К оглавлению

© Т.А. Кирюхина, А.В. Ступакова, К.А. Ситар, 2006

ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОСТОЧНОГО СЕКТОРА БАРЕНЦЕВОМОРСКОГО БАССЕЙНА

Т.А. Кирюхина, А.В. Ступакова, К.А. Ситар (МГУ им. М.В. Ломоносова)

Восточный сектор Баренцева моря представляет большой интерес с точки зрения поиска новых перспективных объектов на нефть и газ. Перспективы нефтегазоносности восточного сектора Баренцева моря связываются не только с традиционными юрскими резервуарами нефти и газа, но и с более глубокими верхнепалеозойскими толщами, доступными для бурения (рис. 1).

Геологические предпосылки нефтегазоносности. В геологическом отношении восточный сектор Баренцева моря сильно неоднороден. В его структуре выделяются тектонические элементы, связанные с формированием Баренцевоморской депрессии, с одной стороны, и заложением и развитием Новоземельской складчатой области - с другой. В пределах активного погружения Баренцевоморской впадины палеозойские структуры, аналогичные структурам сопредельного Тимано-Печорского бассейна, были погружены на большие глубины и их влияние на нефтегазоносность верхних горизонтов осадочного чехла прослеживается лишь косвенно: через различный тепловой поток, тектоническую мобильность и геохимические параметры вмещающих толщ. В зонах, сопредельных с Новоземельской складчатой областью, палеозойские комплексы были вовлечены в общее поднятие и лишь в отдельных местах доступны для бурения. Наибольший интерес с точки зрения нефтегазоносности палеозойских отложений в центральной части акватории Баренцева моря представляет Адмиралтейский вал, ограничивающий Предновоземельский передовой прогиб (прогиб Седова) от собственно Баренцевоморской плиты.

Адмиралтейский вал представляет собой линейно вытянутое валообразное поднятие, сформированное в результате высокоамплитудных взбросов, связанных с формированием Новоземельской складчатой области в позднетриасовое время (рис. 2). Область современного Адмиралтейского вала в палеозое представляла собой относительно стабильный приподнятый участок платформы с преимущественно карбонатным осадконакоплением. Мощность осадочного чехла была сокращена по сравнению с прилегающими погруженными зонами палеозойской субширотной рифтовой системы, занимающей центральную часть Баренцевоморской впадины и протягивающейся через Кармакульский синклинорий в пределы Карской плиты. Южный сектор Адмиралтейского вала, включающий Крестовую структуру, был втянут в это погружение и, как следствие, имеет разрез, отличный от Адмиралтейской и Пахтусовской структур, расположенных к северу в пределах Адмиралтейского вала. Адмиралтейская и Пахтусовская структуры продолжали развиваться как участки относительно стабильной карбонатной платформы, поэтому в их пределах можно ожидать широкое развитие рифогенных фаций в раннепермско-каменноугольное время.

В пределах Адмиралтейского вала разрез палеозойских отложений может быть сопоставим с разрезами, изученными на о-вах Новая Земля и в акватории Тимано-Печорского бассейна. Мощность разреза осадочного чехла в пределах Адмиралтейского вала сокращается до 6-8 км по сравнению с Южно-Баренцевской впадиной, где его мощность достигает 15-17 км, из которых 6-8 км приходятся на палеозойский разрез. Кровля карбонатов раннепермского возраста по данным сейсмики изменяется от 4,0 до 4,5 км в районе Крестовой структуры, от 3,8 до 4,0 км - на Адмиралтейской и от 3,2 до 3,5 км - на Пахтусовской площадях.

Геохимические предпосылки нефтегазоносности. Баренцевоморский регион с геохимической точки зрения изучен недостаточно, имеются лишь отрывочные сведения, полученные в результате исследования керна и шлама из немногочисленных скважин, пробуренных на ряде площадей в акватории Баренцева моря (Штокмановская, Лудловская, Арктическая и др.). Менее всего изучено Адмиралтейское поднятие, на котором пробурены две скважины - Адмиралтейская и Крестовая, не давшие положительные результаты при испытании пластов на возможность открытия в них скоплений УВ. Поэтому перспективы нефтегазоносности этого района с геохимических позиций можно оценить только по косвенным данным, полученным при изучении разрезов палеозойских отложений о-вов Новая Земля, Земля Франца-Иосифа и акваторий Баренцева и Печорского морей.

Авторы статьи попытались решить поставленную проблему на геохимическом уровне, обобщив все имеющиеся геолого-геохимические данные по палеозойским и частично мезозойским отложениям экваториальной части Тимано-Печорского и Баренцевоморского бассейнов.

Геохимический аспект моделирования процессов нефтегазообразования включает определение в разрезе осадочного чехла нефтегазоматеринских толщ и степень их катагенетического преобразования. Как правило, к нефтематеринским можно относить породы, содержащие более 0,5 % ОВ. Степень катагенетического преобразования пород определяется по показателю отражательной способности витринита (R₀, %) в соответствии со шкалой катагенеза [2].

Восточный сектор Баренцева моря

Палеозойские отложения по аналогии с Тимано-Печорским бассейном могут содержать хорошие нефтематеринские толщи. К ним относятся глинисто-карбонатные разности в ордовикских, силурийских, нижнедевонских, верхнедевон-каменноугольных и пермских отложениях. В Тимано-Печорском бассейне наиболее хорошие нефтематеринские характеристики имеют карбонатно-глинистые отложениях верхнего девона - нижнего карбона (так называемые доманиковые толщи). Они содержат до 15 % OB I (сапропелевый) или II (гумусо-сапропелевый) генетического типов.

Девон-нижнекаменноугольные отложения в Печороморском секторе описаны и исследованы на ряде площадей (Дресвянская, скв. 1-П, Песчаноозерская, скв. 46, Медын- море, скв. 2). Разрез представлен аргиллитами и известняками. Содержание С_орг в известняках составляет в среднем 0,67 %, в аргиллитах Дресвянской площади - 2,8 %, на Медын-море-2 изменяется от 0,1 до 3,5 %. В скв. 2 на площади Медын-море в верхнефран-турнейских отложениях отмечается достаточно много прослоев, содержащих более 2 % ОВ. Органическое вещество как правило II типа. График распределения н-алканов в битумоиде из глинистых известняков на месторождении Медын-море имеет вид, типичный для ОВ морского происхождения с максимумами н-алканов состава С₁₅ и С₁₇, хотя по незначительному увеличению выхода н-алканов состава С₂₇, C₂₈, С₂₉ можно отметить присутствие континентальной органики (рис. 3).

Хорошими нефтематеринскими свойствами характеризуются и визейские глинистые отложения, в которых содержание ОВ часто составляет 1 % и более. Тип исходного ОВ по распределению н-алканов в хлороформенных битумоидах из визейских отложений на месторождении Варандей-море определяется как II (см. рис. 3). В них, как и в верхнедевонских битумоидах на месторождении Медын-море, преобладают нечетные н-алканы состава С₁₅, С₁₇, С₁₉, что свидетельствует о присутствии в исходном ОВ морской органики. В экстракте из верхнефранских отложений месторождения Медын-море по присутствию незначительного "горба" в области выхода н-алканов состава С₂₇, С₂₈, С₂₉ можно отметить увеличение континентальной составляющей.

Верхнедевонские отложения в акватории Печорского моря, судя по R₀, находятся в главной зоне нефтеобразования. По динамике изменения R₀ с глубиной на Приразломной площади степень преобразования отложений ниже, чем на Северо-Гуляевской.

Средне-верхнекаменноугольные отложения, вскрытые на Поморской и Приразломной площадях на глубине 2600-2900 м, преобразованы до стадии МК₂ и находятся в главной зоне нефтеобразования. В различных частях Баренцевоморского региона, по-видимому, будут разные условия преобразования средне-верхнепалеозойских отложений. В центральной части, включающей Южно-Баренцевскую и Северо-Баренцевскую впадины, каменноугольно-пермские и нижележащие толщи исчерпали свой генерационный потенциал выше стадии МК₅.

На западе бассейна, в районе Мурманской и Северо-Кильдинской площадей, и на юге, в районе Куренцовской площади, степень преобразования среднекаменноугольных - нижнепермских отложений ниже (МК₂-МК₃), чем в других районах, в них возможна генерация жидких УВ.

Каменноугольно-нижнепермские отложения широко представлены и хорошо изучены на севере Тимано-Печорского бассейна и вскрыты в Печороморском секторе. К толщам с хорошими нефтематеринскими характеристиками здесь относятся карбонатно-глинистые отложения ассельско-сакмарского яруса. Они в среднем содержат 0,6-0,8 % ОВ, а в отдельных прослоях - 2 % и более.

Тип ОВ каменноугольно-нижнепермских отложений, определенный по методу Rock-Eval, II-III (рис. 4). Органическое вещество каменноугольно-нижнепермских отложений Печорского моря (Варандей-море, Северо-Гуляевская площади) содержит больше континентальной составляющей и относится к II-III типам, а по мере удаления в Баренцево море на таких площадях, как Мурманская, Северо-Кильдинская ОВ становится более сапропелевым и его уже можно отнести ко II типу. Степень преобразования отложений, судя по значениям Т_mах, увеличивается в этом же направлении. На площадях Печорского моря значения Т_тах изменяются в пределах 400-420 °С, на Мурманской - 430-435 °С, на Северо-Кильдинской - 440-450 °С (см. рис. 4).

Смешанный тип OB нижнепермских отложений подтверждается распределением н-алканов в хлороформенных экстрактах на Северо-Долгинской и Дресвянской площадях (см. рис. 3). На хроматограммах отмечается два пика в распределении н-алканов: один - в области выхода н-алканов состава С₁₇, С₁₉, другой - в области С₂₇, С₂₈, С₂₉, что свидетельствует о присутствии в исходном ОВ морской и континентальной органики. О преобладающей роли континентального ОВ свидетельствует превышение концентраций пристана над фитаном. На Дресвянской площади это отношение составляет 2, на Северо-Долгинской - 1,3.

Кроме ассельско-сакмарских отложений к нефтематеринским можно отнести и терригенно-карбонатные отложения артинского яруса. Они вскрыты и описаны на Дресвянской площади в скв. 1 (глубина 2405 м). Отложения обогащены ОВ I типа. По петрографическим описаниям эти отложения содержат более 10 % остатков водорослей.

Ассельско-сакмарские нефтематеринские толщи находятся в начале главной зоны нефтеобразования, на градациях катагенеза МК₁, и не могут обеспечивать выхода значительных количеств жидких УВ как вследствие слабой катагенной преобразованности, так и в силу гумусо-сапропелевой природы исходного ОВ. Артинские нефтематеринские толщи в Печороморском регионе также находятся на начальных этапах главной зоны нефтеобразования и генерируют жидкие УВ.

Верхнепермские отложения, изученные по материалам бурения скв. 1 Адмиралтейская и 202 Северо-Западная, представлены глинистыми и песчаными породами и характеризуются следующими концентрациями ОВ: аргиллиты Адмиралтейской площади - 0,99; Северо-Западной - 0,8; песчаники - 0,57 и 0,26 % соответственно. Битуминозность пород (содержание хлороформенного экстракта на породу, %) невысокая и составляет в среднем: для аргиллитов 0,035 (Северо-Западная) и 0,009 (Адмиралтейская), песчаников - 0,04 и 0,02 % соответственно.

Пиролитическое исследование верхнепермских терригенных отложений по скв. 80 Северо-Кильдинская и 1 Северо-Гуляевская показывают низкое содержание миграционных УВ (S₁) (0,06-0,48 мл УВ/г породы), невысокий остаточный генетический потенциал (S₂) (0,29-0,95 мл УВ/г породы) и небольшой общий генетический потенциал (0,4-1,6 мл УВ/г породы).

В триасовых отложениях Печороморского и Южно-Баренцевоморского регионов к газонефтематеринским породам можно отнести средне- и верхнетриасовые толщи, обладающие преимущественно газовым потенциалом. Среднетриасовые отложения представлены пестроцветными глинистыми толщами с прослоями алевролитов и песчаников. Содержание ОВ в среднем составляет от 0,15 % на Северо-Кильдинской площади до 1,17 % на Поморской. Содержание хлороформенного экстракта на Северо-Кильдинской и Куренцовской площадях изменяется от 0,015 до 0,020 %. Органический материал связан преимущественно с гумусовым детритом, реже - с известковыми водорослями (Северо-Кильдинская площадь). Тип ОВ в среднетриасовых отложениях можно оценить по распределению н-алканов и изопренанов на Куренцовской площади. Наличие абсолютного максимума отмечается в области выхода н-алканов состава С₂₅, С₂₇, С₂₉, причем отмечается резкое преобладание нечетных гомологов. Это свидетельствует, что в исходном ОВ преобладало континентальное ОВ с незначительной степенью катагенного преобразования (см. рис. 3).

По результатам пиролиза среднетриасовых глинистых отложений из скв. 80 Северо-Кильдинская (интервал глубин 1410-1480 м) ОВ находится на невысокой стадии катагенеза - ПК₃. Содержание S₁ низкое и составляет 0,09-0,14 мг УВ/г породы. Значения S₂ изменяются от 0,42 до 1,52 мг УВ/г породы. Генетический потенциал среднетриасовых отложений в западной части Баренцевоморского бассейна можно оценивать как невысокий.

Однако в северной части Баренцева моря предполагается развитие относительно глубоководных среднетриасовых отложений. Мощность этих отложений на о-вах Земля Франца-Иосифа достигает почти 1600 м (о-в Греэм-Белл) и 1950 м (о-в Хейса). В разрезе преобладают темно-серые и черные битуминозные аргиллиты, аналогичные черным листоватым среднетриасовым аргиллитам восточной части о-вов Шпицберген. Доля глинистых пород в среднетриасовых отложениях составляет в среднем около 75 %. Глины и аргиллиты в разной степени алевритистые иногда переходят в глинистые алевролиты. Вверх по разрезу увеличивается песчанистость разреза, и в верхнетриасовых отложениях преобладают песчаные разности. В глинистых среднетриасовых породах содержание ОВ в среднем составляет 1,6 %, достигая иногда 11 %.

По результатам пиролиза (Rock-Eval) среднетриасовые глины из обнажения о-вов Шпицберген обладают очень высоким нефтематеринским потенциалом (S₁+S₂), достигающим 57 мг УВ/г породы, ОВ II типа (рис. 5). В хлороформенном экстракте из среднетриасовых пород о-вов Шпицберген наблюдается максимальное количество относительно низкомолекулярных УВ с максимумом у н-алкана С₁₅ (см. рис. 3). Это также подтверждает сапропелевую природу исходного ОВ среднетриасовых отложений.

В пористых среднетриасовых породах архипелага Земля Франца-Иосифа встречены битумы, соответствующие по составу нормальным мальтам. Образец подобных черных аргиллитов со среднетриасовой фауной и содержанием ОВ 2,68 % был поднят со дна желоба Франц-Виктория НИС "Профессор Логачев" в 1994 г. В пробе зафиксировано повышенное количество хлороформенного экстракта, соответствующего по составу мальтам.

Все это подтверждает мнение о том, что среднетриасовые отложения могут являться региональными нефтематеринскими породами для всего севера Баренцево-Северо-Карского шельфа, включая о-ва Шпицберген и Земля Франца-Иосифа, где их нефтематеринская роль уже доказана.

Архипелаг Новая Земля. Сложность строения этого архипелага и неоднозначность решения многих вопросов, касающихся истории его геологического развития, требуют дифференцированного подхода к оценке нефтегазогенерационных возможностей палеозойских отложений. В средне-верхнепалеозойских отложениях выделяется четыре структурно-фациальные зоны - западная, центральная, восточная и северная. Первые три объединяются в южный блок, характеризующийся сходным тектоническим режимом. Северный блок формировался в самостоятельном режиме и резко отличается по условиям седиментации. Условная граница раздела проходит по линии залив Русская Гавань - залив Ледяная Гавань.

Южный блок. Среди средне-верхнепалеозойских отложений выделено несколько толщ, содержащих повышенные концентрации ОВ. Отложения представлены осадочными и осадочно-эффузивными терригенно-карбонатными толщами. Они характеризуются широким развитием темноцветных пород, обогащенных рассеянным ОВ.

Нижне-среднедевонские отложения мощностью от 200 до 400 м сложены темно-серыми известковыми аргиллитами, органогенно-обломочными известняками и карбонатно-кремнистыми породами, часто с высоким содержанием ОВ.

В разных литологических типах пород диапазон содержания С_орг значительно варьирует: в аргиллитах - 0,3-6,5, в известняках - 0,1-0,5, в кремнистых известняках - 0,8-4,1 %. В восточной части архипелага эти отложения представлены черными глинистыми и кремнисто-глинистыми сланцами с содержанием С_орг = 3,3-5,7 %. Е.Г. Бро и другие относят их к доманиковой формации [1]. По петрографическим особенностям пород тип ОВ можно отнести к сапропелевому. Степень катагенетического преобразования пород очень высокая - выше градации AK₁.

Верхнефран-фаменские отложения мощностью от 40 до 250 м сложены тонким переслаиванием глинистых сланцев (С_орг = 1,5-4,5 %), глинистых известняков (С_орг = 0,4-2,8 %), известково-глинистых сланцев (С_орг = 2,3-5,8 %) с прослоями фтанитов (С_орг = 3,2-7,5 %). Вверх по разрезу от верхнефранских к фаменским отложениям появляется большое количество известняков и известковых брекчий с небольшим содержанием ОВ (0,05-0,30 %). К востоку состав верхнефран-фаменских отложений становится более однородным и представлен глинисто-кремнистыми сланцами (С_орг = 0,4-7,4 %), фтанитами (С_орг = 3,0-12,3 %) и глинистыми известняками (С_орг = 2,4-2,6 %). На западе накапливались карбонатные толщи с низкими концентрациями ОВ.

Следующая толща отложений, обогащенных ОВ, раннекаменноугольного возраста (турнейский и визейский ярусы), характеризуется содержанием С_орг в глинисто-кремнистых сланцах 3,9-12,3; фтанитах - 0,9-11,8; в известняках - 0,1-0,5 %. На востоке территории по-прежнему, начиная с франского века, накапливается черная глинисто-кремнистая высокоуглеродистая толща. Содержание Сорг в глинисто-кремнистых сланцах - 2,3-3,9 %; фтанитах - 3,9-13,1 %. На западе сохраняется карбонатное осадконакопление в отложениях открытого моря с низкими концентрациями ОВ в известняках.

В визе-серпуховское время глинисто-кремнистое осадконакопление сменяется карбонатным. Содержание С_орг в известняках составляет 0,01-0,70 %, иногда встречаются прослои глинистых известняков с повышенным содержанием С_орг (1,2-2,8 %).

Среднекаменноугольно-нижнепермские отложения в центральной зоне представлены аргиллитами (С_орг = 0,3-2,0 %), кремнистыми аргиллитами (С_орг = 1,2-2,0 %) с прослоями фтанитов (С_орг = 1,10-5,37 %), черных высокоуглеродистых аргиллитов (С_орг до 5,37 %). На западе территории среднекаменноугольно-нижнепермские отложения включают глинистые толщи с небольшой примесью карбонатного материала, содержащего планктонные организмы - радиолярии и мелкие фораминиферы. Содержание С_орг в аргиллитах 0,6-1,6 %; алевритистых аргиллитах - 0,2-1,0 %.

Сакмарско-кунгурские отложения представлены, в основном, терригенными разностями. Это аргиллиты (С_орг = 0,2-2,1 %) с прослоями алевролитов (С_орг = 0,5-1,4 %) и локально распространенными линзовидными телами черных полимиктовых песчаников, в которых содержание С_орг достигает 4,3 %. На востоке архипелага накапливаются преимущественно глинистые и глинисто-кремнистые отложения с незначительной примесью аллохтонного материала. Содержание С_орг в кремнистых аргиллитах составляет 0,2-4,7 %, глинистых известняках - 0,3-0,9 %.

Степень катагенетической преобразованности средне-верхнепалеозойских отложений юга о-вов Новая Земля достаточно высокая, что косвенно подтверждается широким распространением в них антраксолитов. Наибольшее количество проявлений антраксолитов приурочено к нижне-среднедевонским, наиболее богатым ОВ, толщам в южной части о-ва Новая Земля. Однако эти отложения в значительной степени преобразованы до стадии катагенеза АК_1-2 и, по всей видимости, реализовали свой нефте- и газоматеринский потенциалы. По мнению Клубова и других, ОВ рассматриваемых толщ в ходе геологической истории потеряло 99 % миграционно-способных дериватов. В северной зоне единственное локализованное проявление антраксолитов обнаружено на о-ве Шмидта [4].

Уфимские отложения представлены терригенными разностями пород со значительно меньшими, чем в нижележащих отложениях содержаниями ОВ. Это песчаники (С_орг = 0,1-0,7 %), алевролиты (С_орг = 0,5-1,2 %), аргиллиты (С_орг = 0,20-2,96 %). Содержание рассеянного ОВ по разрезу относительно равномерное и близкое для одинаковых типов из разных зон. Отличительной чертой является большое количество как рассеянных, так и сконцентрированных скоплений обугленного растительного детрита - обрывков углефицированных тканей низших и высших растений, угольной крошки. В разрезе палеозоя о-вов Новая Земля впервые обнаружено ОВ преимущественно гумусового типа, находящегося в главной зоне нефтегенерации.

В позднеказанское-татарское время накапливались терригенные осадки с большим количеством растительной органики и линзы каменного угля. Содержание С_орг в верхнепермских породах различных литологических разностей варьирует от 0,3 до 1,0 %, значительно увеличиваясь в углистых прослоях (до 50-70 %). Тип рассеянного ОВ - гумусовый, степень катагенеза отвечает стадии МК₂-МК₃, R₀ = 0,80-0,85. Микрокомпонентный состав углей, %: витринит - 71-75; семифюзенит - 11,5-13,0; фюзенит - 3,0-6,5; липоиденит - 9-12. Дюрено-клареновый уголь относится к классу гелитолитов.

Триасовые отложения представлены субконтинентальными терригенными и вулканогенно-терригенными породами с невысоким содержанием рассеянного ОВ: песчаниками, аргиллитами, в том числе сероцветными, туффитами, конгломератами, гравелитами. Фоновое содержание С_орг колеблется от 0,2 до 0,9 %. Значение С_орг увеличивается в пластах с прослоями углефицированного растительного детрита. Рассеянное ОВ носит явно гумусовый характер. Степень преобразования ОВ - МК₂-МК₃, т.е. оно находится в главной зоне нефтеобразования, но в силу явного преобладания гумусовой составляющей ОВ в больших масштабах генерирует газовые компоненты.

Северный блок. Северный блок граничит с южным по системе глубоких субширотных разломов. Здесь обнажены отложения рифей-нижнедевонского возраста. С нефтепоисковых позиций наибольший интерес представляет верхняя часть разреза, представленная нижнедевонскими темно-серыми известковыми алевритовыми сланцами и битуминозными известняками с прослоями алевритовых известняков. В одном из обнажений на мысе Балашова (залив Иностранцева) по трещинам и кавернам биострома мощностью 8 м наблюдаются натеки и пятна темно-бурого жидкого битума, которые при слабом ударе молотком издают запах сырой нефти [3]. В шлифе известняка, содержащего битум, отчетливо фиксируется неравномерное обогащение светло-коричневым сапропелевым (коллоальгинитовым) ОВ. Содержание С_орг составляет 0,55-0,57 % (по данным анализа ВНИГРИ). Жидкий битум пропитывает межзерновое пространство, образуя примазки по спайности и "выпоты" в порах на участках перекристаллизации. Анализ геологической ситуации проявления жидких битумов позволил Б.А. Клубову и др. сделать вывод об их схожести с битумопроявлениями, описанными на Сибирской платформе, о-вах Северная Земля, в бассейне Юинта (США) и других районах развития доманикоидных толщ.

Судя по элементному и групповому составам, битум с мыса Балашова представляет собой мальту [3]: в УВ-составе масел преобладают метанонафтеновые УВ (55,75 %). Групповой состав метанонафтеновой фракции (на сумму УВ): н-алканы - 28,5; изопренаны - 7,7; изо-алканы и цикланы - 63,8 %. Отсутствуют тетра- и пентациклические соединения.

В распределении н-алканов фиксируются максимумы у гомологов состава С₁₇ и C₁₉, что наряду с повышенной концентрацией фитана (пристан/фитан = 0,7) характеризует исходное для этих битумов ОВ как морское, сапропелевое. Отношения н-алканов и изопренанов следующие: сумма изопренанов к сумме н-алканов - 0,27; фитан/н-С₁₈ - 0,9; пристан/н-С₁₇ - 0,7. По комплексу отношений, в частности пристан+фитан/нС₁₇ + н-C₁₈ (0,77), можно судить о том, что битум незначительно затронут процессами гипергенеза.

По мнению Б.А. Клубова и Е.А. Кораго (1990), мальты с мыса Балашова представляют собой параавтохтонные первично-миграционные образования. Их появление обеспечено благоприятным сочетанием материнских пород, ОВ которых достигло оптимального катагенеза (не выше МК₂), и пород-коллекторов. Обнаружение на мысе Балашова первично-миграционных битумов свидетельствует о том, что генерационный потенциал нижнедевонских отложений в этом районе далеко не исчерпан.

Выводы

В исследованном регионе, включающем Баренцевоморский шельф и экваториальную часть Тимано-Печорского бассейна, к нефтегазоматеринским толщам относятся следующие.

В Печороморском регионе хорошим нефтематеринским потенциалом обладают верхнефран-турнейские карбонатно-глинистые и визейские глинистые отложения (тип ОВ преимущественно II); нижнепермские карбонатно-глинистые отложения (ассельско-сакмарский и артинский ярусы), содержащие ОВ смешанного типа (II - III).

В Баренцевоморском регионе перечисленные нефтематеринские толщи можно отнести к газопроизводящим из-за высокой степени их катагенного преобразования либо к исчерпавшим свой генерационный потенциал. Среднетриасовые глинистые отложения в центральной и северной частях исследуемого региона могут рассматриваться как региональные нефтематеринские с хорошим генерационным потенциалом.

На архипелаге Новая Земля перспективны нижне-среднедевонские, верхнефран-фаменские, турнейские и визейские отложения. Тип ОВ в этих нефтематеринских толщах преимущественно сапропелевый и гумусово-сапропеливый (I и II). Отложения ассельско-сакмарского и артинского ярусов на всей изученной территории являются хорошими нефтематеринскими отложениями, содержащими ОВ сапропелевого типа.

Адмиралтейский вал вследствие благоприятного тектонического положения является зоной аккумуляции как газовых, так и нефтяных УВ, источником которых могут быть нефтегазоматеринские толщи средне-раннепалеозойского возраста, возможно, и мезозойские толщи Баренцевского региона.

Литература

1. Бро Е.Г. Геологическое строение и нефтегазоносность осадочного чехла на шельфе Баренцева моря / Е.Г. Бро, Ю.В. Устинов, В.И. Устрицкий и др. - С-Пб.: Изд-во ВНИИокеанология, 1993.

2. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти / Изв. АН СССР. - Сер. геол. - 1967. - № 11.

3. Клубов Б.А. О природе жидких битумов севера Новой Земли / Б.А. Клубов, Е.А. Кораго // Докл. АН СССР. - 1990. - Т. 315. - № 4.

4. Клубов Б.А. Антраксолиты Новой Земли / Б.А. Клубов, В.М. Безруков // Сов. геология. - 1992. - № 4.

Abstract

Presently the eastern sector of the Barents Sea is of great interest for searching new promising oil and gas fields. Oil and gas potential prospects of eastern sector of Barents Sea are associated not only with traditional Jurassic reservoirs of oil and gas but also with deeper Upper Paleozoic sequences where these are accessible for drilling.

In region under study including Barents Sea shelf and water area of Timano-Pechora basin, oil and gas source sequences comprise the following.

In Pechora Sea region: Upper Frasnian-Tournaisian carbonate-clayey and Visean clayey deposits possessing favourable oil source potential (organic matter type is predominantly II, humus-sapropel); Lower Permian carbonate-clayey deposits (Assel-Sakmar and Artin stages) containing organic matter of mixed type (ll-lll).

In Barents Sea region: all the listed oil source sequences can be referred to gas-producing due to high extent of their catagenic transformation or to exhausted its generation potential. Middle Triassic clayey deposits in central and northern part of the region under study can be considered as regional oil source ones characterized by favourable generation potential.

In New Land archipelago: Lower-Middle Devonian, Upper Frasnian-Fammenian, Tournaisian and Visean deposits. Organic matter type in these oil source sequences is predominantly sapropel and humus-sapropel (I and II types). Assel-Sakmar and Artin deposits throughout the territory studied are favourable oil-source deposits containing organic matter of sapropel type.

The Admiral swell due to favourable tectonic position is an accumulation zone of both gas and oil hydrocarbons which source could be oil and gas source sequences of Middle-Upper Paleozoic age and possibly Mesozoic sequences of Barents Sea region.

Таблица Состав битума из битумопроявления мыса Балашова [3]

Элементный состав, %			Групповой состав, %			Распределение алканов		Пристан/ фитан
С	Н	S	масла	смолы	асфальтены	от - до	максимум
85,7	11,0	1,95	48,5	19,6	16,5	С15-С37	C17,C19	0,7

Рис. 1. СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ ОСНОВНЫХ СТРУКТУР В РАЙОНЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Рис. 2. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ БАРЕНЦЕВА МОРЯ

Рис. 3. ГРАФИКИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ Н-АЛКАНОВ В ВЕРХНЕФРАНСКИХ-НИЖНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫХ (1, 4), КАМЕННОУГОЛЬНО-ПЕРМСКИХ (3, 5) И ТРИАСОВЫХ (2, 6) БИТУМОИДАХ

Скважины: 1-Медын-море-1, 2-Шпицберген, 3-Северо-Долгинская-1, 4-Варандей-море-1, 5-Дресвянская-1, 6-Куренцовская-1

Рис. 4. ТИПЫ OB В КАМЕННОУГОЛЬНО-ПЕРМСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ (по данным Rock-Eval)

Площади: 1 - Северо-Кильдинская (Р₂), 2 - Мурманская (Р), 3 - Варандей-море (P₁), 4 - Северо-Гуляевская (P₁)

Рис. 5. ТИПЫ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА В ТРИАСОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ (по данным Rock-Eval)

Площади: 1 - Арктическая (Т3), 2- Северо-Кильдинская (Т2), 3- Мурманская (T1), 4 - о-ва Шпицберген (Т2), 5 - Лудловская (Т3), 6 - Ферсмановская (Т3)