Оценка перспектив нефтегазоносности изучаемого участка проводилась на основе комплексного анализа всех вышеперечисленных факторов, используя метод аналогий для западной части Баренцевоморского шельфа.

В разрезе мозозойско-кайнозойских отложений западной части Баренцевоморского шельфа в районе архипелага Шпицберген, прогиба Сервестснагет и вулканической провинции Вестбаккен, выделяется несколько нефтематеринских толщ. В мезозойском разрезе это - среднетриасовые и верхнеюрские нефте- и газоматеринские толщи, в кайнозойском - палеоцен-эоценовые и предполагаемые олигоцен-миоценовые газонефтематеринские отложения. Анализ катагенетической зональности этих толщ показал различное их положение в разных районах.

На основе геохимических данных по скважинам 7316/5-1 и 7216/11-01 пробуренных в вулканической провинции Вестбаккен и в прогибе Сервестснагет соответственно зрелость кайнозойских нефтегазоматеринских отложений в бассейне Западно-Баренцевоморской континентальной окраины зависит главным образом от геотермического режима палеобассейна и от дополнительного локального прогрева за счет внедрения интрузивных магматических тел, а не от современной глубины залегания пород. Несмотря на то, что рассматриваемые скважины находятся в пределах одного бассейна они приурочены к разным его частям, которые сильно отличаются палео-и современными значениями теплового потока.

На геологическом разрезе, построенном Ryseth в 2003, автором были выделены зоны нефтяного и газового окна. На рисунке 7 видно, что в нефтяное окно вступили только наиболее погруженные участки прогиба Сервестснагет, тогда как палеоцен-эоценовые отложения на более приподнятых участках прогиба не вошли в главную зону нефтеобразования (ГЗН). В вулканической провинции Вестбаккен палеоценовые и частично эоценовые толщи находятся в главной зоне газообразования (ГЗГ), а вышележащие эоценовые толщи уже вошли в главную зону нефтеобразования.

Рис.7 Сейсмогеологический разрез через вулканическую провинцию Вестбаккен и прогиб Сервестснагет [Ryseth,2003] с выделенными автором ГЗН и ГЗГ.

Оценивая момент, когда газонефтематеринские отложения достигли степени катагенетической преобразованности, соответствующей зоне нефтяного окна и могли генерировать углеводороды, были построены точечные модели прогрева по скважинам упамянутым выше. В прогибе Сервестснагет главная зона нефтеобразования выделяется в самой нижней части вскрытого скважиной разреза на глубине около 3500 метров. Нижняя часть палеоценовых отложений вскрытых скважиной 7216/11-01 достигла области нефтяного окна только в четвертичное время, во время накопления большой мощности плиоцен-четвертичных ледниково-морских отложений. Таким образом, палеоцен-эоценовые отложения сравнительно недавно начали генерировать углеводороды, при этом в наиболее погруженных участках прогиба.

В вулканической провинции Вестбаккен ГЗН в настоящее время выделяется начиная с глубины порядка 2000 метров, а ГЗГ - начиная с 3000 метров. Палеоценовые и нижне-среднеэоценовые отложения здесь вступили в область нефтяного окна на протяжении среднего-позднего эоцена и в последующее время подверглись нескольким циклам подъема и опускания территории, причем амплитуды подъемов не превышали 500-700 метров. При этом палеоценовый комплекс осадков в олигоцене достиг главной зоны газообразования. В итоге в настоящее время палеоценовые и нижняя часть эоценовых отложений находится в газовом окне, а средняя часть эоценовых отложений в нефтяном.

Принимая во внимание, что палеоцен-эоценовые нефтематеринские толщи содержат органическое вещество (ОВ) гумусо-сапропелевого типа, можно предполагать генерацию как нефтяных, так и газовых углеводородов. Доля последних может быть больше, поскольку очаг нефтегазогенерации в кайнозойских отложениях погружается на большие глубины в сторону хребта Книповича, что увеличивает вероятность генерации газовых УВ. Кроме того, нельзя полностью отрицать участие в формировании газоносности исследуемого региона и мезозойских отложений.

Резервуары, потенциальные для вмещения УВ.

В разрезе осадочного чехла северо-западной Баренцевоморской пассивной континентальной окраины резервуары, перспективные на поиски углеводородов, выделяются в стратиграфических интервалах как палеозойско-мезойской толщи, так и кайнозойской.

Резервуары мезозойского возраста изучены и хорошо описаны в пределах западной, норвежской, части Баренцева моря. К ним относятся: средне-верхнетриасовые дельтовые песчаные пласты, юрские песчаники мелководно-морского генезиса. Нефтегазоносность в их пределах доказана на площадях норвежского шельфа Баренцева моря. На изучаемой площади эти резервуары могут присутствовать в пределах разломной зоны Хорнсунн и в сопредельной части Свальбардской плиты, где породы палеозойско-мезойского возраста залегают на глубинах, доступных для бурения.

Резервуары кайнозойского возраста прогнозоруются по сейсмике и по нефтегазопроявлениям в скважинах. В составе кайнозойского стратиграфического интервала можно выделить два нефтегазоносных комплекса, которые содержат резервуары, перспективные для поиска нефти и газа: палеоцен-эоценовый и миоцен-олигоценовый