WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Авторефераты по темам  >>  Разные специальности - [часть 1]  [часть 2]

Геологическое строение и нефтегазоносность северо-восточной части Баренцева моря по геофизическим данным

Автореферат кандидатской диссертации

 

На правах рукописи

 

 

Павлов Сергей Петрович

 

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ БАРЕНЦЕВА МОРЯ

ПО ГЕОФИЗИЧЕСКИМ ДАННЫМ

 

 

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ: 25.00.10 - геофизика, геофизические методы поисков

полезных ископаемых

 

 

 

 

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата геолого-минералогических наук

 

 

Мурманск

2012 г.


Работа выполнена в ОАО «Морская арктическая

геологоразведочная экспедиция»

 

Научный руководитель:             Доктор геолого-минералогических наук

Холмянский Михаил Аркадьевич

Официальные оппоненты:          Доктор геолого-минералогических наук

Павленкин Анатолий Дмитриевич

Кандидат геолого-минералогических наук

Ананьев Василий Викторович

Ведущая организация:                Федеральное государственное унитарное

научно-производственное предприятие

по морским геологоразведочным работам "Севморгео", г. Санкт-Петербург

Защита состоится  «18»  мая 2012 г. в 11 часов на заседании диссертационного Совета Д 216.002.01 при Федеральном государственном унитарном предприятии Всероссийский научно-исследовательский институт геологии и минеральных ресурсов Мирового Океана имени И.С. Грамберга (ФГУП ВНИИОкеангеология) адресу 190121, Санкт-Петербург, Английский пр. д.1, зал заседаний Ученого совета.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГУП «ВНИИОкеангеология им. И.С. Грамберга» по адресу: Санкт-Петербург, наб. р. Мойка, д. 120, 1 этаж; текст автореферата на сайте htt://www.vniio.ru, vak2.ed.gov.ru/canalogi.

Автореферат разослан «16» апреля 2012 г.

Ученый секретарь                                                                   И.А. Андреева

диссертационного Совета

Д 216.002.01

Кандидат геолого-

минералогических наук

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы.

Континентальный шельф Российской Федерации рассматривается в качестве важнейшего резерва развития нефтегазодобывающей промышленности страны. Площадь российского шельфа составляет 6,5 млн. км2, в том числе 4,1 млн. км2 перспективных на нефть и газ, в пределах которых начальные суммарные извлекаемые ресурсы (НСР) УВ составляют около 100 млрд. т. (Варламов и др., 2011).

Баренцево-Карский шельф российской Арктики обладает наибольшим ресурсным потенциалом УВ-сырья. Вместе с тем изученность Баренцева моря очень не равномерная. В целом плотность сейсмических профилей в Баренцевом море составляет 0,48 км/км2, при это большая часть профилей расположена в юго-восточной и центральной частях Баренцева моря. Рассматриваемый регион до последних лет оставался наименее изученным на всем Западно-Арктическом шельфе. До 1980 г. представления о его строении базировались исключительно на гравимагнитных данных (Грамберг, Пискарёв, 2000). Первые сейсмические профили появились в 1982 г., когда ОАО "Морская арктическая геологоразведочная экспедиция" (МАГЭ) начала проводить систематические сейсмические работы. B результате этих исследований к 1990 г. были составлены первые схемы изохрон и структурно-тектонические схемы. Итоги этих работ были подведены при составлении листа Государственной геологической карты (Геологическая карта…, 2004, 2006) и подробно изложены в обобщающей монографии «Геология и полезные ископаемые России» (Арктические моря) (Геология …., 2004).

Работы по составлению листов Т - 37–40 и Т - 41–44 геологической карты позволили аккумулировать все геолого-геофизические материалы по данному региону с привлечением островной суши, архипелагов Земля Франца Иосифа и Новая Земля. Комплекты карт, построенные по итогам этих работы, заложили основы выделения литологических и сейсмогеологических комплексов осадочных бассейнов (Шипилов, Шкарубо, 2010), основы структурно-тектонического районирования региона и дали уточненную оценку перспектив нефтегазоносности акватории.

Значительную роль в понимании геологического строения региона сыграли опорные профили, отработанные ФГУНПП "Севморгео" в 2003-2007 гг. Созданная за последнее время сеть опорных геолого-геофизических профилей (Верба, Иванова, Кацев, 2001; Матвеев и др., 2005, 2006, 2007; Рослов и др., 2008) и в особенности профиль 4-АР (Сакулина и др., 2007, 2009), позволили по-новому взглянуть на глубинное строение региона, структуру осадочного чехла (Ivanova, 1997, 2001; Ivanova et. al, 2005, 2011), историю тектонического развития (Верба и др., 2007; Верба, Иванов, 2009, 2010) и, как следствие, переоценить перспективы нефтегазоносности региона. Отличительной особенностью этих работ были комплексные геохимические работы, которые позволили не только выявить наличие прямых признаков нефтегазоносности, но более того, предположить наличие нефтяного месторождения в пределах ступени Тегеттгофа (Иванов и др., 2008, 2009).

Было установлено наличие в регионе четырех существенно различных комплексов осадочного чехла: рифей-кембрийского терригенного; ордовик-каменноугольного, преимущественно карбонатного, и двух мезозойских: трансгрессивно залегающих на палеозое терригенного триасового и угленосного мелового. Эти работы позволили существенно уточнить и сделать более надежным геолого-геофизическое районирование региона и наметить перспективы его нефтегазоносности (Супруненко и др., 2009).

Но вместе с тем, редкая сеть наблюдений, отсутствие разведочных и параметрических скважин не позволяли дать однозначный ответ  об истории геологического развития региона и о наиболее перспективных в нефтегазоносном отношении сейсмогеологических комплексах.

Для уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности восточного борта Северо-Баренцевской впадины ОАО МАГЭ была отработана региональная сеть (25х35 км) комплексных геофизических профилей общим объемом 7000 пог. км. Региональные комплексные геофизические работы включали сейсморазведку МОВ ОГТ 2D, надводную гравиметрию и дифференциальную гидромагнитометрию.

Исследования, проведенные с участием автора, в этом очень слабо изученном регионе, позволили существенно уточнить его геологическое строение (Казанин и др., 2011), провести более обоснованное структурно-тектоническое и нефтегазоперспективное районирование (Казанин и др., 2010), сделать уточненный прогноз нефтегазового потенциала (Казанин и др., 2009). Анализ результатов этих работ и положен в основу диссертации.

Цель работы.

Изучить геологическое строение и оценить перспективы нефтегазоносности Северо-Баренцевской впадины (СБВ).

В ходе подготовки диссертации нужно было решить следующие задачи:

Фактический материал и личный вклад автора.

Основой для работы являлись комплексные геофизические профили региональной сети (25*35 км) общим объемом 7000 пог. км, отработанной ОАО МАГЭ и включающие сейсморазведку МОВ ОГТ 2D, надводную гравиметрию и дифференциальную гидромагнитометрию, а также профили выполненные ранее. Кроме этого были использованы материалы ВНИИОкеангеология им. И.С. Грамберга, ФГУНПП «Севморгео», ОАО «Севморнетфегеофизика», ВНИГНИ.

В процессе исследований, в которых автор принимал участие, как в качестве научного руководителя, так и непосредственного исполнителя работ, изучены геологические и геофизические характеристики осадочного чехла Баренцева моря. Общая длина комплексных геофизических профилей, использованных в работе, превышает 10 000 пог. км.

Результаты диссертационной работы получены в итоге авторского углубленного анализа литературных источников и полевых исследований на акватории Северо-Баренцевской впадины. Под руководством и при непосредственном участии автора разработан пакет методических документов, связанных с дальнейшим изучением указанной акватории. Обоснованием для продолжения выполняемых в настоящее время работ явились, в том числе, и результаты, представляемые в диссертационном исследовании.

Научная новизна.

Апробирована и доработана методология и технология региональных комплексных геолого-геофизических исследований. Получены новые данные о структуре осадочного чехла и истории геологического развития Северо-Баренцевского осадочного бассейна. Вы делены наиболее перспективные в нефтегазоносном отношении сейсмогеологические комплексы.

Практическая значимость работы.

Ряд положений диссертационного исследования был использован при обосновании проведения более детальных нефтегазопоисковых работ на наиболее перспективных участках, выполняемых в настоящее время в рамках государственных программ РОСНЕДРА.

Результаты комплексных работ использованы при составлении листов Государственной Геологической карты, включающих изученный соискателем регион, учтены при оценке запасов углеводородного сырья в нём.

Отдельные положения, работы использованы при составлении тектонической карты арктического региона масштаба 1:5 000 000.

В результате работы, под научным и техническим руководством автора, на базе сформулированных алгоритмов, создан специализированный ГИС модуль. Результаты исследований используются при чтении курсов «Геология арктического шельфа России» и «Нефтегазоносность арктического шельфа» в Санкт-Петербургском Государственном Университете.

Защищаемые положения.

  • Современные методики интерпретации сейсмического волнового поля в сочетании с моделированием, выполненным по ряду параметров - скорость, плотность, намагниченность - показали нарастание мощности отложений средне-верхнепалеозойского комплекса в направлении с запада на восток и обратную картину для мезозойских отложений. Позволили выделить в верхнедевонско-нижнепермских отложениях две мощные седиментационные призмы, обусловленные конусами выноса прогибов Седова и Западный Фобос.
  • По данным гравиметрии, магнитометрии и сейсморазведки МОВ ОГТ, в структурном плане кровли нижнего структурно-тектонического этажа прослеживаются три системы разрывных нарушений, имеющих различное время заложения и структурообразующее влияние: субмеридиональная, северо-восточная и северо-западная.
  • В геологическом разрезе северо-восточной части Баренцева моря выделяются два структурно тектонических этажа: нижний и верхний. Нижний - представлен фундаментом, как гетерогенным основанием осадочного чехла и нижнепалеозойским сейсмогеологическим комплексом. В верхнем - выделены сейсмогеологические комплексы, характеризующие палеозойско-мезозойскую историю развития осадочного бассейна: верхнедевонско-нижнепермский, верхнепермский, триасовый, юрский и меловой
  • Структурные, сейсмофациальные, а также волновые особенности сейсмического поля верхнедевонско-нижнепермского сейсмогеологического комплекса позволяют связывать с ним наибольшие перспективы нефтегазоносности.

Апробация работы.

Основные положения диссертации представлялись на отечественных и международных совещаниях, семинарах, конференциях и конгрессах. Среди них необходимо отметить: международную Школу морской геологии (2011, Москва); 33-ий Международный геологический конгресс, Осло (2008); международную конференцию по освоению ресурсов нефти и газа российской Арктики и континентального шельфа СНГ (RAO/CIS OFFSHORE 2009, 2011, Санкт-Петербург), 10-ю международную конференцию «НЕДРА-2010», международные конференции "Нефть и газ Арктики", Мурманск (2006, 2008), Международную научно-практическую конференцию «Геология и геофизика нефтегазовых бассейнов и резервуаров», Сочи (2011).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 18 работ, в том числе 7 статей в рецензируемых журналах, рекомендованных Перечнем ВАК.

Благодарности.

Автор выражает искреннюю признательность всем сотрудникам ОАО МАГЭ, принимавшим участие в сборе, обработке и интерпретации полевых материалов и обсуждении полученных результатов. Автор благодарит своего научного руководителя – доктора геол.-мин. наук М.А. Холмянского за постоянное внимание, поддержку и за большое участие в формировании научного мировоззрения диссертанта. За каждодневную помощь и поддержку в процессе подготовки работы автор признателен своим коллегам по работе: генеральному директору Казанину Г.С., Зайцу И.В., Шкарубо С.И., Кирилловой Т.А., Шлыковой В.В., Тарасову Г.А., Журавлеву В.А., Федухину Н.В., Демидовой А.Л., Васильеву А.И.. Автор благодарен за бесценные советы и поддержку сотрудникам ВНИИОкеангеология им. И.С. Грамберга: генеральному директору Каминскому В.Д., Супруненко О.И., Медведевой Т.Ю., Пискареву А.Л., Поселову В.А., Жолодзу С.М., Зуйковой О.Н., Слинченкову В.И., Константинову В.М. Очень полезным для автора явилось сотрудничество и совместные работы с сотрудниками НП «ЦИТ» - Швецовой С.В., Смирновым И.В.. Огромный массив информации автор почерпнул в обобщающих работах сотрудников ФГУНПП «Севморгео» Вербы М.Л., Ивановой Н.М., Сакулиной Т.С.

Структура и объем диссертации.

Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы, включающего 123 наименований. Общий объем диссертации составляет 161 страница, включая 54 рисунка и 3 таблицы.

Содержание работы.


В первой главе дается подробный анализ предшествующих работ и обосновывается необходимость его дальнейшего изучения. Во второй главе приводится общая геологическая и петрофизическая характеристика акватории диссертационных исследований. В третьей главе излагаются основные методологические и методические принципы проведения комплексных геолого-геофизических работ, предлагаются новые подходы к обработке и интерпретации материалов сейсмических (МОВ ОГТ) и гравимагнитных данных. Для уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности восточного борта Северо-Баренцевской впадины ОАО МАГЭ, под руководством и с участием соискателя, была отработана региональная сеть (25х35 км) комплексных геофизических профилей общим объемом 7000 пог. км. Региональные комплексные геофизические работы включали сейсморазведку МОВ ОГТ 2D, надводную гравиметрию и дифференциальную гидромагнитометрию (рис. 1).

Рис. 1. Карта фактического материала

В четвертой главе представлены основные результаты работ, включающие структурно-тектоническое районирование фундамента и осадочного чехла, выделение сейсмогеологических комплексов и их сейсмофациальную изменчивость. Пятая глава посвящена перспективам нефтегазоносности исследованного региона.

Результаты этих работ и рассмотрены в диссертации.

Защищаемые положения и их обоснование.

Первое защищаемое положение: «Современные методики интерпретации сейсмического волнового поля в сочетании с моделированием, выполненным по ряду параметров - скорость, плотность, намагниченность - показали нарастание мощности отложений средне-верхнепалеозойского комплекса в направлении с запада на восток и обратную картину для мезозойских отложений.  Позволили выделить в верхнедевонско-нижнепермских отложениях две мощные седиментационные призмы, обусловленные конусами выноса прогибов Седова и Западный Фобос».

Сейсморазведочные работы МОВ ОГТ в районе исследований, на восточном борту Северо-Баренцевской впадины, выполнялись на НИС «Профессор Куренцов» в два этапа. Оба эти этапа дали основной фактический материал для диссертационных построений.

В 2006 году в качестве регистрирующего устройства использовалась сейсмостанция Xzone (Россия), пневмоисточники Bolt (массив из 20 штук общим объёмом 3400 куб. дюймов, глубина погружения 6 м), сейсмокоса Bottom Fish (Россия).

В 2007 году качестве регистрирующего устройства использовалась сейсмостанция Seal v.5.1, пневмоисточники Bolt (массив из 20 штук общим объёмом 3400 куб. дюймов, глубина погружения 7 м), сейсмокоса Sercel Seal. Параметры регистрации в 2007 году не менялись.

Гравиметрические измерения производились двухсистемным, гиростабилизированным гравиметром «Чекан-АМ». Аппаратура размещалась в гирокомпасном отделении, вблизи метацентра судна с целью уменьшения влияния возмущающих ускорений. Гравиметрическая съемка  была обеспечена опорными наблюдениями у причала в порту Киркенес. Измерения выполнены в одном звене продолжительностью 36 суток. Регистрация наблюдений осуществлялась в цифровой форме. Дискретность опроса гравиметра 1 Гц. Первичная обработка измерений производилась программным модулем SeaGrav. Зарегистрированная информация выводилась на мониторе для контроля в реальном масштабе времени.

Гидромагнитные наблюдения выполнены  в комплексе с сейсморазведкой МОВ ОГТ и надводными гравиметрическими наблюдениями с целью изучения аномального магнитного поля и обеспечения данными магнитометрии глубинных геолого-геофизических построений. Наблюдения магнитного поля проводились по дифференциальной методике градиентометром SeaSpy. Цикл измерений магнитного поля на профилях составлял 10 с. Регистрация результатов измерений осуществлялась в цифровом виде.

Обработка первичных сейсморазведочных материалов выполнена на вычислительном центре ОАО МАГЭ. Основой использованного обрабатывающего комплекса является программа обработки PROMAX-2003.19, установленная на LINUX-кластере, построенном на 6-ти серверах Arbyte Alkazar с объёмом дисковой памяти 12 Тб и операционной системой RED HAT Enterprise Linux. Обработка сейсмических материалов состоит из 4-х относительно автономных этапов. Это ввод данных, предобработка до суммирования, скоростной анализ и FK-фильтрация для подавления кратных волн, суммирование и окончательная обработка суммотрасс с выводом их в виде временных разрезов.

Для получения скоростной модели среды использовались скоростные кривые, полученные при проведении машинной обработки полевых материалов, которые применялись для ввода кинематики при суммировании по ОГТ. Разработанная в ОАО МАГЭ программа «RAZREZ», позволяет осреднять данные скоростного анализа, формировать и сглаживать развернутые графики скоростей,  увязывать скорости по площади и в качестве конечного результата получать поле скоростей для трансформации сейсмического поля из временной области в глубинную.

Стратиграфическая привязка прослеженных отражающих горизонтов осуществлялась на основе передачи корреляции по связующим профилям от скважин Адмиралтейская-1, Крестовая-1, Лунинская-1, Лудловская-1. Кроме того, были использованы относительная стратификация, основанная на принципах сейсмостратиграфического анализа; сопоставление результатов сейсмостратиграфического анализа со схемой корреляции геологических подразделений Баренцевоморского региона, а также общегеологические соображения, опирающиеся на экстраполяцию геологических данных с сопредельной суши и геодинамические модели развития региона.

Гравиметрические материалы обрабатывались программным комплексом GRAV-003, разработанным в ОАО МАГЭ. Карты аномалий силы тяжести в редукциях в свободном воздухе и Буге (s = 2.30 г/см3 и s = 2.67 г/см3) масштаба 1:1 000 000 построены в соответствии с требованиями Инструкции по гравиметрической съемке. Сечение изоаномал 2 мГал. Погрешность определения аномалий силы тяжести и интервал между пунктами на профилях соответствуют масштабу съемки 1:100 000 - 1:200 000, однако, редкая сеть профилей обеспечивает только 1:2 000 000 масштаб  карт. Поэтому при выборе масштаба карт и сечения изоаномал имел место определенный компромисс между густотой сети профилей, точностью измерений и детальностью изображения  аномального поля. Для геологической интерпретации были выполнены трансформации аномального поля: построена карта графиков локальных аномалий гравитационного поля с редукцией Саксова-Нигарда (R1=8 км, R2=20 км), что позволило проследить направление осей основных аномалий.

Обработка материалов гидромагнитных наблюдений проведена по схеме, отработанной в ОАО МАГЭ на протяжении многих лет, с использованием программного комплекса обработки магнитометрических данных. По результатам гидромагнитной съемки составлены карты аномального магнитного поля в графиках и изолиниях.

Сечение изолиний на картах 20 нТл, выбрано исходя из густоты сети, погрешности съемки + 4.2 нТл, амплитуды и структуры аномалий магнитного поля.

Для выделения тонкой структуры поля с целью локализации объектов и прослеживания тектонических нарушений построена карта локальных аномалий - использована редукция Саксова-Нигарда (R1=6 км, R2=16 км), позволяющая более объективно прослежены оси основных аномалий.  Вычисление горизонтальной производной аномального магнитного поля и построенные карты графиков использовались для расчета верхних кромок аномалеобразующих объектов.

Интерпретация геофизических материалов, дополненная анализом имеющихся геологических сведений о районе исследований, позволила расширить представления о его геологическом строении и, по новому, взглянуть на проблему нефтезагоносности.

В помощь структурно-тектоническому районированию с целью выяснения структуры, вещественного состава и геодинамических условий формирования земной коры проводилось районирование потенциальных полей (рис. 2, 3), построение карт графиков локальных аномалий, а также комплексное моделирование геологического разреза на профилях (рис. 4).

Данные сейсморазведки показывают, что в восточном направлении происходит наращивание мощности пород нижнепалеозойского и верхнепротерозойского комплексов, и наоборот резкое сокращение мезозойских осадков, а также утолщение гранитогнейсового слоя и увеличение мощности коры в целом (рис. 4).

Восточно-Баренцевский мегапрогиб (ВБМ), выполненный породами палеозойско-мезозойского возраста, отличается большой мощностью осадочного чехла (до 18 - 20 км и более). Примерно половина осадочной толщи представлена осадочно-вулканогенными образованиями верхней перми - триаса.

Временная мощность верхнедевонско-нижнепермского сейсмогеологического комплекса (СК) увеличивается в Предновоземельской структурной области, где она достигает 2,2 с, по сравнению с 1с в пределах Северо-Баренцевской синеклизы.

В распределении временной мощности данного СК выделено два депоцентра, пространственно приуроченных к прогибу Седова на юге и прогибу Западный Фобос на севере, в которых сформировались две крупные осадочные призмы, накопившиеся в результате проградационной седиментации в меняющихся тектонических условиях.

Второе защищаемое положение: «По данным гравиметрии, магнитометрии и сейсморазведки МОВ ОГТ, в структурном плане кровли нижнего структурно-тектонического этажа прослеживаются три системы разрывных нарушений, имеющих различное время заложения и структурообразующее влияние: субмеридиональная, северо-восточная и северо-западная».

Описание: Рис_4_1_грав.jpg
Рис. 2. Карта аномального гравитационного поля.

Редукция в свободном воздухе

Описание: Рис_4_2 маг.jpg

Рис. 3. Карта аномального магнитного поля

Описание: pril_12.jpg

 

Рис. 4. Глубинные геолого-геофизические разрезы

по профилям 200704, 200706, 200708

Описание: pril_13.jpg
По данным сейсморазведки МОВ ОГТ, гравиметрии и магнитометрии в структурном плане кровли нижнего СТЭ осадочной толщи прослеживаются три системы разрывных нарушений, имеющих различное время заложения и структурообразующее влияние: субмеридиональная, северо-восточная и северо-западная (рис. 5). Последнее направление характеризуется, как трансформное, с правосторонней сдвиговой составляющей.

Рис. 5. Тектоническая схема гетерогенного фундамента

Выступам фундамента, как правило, соответствуют положительные аномалии гравитационного поля. Взаимоотношение аномалий магнитного поля со структурой фундамента более сложное и отражает его гетерогенность. Результаты моделирования показывают, что прогибы фундамента образовались над тектоническими зонами повышенной проницаемости. Под прогибами земная кора утонена, а гранитогнейсовый слой характеризуется повышенной плотностью и намагниченностью.

Магматические образования прослеживаются по всему разрезу и особенно характерны для верхней части осадочного чехла. В волновом поле они выражены яркими, прерывистыми, иногда протяженными отражениями, часто конформными слоям осадочной толщи. Наиболее крупные интрузии проявляются осями дифракции в зонах разломов. Вулканогенные образования, вероятно покровы и потоки, чаще всего встречаются в верхнепермско-триасовой и юрско-раннемеловой толщах.

Структурно-тектоническое районирование проводилось на основе анализа  потенциальных полей и моделирования геологического разреза. Изучаемый регион разделяется  на две неравные части: северо-западную и юго-восточную (рис. 5). К первой части относится структура Восточно-Баренцевского мегапрогиба (ВБМ), а ко второй Предновоземельская структурная область (ПСО) с поднятиями Адмиралтейского мегавала, Панкратьева и Мыса Желания и прогибами Седова, Западный Фобос. Граница между ПСО и ВБМ прослеживается по зонам глубинных разломов. ПСО, как и ВБМ сформировались на гетерогенном основании Баренцевской и Северо-Карской плит, которые, возможно, входили в существовавшую некогда на севере платформу Баренция. Основные тектонические нарушения фундамента ВБМ имеют северо-восточное и северо-западное простирание.

Третье защищаемое положение: «В геологическом разрезе северо-восточной части Баренцева моря выделяются два структурно тектонических этажа (СТЭ): нижний и верхний. Нижний - представлен фундаментом, как гетерогенным основанием осадочного чехла и нижнепалеозойским сейсмогеологическим комплексом. В верхнем - выделены сейсмогеологические комплексы, характеризующие палеозойско-мезозойскую историю развития осадочного бассейна: верхнедевонско-нижнепермский, верхнепермский, триасовый, юрский и меловой»


Нижний СТЭ включает в себя нижне-среднепалеозойский сейсмогеологический комплекс (СК), залегающий на гетерогенном фундаменте. В структурном плане поверхности III2 (PZ1-2-D3) (рис. 6), которая в Баренцевском регионе ассоциируется с предфранским перерывом в осадконакоплении,  выделяются следующие тектонические элементы: Предновоземельская структурная область, Северо-Баренцевская синеклиза и Поднятие Земли Франца-Иосифа(рис. 7).

Рис. 6. Стратиграфическое разделение осадочного чехла


Предновоземельская структурная область в направлении с юга на север включает ряд структур подчиненного ранга: Адмиралтейский мегавал, прогиб Седова, Поднятие Мыса Желания, прогиб Карлсена, поднятие Поспелова. Северная периклиналь Адмиралтейского мегавала, поднятие мыса Желания и поднятие Поспелова, приуроченные к выступам фундамента, разделены прогибами Седова и Карлсена, представляющими собой вытянутые в меридиональном направлении грабенообразные структуры, ограниченные тектоническими нарушениями глубинного заложения, по-видимому, сбросово-сдвигового типа.

Рис. 7. Структурно-тектоническая схема по кровле нижнего СТЭ

В Предновоземельской структурной области фундамент имеет блоковое строение. Блоки фундамента разделены высокоамплитудными разрывными нарушениями глубинного заложения, часть которых проникает в осадочный чехол верхнего СТЭ. Особенности геофизических полей позволяют предполагать наличие двух типов фундамента. Первый (район Адмиралтейского мегавала) характеризуется акустически прозрачной сейсмической записью, для второго характерно наличие внутреннего слоистого рисунка волновой картины (район Поднятия мыса Желания). Эти особенности «сейсмических стилей» в разных блоках позволяют предполагать различный состав докембрийского фундамента. В аномальном гравитационном поле поднятие мыса Желания проявляется пониженными значениями (0-15 мГал) в отличие от северной части Адмиралтейского мегавала (20-40 мГал).

В пределах Северо-Баренцевской синеклизы поверхность фундамента на временных разрезах не прослеживается, поэтому говорить о глубине его залегания и принадлежности к какому либо сейсмическому типу не представляется возможным.

Нижне-среднепалеозойский СК, по-видимому, представлен отложениями ордовикско-раннедевонского возраста и в Предновоземельской структурной области выполняет депрессионные формы фундамента. В пределах Северо-Баренцевской синеклизы сейсмическая информация о строении этого СК, также как и фундамента, ввиду ограничения длины сейсмической записи 8-ю секундами, недостаточна для уверенной геологической интерпретации.

Отложения верхнего СТЭ с резким угловым несогласием залегают на образованиях нижне-среднепалеозойского комплекса. В строении верхнего СТЭ принимают участие сейсмогеологические комплексы, характеризующие позднепалеозойско-мезозойскую историю развития осадочного бассейна Северо-Баренцевской синеклизы: верхнедевонско-нижнепермский, среднепермский, верхнепермский, триасовый, юрский и меловой.

Отложения верхнедевонско-нижнепермскогоСКв Предновоземельской структурной области накапливались в условиях проградационного наращивания шельфа. Здесь сформировались два мощных конуса выноса, локализованные в прогибах Седова и Фобос западный. Мощность верхнедевонско-нижнепермских образований конуса выноса прогиба Фобос западный достигает 8 км, а прогиба Седова – 4,5 км. В разрезе этих мощных осадочных призм выделяются четыре седиментационных цикла, характеризующие развитие окраины Восточно-Баренцевского мегапрогиба в позднедевонско-раннепермскую эпоху: верхнедевонский (III2-Id), нижнекаменноугольный (Id-Ic), среднекаменноугольный (Ic-Ib) и верхнекаменноугольный-раннепермский (Ib-Ia) (рис. 8-11).


Рис. 8. Карта мощности среднекаменноугольных отложений


Рис. 9. Карта мощности нижнекаменноугольных отложений


Рис. 10. Карта мощности верхнедевонских отложений


Рис. 11. Карта мощности верхнекаменноугольно-

нижнепермских отложений

В позднедевонское время проградация склона распространялась с север-северо-востока, где, по-видимому, в пределах Карской плиты, располагался источник сноса – интенсивно размываемая суша. Уменьшение мощности верхнедевонских отложений в районе Поднятия мыса Желания свидетельствует о том, что к этому времени поднятие, как положительный структурный элемент, уже существовало. Следует отметить, что в позднедевонское время Адмиралтейский вал, как доминирующая положительная структурная форма, вероятно, не существовал.

Интенсивное лавинное осадконакопление в условиях нисходящих тектонических движений в прогибах Седова и Западный Фобос продолжалось и в раннекаменноугольное время. При этом скорость осадконакопления обеспечивала поддерживание режима проградации. Поднятие мыса Желания в раннекаменноугольное время оставалось относительно стабильным.

В пределах современной северной периклинали Адмиралтейского мегавала в раннекаменноугольное время, вероятно, происходило накопление карбонатных отложений в условиях шельфа. В результате этого была сформирована «карбонатная платформа». Это обстоятельство указывает на относительное поднятие Адмиралтейского мегавала на фоне погружающегося блока прогиба Седова.

В среднекаменноугольное время темпы седиментации значительно превышали скорость прогибания земной коры в прогибах Седова и Фобос западный, в результате чего прогибы оказались компенсированными.

В позднекаменноугольно-раннепермскую (Ib-Ia) эпоху в пределах современного Предновоземелья проградация существенно ослабевает, устанавливается режим транзитной седиментационной области, а осадочный материал начинает накапливаться преимущественно в Северной впадине – депрессионной части Северо-Баренцевской синеклизы. Эти же условия осадконакопления сохранялись и в среднепермскую эпоху (Ia-I2).

Мощность верхнепермских отложений (I2-A) в пределах Северо-Баренцевской синеклизы изменяются достаточно плавно, что указывает на спокойный режим осадконакопления в относительно глубоководных условиях при устойчивом прогибании Северной впадины относительно Предновоземельской структурной области, остававшейся зоной транзита осадочного материала.

Триасовые отложения плащеобразно перекрывают палеозойские образования, при этом признаки несогласного залегания отмечаются только в Предновоземельской структурной области. В пределах Предновоземельской структурной области отложения триасового комплекса подвергнуты глубокой денудации и последовательно выклиниваются под дно моря в направлении Новой Земли. Мощность триасовых отложений изменяется от 7500 м в Северной впадине до 2000 м в Предновоземельской структурной области.

В триасовом СК выделяются три условно стратифицируемых подкомплекса: нижнетриасовый (A-A1), среднетриасовый (A1-A3) и верхнетриасовый (A3-Б) (рис. 6). В целом, в триасовое время на всей рассматриваемой акватории преобладали континентальные и прибрежно-морские условия осадконакопления. О вещественном составе отложений можно судить по результатам бурения скважин Крестовая и Адмиралтейская и арх. Земля Франца-Иосифа.

Прослеживаемость отражающих горизонтов триасового интервала разреза ухудшается в пределах Северо-Баренцевской синеклизы, Альбановско-Горбовского порога и Сводового поднятия ЗФИ. Это связано с присутствием в волновом поле серии динамичных, дискордантных отражающих горизонтов ?, волновые характеристики которых полностью подавляют рефлекторы триасового сейсмостратиграфического комплекса и делают их корреляцию затруднительной. Область распространения серии отражающих горизонтов ? совпадает с очень необычными, «столбообразными» волновыми аномалиями, регистрируемыми ниже по разрезу. Характерной особенностью этих аномалий является хаотичная сейсмическая запись внутри «столба» и прекращение прослеживания отражающих горизонтов на его границах. Столбообразные аномалии прослеживаются от профиля к профилю, образуя протяженные (до 100 км) линейные зоны северо-западного простирания. Отражающие горизонты ? связаны с интрузивными телами (дайками, силлами долеритов), широко распространенными на ЗФИ и вскрытыми Лудловской скважиной. «Столбообразные» аномалии могут интерпретироваться как подводящие каналы магматического вещества.

Районирование, проведенное по кровле триасового СК, показывает, что Восточно-Баренцевский мегапрогиб, единый в плане поверхности III2, разделился на самостоятельные тектонические элементы: Восточно-Баренцевскую синеклизу на северо-востоке и Северо-Баренцевскую – на юго-западе. Пограничной структурой между ними обособился Альбановско-Горбовский порог, включающий в себя Южно-Сальмскую ступень, Северо-Новоземельскую впадину, Альбановскую и Горбовскую седловины (рис. 12).


Рис. 12. Структурно-тектоническая схема по кровле триасового СК

Распространение юрского литолого-стратиграфического комплекса, традиционными границами которого являются отражающие горизонты Б (Т-J,K1) в подошве и В (J3) в кровле, ограничено пределами Северной впадины. Мощность юрских отложений изменяется от 400 м в Северной впадине до выклинивания в пределах Альбановско-Горбовского порога и Адмиралтейского мегавала. Причины выклинивания юрского комплекса остаются неясными: либо это выклинивание на склонах относительно приподнятых зон, либо денудация в раннемеловое время.

Следует отметить, что нижнеюрские отложения Земли Франца-Иосифа, по-видимому, не могут относиться к юрскому седиментационному бассейну Северо-Баренцевской синеклизы, так как сокращение мощности юрских образований на ее бортах (Адмиралтейский вал, Поднятие Персея) происходит в первую очередь за счет нижних стратиграфических отделов.

Отложения мелового сейсмогеологического комплекса несогласно залегают на юрских образованиях (Северная впадина), а после их выклинивания - на триасовых (Альбановско-Горбовский порог, Предновоземельская структурная область). В кайнозойский цикл тектоногенеза меловые образования также подверглись денудации, глубина которой может превышать первые километры.

В распределении мощности меловых отложений наблюдается прямое соответствие современному рельефу дна – наибольшим глубинам моря (впадинам) соответствуют максимальные мощности, наименьшим – минимальные.

В Предновоземельской структурной области меловые образования выклиниваются под дно моря. Неокомская (берриас-готеривская) часть мелового ЛСК имеет клиноформное строение. Наиболее уверенно неокомские клиноформы северо-западного направления прослеживаются в Северо-Баренцевской синеклизе, на Альбановско-Горбовском пороге и южной периклинали Сводового поднятия ЗФИ, однако нельзя исключать встречной проградации со стороны Предновоземелья.

Четвертое защищаемое положение «Структурные, фациальные, а также волновые особенности сейсмического поля верхнедевонско-нижнепермского сейсмогеологического комплекса позволяют связывать с ним наибольшие перспективы нефтегазоносности».

Перспективы нефтегазоносности восточного борта Северо-Баренцевской синеклизы следует связывать с палеозойским и триасовым нефтегазоносными комплексами (НГК), а также с меловым потенциально нефтегазоносным комплексом (ПНГК). Большая часть локальных антиклинальных объектов, наиболее крупными из которых являются Орловская, Сальмская структуры и поднятие Гидрографов, связана с триасовым НГК и приурочена к Альбановско-Горбовскому порогу и Сводовому поднятию ЗФИ.

Кроме локальных антиклинальных поднятий в области Альбановско-Горбовского порога, выделены зоны развития ловушек неструктурного типа, связанных с неокомскими клиноформами мелового ПНГК. Перспективность этих объектов устанавливается по аналогии с неокомским нефтегазоносным комплексом Западной Сибири. С кровлей триасовых отложений, являющейся эрозионной поверхностью, связан перерыв в осадконакоплении, что создает благоприятные условия для формирования неструктурных ловушек стратиграфического типа.


Тем не менее, наибольшие перспективы следует связывать с палеозойскими отложениями Предновоземельской структурной области, где они залегают на доступных для бурения глубинах. В пределах Поднятия мыса Желания выявлена крупная антиклинальная структура – Варнекская, сопоставимая по размерам со структурами Адмиралтейского мегавала (рис. 13).

Рис. 13. Карта нефтегазоперспективных объектов и зон

Верхнедевонско-пермские отложения северного Предновоземелья вообще и Варнекской структуры, в частности, накапливались в проградационном режиме окраины относительно глубоководного бассейна, что обусловливает их полифациальный состав, который создает благоприятные условия их нефтегазоносности, в отличие от палеозойских, особенно пермских, образований Адмиралтейского мегавала.

Потенциальная продуктивность отложений конусов выноса прогибов Западный Фобос и Седова подтверждается наличием волновых аномалий сейсмического поля типа «яркое», «плоское» пятно, которые являются косвенными признаками присутствия в осадочном чехле УВ.

В пределах конуса выноса Западный Фобос выделяется обширная, прослеживающаяся от профиля к профилю, область «яркого» пятна площадью более 2000 км2. Волновая аномалия приурочена к границе несогласия верхнекаменноугольно-нижнепермских и средне-верхнепермских отложений I2 (P3), которое характеризует смену проградационного режима седиментации в палеошельфовой зоне на транзитный режим, определяемый незначительными колебаниями уровня моря и смещение аккумулятивных процессов в батиальную часть палеобассейна.

Постседиментационные антиклинальные перегибы, выделяемые в отложениях конусов выноса, сопровождаются волновыми аномалиями типа «плоское» пятно, которые могут быть связаны с залежами УВ. Линейные размеры перегибов меньше сети профилей, поэтому нельзя уверенно говорить об их принадлежности к локальным поднятиям, в тоже время наличие волновых аномалий подтверждает возможность образования замкнутых структур. Размеры предполагаемых поднятий оцениваются первыми сотнями км2.

На северной периклинали Адмиралтейского мегавала в отложениях карбона выделяется волновая аномалия типа «риф». Волновая аномалия имеет площадь порядка 5220 км2, что позволяет интерпретировать ее как «карбонатную платформу». Мощность предполагаемой «карбонатной платформы» оценивается в 1000 м.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате диссертационных исследований получены новые данные по геологическому строению и нефтегазоносности Север-Баренцевского шельфа.

Геологический разрез разделен на два структурно-тектонических этажа (СТЭ): нижний и верхний. В строении нижнего структурно-тектонического этажа выделяется фундамент, как гетерогенное основание осадочного чехла и нижне-среднепалеозойский сейсмогеологический комплекс. В строении верхнего структурно-тектонического этажа выделены сейсмогеологические комплексы, характеризующие средне-верхнепалеозойскую и мезозойскую историю развития осадочного бассейна: верхнедевонско-нижнепермский, средне-верхнепермский, триасовый, юрский и меловой.

Строение нижнего СТЭ охарактеризовано картами аномальных потенциальных полей и их трансформаций масштаба 1:1 000 000, глубинными геолого-геофизическими разрезами, тектонической схемой гетерогенного фундамента масштаба 1:1 000 000, картой структурно-тектонического районирования  масштаба 1:1 000 000, глубинными геолого-геофизическими и временными разрезами. Районирование гетерогенного фундамента проведено с помощью комплексного анализа аномальных потенциальных полей, сейсмических данных и моделирования.

Строение верхнего СТЭ охарактеризовано картами аномальных потенциальных полей и их трансформаций, картами мощностей, глубинными геолого-геофизическими и временными разрезами.

Структурно-тектоническое районирование, проведенное по кровле нижнего СТЭ и кровле триасовых отложений верхнего СТЭ, позволило уточнить тектонические границы структурных элементов и проследить изменения в строении осадочного чехла региона на протяжении позднедевонско-мезозойского этапа его геологической истории.

Комплексное моделирование геологического разреза с использованием данных о строении потенциальных полей и сейсморазведки МОВ ОГТ позволило оценить мощность земной коры и закономерности ее изменения в пределах восточного борта Северо-Баренцевской впадины, провести районирование гетерогенного фундамента.

В осадочном чехле восточного борта Северо-Баренцевской впадины выделено 23 локальных антиклинальных поднятия. Среди них, наиболее крупными являются Трубятчинская, Гидрографов, размеры которых соизмеримы с Орловской структурой, и Варнекская структура, соизмеримая с поднятиями Адмиралтейского мегавала.

Наибольшие перспективы следует связывать с палеозойскими отложениями Предновоземельской структурной области, где они залегают на доступных для бурения глубинах и имеют косвенные признаки нефтегазоносности.

Публикации по теме диссертации

Статьи в журналах рекомендованных ВАК.

  1. Казанин Г.С., Журавлев В.А., Павлов С.П. Структура осадочного чехла и перспективы нефтегазоносности Белого моря // Бурение и нефть № 2, 2006. с. 26-28.
  2. Павлов С.П. Нефтегазоносный потенциал триасовых и верхнемеловых отложений южной периклинали Адмиралтейского вала // Разведка и охрана недр, 2007, № 9, с.52-56.
  3. Шлыкова В.В, Казанин Г.С., Павлов С.П., Ступакова А.В., Голынчик П.О., Сафронова П.А. Сейсмостратиграфическая характеристика осадочного чехла южно-шпицбергенского шельфа и перспективы нефтегазоностности // Разведка и охрана недр, 2008, № 8, с. 39-44.
  4. Хлебников П.А., Беленький В.А., Гарзанов Г.Е., Пешкова И.Н., Казанин Г.С., Шкарубо С.И., Павлов С.П., Шлыкова В.В. «Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности восточного борта Северо-Баренцевской впадины // Разведка и охрана недр, 2009, № 4, с. 13-21.
  5. Супруненко О.И., Устрицкий В.И., Зуйкова О.Н., Павлов С.П., Рослов Ю.В., Винокуров И.Ю. Геолого-геофизическое районирование севера Баренцево-Карского шельфа по данным сейсморазведки // Геология нефти и газа, 2009, № 4, с. 17-25.
  6. Казанин Г.С., Заяц И.В., Шкарубо С.И., Павлов С.П., Кириллова-Покровская Т.А. Региональные сейсморазведочные работы в арктических морях – основные результаты нового этапа и дальнейшие перспективы // Геология нефти и газа, 2011, N 6, с. 90-99.
  7. Иванов Г.И., Холмянский М.А., Шкатов М.Ю., Казанин Г.С., Павлов С.П. Эндогенные источники поступления нефтяных углеводородов в придонную экосистему и технологии их исследования // Записки горного института, СПБ, СПГУ (ТУ), 2012, (в печати).

Другие публикации

    • Журавлев В.А., Павлов С.П., Шипилов Э.В. Структура фундамента и осадочного чехла Беломорского сектора Восточно-Европейской платформы. // Комплексные исследования процессов, характеристик и ресурсов российских морей Северо-Европейского бассейна (проект программы «Исследование природы Мирового океана» федеральной целевой программы «Мировой океан»). – Вып. 2. – Апатиты: Изд. КНЦ РАН, 2007, с. 302-310.
    • Казанин Г.С., Заяц И.В., Шкарубо С.И., Павлов С.П. Поиск крупных и уникальных месторождений нефти и газа – стратегическая задача освоения акватории Арктики // 7-я Международная выставка НЕДРА – 2010 Изучение. Разведка. Добыча. Круглый стол «Россия: арктические перспективы в ХХI веке», Москва 2010, с. 56-59.
    • Казанин Г.С., Заяц И.В., Шкарубо С.И., Павлов С.П. Перспективные объекты нефтегазопоисковых работ на арктическом шельфе (по результатам сейсморазведки) // 9-я Международная конференция по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа СНГ RAO/CIS OFFSHORE 2009, Санкт-Петербург, с. 29-33.
    • Pavlov S., V. Shlykova, B. Grigorieva: Oil andGas Prospects of Paleozoic Deposits of the Eastern Flank of the North Barents Depression //Abstracts of 3P Arctic — The Polar Petroleum Potential conference, Moscow, 2009, p. 57(657180).
    • Pavlov S. Oil-and-Gas Potential of Triassic and Cretaceous Deposits of the Southern Pericline of Admiralteysky Swell of the Barents Sea Shelf// abs. of 33-rd IGC, Oslo, 2008, CD.
    • Kazanin G., Pavlov S., Poselov V. – New results of processing of seismic data from Lomonosov Ridge and over its junction with new Siberian Archipelago//- Fourth working meeting of representatives of Russian, Danish, Canadian and US Surveys conducting national programs for delimitation of extended continental shelf in the Arctic, 2010, St. Peterburg, p. 3-7.
    • Казанин Г.С., Заяц И.В., Шкарубо СИ., Павлов С.П. Региональные сейсморазведочные работы на шельфе Артики - основа прироста ресурсов нефти и газа// Первая Международная научно-практическая конференция «Проблемы геологии и геофизики нефтегазоносных бассейнов и резервуаров», Сочи, 2011, CD.
    • Павлов С.П., Шлыкова В.В., Черников С.Ф., Чумаченко С.А. Региональная нефтегазоносность меловых отложений Баренцева моря как фактор риска при разведочном и эксплуатационном бурении// 1-ая Международная научно-практическая конференция Проблемы геологии и геофизики нефтегазоносных бассейнов и резервуаров, Сочи, 2011, CD.
    • Казанин Г.С., Заяц И.В., Павлов С.П., СИ. Шкарубо, Е.С. Макаров, В.А. Кацанюк, В.А. Журавлев, А.И. Васильев, А.В. Кузнецов, Т.А. Кириллова-Покровская, Т.П. Кадыш, А.Б. Дьяченко. Комплексные геофизические исследования ОАО «МАГЭ» на хребте Ломоносова// Первая Международная научно-практическая конференция «Проблемы геологии и геофизики нефтегазоносных бассейнов и резервуаров», Сочи, 2011, CD.
    • Холмянский М.А., Павлов С.П., Иванов Г.И. Электрохимический метод поисков и разведки морских углеводородных месторождений //Геология морей и океанов М.ГЕОС, 2011, т. 5, с. 207-212.
    • Павлов С.П., Шлыкова В.В., Черников С.Ф., Чумаченко С.А. Региональная нефтегазоносность меловых отложений Баренцева моря как фактор риска при разведочном и эксплуатационном бурении // Труды 10-й Международной конференции и выставки по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ.— СПб.: ХИМИЗДАТ, 2011, с. 237-243.
     
    Авторефераты по темам  >>  Разные специальности - [часть 1]  [часть 2]



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.