Нефтеобразование и миграция углеводородов

   19

   Преимущественно газовые месторождения связаны  с инверсионными 

                                                                                                         антиклинальными поднятиями. Они располагаются цепочками в пределах

валов и образуют линейные зоны нефтегазонакопления. К  таким перспективным зонам в  пределах Баренцевоморской зоны рифтогенеза  следует отнести все инверсионные структуры (Демидовско-Лудловский мегавал, Штокмановская седловина, поднятия Центральной банки и Ферсмана).

   Интересной, с точки зрения нефтегазоносности, является область развития соляного тектогенеза в пределах Центрально-Баренцевской зоны рифтогенеза. К соляным куполам  могут быть приурочены газовые скопления  в подсолевом комплексе или же небольшие нефтяные скопления в  надсолевом комплексе отложений.

   В пределах Южно-Карско-Ямальской зоны рифтогенеза  наиболее перспективны на поиски нефтегазовых месторождений инверсионные валы (Нурминский, Малыгинский, Ямбургский, Гыданский, Преображенско-Зеленомысовский, Новопортовский, Уренгойский, Тазовский, Часельский, Верхне-Толькинский, Харампурский).

   Для формирования нефтяных скоплений наиболее благоприятными оказываются бортовые участки крупных  прогибов или отдельные сводовые поднятия в пределах зон рифтогенеза, претерпевшие значительный подъем, который  мог повторяться несколько раз  в течение геологической истории  развития бассейна. В результате мощный мезозойский разрез оказался размытым, а палеозойский разрез осадочного чехла  залегает на глубине, доступной для  бурения. К таким перспективным  структурам на нефть можно отнести  свод Федынского, бортовые участки  Адмиралтейского вала. О возможности  сохранения в палеозойских породах  нефти свидетельствуют находки  в них жидких битумов на крайнем  севере Новой Земли, на о-ве Пионер, в западной части Енисей-Хатангского  прогиба, на Северной Земле и Таймыре.

   Перспективы Северо-Чукотского прогиба оцениваются  в основном, по аналогии с Аляской, на основании предполагаемой близости характера разрезов. В северной части  Аляски известно около 40 месторождений, разрабатываются около 10. Крупнейшим месторождением в бассейне арктического склона является месторождение Прадхо-Бей, приуроченное к поднятию размером 21х52 км. Начальные промышленные запасы этого месторождения составляли 1,78 млрд. т. нефти и 735 млрд. м³ газа. Основная залежь находится в пермотриасовых отложениях, песчаниках триаса и нижних горизонтах юры (формация Ивишак группы Садлерочит и вышележащие формации Шублик и Саг-Ривер). Вокруг Прадхо-Бей  расположена целая группа более  мелких месторождений-сателлитов. Западнее находится месторождение Купарук-Ривер, запасы нефти в песчаниках неокома  оцениваются в 200 млн т. В скважинах, пробуренных на

   20

   шельфе  Чукотского моря, известны многочисленные нефте- и газопроявления из известняков  формации Лисберн в скв. Попкорн  и Даймон,

из формации Ивишак триасового возраста в скв. Клондайк получены притоки нефти. Многочисленные нефтепроявления отмечены выше мелового несогласия в породах свит Пебл Шейл, Торок и Нанушук.

   В разрезе  Чукотского моря выделяются благоприятные  структуры, в том числе крупные  линейные поднятия, с которыми могут  быть связаны зоны нефтегазонакопления. Широко развиты зоны выклинивания и  стратиграфического срезания. В пределах Северо-Чукотского прогиба есть благоприятные  для нефтегазонакопления структурные  формы многих типов (складки, зоны литологического  выклинивания, стратиграфического срезания, возможно, диапировые складки), которые  являются объектами поиска нефти  и газа. Этот крупный прогиб можно  рассматривать как нефтегазоносный  бассейн, представляющий в восточном  секторе российской Арктики наибольший интерес. Перспективы нефтегазоносности  следует связывать с надвигами  Врангелевско-Геральдской зоны поднятий, где на доступной глубине могут  быть вскрыты отложения триаса и  верхнего палеозоя. Глинистые породы альба (формация Торок на Аляске) служат эффективным флюидоупором.

   В пределах сверхглубоких депрессий максимальной продуктивностью обладают “тектонические узлы”, т.е. участки, которые попадают в область пересечения зон  континентального рифтогенеза разной направленности, а возможно, и разного  возраста. Эти “тектонические узлы”  отражают пересечение зон с высокой  глубинной энергией, что вызывает аномальность всех происходящих в них  процессов, в том числе и нефтегазообразования и последующей миграции УВ. К таким  участкам в пределах Баренцевоморского  бассейна можно отнести область  пересечения палеозойской субширотной  зоны рифтогенеза и наложенной на нее субмеридиональной зоны триасового рифтогенеза, протягивающейся вдоль  Новоземельской складчатой области  и сформировавшей Южно-Баренцевскую и Северо-Баренцевскую впадины. В  эту область попадают гигантское Штокмановское и два крупных  месторождения газа (Лудловское и  Ледовое).

   В пределах Южно-Карско-Западно-Сибирского бассейна к таким тектоническим узлам  можно отнести участки пересечения  Енисей-Хатангского прогиба как  с Южно-Карско-Ямальской зоной  рифтогенеза, так и с рифтом моря Лаптевых. В пределах Западной Сибири к подобному тектоническому узлу приурочена большая часть газовых  гигантов Ямала.

   В западной части моря Лаптевых наиболее перспективны для поисковых работ на нефть  и газ зона пересечения двух рифтогенных  прогибов, зоны рифтогенеза моря Лаптевых и восточной части Енисей-Хатангского  прогиба.

   Вблизи  пересечений рифтовых прогибов находится  крупное Трофимовское поднятие, расположенное  частично в дельте Лены, намечены  

   21

   и другие благоприятные структуры.

   Перспективы Северо-Чукотского, Восточно-Сибирского прогибов, котловины Подводников  и, возможно, Амундсена и других сверхглубоких 

   впадин  Восточной Арктики связаны прежде всего с верхнемеловыми и кайнозойскими  отложениями. Их мощность достигает 10 км и более. Помимо центральных частей прогибов перспективами обладают также  и их бортовые зоны, такие как  склоны поднятий Де-Лонга и Северо-Чукотского. Кроме того, высокие перспективы  имеют и инверсионные поднятия палеозойских прогибов там, где они доступны для  бурения (Врангелевско-Геральдская  зона поднятий). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

22 

6.Выводы

                                                                                                                   Основными особенностями строения арктического шельфа России являются:

   1. Зарождение  всех осадочно-породных бассейнов  на коре континентального типа  с последующим преобразованием  в результате многоэтапного синхронного  рифтогенеза, приведшего к формированию  региональных линейных зон, благоприятных  для полного цикла формирования  УВ-систем.

   2. Возможное  единство евразийского и амеразийского  секторов Арктики в палеозое  и тектоническая разобщенность  их на позднемезозой-кайнозойском  этапе.

   3. Большая  толщина осадочного слоя, от 10 до 20 км, в линейно-вытянутых рифтовых  зонах, так называемых глубоких  депрессиях, – основных объектах  поиска нефти и газа.

   4. Влияние  активного рифтогенеза юрско-мелового  и кайнозойского возраста на  окраины арктического шельфа, что  привело к сходству структурно-стратиграфического  строения всей окраины океанической  впадины Северного Ледовитого  океана.

   Подводя итоги, можно сделать вывод о  том, что в центральных, наиболее прогнутых частях осадочных бассейнов  Арктики сосредоточены главные  потенциальные ресурсы газа и  нефти. Преимущественно газоносны  наиболее прогнутые части бассейнов  из-за вытеснения нефтяных флюидов  газовыми в бортовые зоны прогибов. Преимущественная нефтеносность связана  с мезо-кайнозойским комплексом северо-восточного шельфа, а также с относительно приподнятыми блоками, не испытавшими  погружения на глубину 5-6 км западного  сектора Арктики. Эти закономерности в пределах отдельных структур различной  природы могут быть выявлены только при региональном, широком подходе  к изучению Арктики и рассмотрении ее как единого целого на протяжении длительной истории геологического развития. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   23

   7.Используемая литература  

   1. Никитин  Б.А., Ровнин Л. И., Бурлин Ю.К., Соколов  Б.А «.Геология нефти и газа»

   2. Грамберг  И.С. Нефтегазоносность Арктического  супербассейна / И.С.Грамберг, О.И.Супруненко, К.Г.Вискунов и др. // Разведка и  охрана недр. – 2000. – № 12.

   3. Клещев  К.А. Основные направления поисков  нефти и газа в России // Геология  нефти и газа. – 2007. – № 2.

   4. Остров  Врангеля: геологическое строение, минерагения, геоэкология / Под  ред. М.К.Косько, В.И.Ушакова // Тр. НИИГА-ВНИИокеангеология. – Т. 200. – СПб.: Изд-во ВНИИокеангеология, 2003.

   5. Ровнин  Л.И. Перспективные направления  поиска крупных и уникальных  месторождений нефти и газа  на шельфе морей в Западной  Арктике / Приоритетные направления  поисков крупных и уникальных  месторождений нефти и газа. –  М.: Изд-во ООО “Геоинформмарк”, 2004.

   6. Филатова  Н.И. Тектоника Восточной Арктики  / Н.И.Филатова, В.Е.Хаин // Геотектоника. – 2007. – № 3

   7. Бурлин  Ю.К., Ступакова А.В., Геология нефти и газа, 4-2008

24