Голынчик Петр Олегович
Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук
|
содержание |
На западе Баренцевоморской континентальной окраины, включая часть шельфа, склон, подножие склона и прилегающую глубоководную впадину, сформировался на кайнозойском этапе развития этого региона осадочно-породный бассейн, обладающий всеми чертами нефтегазоносного. Кайнозойский бассейн Западно-Баренцевоморской окраины заложился на коре континентального типа в условиях сдвигово-раздвиговой тектоники.
В эоценовую эпоху бассейн Западно-Баренцевоморской континентальной окраины развивался обособленно в пределах региональной сдвиовой системы Де Гир и имел тектоническую структуру . На этом этапе его развития в его пределах выделяются два депоцентра осадконакопления прогиб Сервестснагет и вулканическая провинция Вестбаккен, разделенные серединной разломной зоной Кнелега. В начале олигоценовой эпохи бассейн осадконакопления расширил свои границы и депоцентр осадконакопления сместился в сторону современной океанической впадины. В результате, основная мощность палеоцен-эоценового осадочного комплекса сконцентрирована в пределах сдвиго-раздвиговой рифтовой части бассейна, а основная мощность олигоцен-миоценовых комлпексов отложений сконцентрирована в пределах Поморского прогиба.
На кайнозойском этапе развития бассейна формировались различные лито-фациальные комплексы отложений от прибрежно-морских и мелководно-морских до глубоководных турбидитных фаций. При этом наиболее благоприятными для формирования резервуаров нефти и газа фации явились дельтовые и авандельтовые отложения, русловые отложения, отложение прирусловых валов подводных каналов и отложения турбидитных систем. Резервуары выделены как в отложениях палеоцен-эоценового возраста, так и в отложениях олигоцен-миоценового комплекса.
В бассейне Заппадно-Баренцевоморской континентальной окраины выделены два очага нефтегазообразования. Один очаг включает палеоцен-эоценовые нефте-газоматеринские отложения (I тип), второй очаг охватывает больший интервал разреза от палеоцен-эоценовых, олигоценовых до миоценовых преимущественного газоматеринских отложениях (II тип). Зрелость кайнозойских нефтегазоматеринских отложений зависит, главным образом, от геотермического режима палеобассейна и от дополнительного локального прогрева за счет внедрения интрузивных магматических тел, а не от глубины залегания пород.
Анализ взаимоположения основных очагов нефтегазообразования и зон развития резервуаров позволяет считать наиболее перспективными объектами для поиска скоплений углеводородов отложения среднего эоцена, имеющих турбидитный генезис в пределах разломной зоны Хорнсунн и песчаные тела олигоцен-миоценового комплекса различного генезиса в Поморском прогибе. При этом необходимо учитывать доступность объектов поиска для бурения.
Стоит отметить, что неоднократное чередование стадий поднятия и опускания региона, сопровождающихся событиями эрозионного характера негативно сказалось на сохранности скоплений нефти и газа. Этот факт, несомненно, увеличивает риски при бурении перспективных объектов и должен быть обязательно учтен. Также к дополнительным рискам при бурении должны быть отнесены многочисленные небольшие скопления газа в верхнем комплексе ледниково-морских отложений.
| 