Актуальность работы: важность изучения арктического региона России на предмет добычи полезных ископаемых, особенно углеводородов, возрастает с каждым годом ввиду увеличения добычи сырья и большей потребности в нем.
Кроме того, в обозримом будущем планируется расширение территории шельфа, принадлежащей России, по результатам одобрения заявки в ООН от 2013 года (Budzik, 2009).
Осадочные бассейны российского арктического шельфа содержат значительные объемы неоткрытых углеводородных ресурсов, которые трудно оценимы до сих пор по причине ограниченности геологических и геофизических данных. По одной из последних оценок природных ресурсов России в недрах российской части арктического шельфа может находиться до 700 баррелей нефтяного эквивалента общих (открытых и неоткрытых) ресурсов. Данные, описывающие возраст, состав, структуру горных пород, слагающих арктические континентальные массивы и острова, остаются главным источником информации о неразбуренных доюрских продуктивных толщах Баренцево-Карского региона и всего участка арктического шельфа (Drachev et al., 2011).
Работа посвящена изучению проблем в области нефтегазовой геологии Восточно-Баренцевоморского мегабассейна арктического региона России.
Исследуемый регион расположен в шельфовой части Евразийского бассейна, который является самым крупным шельфом Земли. Большая часть шельфа (~3,5 млн. км2) расположена в российской части Арктики (Drachev et al., 2011, рис. 1).
Объектом исследования является северная часть прогиба Св. Анны, расположенного на северо-востоке бассейна Баренцева моря.
Цель работы: обоснование перспектив нефтегазоносности доюрских отложений прогиба Св. Анны
Задачи:
1. Сбор и анализ геолого-геофизической информации по исследуемому региону;
2. Изучение структуры отложений осадочного бассейна;
3. Изучение геологической истории бассейна;
4. Построение сейсмостратиграфической модели;
5. Моделирование УВ систем.
Рисунок 1. Карта мощности осадочного чехла арктического шельфа России (Drachev et al., 2011).
В результате интерпретации сейсмических данных МОВ ОГТ 3D., полученных от НИИГА-ВНИИОкеангеология им. И.С. Грамберга в районе прогиба Св. Анны на Северо-Восточной границе Баренцева моря было выполнено:
1. Сбор и анализ геолого-геофизической информации по исследуемому региону. Сравнение и корреляция данных с ближайшими регионами позволили предположить о возможных скоплениях углеводородов в толщах региона исследования;
2. По временным сейсмическим разрезам и данных из скважин было прослежено 6 сейсмостратиграфических горизонта (A, II, I, B, M, M’), к которым в дальнейшем появилась возможность привязать возможные нефтегазоматеринские толщи от верхнего палеозоя до верхней юры;
3. На основе интерпретации сейсмических данных по прослеженным горизонтам были построены карты изохрон;
4. Одномерное моделирование нефтегазоносных систем и выявлены потенциально нефтегазогенерирующие толщи и определить потенциальные нефтегазоносные комплексы. Материнские породы нижнего карбона, верхней перми и среднего триаса характеризуются высоким нефтяным потенциалом и находятся в «нефтяном окне», тогда как позднеюрская формация остается незрелой. И в то же время ни одна из толщ не достигла уровня главной фазы газообразования.
