|
УДК 553.98.001.11 |
|
|
|
© К.Н. Кравченко, 1996 |
НАФТИДНЫЕ ПРОВИНЦИИ И БАССЕЙНЫ ПЕЧОРСКОГО, БАРЕНЦЕВА И СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ КАРСКОГО МОРЕЙ
Нафтидные бассейны (статья вторая)
К.Н. Кравченко (ВНИГНИ)
В наземной части региона традиционно выделялся Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн. Но на этой территории происходит сочленение крупнейших склонов двух разных бассейнов: Южно-Баренцевского склона, наклоненного на северо-запад, принадлежащего Баренцевоморскому мультибассейну, и Северо-Приуральского склона, падающего на юго-восток и входящего в состав бассейна, который предлагается именовать Ухтинским. Такое название исходит из того, что в состав вновь выделяемого бассейна, объединяемого общим склоном, помимо северного звена Предуральского краевого прогиба, входит также Ухтинское Притиманье, где находится одно из крупнейших нефтяных месторождений региона - Ярегское.
На акватерритории региона имеются два главных депоцентра прогибания: северный, расположенный в тальвеговой части Восточно-Баренцевского мегапрогиба, и южный, совпадающий с погруженной частью северных звеньев Предуральского краевого прогиба. Эти депоцентры отвечают внутренним ядерным частям двух главных нафтидных бассейнов региона: Баренцевского мультибассейна и Ухтинского бассейна. На склонах каждого из них автономно осуществлялся процесс онтогенеза нафтидов: их генерация, аккумуляция, консервация и потери. Очертания бассейна определяются положением его краев (на бортах и в надднище бассейна), до которых могли мигрировать УВ из очага их массовой генерации - днища бассейна (Кравченко К.Н., 1984).
Оба бассейна принадлежат к числу глубокоднищевых с преобладающим продольным расчленением основных склонов, расположенных фронтально относительно днища. Главное морфологическое различие между ними заключается в том, что Баренцевский мультибассейн равнодвухсклоновый, тогда как Ухтинский бассейн односклоновый с погребенным тальвегом, прижатым к корневой зоне аллохтона Уральской горной складчатой системы, что отчетливо видно на глубинном геолого-геофизическом разрезе через Полярный Урал (Беляков Л.Н., Дембовский Б.Я., Маркитантов И.Ф., 1984). В структурном стиле большей части Ухтинского бассейна существенная роль принадлежит многочисленным аллохтонным пластинам, создающим сложный складчато-надвиговый облик преимущественно продольного расчленения склона бассейна.
Общими ограничениями гидрогеологических бассейнов являются межбассейновые гребни, служащие сочленениями основных склонов, погружающихся в противоположные стороны, вглубь смежных бассейнов. На севере Баренцевский мультибассейн отделяется от океанских бассейнов, связанных с Северным Ледовитым океаном (Северо-Норвежская группа, Нансенский бассейн), межбассейновыми гребнями, проходящими через осевые части окраинно-шельфовых поднятий Щпицбергенской каледонской складчатой системы, антеклизы Франца-Иосифа и Северо-Земельского выступа каледонского фундамента. На южных обрамлениях Баренцевского мультибассейна межбассейновыми гребнями являются осевые части Северо-Таймырского байкальского массива, Новоземельской герцинской горной складчатой системы, Канинского блока Тиманской эпибайкальской гряды, Балтийского добайкальского щита. Межбассейновые гребни, отделяющие Баренцевский мультибассейн от Ухтинского бассейна (Большеземельская, Малоземельная группы гребней) и от северо-восточной части Западно-Сибирского мультибассейна (Северный вал), являются погребенными. На этих участках названные нефтегазоносные бассейны непосредственно соприкасаются между собой. Отмеченное Г.Г. Григорьевым, В.Н. Громекой, А.М. Буровым (1981) отличие нефтей терригенного девона Ижма-Печорской впадины и Тимана от нефтей Усино-Колвинского и Шапкина-Юрьяхинского валов можно объяснить их принадлежностью к разным бассейнам (Здесь и далее под подобным сочетанием имеется в виду совокупность мультибассейна и бассейна.): первой группы нефтей - Ухтинскому и второй группы - Баренцевскому, а также далекой пространственной разобщенностью глубокоднищевых зон бассейнов.
Положение гребней, разделяющих Баренцевский и Ухтинский бассейны, менялось во времени и осталось поныне неодинаковым в разных комплексах. По поверхности фундамента межбассейновый гребень проходит от Седуяхинского вала через Возейский выступ Колвинского мегавала, осевую часть Большеземельского свода, Северо-Варандейское поднятие на северную оконечность гряды Чернова. В каменноугольно-пермских (а возможно, во всех наднижнедевонских) отложениях межбассейновый гребень смещается к югу и прослеживается от Седуяхинского вала южнее отмеченного гребня, через Усинское поднятие, гряды Чернышева и Чернова. По мезозойским отложениям Ухтинский бассейн расплывается на крыле Баренцевского мультибассейна.
Смещение краев склонов рассматриваемых бассейнов определялось особенностями развития Уральского палеоокеана и Восточно-Баренцевской рифтовой системы. На допермском этапе основной депоцентр прогибания располагался в пределах Уральского палеоокеана. Значительная часть Печорской шельфовой палеоплиты была наклонена на юго-восток, в сторону палеоокеана. После закрытия последнего, с возникновением и ростом на его месте одноименного коллизионного орогена, все большую роль приобретал депоцентр, активно развивавшийся в пермотриасе над мантийным диапиром в пределах Восточно-Баренцевского рифта. С этим временем связана коренная перестройка структурного плана зоны сочленения современных Баренцевского и Ухтинского бассейнов. Значительная северо-западная часть последнего, расположенная к северу от гряды Чернышова, нарастила южный склон Баренцевского мультибассейна, войдя в его состав. Хорейверско-Адзьвинская межбассейновая зона, находящаяся между Большеземельским и Чернышовским гребнями, в своей нижней части (PZ1-D1) относится к Ухтинскому бассейну, а в верхней (C-MZ) - к Баренцевскому мультибассейну.
БАРЕНЦЕВСКИЙ НАФТИДНЫЙ (НдМуБ) - НЕФТЕГАЗОБИТУМНЫЙ (НГБтМуБ) МУЛЬТИБАССЕЙН
Баренцевский НдМуБ имеет сложное строение. По всей видимости, он состоит из нескольких самостоятельных наф-тидных бассейнов, окончательное обособление которых может быть обосновано в будущем по мере улучшения его изученности. По имеющимся в настоящее время данным мультибассейн делится на три части: Западно-Баренцевскую и Северо-Карскую группы перспективных нафтидных бассейнов (ПНдБ), занимающих соответственно западную и восточную периклинальные позиции в мультибассейне, и Восточно-Баренцевский нафтидный бассейн (НдБ), составляющий центральную, в том числе наиболее погруженную, часть НдМуБ.
Западно-Баренцевская группа ПНдБ состоит, по меньшей мере, из двух бассейнов: Надеждинского и Нордкапского. Днищевые части каждого из бассейнов представлены одноименными системами рифтовых прогибов. Осевые зоны рифтовых прогибов образуют тальвеги бассейнов. Межбассейновыми гребнями служат осевые части систем субширотных и субмеридиональных сводовых поднятий (Нордкинской, Федынского-Персея) и гребни Шпицберген-Стаппен-Балтийского щита, являющиеся общими ограничениями Баренцевского гидрогеологического мультибассейна. Склоны бассейнов неширокие, выполаживающиеся к тальвегам.
Восточно-Баренцевский НдБ, помимо одноименного рифтового мегапрогиба, образующего основную часть его днища, охватывает широкие склоны поднятых элементов, обращенные к главному Южно-Восточно-Баренцевскому тальвегу (маркирующему плоскодонную глубокоднищевую часть бассейна), а также северную часть Печорской шельфовой плиты, южное крыло антеклизы Франца-Иосифа, Приновоземельско-Адмиралтейскую ступень и узкие моноклинали на западном и восточном окончаниях НдБ, на сочленении с Западно-Баренцевской и Северо-Карской группами ПНдБ.
Северо-Карская группа ПНдБ, являющаяся аналогом Западно-Баренцевской группы, но с предположительно более древним преимущественно палеозойским рифтогенным выполнением, состоит из трех ПНдБ: Воронина, Седова и Арктического института. Разделяющие бассейны гребни следуют вдоль осей сводов и мегавалов Визе-Ушакова, Северо-Арктического института.
В крайних северных и западных частях рассматриваемого региона и в основном за его пределами на континентальном склоне и в глубоководных впадинах Северного Ледовитого океана располагается цепь нафтидоносных и перспективных бассейнов Северо-Норвежской группы (Тромсё-Хаммерфест, Бьёрнё, Лофотенско-Аткинский, Нансенский). Их восточными и южными ограничениями служат межбассейновые гребни - оси окраинно-шельфовых поднятий (Шпицберген - Северная Земля), а западными и северными - срединно-океанские хребты (Мона-Книповича и Гаккеля). В строении и нафтидоносности этих бассейнов существенная роль принадлежит окраинно-шельфовым и континентально-склоновым рифтам, главным образом мелового возраста; на океанском фундаменте развиты рыхлые кайнозойские осадки. В бассейне Тромсё-Хаммерфест газонефтеносны юрские и отчасти триасовые дорифтовые терригенные образования, меловые отложения содержат нефтепроявления, а океанские кайнозойские осадки Лофотенско-Аткинского и Нансенского бассейнов - огромные ресурсы газогидратов.
Катагенез ОВ, генерация УВ, фазовая зональность нафтидов, соотношение днища и бортов мультибассейна
Сведения о катагенезе ОВ Баренцевского НдМуБ, особенно в его экваториальной части, неполные. В южной части НдМуБ, на Печорской плите, степень катагенеза ОВ пониженная и умеренная, нарастающая с возрастом и глубиной залегания осадков от протокатагенеза (ПК) в юрско-кайнозойских отложениях и от ПК-MK1 в пермотриасовых отложениях - 71-77 усл. ед. 10 Ra до МК2-МК3 в нижнефранских отложениях - 85-90 усл. ед. 10 Ra. Лишь в подстилающих нижнепалеозойско-нижнедевонских отложениях, залегающих на глубине 4,5-6,0 км и более, отмечается увеличение градации катагенеза до МК4 и АК. Таким образом, большая часть осадочного чехла Печорской плиты находится в главной зоне нефтеобразования (ГЗН) и только самые глубокоопущенные подошвенные части чехла входят в нижнюю главную зону газообразования. Такая особенность предопределила широкое развитие скоплений чисто нефтяной фазовой подзоны в этой части бассейна и практически во всей межбассейновой Хорейверско-Адзьвинской зоне, включая большую центральную и южную части Печоро-Колвинского авлакогена. Примечательно, что базальные горизонты чехла Хорейверской части межбассейновой зоны, несмотря на присущие им высокие палеотемпературы, измеряемые 150-160 °С для силурийских отложений (Григорьев Г.Г., Громека В.Н., Буровой A.M., 1981), все еще остаются в чисто нефтяной подзоне и не содержат газоконденсата.
К числу газоконденсатных скоплений, образовавшихся частично или полностью за счет местных источников питания УВ на Печорской плите, относится нижняя залежь в живетских отложениях на Возейском нефтяном месторождении. Вместе с тем отмеченное Е.С. Ларской (1987) отсутствие аллохтонных битумоидов в девоне Денисовской впадины - наиболее погруженной части Печоро-Колвинского авлакогена - ставит под сомнение существование здесь крупномасштабных очагов генерации УВ.
На фазовом состоянии генерируемых УВ, помимо катагенеза ОВ, сказываются также концентрация и состав исходного ОВ. По данным Ю.И. Корчагиной, Н.П. Фадеевой, Г.Ф. Артамоновой (1986), повышенным нефтематеринским потенциалом обладают силурийские, девонские и каменноугольные отложения, содержащие ОВ сапропелевого типа. Потенциально газоматеринскими являются терригенные пермские и мезозойские отложения с преимущественно гумусовым рассеянным ОВ. Однако даже пермские отложения не достигли ГЗН, поскольку для гумусовой составляющей необходимы более жесткие термобарические условия. Мезозойские осадки тем более не могут обеспечить формирование залежей за счет собственной генерации УВ.
По данным А.Н. Суховой (1984), наибольшие концентрация и суммарная масса активного генерирующего ОВ связаны с силурийскими отложениями. Для нефтегазоматеринских толщ силура и ордовика отмечается аномально низкая сингенетичная битуминозность, что указывает на истощение их нефтегазогенерационного потенциала (Анищенко Л.А., 1981; Ларская Е.С., 1987; Сухова А.Н., 1984). Особенно высокие содержания ОВ и значительная плотность эмиграции УВ из нефтегазоматеринских толщ терригенного и карбонатного девона Среднепечорского поднятия свидетельствуют о наличии здесь очага генерации УВ высокой продуктивности (Ларская Е.С., 1987; Загулова О.П., Храмова Э.В., Коптева Л.Г., 1988).
Опираясь на данные о стадиях преобразования витринита и составе УВ-скоплений, В.Д. Наливкин, В.В. Иванцова, Г.С. Калмыков, Г.В. Лебедева, Г.П. Сверчков (1973) уверенно обосновали первичную нефтегазоносность терригенных отложений девона. Природа УВ в вышележащих отложениях не поддается однозначному толкованию. Но в ряде случаев нахождение залежей легкой нефти в зонах с невысокой преобразованностью витринита позволило авторам считать их вторичными по отношению к вмещающим отложениям, возникшими в результате вертикальной миграции УВ. Низкая степень катагенетического преобразования наддевонских отложений - МК1-МК2 и ПК (недостаточная, по моему мнению, для крупномасштабной генерации УВ) отмечалась для большей части Печорской плиты и Е.С. Ларской (1987). Основной нефтегазопроизводящей толщей, слагающей днище этой части бассейна с высоким нефтематеринским потенциалом, являются нижнепалеозойские и девонские отложения с ОВ сапропелевого типа. Не случайно для девонских отложений характерно высокое содержание миграционных битумоидов (Аминов Л.З., Горбань В.А., Панева А.З., Удот В.Ф., 1978).
Ю.И. Корчагиной, Н.П. Фадеевой, Г.Ф. Артамоновой (1986) был произведен комплексный анализ состава, концентрации, объема и степени катагенетического преобразования ОВ и обусловленного этим количества и состава УВ северной наземной части Печорской плиты. Авторы приходят к вполне обоснованному выводу, что формирование нефтяных месторождений в верхнем палеозое и мезозое осуществлялось благодаря латеральной миграции УВ с севеpa на юг и вертикальной миграции из нижележащих отложений.
Наддевонские отложения на Печорской плите образуют надднищевую часть бассейна. Возникновение газоконденсатных скоплений в каменноугольно-пермских отложениях на севере Печоро-Колвинского мегавала связывается с дальней восходящей ступенчатой миграцией УВ из более опущенных, в том числе глубокоднищевых, частей Баренцевского НдМуБ.
Строение и нефтегазоносность внутренней экваториальной части рассматриваемого региона освещены в многочисленных публикациях [1-4].
В опущенной центральной части Баренцевского НдМуБ, в Восточно-Баренцевском мегапрогибе, на стадии протокатагенеза находятся только кайнозойские отложения, тогда как в юрских и триасовых осадках по данным М.В. Бордовской, Г.С. Овезова, Г.С. Волоховой (1993) градация катагенеза возрастает соответственно до ПК3-МК1 и МК2-МК3. Скорее всего, породы, залегающие на глубине свыше 6 км (а к ним в осевой части мега-прогиба относятся нижняя часть триасовых и подстилающие отложения), преобразованы до стадии апокатагенеза: АК2-АК3 и выше (особенно в допермских отложениях).
Таким образом, большая часть чехла мегапрогиба находится в нижней газогенной зоне. Это обусловило генерацию значительных объемов высокотемпературного газа и газоконденсата, перераспределившихся впоследствии вверх по разрезу вплоть до юрских отложений (Штокмановское месторождение) и нарушивших ранее существовавшую здесь фазовую зональность, формировавшуюся в менее жестких термобарических условиях.
Сведения о катагенезе поднятых северной, северо-западной и восточной частей Баренцевского НдМуБ довольно противоречивы. С одной стороны, имеются данные (Аммосов И.И., Гречишникова Н.П., Горшков В.И. и др., 1982) о повышенной преобразованности триасовых отложений в Грумантской скважине на архипелаге Шпицберген - 79-87 усл. ед. 10 Ra (MK2-MK3) и каменноугольных отложений в Нагурской скважине на архипелаге Земля Франца-Иосифа - 123-148 усл. ед. 10 Ra (AK2-AK3). С другой стороны, на о-ве Пионер в архипелаге Северная Земля Б.А. Клубов (1983) отметил весьма низкую степень катагенеза битуминозной карбонатной толщи среднего девона (ПК3-МК1, МК2, реже МК3) и карбонатно-терригенной толщи венлока и лудлова (не выше градаций МК2-МК3). Вполне допустимо, что повышенный катагенез отложений в Грумантской и Нагурской скважинах связан с влиянием траппового магматизма и носит локальный характер, как это отмечалось на Сибирской платформе (Велихова СВ., 1988; Хоменко А.В., 1988)
В совокупности со сведениями о катагенезе по Восточно-Баренцевскому мегапрогибу эти данные позволяют допустить, что значительная часть чехла поднятых элементов Баренцевского НдМуБ находится в ГЗН. Таким образом, большая часть НдМуБ относится к его средине (днищу и надднищу), в нижней части чехла которой происходит процесс массовой генерации УВ. Амассовогенерационная окраина - борта Баренцевского НдМуБ - занимает лишь узкие полосы, прилегающие к обрамлению мультибассейна. Основные нефтегазопроизводящие толщи сосредоточены как в палеозойских, так и, вероятно, в нижнемезозойских (в погруженных частях мультибассейна) отложениях.
Депоцентр Ухтинского бассейна с глубиной поверхности фундамента до 11-12 км состоит из четырех звеньев: Коротаихинского, Косью-Роговского, Среднепечорско-Большесынинского, Верхнепечорского. Склон Ухтинского НдБ в Коротаихинском и Косью-Роговском звеньях распространяется соответственно до гряд Чернова и Чернышева, в Среднепечорско-Большесынинском звене - до Возейского выступа, на уровне Верхнепечорского звена выходит далеко за пределы Предуральского краевого прогиба на северо-запад, до гребня и восточного склона Тиманской гряды. Спорной является принадлежность месторождений Брыкаланской (Ерсинской) котловины (Низьевое, Южно-Низьевое, Макарельское). Они могут относиться либо к Ухтинскому, либо (что менее вероятно) к Восточно-Баренцевскому НдБ, либо они могут быть связаны с самостоятельным очагом генерации УВ.
Во внешней части Ухтинского НдБ четко выраженный Лыжско-Лемьюский продольный гребень развит лишь против Верхнепечорского депоцентра. Он отделяет последний от обособленного Брыкаланского тальвега.
Депоцентральная часть Ухтинского НдБ на ограничениях ее звеньев осложнена поперечными гребнями: Воркутинским, Среднепечорским и Полюдовским.
В составе Ухтинского НдБ выделяются средина (днище - надднище) и окраина (борт) бассейна. Средина охватывает наиболее погруженные зоны бассейна - в основном Предуральский краевой прогиб и прилегающие к нему элементы, опущенные по поверхности фундамента глубже 3-4 км. Средина может быть подразделена на глубокосрединную и неглубокосрединную части. Поскольку в глубокосрединной (глубокоднищевой и надглубокоднищевой) части бассейна фундамент опущен глубже 5-6 и даже 10 км, значительная часть чехла находится в жестких термобарических условиях, способствующих генерации больших масс нижнего высокотемпературного газа и конденсата. Неглубокосрединная часть охватывает зоны, в которых низы осадочного чехла находятся на глубине от 3-5 до 6 км, и здесь в умеренно жестких термобарических условиях возможна массовая генерация как газообразных, так и жидких УВ. Глубокосрединная часть Ухтинского бассейна включает впадины Предуральского краевого прогиба. К неглубокосрединной части бассейна относятся Мичаю-Пашнинский вал, южное погруженное окончание Печоро-Кожвинского мегавала, вероятно, южная периклиналь Возейского выступа, опущенная часть Джебольской ступени.
Катагенетическая преобразованность пород в депоцентральных - глубокоднищевых частях Ухтинского НдБ (Аммосов И.И. и др., 1982; Наливкин В.Д. и др., 1973; [5]) ниже таковой в погруженных зонах Баренцевского НдМуБ, но значительно повышена по сравнению с катагенезом пород поднятых частей обоих бассейнов. В верхнепермских отложениях показатель отражения витринита - 70-90 усл. ед. 10 Ra (градации МК2-МК3), в каменноугольно-нижнепермских отложениях - 91-100 усл. ед. 10 Ra (MK4). Средневерхнедевонские отложения преобразованы до градаций МК4-МК5 и, вероятно, АК. Вся нижняя часть чехла в депоцентре бассейна находится на глубине свыше 6-8 км, в зоне апокатагенеза, что и предопределило широкое распространение нижней газогенной зоны (нижней газоконденсатной, нижней чисто газовой подзон) в глубокоднищевой и надглубокоднищевой частях бассейна (Верхнепечорская, Косью-Роговская впадины, Среднепечорское поднятие).
В еще более жестких термобарических условиях находились нижнепалеозойские отложения на западном склоне Урала. Низкое содержание ОВ в относительно глубоководных ордовик-силурийских мергелях Я.Э. Юдович (1975) связывает с его значительной потерей при катагенезе, который на востоке достигает графитовой стадии позднего катагенеза - раннего метагенеза.
В прилегающей к глубокому днищу нижней части борта Ухтинского НдБ развиты скопления нижней нефтегазоконденсатной (Кыртаельское, Югидское, Пашнинское месторождения) и нижней нефтегазовой (Нижне- и Верхнеомринское месторождения) подзон. На большей части борта Ухтинского НдБ, очень узкого на севере и расширяющегося на юго-востоке, распространены скопления чисто нефтяной подзоны. Нефтяные месторождения занимают Верхнелыжско-Лемьюскую, Велью-Тебукскую ступени, осевую зону Брыкаланской котловины, повышенные части Мичаю-Пашнинского, Ухто-Ижемского валов, Колвинского мегавала, Большесынинской впадины. К чисто нефтяной подзоне относятся также отдельные месторождения, сохранившиеся на гряде Чернышова (Усино-Кушшорское) и на Воркутинском поднятии (Падимейское). На отдельных участках верхней части борта развиты единичные скопления верхней газовой (Седьиольское, Кушкоджское и другие месторождения центральной части Ухто-Ижемского вала) и битумной зон (Ухто-Ижемское месторождение на севере одноименного вала в фамен-визейском карбонатном комплексе).
Изложенные сведения об особенностях катагенеза, фазовой зональности и распределения скоплений нафтидов в осадочном выполнении региона позволяют высказать предположения о возможном механизме формирования нафтидных месторождений, особенностях генерации, миграции, аккумуляции, консервации и потерь нафтидов.
Основными областями массовой генерации УВ являлись глубокоднищевые части бассейнов. В процессе массовой генерации и эмиграции УВ, давших начало промышленным месторождениям нафтидов, в глубокоднищевых частях Ухтинского НдБ участвовал весь палеозойский (скорее всего, домолассовый) комплекс, а в центральном звене Баренцевского НдМуБ с повышенным катагенезом ОВ массовая генераций УВ могла происходить также и в триасовых отложениях, преобразованных, по крайней мере, до градаций МК2-МК3, а местами, вероятно, и выше.
Неглубокоднищевые зоны бассейнов, к которым относятся большие части Печорской плиты, Западно-Баренцевской и Северо-Карской групп элементов, а также антеклиза Франца-Иосифа служили областями неинтенсивной генерации УВ в нежестких термобарических условиях, принадлежащими верхней газогенной и средней нефтегазогенной зонам, причем нефтегазопроизводящие комплексы были сосредоточены лишь в узкой базальной части чехла, преимущественно в нижнепалеозойских и девонских отложениях. Отсутствие или очень слабое развитие генерируемого высокотемпературного газа затрудняло эмиграцию жидких УВ из нефтегазоматеринских пород. Таким образом, неглубокоднищевые зоны бассейнов являлись очагами неинтенсивной генерации нефти и газа, в пределах которых существенная роль принадлежала жидким УВ. Вместе с тем в этих зонах происходила подпитка жидкими УВ газоконденсатных потоков, следующих из глубокоднищевых частей бассейнов.
Именно такой механизм формирования скоплений, предусматривающий теснейшую зависимость нафтидоносности и фазовой зональности мелких амассовогенерационных частей бассейнов (бортов) от погруженности и масштаба генерации в днищах - депоцентральных частях бассейнов, свойствен самым разнообразным нафтидоносным регионам мира.
На примере восточной части Печорской плиты Ю.И. Корчагиной и Н.П. Фадеевой (1995) показано, что количество УВ, генерированных девонскими отложениями, лишь в 2 раза превышает выявленные запасы нефти в этих отложениях, что явно недостаточно для объяснения существующих масштабов нефтенакопления в них, поскольку коэффициент аккумуляции УВ не должен превышать 10 %, а скорее всего, особенно в карбонатном разрезе, он будет даже ниже. Учитывая, что вверх по разрезу степень катагенеза ОВ, полнота peaлизации генерационного потенциала, а следовательно, и масштабы эмиграции УВ быстро снижаются, концентрация крупных нефтяных скоплений в девон-триасовых отложениях на Печорской плите не может быть объяснена без допущения существенного перераспределения нафтидов за счет разномасштабной, в том числе дальней латеральной и широкой вертикальной, миграции УВ.
Принципиально иные условия генерации УВ были свойственны глубокоднищевым частям Баренцевского и Ухтинского НдБ. В этих частях бассейнов, испытывавших устойчивое прогибание, с течением времени плоть до раннего мезозоя происходило нарастание глубины погружения и увеличение жесткости термобарических условий разных (все более высоких) частей осадочного чехла. Генерация жидких УВ и низкотемпературного газа при этом последовательно снизу вверх по разрезу сменялась генерацией высокотемпературного газа, которому к концу палеозоя - началу мезозоя стала принадлежать господствующая роль в значительной нижней части чехла.
Обладая большой подвижностью, действуя как своеобразный поршень, нижний газ способствовал, с одной стороны, эмиграции жидких УВ из нефтегазоматеринских пород, с другой - вытеснению нефти из средины бассейнов и переносу жидких УВ в форме газоконденсата в поднятые окраинные части бассейнов. Когда объем нижнего газа достигал определенной критической величины, возникал сквозьрезервуарный, по П.К. Куликову (1976), вертикальный миграционный поток УВ, нарушавший все недостаточно надежные флюидоразделы и в основной своей массе либо проникавший на поверхность и здесь терявшийся (как, скорее всего, происходит на большей части средины Ухтинского бассейна), либо образовывавший крупные газоконденсатные скопления в надднищевой части бассейна под надежными покрышками - верхнеюрской глинистой на Лудловской седловине Баренцевского НдМуБ (Штокмановское месторождение) и кунгурской эвапоритовой в Верхнепечорской впадине Ухтинского НдБ (Вуктыльское месторождение). В нижележащих отложениях и на других участках средины бассейнов, не обеспеченных надежными покрышками, развиты преимущественно мелкие газовые, газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения (Мурманское, Северо-Кильдинское газовые в триасе Баренцевского НдМуБ, Интинское, Романъёльское газовые в среднем карбоне - нижней перми, Печорогородское в девоне Ухтинского НдБ). Они представляют собой зону нарушенной за счет сквозьрезервуарного потока нижнего газа первичной фазовой зональности в надглубокоднищевой части НдБ. При этом на некоторых участках надглубокоднищевой части НдБ, особенно там, где ослабевает вытесняющий эффект нижнего газа, могут сохраняться отдельные нефтяные залежи и оторочки (Падимейское месторождение в нижне-среднекаменноугольных отложениях, Суборское месторождение в нижнепермских отложениях Ухтинского НдБ).
По мере появления и возрастания количества вновь генерируемого в глубоких днищах высокотемпературного газа нефть оттеснялась в повышенные участки бассейнов. При этом перенос жидких УВ в погруженных частях бассейнов осуществлялся в виде газоконденсата, вытеснявшего ранее образованные в менее жестких термобарических условиях нефтяные залежи вверх по склону в повышенные мелкоднищевые прибортовые части НдБ. В связи с ухудшением флюидоупорных свойств покрышек здесь происходила общая дегазация разреза и формировались скопления преимущественно чисто нефтяной подзоны, которым принадлежит господствующая роль в притиманской части Ухтинского НдБ, на сочленении последнего с Баренцевским НдМуБ (в южной части Колвинского мегавала) и в Хорейверско-Адзьвинской межбассейновой зоне.
Зоны массовой дегазации разреза и смены газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений чисто нефтяными в Ухтинском НдБ располагаются на внешних краях впадин Предуральского краевого прогиба. На южном склоне Баренцевского НдМуБ аналогичная зона смены менее резкая и находится в поднятых частях валов Печоро-Колвинского и Варандей-Адзьвинского авлакогенов.
Вся Хорейверско-Адзьвинская межбассейновая зона представлена лишь чисто нефтяными скоплениями. Это в значительной мере объясняется тем, что в ней не сказывается вытесняющее воздействие нижнего газа как со стороны глубокого днища Ухтинского НдБ, отделенного зонами дегазации в грядах Чернышева и Чернова, так и со стороны Баренцевского НдМуБ, поскольку в нижней - главной генерирующей - части осадочного чехла латеральная миграция УВ с севера ограничивалась Центральнохорейверским гребнем. По существу, в послетриасовое время, когда были сформированы гряды Чернова и Чернышова, Хорейверско-Адзьвинская зона представляла собой самостоятельный мини-бассейн с главным очагом генерации УВ, расположенным в южной и восточной частях зоны.
Изложенные соображения об онтогенезе нафтидов рассматриваемого региона позволяют подойти к вопросу о раздельном прогнозе нафтидоносности в его пределах. Обычно принимается, что акватории Баренцева и Карского морей в пределах Баренцевоморской и Западно-Сибирской НдМуБ являются преимущественно газоносными. По данным [1] доля прогнозных ресурсов нефти в составе УВ не превышает 15-20 %. Помимо геологических предпосылок об этом свидетельствуют обнаружение здесь газоконденсатных месторождений, в том числе таких гигантских, как Штокмановское в Баренцевом море, Русановское и Ленинградское в Карском море, и отсутствие открытий промышленных месторождений нефти почти на всей опоискованной акватории, за исключением Печорского моря. Вместе с тем в работе [2 ] справедливо отмечается, что периферийные зоны Восточно-Баренцевской субпровинции могут быть в основном нефтеносными. По их оценкам общие ресурсы газообразных и жидких УВ примерно равнозначны, что представляется все же весьма дискуссионным.
Учитывая изложенный вероятный механизм формирования зон преимущественного нефтенакопления, можно предполагать, что в пределах Печорского, Баренцева и Карского морей имеются зоны, занимающие аналогичную нафтидогеологическую позицию. К ним можно отнести все обширные поднятые части склонов нафтидных бассейнов, не подверженные интенсивному вытесняющему воздействию нижнего высокотемпературного газа. Это могут быть либо достаточно удаленные от глубокоднищевых зон поднятые части склонов НдБ, либо части бассейнов, входящие в состав и сопряженные с разноразмерными умеренно глубокими (до 10 км) или ограниченными по размерам глубокими (погруженными несколько ниже 10 км) зонами.
К первой наиболее важной для России группе зон возможного нефтегазонакопления, помимо Печороморского блока, относятся прежде всего поднятые части северных склонов Баренцевского НдМуБ, в особенности восточная и западная периклинали и южное крыло антеклизы Франца-Иосифа, рифты Св. Анны, Франц-Виктория, погруженное окончание Белого поднятия, расположенного к западу от последнего рифта, а также поднятая часть северного борта Западно-Сибирского НдМуБ - ступень Литке.
На северном склоне Восточно-Баренцевского НГБ условия нефтегазонакопления были более благоприятными, чем на южном. Действительно, южный склон принадлежит к числу открытых, в верхней части которого, в Новоземельском орогене, основные нефтегазоносные комплексы практически полностью выведены на поверхность, дренированы и бесперспективны на нефть и газ. Здесь могут сохраняться лишь скопления природных битумов, о чем свидетельствуют многочисленные естественные битумопроявления на северозападном побережье о-вов Новая Земля.
В отличие от южного северный склон бассейна в палеозойском и нижнетриасовом комплексах (основных нефтегазоносных в Печорской НдП) остается закрытым, погребенным. Здесь могут сохраняться скопления УВ как в антиклинальных, так и в неантиклинальных зонах нефтегазонакопления, которые должны иметь широкое распространение (особенно в опущенных частях антеклизы Франца-Иосифа).
Обращает на себя внимание отмеченное широчайшее распространение битумопроявлений в разновозрастных палеозойских отложениях северо-западного побережья о-вов Новая Земля (Клубов Б.А., 1983). Особенно обильны они в районе Костин Шар. В нижнекаменноугольных, турней-визейских карбонатных отложениях битумопроявления сплошным кольцом оконтуривают антиклиналь размером 80x20 км, очевидно, подчеркивая положение недавно существовавшей здесь залежи, разрушенной в результате новейшего орогенеза олигоцен-антропогенового времени. По всей видимости, на месте Новоземельского орогена в доолигоценовое время находилась мощная нефтеносная зона, образованная за счет оттеснения жидких УВ с севера, из Баренцевского НдМуБ. Менее вероятна, но не исключена также возможность миграции нефти и с юга, из Западно-Сибирского НдМуБ.
Поднятая часть северного склона Баренцевского НдМуБ в пределах антеклизы Франца-Иосифа и смежных с ней элементов, вплоть до Белого поднятия, сводов Персея, Центральной банки и Федынского, по своей нафтидогеологической позиции является зеркальным отображением верхней краевой части южного склона НдМуБ в пределах поднятия о-вов Новая Земля. По аналогии с последней, а также с Тимано-Печорской плитой естественно допустить, что сюда оттеснялись также жидкие УВ из Восточно-Баренцевской глубокоднищевой части мультибассейна. Возможность нефтенакопления в Центральнобаренцевской зоне поднятий была подмечена Е.В. Захаровым и И.Б. Кулибакиной (1994). Действительно, на осложненных флексурными перегибами и разломами краях этой части зоны поднятий на северном склоне Баренцевского НдМуБ должна была происходить дегазация газоконденсатных УВ-потоков, что создавало благоприятные условия для преимущественного нефтенакопления.
Особенно перспективными на нефть и газ представляются склоны антеклизы Франца-Иосифа (в частности, ее погруженная восточная периклиналь), на которой происходит быстрое нарастание толщины осадочного чехла, в том числе палеозойских и триасовых отложений. Толщина триасовых осадков увеличивается от 1,4 км на вершине антеклизы (скважина Нагурская) до более 3,5 км на ее восточной периклинали (скважина Северная). По-видимому, не случайно в песках верхнего триаса - нижней юры у мыса Кальзат на о-ве Греэм-Бэлл были выявлены проявления битума, близкого к оксикеритам (Клубов Б.А., 1983). На антеклизе развиты благоприятные региональные и, вероятно, локальные блоково-пликативные структурные формы. Однако слабая изученность антеклизы Франца-Иосифа не позволяет дать однозначную оценку степени ее перспективности на нефть и, возможно, газ. Главным неопределенным моментом являются условия сохранности скоплений УВ, ухудшающиеся в привершинной части антеклизы из-за малой глубины (2 км), ненадежности покрышек, а также за счет трапповых интрузий в меловых отложениях всей антеклизы.
Вторая группа зон, в которой нефтегазонакопление в пределах рассматриваемого региона также достаточно вероятно, связана с небольшими по размерам и умеренно глубокими перспективно нафтидными бассейнами Западно-Баренцевской (находящейся в норвежской части моря) и Северо-Карской групп. На реальность существования зон нефтегазонакопления указывают отмеченные многочисленные битумопроявления в обеих группах бассейнов в широком стратиграфическом диапазоне (триас-палеоген - на западе, ордовик-девон - на востоке). Большую часть российской Северо-Карской акватории можно считать потенциально нефтегазоносной, хотя она почти и не изучена. Бурение здесь не производилось, сейсморазведка выполнена в ограниченном объеме и носит сугубо ориентировочный, региональный характер. Наиболее важной с точки зрения возможной нефтегазоносности представляется район впадины Шмидта и Пионерской седловины. На палеозойский комплекс, в котором отмечались битумопроявления на о-вах Пионер, Длинный и Октябрьской Революции, в этих элементах накладывается молодой мезо-кайнозойский рифт Воронина. Последнее могло обусловить как новый импульс эмиграции УВ из палеозойских отложений, так и появление скоплений нефти и газа в авандельтовых и фэновых осадках (Палеоенисея?), а возможно, и рифтогенных образованиях мелового (?) - кайнозойского возраста.
Таким образом, на примере рассматриваемого региона видно, что между подразделениями провинциальной и бассейновой систем районирования (включая принципы их ограничения) имеются глубокие несовместимые различия. Это предопределяет необходимость их независимого совместного применения.
1. Нефтегазовый потенциал осадочных бассейнов морской периферии России / Я.П. Маловицкий, В.Н. Мартиросян, В.В. Головчак и др. // Нефт. хоз-во. - 1994. - № 4.
2. Нефть и газ Арктики - энергетика мира будущего / Ф.К. Салманов, И.С. Грамберг, К.А. Клещев и др. // Проблемы нефтегазовой геологии. - 1994. - № 3. - С.4-10.
3. Сравнительная характеристика нефтегазоносных и перспективных осадочных бассейнов арктической окраины Евразии / И.С. Грамберг, О.И. Супруненко, М.К. Косько и др. // Тектоника осадочных бассейнов Северной Евразии: Тез. докл. - М.: МГУ, 1995. - С.31-33.
4. Структура и история развития Северного Ледовитого океана / Под ред. Б.Х. Егиазарова, Ю.Б. Кульмина. - Л.: СНТ ПГО Севморгеология, 1986.
5. Угленосная формация Печорского бассейна / Отв. ред. В.А. Дедеев. - Л.: Наука, 1990.
In ontogene-basin system of naphtyde (i.e. oil-gas-tar) zoning there are different types of basins in the region. Depocenters of two major deep "dnysche" basins: East Barents and Uchta are in East Barents megarift and Cis-Ural foredeep disposed. Several prospective minor basins are connected with local rifts both in western (Na-dezhda, Nordcapp basins) and eastern (Voronina, Sedova, Arctic institute basins) parts of Barents shelf platform. Between Arctic ocean and shelf a chain of gas-bearing (Tromso-Hammerfest) and prospective (Bjornoya, Lophotene-Atka, Nansen) basins of continent-ocean border type is developed. Naphtyde basins of Barents platform giant depression can be united in Barents multibasin. Major Naphtyde ontogene process in the region is interreservoir vertical migration of lower high temperature gas and gas-condensate from deep dnysche with disturbance of previous genetic hydrocarbon phase zones. Due to that accumulation of different sized including supergiant gas condensate fields and pools under the best cap rocks (Stockman, Vuktyl) in overdnysche part of the basin is took place. In distinction to that oil migrates mainly laterally being pushed out by lower gas to relatively uplifted parts of basin where different sized fields including giant ones are formed. Among them are Usa, Yarega, Toravey oil fields, Voiskoye, Njadejuskoe tar fields. Most important elements for future prospecting of oil besides gas are relatively uplifted regional structures including already known Pechora-Sea area (with Priraslomnaya oil field) and non-tested positive areas: Franz-Josef including Pinegin, Bely (Persey), Admiralty, Fersman and moderately subsided rifts: Voronin, Franz-Victoria, Saint Anna and others.