Большакова Мария Александровна
Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук
|
содержание |
Перспективы открытия новых месторождений углеводородного сырья в первую очередь зависят от наличия в разрезе бассейна отложений, с хорошими коллекторскими свойствами, наличия ловушек и пород-покрышек. Однако, этого не достаточно. Не случайно среди основных факторов, учитываемых при оценке геологического риска поисково-разведочных работ обязательно рассматриваются условия генерации и миграции углеводородов. Поэтому в данной работе основное внимание уделялось источнику углеводородов в осадочном бассейне - нефтегазоматеринским породам, истории их катагенетического преобразования и их характеристикам: количественной (содержание Сорг) и качественной (тип ОВ, степень преобразования).
Полученные результаты показали, что в формировании современной нефтегазоносности принимают участие палеозойские, триасовые и верхнеюрские НГМТ. На основе изучения НМТ, флюидов БМШ и построенной геолого-геохимической модели формирования нефтегазоности Баренцевоморского бассейна была построена схематическая карта современного расположения очагов нефтегазогенерации углеводородов мезозойскими НГМТ (рис. 3)
Очаги генерации УВ триасовыми газонефтематеринскими отложениями широко распространены на БМШ. Они наиболее активны в бортовых зонах крупных депрессий - ЮБВ и СБВ, где триасовые породы находятся в ГЗН и ГЗГ, в зоне Центральнобаренцевских поднятий, за исключением наиболее погруженной части Малыгинского грабена и в западной части БМШ. Таким образом, практически везде, кроме наиболее погруженных участков Баренцевоморского бассейна, триасовые отложения продолжают вносить свой вклад в нефтегазоносность территории.
Верхнеюрские отложения, на большей части шельфа, относятся к потенциально нефтематеринским и лишь в наиболее погруженных частях бассейна из них уже происходит эмиссия УВ. К очагам генерации флюидов верхнеюрской НМТ можно отнести центральные части ЮБВ и СБВ, Малыгинского грабена, прогиба Хаммерфест и борта поднятия Вернадского.
Основной <работающей> толщей являются отложения среднего триаса, которые на большей части обогащены ОВ гумусового (преимущественного газогенерирующего) типа и лишь на окраинах бассейна могут давать жидкие УВ флюиды. Поэтому на БМШ вероятность газовых месторождений выше, чем нефтяных.
В бортовых частях ЮБВ состав залежей, вероятно, формируется за счет триасовых газов и верхнеюрских жидких УВ, образуя газоконденсатные смеси. Такое явление наблюдается на открытых месторождениях Штокмановское и Ледовое. То же самое можно предположить и для бортовых частей Малыгинского грабена.
В бортовых зонах СБВ можно ожидать открытия нефтяных месторождений, сформированных преимущественно из нефтяных флюидов средне- и верхнетриасовых НМТ и верхнеюрской НМТ, находящейся в ГЗН в центральной части СБВ. Если в центральной части СБВ на доступных для бурения глубинах будут обнаружены положительные структуры, то в них можно ожидать скоплений газовых флюидов, которые обеспечиваются триасовыми отложениями, находящимися в этом районе в ГЗГ. В областях <дренирующих> наиболее погруженные части бассейна ЮБВ, СБВ и Малыгинский грабен, а именно в пределах ШЛМС можно ожидать газоконденсатные скопления, по тем же причинам, что и в бортовых частях впадин. На основании изложенного представляется возможным выделить ряд перспективных структур, представляющих практический интерес для поисково-разведочных работ. По мнению автора в целях выявления газовых и газоконденсатных месторождений в среднеюрских и триасовых отложениях указанные работы на российском шельфе целесообразно провести на структурах Вернадского, Средняя, Демидовская, Медвежья, Западно-Штокмановская и Западно-Лудловская. По данным сейсморазведки (Захаров и др., 2004) геологическое строение мезозойской части разреза этих структур имеет сходство с месторождениями Штокмановское, Ледовое, Лудловское. На поднятии Вернадского, соседствующем с СБВ, можно ожидать залежи в которых преобладающими будут жидкие флюиды.
|
