Рисунок 2 - Перспективы нефтегазоносности Баренцевской рифтовой системы (по работе [6])
1-3 - перспективные площади на поиски залежей газа и нефти в ловушках нефтегазоносных (НГК), потенциально нефтегазоносных (ПНГК) комплексов: 1 - палеозойского ПНГК, 2 - триасового НГК (наиболее перспективные зоны триасового НГК), 3 - юрского НГК (а - наиболее перспективные зоны, б - перспективные зоны); 4 - перспективные акватории и территории: а - нижнемелового ПНГК, б - триасового НГК (зубцы направлены в сторону распространения комплексов), 5-15 - основные критерии оценки перспектив нефтегазоносности: 5 - глубина залегания поверхности фундамента (штрихи направлены в сторону погружения поверхности фундамента), 6 - контуры акваторий, где глубина залегания подошвы триасового НГК превышает 7 км, 7 - граница замещения карбонатных верхнепалеозойских отложений терригенными (стрелки направлены в сторону распространения терригенных пород), 8-9 - контуры распространения флюидоупоров: 8 - верхнеюрских отложений, 9 - кунгур-артинских отложений; 10-12 - площади развития пород-коллекторов нижне-среднеюрских отложений разного качества: 10 - хорошего, 11 - среднего, 12 - плохого, 13 - зоны отсутствия флюидоупоров в верхнеюрских отложениях; 14 - распространение нефте- (конденсато-) генерирующих (а), газогенерирующих (б) толщ (по В.П. Гаврилову и др., 1993), 15 - месторождения: а - нефтяные, б - нефтегазоконденсатные, в - газоконденсатные, г - газовые; 16 - локальные поднятия, выявленные сейсморазведкой; 17 - бровка шельфа (изобата 600 м). Месторождения газа и газоконденсата: 1 - Северо-Кильдинское, 2 - Мурманское, 3 - Штокмановское, 4 - Ледовое, 5 - Лудловское.
Таким образом, подтверждается вывод большинства исследователей о том, что в качестве перспективно нефтегазоносных комплексов БКР рассматриваются палеозойские, триасовые, юрские, меловые отложения.
Палеозойский нефтегазоносный комплекс (НГК) мощностью 1,5-5 км в пределах БКР залегает на глубинах от 1,0 до 7,0 км. Залежи УВ приурочены к разрезам, накопившимся в рифтовый и эпирифтовый этапы (Тимано-Печорский, Западно-Сибирский тафрогены). Нефтегазопроявления отмечены в породах дорифтового и предрифтового комплексов (трещиноватые породы, кора выветривания фундамента и др.).
Наиболее перспективными разрезы палеозоя рассматриваются в окраинных зонах Баренцевоского тафрогена: Кольско-Канинская моноклиналь (Владимирская, Восточная антиклинали - рифовые ловушки верхнего девона, верхней перми), а также поднятия, включающие своды Ферсмана, Федынского, Адмиралтейского вала, структуры Северо-Карского прогиба (см. рис. 2). Интерес представляет также моноклиналь Тегеттгофа, где предполагается присутствие в разрезе толщи палеозойских карбонатов, содержащих барьерные рифы (О.И. Супруненко и др, 2009). Перспективны также ловушки клиноформ пермского и верхнедевонского возраста [6]. В пределах Баренцевского и Тимано-Печорского тафрогенов наиболее перспективными могут быть карбонатные платформы с органогенными постройками верхнекаменноугольно-нижнепермских пород, накопившиеся в зонах перехода шельфовых карбонатных отложений в глубоководные. К ним можно отнести зоны сочленения рифтов и межрифтовых блоков Тимано-Печорского тафрогена в приразломных структурах (например, Алексеевской, Южно-Долгинской, Полярной, Рахмановской и др.), а также склоны Адмиралтейского вала, восточные склоны выступов Центрально-Баренцевской зоны поднятий (В.П. Гаврилов, 1993; Е.В. Захаров, Ю.Ф. Федоровский, 2004; О.И. Супруненко и др., 2009 и др.). В разрезе палеозойского комплекса Западно-Сибирского тафрогена выявлено несколько промышленных залежей (Новопортовская, Малоичская) и ряд площадей с нефтепроявлениями (Лемок и др.). Залежи приурочены к верхней части разреза палеозоя [1]. Они обычно связаны с трещиноватыми породами, корой выветривания в сложнопостроенных ловушках. С разрезами предрифтового палеозойского комплекса могут быть связаны средние и небольшие по запасам месторождения УВ.
В пределах Мезенского тафрогена потенциально нефтегазоносными являются рифейско-нижневендский (рифтовый) и вендско-нижнекембрийский эпирифтовый комплексы. Зоны нефтегазонакопления могут быть связаны с внутририфтовыми и краевыми частями межрифтовых блоков (Несский, Мезенский), а также со ступенями на склонах грабенов (Д.А. Астафьев, 2001).
Триасовый НГК. В разрезе эпирифтового триасового НГК Баренцевского тафрогена выявлены месторождения газа (Мурманское и Северо-Кильдинское), а на территории Тимано-Печорского - залежи газа и нефти на ряде месторождений. В Норвегии в рифте Хаммерфест выявлено нефтегазовые месторождения Снёвит, Голиаф. Мощность триаса в рифтах достигает 5-7,5 км. Триасовый НГК Западно-Сибирского тафрогена связан с рифтовым комплексом. В северной его части разрез триаса пока не вскрыт бурением, в более южных районах триасовые залежи известны на нескольких площадях. Наиболее крупными среди них являются залежи Рогожниковского нефтяного месторождения. Породы триаса Баренцевского тафрогена мощностью более 6,0 км накапливались в прибрежно-морских и континентальных условиях. Зоны нефтегазообразования приурочены к глубокопогруженным Южно-Баренцевской и Северо-Баренцевской надрифтовым депрессиям, которые обладают повышенным тепловым потоком. Плотность теплового потока в пределах Южно-Баренцевской надрифтовой депрессии достигает 150 мВт/м2, который сменяется зонами пониженного значения - до 60 мВт/м2. Разрезы триаса, обогащенные рассеянным органическим веществом (РОВ) сапропелевого типа, приурочены к Западно-Баренцевской зоне узкораскрытых рифтов в пределах Норвегии, а в российской части тафрогена установлен преимущественно гумусовый тип РОВ. На формирование триасового НГК значительное влияние оказала тектоническая и вулканическая деятельность. Широко развиты фации подводных русел, песчаники, которые часто являются хорошими коллекторами УВ. Именно с ними следует связывать выявление новых месторождений. В верхней части разреза триаса на склонах поднятий закартированы врезы, заполненные песчаными телами, то есть залежи в пластах триаса имеют пластово-линзовидное строение (В.П. Гаврилов и др., 2010). Залежи подобного типа могут быть выявлены в пределах приподнятых межрифтовых выступов (Федынского, Годинского, Восточно-Годинского, Демидовского, Центрально-Баренцевского, Северо-Надеждинского, Лудловского, Западно-Лудловского), на склонах инверсионных валов (Персейского, Альбановского, Вильчековского, Гусиноземельского, Теребиловского, Западно-Надеждинского), которые в процессе их воздымания расчленялись врезами, заполненными песчаными телами.
Юрский НГК широко распространен в Западно-Сибирском, Тимано-Печорском, Баренцевском тафрогенах. Мощность комплекса меняется от 300-400 до 5000 м. Залежи газа и газоконденсата в пределах Баренцевского тафрогена обнаружены в разрезе средней юры. Залежи УВ в юрских отложениях на суше Западно-Сибирского тафрогена выявлены на многих площадях п-ова Ямал. На шельфе разрез юры не вскрыт.
Наиболее перспективными в пределах Баренцевского тафрогена следует считать западную часть Лудловской зоны выступов, Восточно-Федынский, Восточно-Персейский, Ферсмановский выступы, Демидовскую, Западно-Лудловскую, Западно-Штокмановскую структуры. Газоматеринские толщи здесь приручены к глинистым разрезам средней и верхней юры. Значительная по мощности (100-200 м) и достаточно однородная по составу глинистая толща верхнеюрского и частично мелового возраста на большей части тафрогена является надежным флюидоупором [6 - 8]. Наилучшими коллекторскими свойствами обладают отложения ранне-среднеюрского возраста (А.В. Толстиков, 2005). Наиболее перспективные зоны нефтегазонакопления предполагаются в пределах инверсионных валов, например, Штокмановского, Лунинского, Персейского и др., приподнятых блоков, например, Лудловского, Западно-Лудловского и др.
Меловой НГК нефтегазоносен в пределах Западно-Сибирского тафрогена (Русановское, Ленинградское, месторождения п-ова Ямал). Максимальная мощность комплекса приурочена к Южно-Баренцевской надрифтовой депрессии (2 км), Нордкапскому грабену (4,5 км), к периферии депрессии мощность меловых отложений сокращается до 260 м (Северо-Кильдинская площадь). Нижнемеловые отложения, накопившиеся в условиях шельфа, приливно-отливной зоны и суши рассматриваются в качестве возможно нефтегазоносных. Наиболее вероятные зоны нефтегазонакопления в нижнемеловом разрезе можно связывать с песчаными телами Западно-Баренцевской, южной частью Восточно-Баренцевской рифтовых зон, с Нордкапским грабеном. Открытие крупных и средних по запасам месторождений в разрезе мелового НГК прогнозируется в пределах Приновоземельской (Скуратовский вал), Ямальской, Уренгойской рифтовых зон Западно-Сибирского тафрогена.
Таким образом, наиболее перспективными являются эпирифтовый (Западно-Сибирский, Баренцевский тафрогены) и рифтовый (Тимано-Печорский, Баренцевский тафрогены) комплексы. Дорифтовый и предрифтовый комплексы недостаточно изучены, однако они могут рассматриваться как потенциально перспективные на поиски залежей УВ небольшого размера [8, 9].
Рекомендации по дальнейшему изучению тафрогенов и поискам месторождений УВ
Основные перспективы увеличения прироста запасов газа и нефти в России связаны с Западно-Сибирским, Баренцевским, и Тимано-Печорским НГБ. Для уточнения геологического строения и оценки перспектив нефтегазоносности БКР предлагаются следующие виды региональных исследований и поисково-разведочных работ:
Региональные исследования. Рекомендуется отработка региональных геофизических профилей (сейсморазведка, гравиразведка, магниторазведка), пересекающих рифтовые зоны в продольном (АР-Рифт-1) и поперечном (АР-Рифт-2) направлениях и бурение параметрических скважин с поисковыми задачами: 1-Ф - Федынского, 1-ТГ - Тегеттгофа, для привязки сейсмических горизонтов, изучения строения и нефтегазоносности разреза. В результате будет уточнено геологическое строение Южно-Баренцевской, Северо-Баренцевской впадин и Северо-Карского прогиба. Скважина 1-Ф (Федынского) планируется в пределах антиклинали Центральная свода Федынского на глубину 4800 м с целью вскрытия пермских карбонатных отложений. Предполагается, что скважиной будут вскрыты породы эпирифтового (Т3-К) и рифтового (Т2-Р) комплексов, кровля юрских терригенных отложений залегает на глубине 1000 м, кровля триаса - на глубине 1500 м, кровля перми - на глубине 4650 м. Скважина 1-ТГ планируется в пределах моноклинали Теггетгофа. Предпологается вскрыть скважиной рифовые отложения палеозоя. Расположение и глубина скважины будут уточнены после проведения детальных сейсморазведочных работ.
Поисково-разведочные работы.
Баренцевский тафроген. К поисково-разведочным работам первой очереди относятся: поиски залежей газа и нефти в терригенных отложениях эпирифтового (нижняя - средняя юра), рифтового (триас) тектонических комплексов Южно-Баренцевской надрифтовой депрессии. Для проверки наличия локальных поднятий, выделенных в результате компьютерного моделирования, рекомендуется: а) провести поисковые сейсморазведочные работы 2D на объектах: 73, 75, 84, 85, расположенных в перспективных зонах Восточно-Баренцевской рифтовой зоны, б) в случае положительного результата, осуществить площадные сейсморазведочные работы на объектах, в пределах которых подтверждено наличие локальных поднятий, в) осуществить отработку поперечных сейсмических профилей на поднятии 141 Ямальской рифтовой зоны.
К первоочередным объектам поисков УВ относятся карбонатные отложения пассивноокраинного тектонического комплекса (палеозой) в пределах Кольско-Канинской моноклинали, где предполагается открытие крупных месторождений УВ, а также отложения верхнего палеозоя Адмиралтейского выступа (Адмиралтейская, Пахтусовская структуры) (Е.В. Захаров и др., 2012). Направлениями геологоразведочных работ второй очереди являются поиски залежей УВ в неантиклинальных ловушках: а - клиноформ в разрезе палеозоя, б - песчаных тел нижнего - среднего триаса, заполняющих врезы межрифтовых выступов. Ловушки клиноформ прогнозируются в восточной части Адмиралтейского выступа. Песчаные тела во врезах предполагаются на склонах приподнятых блоков: Демидовского, Северо-Надеждинского, Лудловского, Годинского и на склонах инверсионных валов - Альбановского, Вильчековского, Гусиноземельского, Теребиловского.
Западно-Сибирский тафроген (северная часть). Направлениями работ первой очереди являются поиски залежей нефти и газа в разрезах эпирифтового тектонического комплекса (юра-мел): а) в пределах приподнятых блоков межрифтовых зон (Русановско-Скуратовский, Северо-Ямальский, Гыданский, Юрацкий), б) в пределах инверсионных валов и приподнятых блоков, осложненных молодыми (олигоцен-неогеновыми) сдвигами (Харасавэй-Крузенштерновский, Бованенковский, Нурминский, Ямбургский и др.) [2].
Помимо отмеченного выше рекомендуется бурение глубокой поисковой скважины 1-Р, глубиной до 5,0 км на Русановском газоконденсатном месторождении для вскрытия новых перспективных горизонтов в эпирифтовом комплексе нижнего мела, юры и верхов триаса.
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ
1. Проанализировано геологическое строение Баренцево-Карского региона (составлены литолого-стратиграфические разрезы различных частей акваторий и территорий и схемы их сопоставления; рассмотрена геодинамическая эволюция, с учетом которой составлено 17 литолого-палеогеографических схем БКР (от девона до палеогена)).
2. Рассмотрены современные представления о рифтогенезе, схемы классификаций рифтов, приведены характерные признаки континентальных палеорифтов (структурные, геоморфологические, магматические, геофизические, формационные и др.), описаны принципы выделения тафрогенов, рифтовых зон, отдельных рифтов. Учитывая это, показано формирование нефтегазоносных бассейнов, в зависимости от масштабов расхождения в рифтах, проявления инверсии. Отмечена особая роль сдвигов в образовании пул-апарт-бассейнов.
3. Показаны особенности строения кайнозойских континентальных рифтов мира, основные характеристики которых учтены при систематизации рифтовых систем БКР. Приведены примеры образования палеорифтов.
4. Усовершенствован принцип тектонического районирования и на этой основе уточнено тектоническое строение БКР (выделены глубинные плитотектонические структуры и уточнены контуры структур осадочного чехла с помощью компьютерного моделирования структурной поверхности фундамента).
5. В пределах БКР выделены тафрогены (Баренцевский, Западно-Сибирский, Тимано-Печорский, Мезенский, Евразийский), которые сыграли определяющую роль в формировании НГБ разных типов: континентальных рифтов и надрифтовых депрессий (Баренцевский ГНБ, Западно-Сибирский НГБ), пассивных континентальных палеоокраин (Тимано-Печорский НГБ, Мезенский ПНГБ), океанических рифтов (Амеразийский, Норвежско-Гренландский ПНГБ), в пределах которых уточнена литолого-палеогеографическая обстановка, показано размещение выявленных и прогнозируемых ловушек нефти газа.