Нефтегазоматеринские толщи Баренцево-Карского шельфа: область распространения и свойства

Определение свойств и области распространения нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) является важнейшим этапом при бассейновом анализе и оценке ресурсного потенциала нефтегазоносного бассейна. На основе анализа обширной базы геолого-геохимической информации, накопленной на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГу имени М.В. Ломоносова, и комплексирования разномасштабной информации (точечные замеры по керну и региональные палеогеографические карты) оценен генерационный потенциал, восстановалена область распространения и степень катагенетической преобразованности девяти основных нефтегазоматеринских толщ Баренцево-Карского шельфа. Нефтегазоматеринские толщи распространены регионально на Баренцевоморском и Карском шельфе, и их свойства меняются по латерали в зависимости от палеогеографических условий. В периоды максимальных трансгрессий – в позднем девоне, ранней перми, среднем триасе, поздней юре – накапливались толщи, обогащенные сапропелевым органическим веществом (ОВ) и обладающие превосходным генерационным потенциалом. однако и в регрессивные эпохи на фоне периодических трансгрессий накапливались толщи, обогащенные смешаным и гумусовым органическим веществом – нижнекаменноугольная, верхнепермская, нижнетриасовые индская и оленекская, верхнетриасовая НГМТ.
Верхнедевонская глинисто-кремнисто-карбонатная НГМТ содержит до 20,6% (в среднем на толщу – 3%) сапропелевого ОВ, обладает превосходным генерационным потенциалом и прогнозируется в Восточно-Баренцевском мегапрогибе. Верхнедевонская НГМТ вошла в главные зоны газообразования (ГЗГ) и нефтеобразования (ГЗН) на склонах впадин, в то время как во впадинах достигла апокатагенеза. Нижнепермская глинисто-карбонатная НГМТ обогащена смешаным и сапропелевым ОВ (до 4%, в среднем – 1,4%), обладает хорошим и превосходным генерационным потенциалом и развита как на Баренцевоморском шельфе, так и в северо-Карской синеклизе (ахматовская свита). Нижнепермская НГМТ на Баренцевоморском шельфе преимущественно вошла в ГЗГ, а в бортовых частях и на поднятиях – в ГЗН. В северо-Карской синеклизе прогнозируется зрелость на уровне протокатагенеза. среднетриасовая глинистая НГМТ содержит до 11,2% ОВ (в среднем 1,2–1,6%), для нее характерна значительная латеральная изменчивость свойств и типа ОВ – от превосходного генерационного потенциала и сапропелевого ОВ в западной части шельфа до удовлетворительного потенциала и гумусового ОВ в восточной части. среднетриасовая НГМТ на Баренцевоморском шельфе вошла в ГЗН, за исключением депоцентров впадин, где она вошла в ГЗГ. Верхнеюрская глинисто-кремнистая НГМТ содержит до 27,9% ОВ (в среднем – 7,3% в российском секторе шельфа) сапропелевого, в меньшей степени, смешанного типа и характеризуется превосходным генерационным потенциалом. Верхнеюрская НГМТ на большей части Баренцево-Карского шельфа незрелая, вошла в ГЗН в Южно-Карской впадине и в самых прогнутых частях баренцевоморских прогибов.

1. Баженова О.К., Бурлин Ю.К., Соколов. (2000). Геология и геохимия нефти и газа. Москва: Изд-во МГу, 384 с.

2. Басов В.А., Василенко Л.В., Вискунова К.Г., Кораго Е.А., Корчинская М.В., Куприянова Н.В., Повышева Л.Г., Преображенская Э.Н., Пчелина Т.М., Столбов Н.М., Суворова Е.Б., Супруненко О.И., Суслова В.В., Устинов Н.В., Устрицкий В.И., Фефилова Л.А. (2009). Эволюция обстановок осадконакопления Баренцево-северо-Карского палеобассейна в фанерозое. Нефтегазовая геология. Теория и практика. http://www.ngtp.ru/rub/2/3_2009.pdf

3. Большакова М.А. (2008). Геолого-геохимические условия формирования нефтегазоносности Штокмановско-Лунинской мегаседловины: Дис. канд. геол.-мин. н. Москва, 143 с.

4. Бро Е.Г., Устинов Ю.В., Устицкий В.И. (1993). Геологическое строение и нефтегазоносность осадочного чехла на шельфах Баренцева и Карского морей. с-Пб.: Изд-во ВНИИокеангеологии, с. 17–37 (фондовая)

5. Вассоевич Н.Б. Вассоевич О.М., Назаревич И.А. (1986). Геохимия органического вещества и происхождение нефти. Избранные труды. Москва: Наука, 368 с.

6. Тиссо Б., Вельте Д. (1981). Образование и распространение нефти. М.: Мир, 504 с.

7. Вискунова К.Г., Подгорных Л.В., Петрова В.И., и др. (2006). Создание каркасной сети бассейнового моделирования с целью оценки перспектив нефтегазоносности акватории Баренцева моря. Гос. контракт, с-Пб.: ФГуП ВНИИокеангеология.

8. Данюшевская А.И. (1995). Нефтегазопроизводящие толщи фанерозойских отложений арктических островов. Геохимия, 10, с. 1495–1505.

9. Ермолкин В.И., Керимов В.Ю. (2012). Геология и геохимия нефти и газа. Москва: Недра, 460 с.

10. Казанин Г.с., Павлов с.П., Шлыкова В.В. и др. (2011). сейсмогеологическое строение Печорского и юго-восточной части Баренцева морей на основе интерпретации каркасной сети сейсмических профилей МоВ оГТ 2Д. Геология и геоэкология континентальных окраин евразии. Вып. 3. Москва: Геос, с. 59–81.

11. Катков Д.А., Фомина Е.А., Каюкова А.В. (2015). Триасовые углеводородные системы южно-баренцевской впадины. Сб. трудов: Геология в развивающемся мире. отв. ред. П. А. Белкин. Т. 2. Пермь, с. 396–400.

12. Кирюхина Н.М. (2013). Нефтегазогенерационный потенциал юрских отложений шельфа Баренцева моря. Дис. канд. геол.-мин. н. Москва.

13. Кирюхина Т. А., Ульянов Г. В., Дзюбло А. Д., Холодилов В.А., Цемкало М.Л. (2011). Геохимические аспекты газонефтеносности юрских и доюрских отложений севера Западной сибири и прилегающего шельфа. Газовая промышленность, 7, с. 66–70.

14. Маргулис Е.А. (2008). Факторы формирования уникального Штокмановского-Лудловского узла газонакопления в Баренцевом море. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 3. http://www.ngtp.ru/rub/5/17_2008.pdf

15. Маргулис Е.А. (2009). Эволюция Баренцевоморского региона и его углеводородные системы. Нефтегазовая геология. Теория и практика, 4(2). http://www.ngtp.ru/rub/5/24_2009.pdf

16. Норина Д.А. (2014). строение и нефтегазоматеринский потенциал пермско-триасовых терригенных отложений Баренцевоморского шельфа: Дис. канд. г.-м. н. Москва.

17. Норина Д.А., Ступакова А.В., Кирюхина Т.А. (2014). условия осадконакопления и нефтегазоматеринский потенциал триасовых отложений Баренцевоморского бассейна. Вестник Московского университета. Серия 4: Геология, с. 6–16. https://doi.org/10.3103/S0145875214010062

18. Ступакова А.В., Кирюхина Т.А., Суслова А.А., Норина Д.А. и др. (2015). Перспективы нефтегазоносности мезозойского разреза Баренцевоморского бассейна. Георесурсы, 2, c. 13–27. https://doi.org/10.18599/grs.61.2.2

19. Ульянов Г.В. (2011). Геолого-геохимические предпосылки газонефтеносности юрских отложений Южно-Карской впадины: дис. канд. г.-м. н., Москва

20. Espitalie J. and Bordenave M.L. (1993). Rock-Eval pyrolysis. In: M.L. Bordenave (Editor) Applied Petroleum Geochemistry. Technip ed., Paris, pp. 237–361.

21. Geological History of the Barents Sea (2009). Edited by Smelror M., Petrov O.V., Larssen G.B., Werner S.C. Geological survey of Norway, Trondheim, 135 p.

22. Glørstad-Clark E. (2011). Triassic platform-margin deltas in the western Barents Sea. Marine and Petroleum Geology, 28(7), pp. 1294-1314. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2011.03.006

23. Henriksen E., Ryseth A.E., Larssen G.B., Heide T., Ronning K., Sollid K., Stoupakova A.V. (2011). Tectonostratigraphy of the greater Barents Sea: implication for petroleum systems. Petroleum Geology. Memoir of the geological Society of London, Memoirs 35, pp. 163–195. https://doi.org/10.1144/M35.10

24. Leith T.L., Weiss H.M., Mork A., Arhus N., Elvebakk G., Embry A.F., Brooks P.W., Stewart K.R., Pchelina T.M., Bro E.G., Verba M.L., Danyushevskaya A., Borisov A.V. (1992). Mesozoic hydrocarbon sourcerocks of the Arctic region. Arctic Geology and Petroleum Potential. Amsterdam, Elsevier, Norwegian Petroleum Society, pp. 1–25. https://doi.org/10.1016/B978-0-444-88943-0.50006-X

25. Marín, D., Helleren, S., Escalona, A., Olaussen, S., Cedeño, A.F., Nøhr-Hansen, H., Sverre Ekrene Ohm, S.E. (2020). The Middle Jurassic to lowermost Cretaceous in the SW Barents Sea: Interplay between tectonics, coarse grained sediment supply and organic matter preservation. Basin Research, pp. 1–23. https://doi.org/10.1111/bre.12504

26. Ohm S.E., Karlsen D.A., Austin T.J.F. (2008). Geochemically driven exploration models in uplifted areas: Examples from the Norwegian Barents Sea. AAPG Bulletin, 92(9), pp. 1191–1223. https://doi.org/10.1306/06180808028