами литологического ограничения. Возможны ловушки, сформированные за счет литологического выклинивания или эрозионного срезания отложений нижней юры к югу, юго-востоку и западу. В отложениях верхней юры, ближе к кровле, появляются чисто морские глины с содержанием монтмориллонита до 40 %, обогащенные ОВ сапропелевого типа. Изолирующие свойства их чрезвычайно высоки.

Высокие коллекторские параметры, наличие весьма совершенной глинистой покрышки обусловили возможность формирования гигантских месторождений. Одно из них, Штокмановское, было упомянуто выше. Получен приток газа на Лудловской площади и признаки нефти на Арктической.

С учетом четкой дифференцированности ЮБВ по глубине залегания отдельных НГК можно говорить о том, что палеозойские комплексы – объекты поисков залежей в периферийных частях ЮБВ (Адмиралтейское поднятие, Печорская седловина, Кольско-Колгуевская моноклиналь). Важный объект – Центрально-Баренцевское поднятие. Верхнепермско-триасовый НГК перспективен на большей части акватории. То же относится и к юрскому, и меловому комплексам.

1. В результате проведенных в последнее десятилетие геолого-геофизических и буровых работ в акватории западного сектора Арктики изучен крупный Баренцевский осадочно-породный бассейн, обладающий промышленной газонефтеносностью.
2. В Баренцевском НГБ установлены промышленная нефтеносность в южной части и газоносность во всех районах, где велось поисковое бурение.
3. В разрезе бассейна выделены три НГК: каменноугольно-нижнепермский, преимущественно карбонатный, верхнепермско-триасовый терригенный, юрский терригенный. Кроме того, перспективно нефтегазоносны доверхнедевонский, верхнедевонский и меловой комплексы.
4. Открытые месторождения свидетельствуют о том, что в западном секторе Арктики создается минерально-сырьевая база крупномасштабного газонефтедобывающего комплекса.
5. Для дальнейшего развития Баренцевского комплекса необходимо создать государственную комплексную многолетнюю программу подготовки материально-технического обеспечения геологоразведочных работ и газонефтедобычи, основанную на мировом опыте и уровне нефтегазодобывающей промышленности в Мировом океане.
6. Первоочередная задача – наращивание объема буровых и геофизических работ в Баренцевом море с целью детального изучения геологического строения, выявления объектов для поискового бурения и осуществления поискового бурения.

1. Баренцевоморская шельфовая плита // Труды Севморгеологии.– Л.– Т. 196 / Под ред. И.С. Грамберга.– 1988.
2. Геологические и геофизические проблемы освоения ресурсов северных морей /Под ред. Б.К. Остистого.– Мурманск.– 1988.
3. Геологическое строение СССР и закономерности размещения полезных ископаемых. Моря Северной Арктики. Т. 9 / Под ред. И.С. Грамберга и Ю.Е. Погребицкого.– Л.: Недра.– 1984.
4. Клубов Б.А., Кораго Е.А. О природе жидких битумов севера Новой Земли // ДАН СССР.– 1990.– Т. 315.– № 4.– С. 925–928.

The Barents Sea sedimentary basin characterized by commercial oil and gas production is being investigated. Three oil-and gas-bearing formations have been determined.

1 – границы тектонических элементов; 2 – пробуренные скважины; месторождения: 3 – газа, 4 – нефти и газа; 5 – нефтегазопроявления; месторождения: Л – Лудловское, А – Арктическое, Ш – Штокмановское, С-К – Северо-Кильдинское, М – Мурманское, П– Песчаноозерское; поднятия: I – Земли Франца-Иосифа, II – Персея, III – Центрально-Баренцевское, IV – Адмиралтейское; впадины: V – Северо-Баренцевская, VI – Южно-Баренцевская; прогибы: VII – Нордкапский, VIII – Седова; синеклизы: IX – Южно-Карская, X – Печорская; XI – Кольско-Колгуевская моноклиза; седловины: XII – Лудловская, XIII – Западно-Кольская, XIV – Печороморская

1 – осадочные комплексы, ограниченные несогласиями, отложения 2 – мелководно-морские, 3 – лагунные, аллювиальные, прибрежно-морские и мелководно-морские, 4 – преимущественно глинистые, 5 – карбонатные, 6 – терригенно-карбонатные, 7 – дельтовые комплексы, выделенные по сейсмическим данным, 8 – предполагаемые разрывные нарушения

1 – плиоцен-четвертичные осадки; 2 – грубозернистые преимущественно континентальные отложения; 3 – переслаивающиеся глины и алевролиты преимущественно мелководноморского генезиса; 4 – преимущественно глинистые отложения, 5 – переслаивающиеся глины и алевролиты относительно глубоководного генезиса; 6 – известняки; 7 – мергели; 8 – прослои конгломератов; 9 - слои песчаников, 10 – переслаивающиеся глины, алевролиты и песчаники неравномерные; 11 – проявления газа и нефтегазоконденсата; 12 – интрузии и покровы основного состава