ИСТИНА

В Баренцевом море в настоящее время ведутся активные региональные и поисковые нефтегеологические работы. В южной и западной его частях пробурено большинство скважин и открыты месторождения Мурманское, Северо-Кильдинское, Песчаноозерское с залежами газа в нижнетриасовых отложениях, Штокмановское, Ледовое, Лудловское с залежами газа и газоконденсата в юрских отложениях. В норвежском секторе открыто месторождение Снёвит, нефтегазоносность которого также связана с мезозойскими отложениями. Северная и северо-восточная части Баренцева моря изучены слабо. Из-за отсутствия скважин в акватории и незначительного количества сейсмических данных основным методом изучения разреза является отбор и исследование образцов из обнажений на архипелагах Земля Франца Иосифа, Шпицберген и Северная Земля. Целью данной работы являлась оценка нефтегазогенерационных возможностей мезозойских отложений Земли Франца Иосифа. Наши исследования базируются на изучении ~ 40 образцов из обнажений с островов Земля Вильчека, Грэем-Белл, Чамп, Грили и др., которые были предоставлены нам специалистами ВСЕГЕИ. Были проведены макро- и микроскопические описания пород, их опробование методом люминесцентной битуминологии с целью отбора наиболее обогащенных ОВ пород, для которых мы определяли TOC, генетический потенциал и тип ОВ методом Rock Eval, содержание битумоидов методом жидкостной экстракции в хлороформе, проводили разделение их на аналитические группы методом жидкостно-адсорбционной хроматографии и анализ алкановых и изопреноидных УВ состава С9-С36 на газовом хроматографе «Perkin-Elmar». Мезозойский разрез Земли Франца Иосифа сложен, преимущественно, глинами и, в меньше степени, алевролитами и песчаниками. Среди нижнемеловых отложений встречаются базальты с трещинами и полостями, заполненными твердыми или вязкими битумами. Содержание ОВ в исследованных образцах по Rock Eval - от 0,71 до 8,21%, что характеризует их как очень хорошие нефтегазоматеринские толщи. Но все они имеют относительно низкие значения водородного индекса (39-278 гУВ/гТОС). Анизийские образцы по этим параметрам могут быть отнесены к газоматеринским, а их высокая степень преобразования (Тmax=436-453°С) соответствует главной ГЗН. Верхнеюрские и нижнемеловые породы относятся к нефтегазоматеринским, но показывают достаточно низкую степень преобразования (Тmax=407-411°С) и еще не могут генерировать нефть. Содержание битумоидов составляет сотые доли процента, причем битумоидный коэффициент (βхл) не превышает 4,4 (0,8-4,4) и является показателем слабого перемещения УВ внутри нефтематеринской толщи. По данным хроматографии можно сделать вывод о достаточно близких типах исходного ОВ для триасовых и верхнеюрских отложений. Это смешанное сапропелево-гумусовое вещество с большой долей континентальной составляющей. Степень преобразования ОВ низкая, отмечается последовательное увеличение ее от меловых к триасовым отложениям.