А.В. Борисов, И.А. Таныгин, В.С. Винниковский (ГПК "Арктикморнефтегазразведка"), И.А. Борисова (ГАНГ им. И.М. Губкина)

Порог как обособленный тектонический элемент наиболее четко выражен в юрско-меловом комплексе пород и представляет собой крупную (87 тыс. км² ), гипсометрически приподнятую, субширотно ориентированную, высокоамплитудную (порядка 500 м) структуру Восточно-Баренцевского мегапрогиба, отделяющую Южно-Баренцевскую впадину от Северо-Баренцевской( Шельф Баренцева и Карского морей новая крупная сырьевая база России (особенности строения, ос новные направления дальнейших работ) /А.В. Борисов, В.С. Винниковский, И.А. Таныгин и др. //Геология нефти и газа - 1995 - № 1 С. 4-8). С востока порог ограничен Адмиралтейским мегавалом Предновоземельско-Адмиралтейской структурной области, с запада – Центральной (Финмаркенской) структурной зоной и западным склоном Свальбардской антеклизы.

В морфологическом плане его можно рассматривать в качестве сложнопостроенной гигантской мегаседловины, в составе которой выделяются приподнятые и погруженные субширотные зоны (рис. 1). Штокмановско-Ледовая, Лудловская и Лунинская седловины являются приподнятыми зонами, расположенными на близких гипсометрических уровнях Седловины в свою очередь отделены друг от друга погруженными зонами – Северо-Штокмановским и Южно-Лунинским прогибами.

Осадочный чехол, максимальная мощность которого в пределах порога оценивается сейсморазведкой в 14-15 км, изучен бурением до глубины 4070 м Вскрытый скважинами разрез представлен песчано-глинистыми отложениями кайнозойского, мелового, юрского и позднесреднетриасового возраста (см. рис.1).

Типы залежей – пластовые сводовые и пластовые, тектонически экранированные. Коллекторы – песчаники с гранулярной открытой пористостью от 16 до 26 %, газопроницаемость ряда пластов достигает 2 мкм². Средние эффективные толщины продуктивных пластов изменяются от 8 до 45 м, общие мощности достигают 85 м.

По величине запасов два месторождения района (Штокмановское, Ледовое) относятся к уникальным и одно (Лудловское) – к крупным. Газ всех месторождений метановый (93-97 %), бессернистый, низкоуглекислый (до 1,2 %), низкогелиеносный (0,021-0,027 %). Содержание конденсата низкое – от 5 до 12,5 г/м³ . Конденсат малосмолистый (0,14-0,19 %), малосернистый (0,013-0,015 %), плотностью 0,798-0,820 г/см³.

Изученность порога, особенно бурением, низкая. В поисковое бурение введены четыре структуры. На трех из них открыты месторождения, на одной (Лунинской) первая бурящаяся поисковая скважина законсервирована на глубине 1405 м из-за отсутствия средств для продолжения работ. Начато бурением 12 скважин, закончено – 11 скважин, из них в восьми получены промышленные притоки газа и две скважины, продуктивные по керну и каротажу, находятся в ожидании испытания. Коэффициент успешности бурения (отношение продуктивных скважин к общему их числу) равен 0,9. Плотность бурения – 1 скв./7,9 тыс.км², плотность сейсмических исследований изменяется от 0,16 до 2,55 км/км² (Штокмановское месторождение), составляя в среднем 0,5 км/км² .

На схеме расчленения верхнетриасово-меловой части разреза на проницаемые и экранирующие толщи (рис. 2) видно, что по литологическим особенностям разрез можно разделить на два обособленных комплекса: апт-верхнемеловой (I) и верхнетриасово-неокомский (II). Нижнюю часть обоих комплексов образуют алевритопесчаные, а верхнюю – глинистые породы.

Проницаемую толщу верхнего комплекса слагают в основном аптские алевритопесчаные породы, глубина залегания кровли которых в Южно-Баренцевской (наиболее погруженной) части Восточно-Баренцевского мегапрогиба не превышает 1300 м от уровня моря, подошвы – 1900 м. В них нередки тонкие прослои глин и углей. Отложения слабо литифицированы (ПK₁) и обладают высокими коллекторскими свойствами. Газопроявления в процессе бурения отмечены на Ледовой и Лудловской площадях, нефтепроявления – во впадине Хаммерфест, где фирмой "Шелл" открыто одно не имеющее промышленного значения нефтяное месторождение (Мивсилдик).

Экранируют проницаемую толщу пород I комплекса альбские алевритоглинистые и верхнемеловые преимущественно глинистые породы, достигающие наибольших мощностей в осевой зоне Восточно-Баренцевского мегапрогиба (1100 м в Южно-Баренцевской впадине, 400-600 м на площадях Штокмановско-Лунинского прогиба и порядка 700 м в Северо-Баренцевской впадине). Однако в направлении к бортам мегапрогиба мощность их резко сокращается и область распространения экранирующих пород занимает меньшую площадь по сравнению с нижележащей проницаемой толщей, отложения которой в периферийных частях мегапрогиба выходят непосредственно под дно моря. Это существенно снижает перспективы нефтегазоносности I комплекса. К перспективной площади акватории относится в основном осевая зона Восточно-Баренцевского мегапрогиба как область развития повышенных мощностей экранирующих пород.

В отличие от альб-верхнемеловых экранирующих пород I комплекса региональная среднеюрско-неокомская покрышка II комплекса занимает большую площадь, которая практически совпадает с площадью современного развития юрских отложений. В ней сверху вниз можно выделить три толщи (см. рис. 2): неокомскую преимущественно глинистую мощностью до 600 м; кимеридж-волжскую битуми-нозно-глинистую мощностью до 100 м и среднеюрско-оксфордскую алевролито-глинистую мощностью до 350 м.

Верхняя, неокомская толща – глинистая в Южно-Баренцевской впадине и на юге Штокмановско-Лунинского порога – в северном направлении существенно опесчанивается (см. рис. 1) и в ней появляются прослои песчано-алевролитовых пород мощностью до 10-15 м, при испытании которых на Лудловском месторождении был получен непромышленный приток газа с водой.

Стратиграфический объем глинистых пород нижней толщи регионального флюидоупора II комплекса непостоянен и охватывает отложения от Оксфорда до нижнего келловея в Северо-Баренцевской впадине, Оксфорда – бата в разрезах Южно-Баренцевской впадины и Штокмановско-Лунинского порога и Оксфорда – верхней части аалена в норвежской части Баренцева моря (см. рис. 2). Важная особенность строения этой толщи – появление на ряде площадей Штокмановско-Лунинского порога в нижней части глинистого разреза (см. рис. 1, 2) мощной (до 85 м) пачки среднекелловейских песчаников (продуктивный пласт Ю₀), к которой приурочены крупные газовые и газо-конденсатные залежи на Лудловском и Штокмановском месторождениях.

В целом наибольшая мощность (до 900-1000 м) глинистых пород, слагающих региональную покрышку II комплекса, характерна для северной половины Южно-Баренцевской впадины и смежной с ней южной части Штокмановско-Лунинского порога.

Региональный резервуар II комплекса сложен мощной (до 1200 м) толщей алевролитопесчаных пород позднетриасово-среднеюрского возраста (см. рис. 2). В верхней (среднеюрской) и нижней (верхнетриасовой) ее частях встречаются довольно протяженные глинистые пачки, служащие зональными покрышками для среднеюрских залежей на Штокмановском и Ледовом месторождениях и, возможно, для верхнетриасовых песчаных пластов на ряде площадей норвежского шельфа, где из норийских коллекторов были получены притоки газа. Нижнеюрская часть регионального резервуара представлена в основном алевролитами и песчаниками, причем на бортах и периферии Восточно-Баренцевского мегапрогиба коэффициент песчанистости близок к единице.

Региональный верхнетриасово-среднеюрский резервуар, и в первую очередь нижне-среднеюрская его часть, характеризуется высокими коллекторскими свойствами (пористость группы продуктивных пластов Ю₁-Ю₃ достигает 23 %, проницаемость – 1,5 мкм² ). Коллекторские свойства верхнетриасовых пород, особенно по параметру проницаемости, оцениваются несколько ниже.

На рис. 3 показана схема возникновения и развития Штокмановско-Лунинского порога. Порог как крупное поднятие начал формироваться к началу средней юры. В течение последующих 150 млн лет вплоть до настоящего времени (см. рис. 1) здесь постоянно существовала и развивалась обширная, насыщенная крупными локальными структурами, гипсометрически приподнятая область, выполняющая роль структурного барьера для мигрировавших из смежных впадин углеводородов.

The Shtockman-Luninsky structural scarp in the central part of the Barents sea shelf is a sublatitudinally oriented positive structure separating the South Barents depression from the North Barents one. The scarp as a single structural form is the most clearly represented in the Jurassic-Cretaceous terrigene sedimentary complex including a number of gas-condensate and gas fields containing large hydrocarbon reserves. Concentration of the largest fields of the Barents sea shelf within the scarp is a result of many favourable factors combined and firstly due to structural and lithological ones. Over the last 150 million years there was developing -an extended, "saturated" with large local structures the hypsometrically elevated area which was originated in Early Jurassic, served as a structural barrier for hydrocarbon migration from adjacent depressions.

The up-to-date discovered resources allow to plan a creation of Russia's new gasproducing center in this area while a presence of local structures revealed by seismic survey but not yet involved into drilling allows to realize prospects of further mineral resources increase.

1 - море + кайнозойские отложения; породы: 2 - глинистые, 3 - песчаные, 4 - черные битуминозные глины верхней юры; 5 - газовые и газоконденсатные залежи; б - газопроявления, выявленные в процессе бурения; 7 - разрывные нарушения

Покрышки 1 - региональные, 2 - зональные; резервуары: 3 - региональные, 4 - зональные; 5 - участки эрозии и перерывов в осадконакоплении; б - черные битуминозные глины верхней юры; 7 - индексы продуктивных пластов, 8 - газовые и газоконденсатные залежи; 9 - газопроявления; 10 - нефтепроявления

1 - современные границы Штокмановско-Лунинского порога