Геолого-геохимические условия формирования нефтегазоносности северной (акваториальной) части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна

Часть I. Геологическая характеристика северной части тимано-печорского нефтегазоносного бассейна.

В главе 1 <История геолого-геохимического изучения района> обобщены сведения об истории проведения геологических и геохимических исследований в северных акваториальных районах ТП НГБ.

Успешные поисково-разведочные работы в северных сухопутных районах ТП НГБ, приведшие к открытию целой группы месторождений, послужили отправным моментом для начала интенсивного изучения акватории бассейна уже в середине 70-х годов. Региональные и площадные работы проводились различными научно-производственными организациями (ВНИИморгео, Севморгео, МАГЭ, Севморнефтегеофизика, Газфлот и др.). В настоящее время общий объём сейсмических работ, выполненный в Печорском море, составляет 102 тыс. пог. км.

В северной части бассейна первые скважины были пробурены в 1974 г. на о-ве Колгуев (Бугрино-140 и 141). Непосредственно в акватории глубокое бурение было начато в 1981 г. (Дресвянская площадь). В 1982 г. было открыто первое нефтегазоконденсатное Песчаноозерское месторождение. В 1985 г. на Поморской площади было открыто первое морское месторождение углеводородов (УВ). Полученные в результате бурения данные позволили охарактеризовать геологический разрез акваториальной части бассейна, изучить вещественный состав пород осадочного чехла, осуществить достоверную привязку региональных отражающих сейсмических горизонтов.

Успешные поисково-разведочные работы в северных сухопутных районах ТП НГБ, приведшие к открытию целой группы месторождений, послужили отправным моментом для начала интенсивного изучения акватории бассейна уже в середине 70-х годов. Региональные и площадные работы проводились различными научно-производственными организациями (ВНИИморгео, Севморгео, МАГЭ, Севморнефтегеофизика, Газфлот и др.). В настоящее время общий объём сейсмических работ, выполненный в Печорском море, составляет 102 тыс. пог. км.

Изучение тектоники района, его геологического строения, истории развития связано с такими именами, как В.И. Богацкий, В.Г. Гецен, И.С. Грамберг, В.А. Дедеев, И.В. Запорожцева, А.Я. Кремс, А.Г. Кузнецов, Н.А. Малышев, В.Г. Оловянишникова, Б.И. Рапопорт, А.В. Ступакова, Н.И. Тимонин и др. Несмотря на длительный период изучения района, существуют вопросы, по которым дискуссии продолжаются (об истории развития и др.).

Благодаря глубоким параметрическим скважинам, вскрывшим фундамент в северных районах сухопотной части бассейна, детально описан палеозойский разрез по основным тектоническим элементам. На основе материала по акваториальным скважинам построены литолого-фациальные модели верхней части осадочного чехла.

Изучением современного теплового режима рассматриваемого района, а также проведением исследований по оценке палеотемпературного режима на основе отражательной способности витринита занимались Д.В. Макаров, Л.В. Подгорных, Я.Б. Смирнов. Акваториальной части бассейна посвящены аналогичные работы Л.А. Анищенко, Е.В. Вержбицкого, В.Г. Левашкевича, М.Д. Хуторского, Л.А. Цыбули.

Геохимическими вопросами (выделением нефтегазоматеринских пород (НГМП), изучением геолого-геохимических условий формирования состава рассеянного органического вещества пород, исследованием нефтей и изучением влияния геолого-геохимических факторов на их свойства и состав) в Тимано-Печорском бассейне занимались в разное время и с разной степенью детальности исследователи из МГУ, ВНИГРИ, ВНИГНИ, ИГиРГИ, ИГ Коми НЦ УрО РАН и др. Среди них следует отметить исследования таких специалистов, как Л.З. Аминов, Г.И. Андреев, Л.А. Анищенко, Т.К. Баженова, Т.А. Ботнева, Д.А. Бушнев, О.И. Валяева, С.С. Гейро, В.А. Горбань, Н.К. Гудкова, А.Н. Гусева, С.А. Данилевский, М.С. Зонн, Т.А. Кирюхина, Е.С. Ларская, Ю.И. Корчагина, Ал.А. Петров, З.П. Склярова, М.Б. Темянко, Н.П. Фадеева, Н.С. Шулова и др. Для акваториальной части ТП НГБ многие исследователи выделяют НГМТ по аналогии с сушей. При этом количественно охарактеризованы содержанием Сорг только пермские отложения. Изучению катагенетической зональности отложений разреза акваториальной части бассейна посвящены работы Л.А. Анищенко, в которых проводится качественная оценка степени катагенеза отложений на основе данных по отражательной способности витринита.

И.О. Бродом, И.В. Высоцким в 50-х годах заложены основы учения о бассейновом анализе, которое впоследствии было дополнено системным подходом и стало неотъемлемой частью при изучении осадочных бассейнов (ОБ), позволяющей рассматривать последние как целостную природную динамичную систему. Теоретическими вопросами моделирования нефтегазообразования занимались Г.М. Боровая, Ю.И. Галушкин, А.И. Данюшевская, Н.В. Лопатин, В.И. Молчанов, С.Г. Неручев, И.И. Нестеров, Г.М. Парпарова, В.И. Петрова, Б.А. Соколов, Г.Е. Яковлев и др.. Работы, посвященные моделированию процессов формирования нефтегазоносности акваториальной части ТП НГБ, не проводились (в литературе не зафиксированы).

В главе 2 <Геологическое строение северной части Тимано-Печорского НГБ> на основе собранного и проработанного материала приводится характеристика района исследований, включающая литолого-стратиграфическое описание отложений фундамента и осадочного чехла, характеристику структуры фундамента, тектоническое строение, современный термический режим и историю геологического развития изучаемого района.

В северной части ТП НГБ геологический разрез подразделяется на два комплекса: нижний - фундамент и верхний - осадочный чехол. Глубина залегания фундамента достигает 10 км. Осадочный чехол в акватории ТП НГБ, также как и на суше, представлен палеозойско-мезозойскими отложениями (Баренцевская , 1988). Мощность палеозойского комплекса варьирует от 1,0 - 2,5 км до 8 -10 км. Нижнепалеозойские отложения представлены терригенными нижнеордовикскими, карбонатными верхнеордовикскими, силурийскими и нижнедевонскими; терригенно-карбонатными, сульфатно-карбонатными и терригенными отложениями нижнего и среднего отделов девонской системы. Нижнепалеозойские отложения местами глубоко размыты, в результате чего верхнедевонские отложения залегают на породах от фундамента до нижне-среднедевонских. Мощность нижнепалеозойских отложений увеличивается в восточном направлении и достигает 3 км.

Верхнепалеозойские отложения представлены верхнедевонскими-каменноугольными преимущественно карбонатными отложениями с широким развитием рифовых фаций (Антошкина, 2004). На фоне доминирующего карбонатного осадконакопления выделяется толща визейских песчано-глинистых отложений. Общая мощность отложений верхнедевонско-нижнепермского карбонатного комплекса варьирует от 1,5 км до 2,5 км.

Нижняя граница пермского терригенного комплекса проводится по смене известняков каменноугольно-раннепермского возраста сильно известковистыми глинами. Выше по разрезу следует нижне-верхнепермская песчано-глинистая толща, иногда с прослоями углей и глинистых известняков. На границе пермских и триасовых отложений отмечается региональное стратиграфическое несогласие. Триасовые отложения распространены, практически, повсеместно и представлены красноцветно-пестроцветными глинами с прослоями сероцветных глин и песчаников. Верхняя граница триасового комплекса связана с региональным несогласием в основании юрских отложений. Мощность отложений пермско-триасового возраста на рассматриваемой территории изменяется от 0,5 до 2,5 км.

Отложения юрско-мелового и кайнозойского возраста на рассматриваемой территории представлены маломощными образованиями (Баренцевская , 1988). Они залегают со стратиграфическим, а местами и с угловым несогласием, на подстилающих породах и представлены верхнеюрскими песчано-глинистыми и нижнемеловыми глинистыми отложениями.

В тектоническом отношении ТП НГБ располагается на северо-восточном окончании Восточно-Европейской платформы и включает Печорскую плиту и Предуральский краевой прогиб. Мощность земной коры на территории Печорской плиты колеблется от 35-36 до 40-41 км (Булин, 1976; Дедеев, Запорожцева, 1983).

По нижнему структурному этажу, включающему отложения до нижнедевонских, на рассматриваемой территории в пределах Печорской плиты выделяются: Печоро-Колвинский авлакоген, Большеземельский свод и Варандей-Адзъвинская структурная зона. По среднему структурному этажу, включающему среднедевонско - триасовые отложения, выделяются: Малоземельско-Колгуевская моноклиналь, Печоро-Колвинский авлакоген, Хорейверская впадина и Варандей-Адзъвинская структурная зона. По мезозойско-кайнозойскому структурному ярусу все перечисленные тектонические элементы объединяются в единую надпорядковую структуру - Печорскую синеклизу.

Для формирования нефтегазоносности ОБ важное значение имеет его термический режим, тесно связанный с тектонической структурой бассейна и особенностями его развития. Характер распределения температурного поля в осадочном бассейне зависит от величины теплового потока и от теплофизических свойств различных типов пород. Современная величина теплового потока на поверхности осадочного чехла в акваториальной части ТП НГБ составляет 57 13 мВт/м² (Вержбицкий, 2002). По теплофизическим параметрам в разрезе отложений выделяется два этажа: верхний, преимущественно терригенный, с низкими значениями теплопроводности (1,0-2,2 Вт/(м·К)) и нижний, терригенно-карбонатный, с более высокими средними значениями (2,2-4,14 Вт/(м·К)) (Левашкевич, 2005).

При изучении истории реализации углеводородного генерационного потенциала отложений ОБ важно знать не только современную характеристику теплового поля, но и его палеовариации, которые тесно связаны с историей геологического развития бассейна. В истории Тимано-Печорского бассейна значительную роль сыграли рифтогенные процессы, которые протекали в начале фанерозоя (рифтогенный этап). К концу раннедевонского периода активность тектонических движений уменьшилась и погружение бассейна приостановилось. Последующее воздымание территории обусловило размыв отложений (местами до ордовикских) на большей части бассейна, после чего начался плитный этап развития бассейна.

С начала среднефранского времени произошла активизация процесса общего погружения бассейна (под влиянием погружения соседнего Палеоуральского бассейна), в результате которого терригенное осадконакопление постепенно сменилось карбонатным в палеовпадинах со специфическими условиями некомпенсированного осадконакопления (доманиковые формации), обрамленными мелководным карбонатным палеошельфом, на границе которого формировались зоны барьерных рифов. Длительным перерывом в осадконакоплении завершилась синеклизная стадия развития бассейна.

Начало инверсионной стадии связано с активизацией тектонических движений (сжатия) в визейское время и началом регионального подъема территории. С запада - воздымание и пенеплинизация Тимана, с востока - первые складчато-надвиговые процессы со стороны Урала и его рост, повсеместное понижение уровня мирового океана в серпуховское время, активная инверсия в зонах авлакогенов и погружение до этого времени стабильных блоков (палеоподнятий) с формированием на их месте крупных отрицательных структур, привели к перестройке структурного плана бассейна (Малышев, 2002).

В начале пермского периода область погружения сместилась с юго-востока на северо-восток, и постепенно изменился наклон поверхности седиментации с юго-восточного на северо-западный, в сторону Южно-Баренцевской синеклизы. Перед фронтом сформировавшегося горно-складчатого сооружения Полярного Урала стал формироваться краевой прогиб. Начиная с раннепермской эпохи карбонатное осадконакопление сменяется на терригенное (с угленосными формациями в позднепермское время).

Позднетриасовое и раннеюрское время характеризовалось активным дифференцированным проявлением контрастных тектонических движений, связанных с образованием пайхоид, в результате которых впервые сформировался структурный план региона, близкий к современному (происходило дальнейшее обособление валообразных структур, начавших формироваться в раннекаменноугольное время в Печоро-Колвинском авлакогене, в Варандей-Адзъвинской структурной зоне; более отчетливо проявилась в структуре бассейна Хорейверская впадина). Среднеюрско-меловой этап отличался от предшествующих однородностью тектонических условий, а позднеплейстоцен-голоценовый этап характеризуется новой тенденцией к поднятию всего рассматриваемого региона (Малышев, 2002).

В главе 3 <Нефтегазоносность северной части Тимано-Печорского НГБ> приводится существующее на данный момент площадное нефтегазовое районирование, выделяются нефтегазоносные комплексы, их основные элементы, детально описаны состав и свойства флюидов (из открытых залежей) разных нефтегазоносных комплексов.

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн относится к складчато-платформенному типу (по классификации Б.А. Соколова). В настоящее время на акваториальном (в т.ч. о.Колгуев) продолжении ТП НГБ открыто восемь месторождений нефти, газа и газоконденсата. В пределах: Варандей-Адзъвинской структурной зоны - Приразломное, Долгинское, Варандей-море, Медын-море; Хорейверской впадины - Северо-Гуляевское; Печоро-Колвинского авлакогена - Поморское, Песчаноозерское и Тарское (о.Колгуев). Кроме этого, сейсморазведочными работами на шельфе Печорского моря выявлено более 30 перспективных структур.

В северной Печороморской части бассейна выделяются следующие нефтегазоносные области (НГО), приуроченные к соответствующим тектоническим областям: Варандей-Адзъвинская, Хорейверская и Печоро-Колвинская.

Стратиграфический диапазон промышленной нефтегазоносности северной части ТП НГБ включает отложения от ордовика до нижнего триаса. В акваториальной части бассейна выделы ордовикско-нижнедевонский терригенно-карбонатный, среднедевонско-нижнефранский терригенный, верхнедевонско-турнейский терригенно-карбонатный, визейско-нижнепермский терригенно-карбонатный, верхнепермско-триасовый терригенный нефтегазоносные комплексы (НГК). В настоящее время нефтегазоносность подтверждена открытием залежей УВ в ордовикско - нижнедевонском, верхнедевонско - турнейском, визейско-нижнепермском и верхнепермско - триасовом НГК.

В нижнедевонских отложениях нефть, полученная на Приразломном месторождении, легкая (плотность 0,823 г/см³) со значительным содержанием твердых парафинов (10%) и большим количеством смолисто-асфальтеновых компонентов. По распределению н-алканов и изопренов нефть Приразломного месторождения схожа с нефтями севера вала Сорокина (м-ния: Варандейское, Наульское). Отмечаются максимальные концентрации нечетных н-алканов С₁₇ и С₁₉, что характерно для большинства нефтей нижнепалеозойских залежей бассейна, относящихся к I типу (по классификации Кирюхиной, 1995).

В верхнедевонских отложениях притоки нефти получены на месторождении Медын-море. Это легкая нефть (0,838 г/см³), малосернистая (0,4%), с содержанием 8% смол и 1,2% асфальтенов, с повышенным содержанием парафинов (6,7%). По физико-химическим параметрам она отличается от нефтей данного комплекса континентальной части бассейна (как правило, это утяжеленные и тяжелые нефти с большим содержанием серы и смолисто-асфальтеновых компонентов и незначительным - парафинов).

В каменноугольно-нижнепермском и верхнепермско-триасовом НГК выделяются две зоны накопления УВ: газоконденсатная на западе (Песчаноозерское, Северо-Гуляевское) и преимущественно нефтяная на востоке (Приразломное, Медын-море, Варандей-море). Состав и свойства нефтей этих зон нефтегазонакопления значительно различаются. На западе независимо от того, являются ли они оторочками газовых или газоконденсатных залежей или составляют чисто нефтяную фазу, они практически одинаковы по составу и свойствам, и по физико-химическим параметрам относятся к легким и средним, малосернистым и малопарафинистым разностям, сильно катагенетически преобразованным. В восточной части бассейна нефти по составу тяжелые, высоковязкие, сильносернистые, малопарафинистые, в основном цикланового состава, образованные на начальных этапах главной зоны нефтеобразования (Анищенко и др., 1984) и, возможно, незначительно затронутые процессами гипергенеза (Кирюхина, 2001).

К верхним нефтегазоносным комплексам приурочены открытые в акваториальной части бассейна газоконденсатные залежи. Плотность конденсатов варьирует от 0,721 до 0,798 г/см³, практически отсутствуют смолисто-асфальтеновые компоненты и парафины. Содержание серы в среднем составляет 0,2%. В групповом составе УВ доля алканов в среднем составляет 60%, доля ареновых УВ - 15%. Свободные газы из газоконденсатных залежей имеют метановый состав и содержат небольшое количество тяжелых гомологов метана и неуглеводородных газов. Содержание углекислого газа варьирует от 0,1-0,3% в триасовых залежах Песчаноозерского и С.Гуляевского месторождений до 20% в нижнепермской залежи м-ния Поморского; содержание азота в среднем составляет 5-6%, за исключением триасовой залежи м-ния С.Гуляевского, в которой достигает 12-22%. На Поморском и С.Гуляевском месторождениях в нижнепермских залежах отмечается повышенное содержание сероводорода (8 - 13%).