К оглавлению	УДК 551.248.2:553.98(268.45)
	© С.Г. Рябухина, Т.В. Дмитриевская, В.А. Зайцев, 1998

ВЛИЯНИЕ НЕОТЕКТОНИЧЕСКИХ ДВИЖЕНИИ НА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ЮЖНОЙ ЧАСТИ БАРЕНЦЕВОМОРСКОГО БАССЕЙНА

С.Г. Рябухина, Т.В. Дмитриевская (ГАНГ им. И.М. Губкина), В.А. Зайцев (МГУ)

Неотектонические движения, безусловно, оказывают определенное влияние на характер распределения, а главное, сохранность нефтяных и газовых месторождений (Рябухина С.Г., Дмитриевская Т.В., Зайцев В.А., 1997). Однако, настолько ли значимо это влияние для решения прогностических задач? Ответом на этот вопрос может служить попытка авторов данной статьи спрогнозировать характер распределения нефтегазоносности южной части Баренцевоморского бассейна, используя в качестве критериев ранговые неотектонические параметры известных месторождений Тимано-Печорской плиты, поскольку данный бассейн является ее прямым продолжением на север. Кроме того, на этой территории открыт ряд газовых и нефтяных месторождений, которые могут быть приняты в качестве эталонных для проверки качества предлагаемого прогноза.

Для южной части Баренцевоморского бассейна характерны нефтяные и газоконденсатные месторождения, которые располагаются главным образом в каменноугольно-триасовом стратиграфическом диапазоне. На рассматриваемой территории известны следующие месторождения: Песчано-Озерское нефтяное месторождение, приуроченное к отложениям триаса на восточной оконечности о-ва Колгуев, к этому же стратиграфическому горизонту относится соседнее Ижимско-Тарское месторождение (Тектоническая карта Баренцева моря и севера европейской части России масштаба 1:2 500 000 / Под ред. Н.А. Богданова, В.Е. Хаина. - М.: Ин-т литосферы РАН, 1996.). К югу от о-ва Колгуев в карбонатных отложениях нижней Перми- карбона открыто Поморское газоконденсатное месторождение. На юго-востоке Печороморской впадины обнаружены Северо-Гуляевское месторождение с газоконденсатной залежью в карбонатах нижней перми-карбона и нефтяной залежью в отложениях верхней перми и Приразломное нефтяное месторождение в карбонатных толщах нижней перми-карбона. На южном окончании Восточно-Баренцевоморского трога открыты Мурманское и Северо-Мурманское газовые месторождения. Местоположение всех перечисленных месторождений было вынесено на построенные схемы условной вероятности встречи месторождений различного типа, что позволяет судить о достоверности сделанного прогноза (поскольку при расчете значений вероятности неотектонические параметры данных месторождений не учитывались).

Методы новейшей тектоники широкого используются для выявления локальных нефтегазоносных структур. Тектонические движения последних 25-30 млн. лет, новейшая и современная геодинамика определяют облик и структурно-тектонические особенности месторождений нефти и газа, особенности и условия их эксплуатации. При этом новейшие тектонические деформации земной коры в одних случаях могут привести к сохранению, консервации ранее сформировавшихся месторождений, а в других - к их разрушению или миграции углеводородов с изменением начальных закономерностей их пространственного распределения. Однако непосредственное сопоставление карты новейших тектонических движений с распределением нефтяных и газовых месторождений указывает на достаточно сложный характер их взаимосвязи, что в значительной степени усложняет использование неотектонических критериев для решения прогностических задач (рис. 1). Причина подобной неопределенности в том, что при применении неотектонических критериев необходимо учитывать то обстоятельство, что неотектонические движения, а также связанные с ними поля напряжений и деформаций какой-либо территории представляют собой результат совместного действия различных по масштабу тектонических процессов: от планетарных, определяющих напряженное состояние планеты в целом, до точечных, действующих на уровне зерна горной породы. Каждая ступень этой иерархии воздействует на среду с определенными физико-механическими свойствами и порождает совокупность структурных форм (соответствующего тектонодинамического ранга), различающихся масштабом своего проявления, особенностями пространственного расположения, величиной деформированности, временем и механизмом образования.

Таким образом, структуры, показанные на картах неотектоники, отражают интегральный результат наложения деформаций разных рангов. Следовательно, рассматривая механизм новейшего структурообразования, необходимо прежде всего определить число и объем тектонодинамических рангов, действующих на исследуемой территории, затем выявить ранговые составляющие неотектонических деформаций и проанализировать характер их взаимодействия. Полученная ранговая модель позволит существенно улучшить использование неотектонических критериев для поиска газовых и нефтяных месторождений.

Характер и специфика проявления неотектонических движений на платформах предъявляют ряд требований к используемым методам рангового анализа. В основном эти требования вызваны отсутствием добротных карт неотектонических движений и карт новейших разломов. Это обстоятельство определило необходимость, во-первых, проведения рангового анализа неотектонических движений только на территории суши и распространения полученных закономерностей на морские акватории, во-вторых, комплексного анализа различных индикаторов проявления неотектонических движений и, в-третьих, максимального использования аппарата математической статистики. Проведенный ранговый анализ неотектонических движений северной части Русской плиты включал в себя следующий комплекс специальных методов:

1. Статистический анализ карт разломной тектоники.

2. Ранжирование линеаментов с использованием космических снимков разной степени генерализации.

3. Специальный анализ морфометрических данных.

4. Разделение амплитуд неотектонических движений на ранговые составляющие методом декомпозиции.

В результате проведенных исследований на территории севера Русской плиты было выявлено три ранга неотектонических движений (в масштабе 1:1 000 000).

С 1-м рангом связано общее погружение рассматриваемой территории на север, с отчетливо выраженной северо-западной ориентировкой крупных поднятий и впадин.

Более локальный 2-й ранг определил возрастание контрастности и изменение ориентировки неотектонических движений. Большинство структур 2-го ранга протягиваются либо в широтном, либо в меридиональном направлении.

И наконец, 3-й, ещё более локальный, ранг неотектонических движений обусловил появление структур северо-восточной и северо-западной ориентировок.

Полученные данные позволили построить ранговые карты амплитуд неотектонических движений северной части Русской плиты в масштабе 1:1 000 000, а также карты градиентов скорости вертикальных неотектонических движений разных рангов на ту же территорию.

Для построения прогнозных схем подсчитывалась вероятность встречи газовых и газоконденсатных, нефтегазоконденсатных, нефтегазовых и нефтяных типов месторождений для разных интервалов амплитуд тектонических движений (am), градиентов амплитуд (gr), амплитуд неотектонических движений 2-го (аm2) и 3-го рангов (amЗ) и их градиентов (gr2)(gr3). Вероятность Р определялась как отношение площади, занимаемой соответствующим типом месторождения и попадающей в данный интервал значений S_m, к общей площади, занятой интервалом S_n, в пределах территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (без Печороморской впадины):

Таким образом, было получено шесть схем значений вероятности встречи  для каждого типа месторождений. Затем значения вероятности для каждого параметра "складывались" по правилу сложения вероятностей:

В результате были получены схемы условной вероятности  встречи месторождений разного типа (в данной статье приводятся только две схемы - для нефтегазоконденсатных и нефтяных месторождений). Таким образом, максимумы значений условных вероятностей на представленных схемах являются, по сути, участками, где все шесть указанных неотектонических параметров наиболее благоприятны для обнаружения месторождения соответствующего типа (естественно, по критериям Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции). Данный прогноз необходимо интерпретировать в совокупности со структурно-геологическими, геохимическими и другим параметрами.

Рассмотрим наиболее перспективные по неотектоническим параметрам участки для поиска углеводородов на смежной с Тимано-Печорской плитой территории - южной части Баренцевоморского бассейна.

Газовые и газоконденсатные месторождения. Наиболее перспективными участками для поиска данного типа месторождений являются следующие неотектонические структуры (с запада на восток): южная оконечность Северо-Кольского поднятия, западная оконечность Канинского поднятия, центральная часть Южно-Баренцевоморского свода, центральная часть Северо-Канинского мегапрогиба (Мурманское и Северо-Мурманское газовые месторождения), участок вдоль западного борта Северо-Колгуевского прогиба, несколько участков на о-ве Колгуев, южный и северный борта Поморского прогиба, весьма перспективными являются южная и северная оконечность о-ва Долгий, а также прибрежная часть о-ва Вайгач (вдоль западного побережья) и, наконец, северная часть Карской седловины.

Нефтегазоконденсатные месторождения. В эту схему вероятности встречи нефтегазоконденсатных месторождений удачно вписались уже известные месторождения, такие как Мурманское, Северо-Мурманское, Песчано-Озерское, Ижимско-Тарское, очень точно легло Поморское месторождение и достаточно хорошо - Приразломное месторождение (рис.2). Поэтому данная прогнозная схема может рассматриваться как наиболее достоверная. Кроме того, перспективными для поиска являются следующие участки (с запада на восток): южная оконечность Северо-Кольского поднятия (1), западная оконечность Канинского поднятия (2), центральная часть Южно-Баренцевоморского свода (3), восточная часть Северо-Канинского мегапрогиба (4), участок вдоль западного борта Северо-Колгуевского прогиба (5), северная оконечность Колгуевского свода (6), участок северо-западнее о-ва Колгуев (7), южная часть Русско-Коровинского поднятия (8), западный и восточный борта Северо-Русского поднятия (9), северное замыкание Колвинского прогиба (10), северо-восточная часть Северо-Вангурейского поднятия (11), а также прибрежная часть о-ва Вайгач (вдоль западного побережья) (12) и, наконец, северная часть Карской седловины (13) (см. рис. 2). Как видно из перечисления перспективных площадей, они в основном повторяют участки, выделенные для газовых и газоконденсатных месторождений, что в еще большей степени увеличивает достоверность данного прогноза.

Нефтегазовые месторождения. Участки, благоприятные по неотектоническим параметрам для поиска нефтегазовых месторождений, располагаются в значительной степени иначе. Наиболее перспективными площадями являются: Западно-Междушарская впадина, особенно в зоне кулисообразного сочленения с Восточно-Коротаихским прогибом, весьма перспективными можно считать участки, непосредственно примыкающие к проливу Югорский Шар с запада и востока, в меньшей степени можно говорить о перспективности обнаружения месторождений этого типа в пределах опять же южной части Северо-Кольского поднятия, западной оконечности Канинского поднятия, центральной части Северо-Мурманской впадины, центральной части Южно-Баренцевоморского свода, центральной части Северо-Канинского мегапрогиба и Южно-Баренцевоморского свода и, наконец, северной оконечности Колгуевского свода, а также участков вдоль северной и восточной окраины о-ва Колгуев.

Нефтяные месторождения. Для этого типа месторождений по сравнению с газовыми и газоконденсатными месторождениями отличия в местоположении перспективных площадей становятся еще более заметными. Наиболее благоприятными являются: южная оконечность Северо-Кольского поднятия (1), несколько участков вдоль Северо-Мурманской впадины (2), участки по периферии Северо-Канинского мегапрогиба (3-5), западный и восточный борта Северо-Колгуевского прогиба (6), Поморский прогиб (7), северные участки Усть-Печорской впадины (8), юго-западный борт Западно-Междушарской впадины (9), участок, примыкающий к проливу Югорский Шар с запада (10), южная оконечность Новоземельской впадины (11) (рис. 3).

Таким образом, можно сделать два главных вывода. Во-первых, влияние неотектонических параметров на характер распределения углеводородов южной части Баренцевоморского бассейна настолько значимо, что позволяет с большой степенью уверенности прогнозировать местоположение месторождений. Приведенные схемы практически абсолютно точно указали местоположение известных на сегодняшний день месторождений южной части Баренцевоморского бассейна. Это относится к Мурманской и Северо-Мурманской площадям, Песчано-Озерской и Ижимско-Тарской площадям, очень точно вписалось Поморское месторождение и достаточно хорошо легло Приразломное месторождение. Во-вторых, характер влияния неотектонических деформаций на нефтяные и газовые месторождения принципиально отличается, что позволяет проводить прогнозное районирование для разных типов месторождений дифференцированно.

Abstract

Neotectonic movements have undoubtedly a certain effect on a character of distribution and, chiefly, oil and gas fields preservation. However, is this effect so much significant that can be used to solve prognostic tasks? The answer is an attempt of the authors to forecast a distribution of oil and gas potential of southern part of the Barents Sea basin using as criteria the ranked neotectonic parameters of known fields of Timano-Pechora plate. By results of carried out studies, two main conclusions can be drawn. Firstly, the effect of neotectonic parameters on a character of hydrocarbon distribution of southern part of the Barents Sea basin is so significant that allow with high degree of assurance to forecast fields location. Schemes given practically absolutely correctly showed a location of fields known nowadays in southern part of the Barents Sea basin. This is also true for Murmansk and North Murmansk areas and Peschano-Ozersk area, Izhym-Tarsk area, and for the Pomorskoye and Prirazlomnoye fields. Secondly, a character of neotectonic deformations effect on oil, gas and gas-condensate fields principally differ that allow to perform prognostic zoning for different types of fields differentially.

Рис. 1. СХЕМА НЕОТЕКТОНИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ ЮЖНОЙ ЧАСТИ БАРЕНЦЕВОМОРСКОГО РЕГИОНА (с обрамлением)

1 - амплитуда неотектонических движений; границы: 2 - надпорядковых структур, 3 - структур первого и второго порядков

Рис. 2. СХЕМА ВЕРОЯТНОСТИ ВСТРЕЧИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПО КОМПЛЕКСУ НЕОТЕКТОНИЧЕСКИХ ДАННЫХ ЮЖНОЙ ЧАСТИ БАРЕНЦЕВОМОРСКОГО РЕГИОНА (с обрамлением)

1 - вероятность встречи нефтегазоконденсатных месторождений; месторождения: 2 - нефтяные, 3 - газовые, 4 - нефтегазоконденсатные

Рис. 3. СХЕМА ВЕРОЯТНОСТИ ВСТРЕЧИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПО КОМПЛЕКСУ НЕОТЕКТОНИЧЕСКИХ ДАННЫХ ЮЖНОЙ ЧАСТИ БАРЕНЦЕВОМОРСКОГО РЕГИОНА (с обрамлением)

1 - вероятность встречи нефтяных месторождений; остальные усл. обозначения см. на рис. 2