Геологическое строение и нефтегазоносность северной части Баренцева моря

 

 

 

 

 

 

 

РЕФЕРАТ

 к работе:

«Геологическое строение и нефтегазоносность северной части Баренцева моря»

 

 

 

 

 

 

 

В работе представлены результаты обобщения комплексных геофизических исследований, включающих сейсморазведку МОВ ОГТ, надводную гравиметрию и дифференциальную гидромагнитометрию в объеме 30 000 пог.км,  выполненных ОАО «Морская арктическая геологоразведочная экспедиция» (МАГЭ) по заказу Федерального агентства по недропользованию (Роснедра) в период 2006-2012 годов.

Район исследования расположен в северной части шельфа Баренцева моря между арх. Шпицберген и о. Северным арх. Новая Земля. Северная граница района проходит южнее островов арх. Земля Франца-Иосифа (ЗФИ), западная совпадает с современной Российско-Норвежской границей. Расстояние от исследуемого участка до архипелага Шпицберген составляет приблизительно 180 – 220 км, до островов Земли Франца-Иосифа порядка 30 – 35 км, восточная граница почти совпадает с береговой линией арх. Новая Земля.

Северная часть Баренцева моря характеризуется полярным морским климатом с продолжительным зимним периодом, коротким летом, малой годовой амплитудой температуры воздуха, большой относительной влажностью. Среднемесячная температура воздуха над акваторией в течение года колеблется от – 8,9°C в марте до 6,2°C в августе. Летний абсолютный максимум температуры отмечался в июле (23,7°C), зимний абсолютный минимум – в феврале и марте (-30°C). Количество дней со штормовым ветром летом составляет 1-3 дня, зимой 8-10 дней. Повторяемость штормовых ветров составляет 12 %, летом –1-2 %, непрерывная продолжительность очень сильных ветров не превышает 12-18 часов. Преобладающее направление ветров - северное и северо-восточное. Скорость ветра до 6-12 м/сек. Летом сильные ветры сравнительно редки, с июня по август повторяемость волнения свыше 5 баллов составляет 15%. Наибольшее волнение наблюдается осенью (октябрь), когда среднее число дней со штормами достигает 7 дней в месяц.

В рамках обобщающих тематических исследований изучен глубинный структурно-тектонический план, структурные и литолого-фациальные особенности разреза осадочного чехла Северо-Баренцевского шельфа в виде сводных структурных карт по основным отражающим границам осадочного чехла (по горизонтам VI (PR2- PZ1?), III2(D3), Ia(С3-P3), А(Р-T), А2(Т2), А3(Т3), Б(Т-J), В(J-K), Гn(К1nc) и Г2(К1-К2)), карт мощности сейсмостратиграфических комплексов, сейсмических разрезов в глубинном масштабе, а также схем структурно-тектонического районирования Северо-Баренцевского шельфа.

Стратиграфическая привязка отражающих горизонтов Ia, А, Б, В, Гn проведена путем передачи корреляции от морских скважин Адмиралтейская-1, Крестовая-1, Ледовая-1, Лудловская-1, Лунинская-1. Поверхность предфранского размыва III2, отражающая тектоническую стабилизацию всего Баренцевоморского шельфа, отчетливо проявляется на временных сейсмических разрезах, как угловое несогласие эрозионного типа.

В волновом поле временных разрезов МОВ ОГТ выделены следующие сейсмогеологические комплексы (СК): нижне-среднепалеозойский, верхнедевонско-среднепермский, средне-верхнепермский, триасовый, юрский и меловой,  дана их подробная сейсмостратиграфическая и структурная характеристика.

Структурно-тектоническое районирование выполнено по двум стратиграфическим уровням - по кровле гетерогенного фундамента (VI (PR2- PZ1?)) и по осадочному чехлу, основой для чего послужила структурная карта по кровле пермских отложений (А(Р-T)). В структурном плане поверхности фундамента выделяются шесть надпорядковых элементов - региональная ступень Франц-Виктория, Александровская региональная ступень, Северо-Баренцевская и Восточно-Баренцевская синеклизы, разделенные Альбановско-Горбовским порогом и Предновоземельская структурная область. На крайнем северо-западе района обобщения, по отсутствию отложений осадочного чехла  выделено сводовое поднятие Северо-Восточной Земли.

Произведен прогноз зон развития объектов возможного углеводородо- накопления. Анализ распределения мощностей сейсмогеологических комплексов, условий их залегания, обстановок осадконакопления и возможного литологического состава, позволили выделить кроме антиклинальных структурных ловушек возможные зоны развития ловушек неструктурного типа перспективные в нефтегазоносном отношении. Именно об этих зонах следует поговорить особенно подробно, так как они имеют широкое распространение, значительные площади и, учитывая тот факт, что гигантских антиклинальных поднятий в северной части Баренцева моря не выявлено представляют большой интерес, особенно в нефтеносном отношении.

При подсчете прогнозных ресурсов Северо-Баренцевского шельфа был использован комплект структурных карт по основным отражающим горизонтам, карты мощностей, отражающие характер распространения потенциальных коллекторов и флюидоупоров на площади исследований, и имеющиеся сейсмогеологические разрезы.

На основе структурных карт составлены подсчетные планы с выделением на них расчетных участков (РУ) согласно особенностям изменения структурной поверхности. Плотность прогнозных ресурсов для каждого конкретного участка определялась, исходя из эталонной плотности, с использованием коэффициентов аналоги (Кан), учитывающих структурное положение расчетного участка, количество выделенных локальных объектов в его пределах, типа предполагаемых коллекторских толщ и флюидоупоров, особенностей миграции и возможности аккумуляции УВ. Подсчитаны прогнозные ресурсы, как по отдельным ПНГК, так и по всему осадочному чехлу.

Подсчет прогнозных ресурсов проведен согласно «Методическому руководству по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России».  Использован геологический метод регионального прогноза – метод геологических аналогий, а подсчет прогнозных ресурсов осуществлен посредством способа удельных плотностей запасов на единицу площади.

Для подсчета прогнозных ресурсов Северо-Баренцевского шельфа выбраны восемь эталонных участков. Два из них: Мурманский и Ледовый являются внутренними эталонами. Остальные эталонные участки – внешние. При выборе внешних эталонов учитывались сходство как геологической модели эталона и рассчитываемого нефтегазоносного комплекса, так и генетические особенности формирования нефтегазоносных комплексов (НГК) эталона и подсчетного комплекса, а именно: идентичность бассейнов седиментации в которых сформировались эталонный и подсчетный комплексы, идентичность литологического состава предполагаемых продуктивных отложений, идентичность предполагаемых типов ловушек в подсчетном комплексе и в эталоном участке и т.д.

Оценка ресурсов осадочного чехла проведена до глубины 7000 м. Критерием послужила предельная глубина бурения скважин. Исходя из этого, расчетные участки (РУ) для палеозойских ПНГК выделены только в западной и восточной частях изучаемой площади. В свою очередь, в центральной части площади подсчет ресурсов проведен только по триасовому, юрскому и меловому нефтегазоносным комплексам, поскольку палеозойские комплексы залегают ниже отметки 7000 м. Мезозойские НГК в западной и восточной частях площади частично выклиниваются, а частично размыты и, как следствие, распространены не на всей акватории.

Прогнозные ресурсы осадочного чехла Северо-Баренцевского шельфа до глубины 7 000 м составляют 23439,4 млн.т.у.т., из них на долю извлекаемых ресурсов приходится 18014,88 млн.т.у.т..

Прогнозные ресурсы Центрально-Баренцевской ПНГО составляют 5825,19 млн.т.у..т., извлекаемые – 3523,67 млн.т.у.т..; прогнозные ресурсы Северо-Баренцевской ПНГО составляют 4034,79 млн.т.у.т., извлекаемые – 3921,61 млн.т.у.т.;.; прогнозные ресурсы Альбановско-Горбовской ПНГО составляют 4996,94  млн.т.у.т., извлекаемые – 4748,85 млн.т.у.т.; прогнозные ресурсы ПНГО Святой Анны составляют 4125,9 млн.т.у.т., извлекаемые – 3224,35 млн.т.у.т.; прогнозные ресурсы Адмиралтейско-Приновоземельской самостоятельной ПНГО составляют 4456,58 млн.т.у.т., извлекаемые – 2596,4 млн.т.у.т.. Из приведенного подсчета видно, что наиболее перспективными в пределах Северо-Баренцевского шельфа являются Центрально-Баренцевская ПНГО, Альбановско-Горбовская ПНГО и Адмиралтейско-Приновоземельская ПНГО.

Суммарная величина локализованных ресурсов составляет 3991,41 млн.т.у.т. Из них 2147,64 млн.т.у.т. приходится на наиболее крупные локальные антиклинальные структуры: Александровскую, Северную, Орловскую, Северо-Новоземельскую, Варнекскую и Пахтусовскую.

Исходя из оценки прогнозных ресурсов наиболее высокими перспективами обладают пермские, триасовые и юрские отложения, причем, если отложения перми являются более перспективными в западной части акватории, где  они выходят на глубины, вполне комфортные для бурения, то в центральной части они залегают достаточно глубоко и здесь ведущая роль принадлежит уже триасовому и юрскому НГК.