Большакова Мария Александровна
Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук
|
содержание |
В пределах БМШ выделяются: Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн (НГБ) (его акваториальное продолжение), Баренцевоморский НГБ и Свальбардский НГБ.
В разрезе выделяются три крупных осадочных комплекса: палеозойский терригенно-карбонатный; верхнепермско-триасовый терригенный; юрско-меловой терригенный.
Отложения палеозойского терригенно-карбонатного комплекса на доступных для бурения глубинах развиты только по периферии основных депоцентров седиментационного бассейна. Этот комплекс на акваториальном продолжении Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна содержит основную часть доказанных запасов нефти и газа и делится здесь на два самостоятельных нефтегазоносных комплекса (НГК): 1) Ордовикско-верхнедевонский (нижнефранский) нефтегазоносный комплекс; 2) Верхнедевонско (верхнефранско)-нижнепермский нефтегазоносный комплекс, каждый из которых включает в себя региональный резервуар и региональную покрышку.
Верхнепермско-триасовому терригенному комплексу, слагающему большую часть разреза рассматриваемого седиментационного бассейна, соответствует одновозрастный нефтегазоносный комплекс. Региональный резервуар комплекса объединяет алеврито-песчаные породы верхней перми и песчано-алевритовые отложения нижнего триаса. Верхняя часть резервуара включает в себя континентальные фации на юге, сменяющиеся к северу лагунно-континентальными и далее морскими фациями. Коллекторы поровые (пористость 14-16%) и порово-трещинные развиты преимущественно в верхней (триасовой) толще резервуара.
Нижняя (верхнепермская) толща резервуара на поднятиях Центрально-Баренцевское и Персея может содержать, наряду с терригенными, и карбонатные породы. В западной зоне поднятий присутствуют коллекторы с вполне удовлетворительными емкостно-фильтрационными свойствами. Такие коллекторы присутствуют и в верхнепермских отложениях на Кольской моноклинали, и в Печорской синеклизе. В зонах глубокого залегания верхнепермских отложений и в Приновоземельской структурной зоне сохранились лишь порово-трещинные коллекторы.
Флюидоупорами служат глинистые толщи среднего и верхнего триаса.
В региональном верхнепермско-нижнетриасовом резервуаре обнаружены нефтяные залежи на Песчаноозерской, Таркской и Северо-Гуляевской площадях: газовые - на Песчаноозерской, Северо-Кильдинской и Мурманской площади.
Юрско-меловой (юрско-неокомский) терригенный нефтегазоносный комплекс слагает большую часть верхнего терригенного комплекса осадочного чехла Баренцевского шельфа.
Региональным резервуаром является нижняя часть нижне-среднеюрской части юрско-мелового комплекса. Отметки кровли резервуара не превышают 2500 м, а его мощность максимальна в центральной части Южно-Баренцевской впадины, где она больше 800 м. Второй депоцентр приурочен к Северо-Баренцевской впадине, и в обеих впадинах на бортах толща характеризуется максимальной песчанистостью. В основании средней юры прослеживается достаточно выдержанная по простиранию алеврито-глинистая пачка мощностью до нескольких десятков метров, которая рассматривается как локальная покрышка для депоцентров Южно- и Северо-Баренцевской впадин. В рассматриваемом резервуаре открыты газоконденсатные залежи на Штокмановской и Ледовой площадях.
Наиболее крупные газовые и газоконденсатные залежи в юрско-меловом комплексе контролируются региональной покрышкой среднеюрско-раннемелового возраста, представленной преимущественно алевритовыми и глинистыми породами суммарной мощностью от 300 до 800 м, также возрастающей от бортов к центру впадин. При мощности средне-верхнеюрской части покрышки более 300 м в ней появляются алеврито-песчаные тела мощностью до нескольких десятков метров (пористость 20-25%). Скорее всего, они представляют собой конусы выноса рек. К этим существенно песчаным телам приурочены залежи газоконденсата на Штокмановской и Ледовой площадях и газа - на Лудловской площади. В качестве вероятных нефтегазоматеринских толщ для комплекса рассматриваются алеврито-глинистые породы среднего-верхнего триаса и <черные глины> верхней юры.
В верхней части юрско-мелового терригенного комплекса над неокомской региональной покрышкой иногда выделяют меловой нефтегазоносный комплекс, отложения которого широко распространены на большей части Баренцевского региона.
Проницаемая часть разреза представлена в основном субугленосными толщами аптского возраста, коллекторы встречаются также в верхних частях неокома и нижнего - среднего альба. Общая мощность проницаемой части достигает 600 м, пористость- 18%.
Покрышки, развитые в верхнемеловых отложениях, имеют незначительную мощность, а в районе поднятий опесчаниваются и в некоторых случаях размыты.
Продуктивность отложений не установлена, но при проходке этой части разреза повсеместно отмечались высокие газопоказания.
В норвежском секторе Баренцева моря известны две непромышленные залежи нефти в песчаниках нижнего мела во впадине Хаммерфест, кроме того в Карском море обнаружены уникальные по запасам газа и газоконенсата Русановское и Ленинградское месторождения.
В Баренцевоморском бассейне открыто пять месторождений: Мурманское, Северо-Кильдинское, Штокмановское, Ледовое и Лудловское. Первые два - газовые, они расположены по юго-западной периферии бассейна, в них продуктивен триасовый комплекс, а остальные расположены в центральной части бассейна, два из них - Штокмановское и Ледовое являются газоконденсатными, а Лудловское - газовое, в этих месторождениях продуктивен юрский комплекс.
В норвежской части Баренцева моря известны две группы небольших месторождений, пространственно связанных с пограничными зонами бассейнов Хаммерфест и Нордкап. Залежи в основном газовые, открыты в резервуарах преимущественно юрских, верхнетриасовых и в незначительной степени нижнемеловых отложений. При этом на месторождения Сновит и Аскеллад приходится половина открытых здесь газовых ресурсов (Spenser A.M., Birkeland О., Koch J.-O., 1993).
| 