Бассейн: Восточно-Баренцевоморский (ID: 120)

Свойства

Тип бассейна: Платформ

Подтип бассейна: Внутриплатформенный (интракратонный)

Класс бассейна: Синеклизный

Возраст бассейна:

Тип полезных ископаемых:

Геологический возраст начало:

Геологический возраст конец:

Площадь: 623743.56 км²

Описание

Восточно-Баренцевоморская нефтегазоносная провинция

В пределах Восточно-Баренцевской НГП осадочный разрез состоит из палеозойских и мезозойских толщ. В них выделяется 5 региональных нефтегазоносных комплексов:

1. терригенно-карбонатный нижнедевонский-верхнедевонский (D₁op-D_зf₁);

2. средне-верхнедевонский-нижнепермский (D₂₊₃-P₁), который условно подразделяется на средне-верхнедевонский вулканогенно-терригенный и нижнекаменноугольно-нижнепермский карбонатный;

3. терригенный верхнепермский-триасовый (Р₂-Т);

4. терригенный среднеюрский (J₂);

5. терригенный нижнемеловой (К₁).

В Восточно-Баренцевоморской НГП первый и второй НГК бурением не изучены.

В среднетриасовых отложениях распространены породы с хорошими ФЕС (пористостью до 20-30%, проницаемостью до 100 *10^-3 мкм²) и они образуют вьщержанные продуктивные горизонты. Газонасыщенность - 67 %.

Основной продуктивный среднеюрский комплекс Штокмановского ГКМ в северо-западной части IОжно-Баренцевского шельфа сложен алевритопесчанистыми отложениями. В нем на Штокмановском и соседних месторождениях установлены продуктивные газоносные пласты (Ю₀, Ю₁, Ю₂, Ю₃ на Штокмановском месторождении, три - Ю₀, Ю₁, Ю₂ на Ледовом месторождении и два - Ю₀, Ю₁ на Лудловском месторождении). Пласт Ю₀ - среднекелловейского возраста, представлен песчаником (в верхней и средней частях) и переслаиванием алевролитов (в нижней части), относится к отложениям барово-островной зоны. Пласт Ю₁ - байосского возраста, представлен алевролитами (внизу) и песчаниками (вверху), относится к отложениям зоны постепенного обмеления морского бассейна, формирования барьерных баров и продолжительного стояния береговой линии.

Пласт Ю₂ - верхнеааленского возраста, представлен преимущесгвенно песчаниками, относится к переходной зоне от суши к лаrуне или палеорусел. Пласт Ю₃ - нижнеааленского возраста, представлен преимущественно песчаниковыми пачками, относится к фациям зарастающих лагун или палеорусел. Коллекторские свойства этих пластов определялись по данным ГИС и анализам керна.

Пористость изменяется в пластах: Ю₀ - средние значения от 18,8% до 24,5%, Ю₁ - средние значения от 15,2% до 16%, Ю₂ - средние значения от 13% до 16,8%, Ю₃ - от 10% до 17,1%. Принятые средние граничные значения открытой пористости составляют для пластов соответственно: Ю₀ -14,6%, Ю₁ -11,9%, Ю_2-3 -12,9%.

Проницаемость изменяется по пластам: Ю₀ - средние значения от 365 * 10^-3 мкм² до 883 *10^-3 мкм², Ю₁ - средние значения от 11,35 * 10^-3 мкм² до 280,5 *10^-3 мкм², Ю₂  - средние значения от 23,3 *10^-3 мкм² до 502,3 *10^-3 мкм², Ю₃ - от 0,28*10^-3 мкм² до 278 *10^-3 мкм². Граничные значения проницаемости определены статистическим методом с использованием зависимостей абсолютной проницаемости от величины открытой и эффективной пористости и составляют для пластов: Ю₀ - 0,85 *10^-3 мкм², Ю₁ - 0,51 *10^-3 мкм², Ю_2-3 - отсутствует из-за единичных определений (низкий процент выноса керна).

Наиболее высокими ФЕС и газонасыщенностью обладают коллекторы верхней части пласта Ю₀ и средней части пласта Ю₁.

Все коллекторские пласты разделены региональными, субрегиональными и зональными глинистыми плохопроницаемыми покрышками. Региональный верхнеюрский водоупор залегает над пластом Ю₀ и представлен черными глинами с высоким содержанием органического вещества и имеет толщину от 342 до 438 м.

Следующий субрегиональный батский водоупор залегает над пластом Ю₁ и представлен глинами и аргиллитами толщиной до 300м.

Третья нижнебайосская покрышка залегает над пластом Ю₂. Она носит зональный характер и состоит из двух пропластков глин и аргиллитов суммарной максимальной толщиной 85 м.

Все эти породы-покрышки имеют хорошие экранирующие качества. Следует, однако, отметить, что верхняя региональная покрышка отсутствует на Центрально-Баренцевском поднятии и своде Федынского.

В терригенном нижнемеловом НГК нефгегазоносность еще не установлена, но предполагается его газоносность на Лунинском выступе.

Диссертация «ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ И НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ СТРАТЕГИИ ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГАЗА БАРЕНЦЕВА И КАРСКОГО МОРЕЙ». Холодилов В.А., Москва-2006 г.

Восточно-Баренцевская нефтегазоносная провинция

Восточно-Баренцевская нефтегазоносная провинция располагается в пределах Баренцевской плиты. На территории НГП открыто два уникаль­ных по запасам газа месторождения: Штокмановское и Ледовое газоконден­сатные месторождения; два крупных – Лудловское и Мурманское газовые месторождения. В составе НГП выделяют три НГО: Южно-Баренцевскую, Штокмановско-Лунинскую, Альбановско-Горбовскую и две ПНГО: Севе­ро-Баренцевскую и Святой Анны. Основные перспективы нефтегазонос­ности связываются с открытием новых газовых месторождений, которые приурочены к Баренцевскому прогибу.

Следующий Бассейн: Хатанго-Вилюйский