1 стр. из 1

В географическом отношении Печороморский шельф располагается в южной части акватории Баренцева моря, приблизительно ограничиваясь с севера 71 градусом северной широты и 44 и 60 градусами восточной долготы.

Печороморский шельф является наиболее изученным по сравнению с другими морями Арктики. Тем не менее, изученность акватории бурением остается низкой — одна скважина приходится на 16,6 тыс. км. Поисковое бурение на максимальную глубину проведено на месторождении Медынское-море, где вскрыты отложения ордовика-девона.

В строении региона участвуют образования верхнедокембрийского складчатого фундамента, на котором практически в полном объеме залегают мощные толщи палеозойско-мезозойских отложений.

В южной части акватории Печороморского шельфа прослеживаются региональные тектонические элементы, выделяющиеся и хорошо изученные в пределах прилегающих регионов суши (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция). Отмечается общая тенденция к выполаживанию структурных осложнений в северном направлении. Своеобразный тип структурной организации устанавливается в районах, прилегающих к Новой Земле, где выявляются высокоамплитудные складчатые формы (Междушарская) или ограниченные разломами горстообразные поднятия (Папанинская).

Нефтегазоносность региона связана с палеозойско-мезозойскими отложениями широкого стратиграфического спектра от ордовикских до триасовых. Выделяется 5 региональных нефтегазоносных комплексов.

Ордовикско-силурийский потенциально продуктивный нефтегазоносный комплекс на западе территории представлен терригенными отложениями, на востоке — терригенно-карбонатными.

Нижне-среднедевонский продуктивный нефтегазоносный комплекс — терригенный на западе территории, терригенно-карбонатный на востоке. Общая мощность комплекса достигает 1200 м. Количество продуктивных горизонтов — 2–6. Их нефтенасыщенные толщины в изученных месторождениях составляют 12–43 м.

Верхнедевонский продуктивный нефтегазоносный комплекс терригенный на западе территории, терригенно-карбонатный на востоке. Общая мощность комплекса достигает 1250 м. Количество продуктивных горизонтов — 1–3. Их нефтегазонасыщенные толщины составляют 3,5–28 м. Резкое увеличение эффективных толщин связано с рифогенными фациями.

Каменноугольно-нижнепермский нефтегазоносный комплекс преимущественно карбонатный. Общая мощность комплекса достигает 950 м. Количество продуктивных горизонтов — 1–2. Их нефтенасыщенные толщины составляют 12–23 м. Существенное увеличение нефтегазонасыщенных толщин связано с рифогенными фациями ассельско-сакмарских отложений.

Верхнепермско-триасовый нефтегазоносный комплекс — терригенный. Общая мощность комплекса на большей части региона составляет порядка 1300–4000 км, а в северных районах достигает 7 км. Количество продуктивных горизонтов — 2–4 и более. Их нефтегазонасыщенные толщины составляют 5–22 м. Существенное увеличение эффективных толщин связано с песчаными отложениями фронтальных частей дельт.

Наиболее перспективным является участок, охватывающий морские продолжения Хорейверской впадины и часть Варандей-Адъзвинской структурной зоны (валы Сорокина, Гамбурцева). Здесь расположена зона развития всех перспективных нефтегазоносных комплексов — от терригенно-карбонатного ордовикско-силурского до верхнепермско-триасового включительно, выявлены шельфовые нефтяные месторождения (Варандей-море, Медынское-море, Приразломное, Долгинское).

Следующей по значимости идет зона II, включающая нефтегазоносные комплексы от карбонатного нижне-среднедевонского до триасового, в пределах Колвинского мегавала, его северного раскрытия и прилегающих восточных областей, а также Шапкина-Юрьяхинского вала, Песчаноозерской структурной зоны и юго-восточной части Печорской синеклизы.

В северной и северо-восточной областях Печороморского шельфа интерес могут представлять нефтегазоносные комплексы: в первую очередь, терригенный верхнепермско-триасовый и, локально, карбонатные нижнепермско-каменноугольный и верхнедевонский.

К юго-западной части акватории Печорского моря относятся зоны, где нефтегазоносные комплексы нижней части разреза до начала нижнего карбона представлены преимущественно терригенными разностями. Здесь нефтегазоностность может быть связана в первую очередь с нижнепермско-каменноугольным карбонатным комплексом. Кроме того, необходимо отметить, что нижняя часть региона — зона потенциальных нефтяных месторождений, за исключением северного продолжения Печора-Колвинского авлакогена, где развиты и прогнозируются газовые, газоконденсатные и нефтегазовые залежи.

На основе общих тектоно-седиментационных представлений и анализа сейсмических материалов в разрезе, в различных нефтегазоносных комплексах, помимо антиклинальных структур предполагается наличие ловушек неструктурного типа. Как вариант — органогенных построек нижнепермского возраста в юго-западной части шельфа. Перспективными объектами, требующими дополнительных исследований, могут быть ловушки литологического типа в отложениях триаса и верхней перми, связанные с отложениями фронтальной части дельт и дельтовых конусов выноса в юго-западной и северо-западной частях Печороморского шельфа и т.д.

В заключение можно сделать следующие рекомендации. Первоочередными объектами для постановки бурения следует выделить структуры — Паханчевскую, Русскую, Полярную, Восточно-Гуляевскую, Алексеевскую, Папанинскую.

Сейсмические работы необходимо сконцентрировать в западной части региона с целью выявления структурных и литологических залежей.

Необходимо также проводить целенаправленные геолого-геофизические работы на поиск ловушек неструктурного типа и на всей территории Печорского моря, что требует, прежде всего, уплотнения сети сейсмических профилей в пределах выделенных перспективных зон.

Полная или частичная перепечатка материалов - только разрешения администрации!