Балтийская НГП

Балтийская НГП расположена на северо-западе Восточно-Европейской платформы и занимает территорию Калининградской области РФ, Литвы, Латвии, СВ Польши и примыкающей акватории Балтийского моря. Площадь НГП около 170 тыс.км², в том числе на территории России 26 тыс.км².

Тектонически НГП соответствует Балтийской синеклизе, имеющей СВ простирание.

Её ограничениями являются с севера и северо-востока склоны Балтийского щита, с востока Латвийская седловина, с ЮВ Белорусско-Мазурская антеклиза. Юго-западная граница НГП образована глыбово-складчатым Датско-Польским авлакогеном, рассматриваемым некоторыми исследователями в качестве шовной структуры (линии Тейсере-Торнквиста), отделяющей древнюю ВЕП от молодой эпикаледонской Западно-Европейской плиты.

Планомерные ГРР в НГП проводятся с 1946 г., первое месторождение Кулдигское (на Лиепая-Кулдигском валу) было открыто в 1962 г. В 1968 г. была доказана промышленная нефтеносность среднего кембрия, начались открытия новых месторождений. Разработка месторождений ведется с 1975 г., когда в Калининградской области было открыто Красноборское нефтяное месторождение.

Фундамент, чехол. Фундамент сложен породами архей-раннепротерозойского возраста, имеет глыбово-блоковое строение, связанное с интенсивным развитием разломов различных направлений – субширотного, северо-восточного, субмеридионального. По фундаменту провинция имеет асимметричное строение – наиболее прогнутая часть, где фундамент опущен на глубину 6 км и более, прижата к юго-западному борту, образованному Датско-Польским авлакогеном.

Осадочный чехол представлен терригенными, карбонатными и галогенными отложениями континентального и морского происхождения. Наибольшую мощность имеют палеозойские породы (до 5 км).

Выделяются 4 структурно-стратиграфических комплекса, разделенных угловыми несогласиями и стратиграфическими перерывами:

- венд-кембрий. Венд выделен в основном на шельфе (на колонке нет). Отложения венда и нижнего кембрия (балтийская серия) представлены преимущественно песчаниками мощностью до 400 м, в СЗ части НГП в море отложения V и C глинистые (возможно нефтематеринские свиты).

- средний кембрий - нижний девон. Песчаники и аргиллиты среднего кембрия (500 м), замещающиеся на запад и юго-запад глинами, выше – известняки ордовика (500 м) и карбонатно-глинистые породы силура (возможно нефтематеринские свиты) (250-1000 м), перекрывающиеся пестроцветной толщей нижнего девона, развитой лишь на северной периферии НГП.

- средний девон - нижняя пермь. Карбонатно-терригенные породы девона и нижнего карбона мощностью от 800 до 1200 м, с перерывом перекрывается эвапоритами перми.

- верхняя пермь – мезозой – кайнозой. Карбонатно-терригенные отложения суммарной мощностью от 1,5 км и более.

Тектоника. По отложениям кембрий-нижнедевонского комплекса в пределах Балтийской синеклизы выделяются крупные тектонические элементы, разделенные региональными разломами субширотного простирания. Отрицательные – Куршская впадина, Приекульская впадина, Рижская впадина. Положительные – Лиепая-Кулдигский вал, Тельшайский вал, разделяющий впадины, а также валы и выступы, осложняющие Куршскую впадину (Шилальский выступ, Большаковский вал, Калининградский вал, Гусевский выступ и др.) длиной до 100 км и амплитудой до 130 м. Локальные структуры, как правило, приразломные, размерами 13-15 км², амплитудой 30-100 м, наиболее крупные находятся в материковой части НГП. В бортовых частях синеклизы выявлены органогенные постройки в силуре.

Нефтегазоносность. Всего открыто около 40 месторождений, в Калиниградской области РФ – 31 (в т.ч. 2 на шельфе, Калининградское и Кравцовское), все мелкие, однозалежные нефтяные, пластовые сводовые, тектонически экранированные. Продуктивны терригенные отложения среднего кембрия мощностью до 270 м на глубинах 1100-2700 м. Коллекторские свойства отличаются большой изменчивостью, меняющейся очень значительно на коротком расстоянии, что накладывает свой отпечаток на распределение нефтеносности. Пористость не более 12-18%. Нефти малосернистые, малопарафинистые, недонасыщены газом. На Гусевском месторождении нефти тяжелые, на большинстве остальных легкие.

Наиболее значительные месторождения – Красноборское, Ладушкинское, Ушаковское, Веселовское, Славское (Калининградский вал), на шельфе - Калининградское, Кравцовское.

Выделено 3 НГК – среднекембрийский, ордовикский, силурийский, промышленная нефтегазоносность связана со средним кембрием (песчано-алевритовая дейменаская серия). Отмечены нефтепроявления в девоне и перми.

Среднекембрийский НГК мощностью 600-800 м сложен терригенно-карбонатными отложениями. Коллектора – песчано-алевролитовая дейменаская серия, покрышка – глинисто-карбонатные породы ордовика и силура. С этим НГК связано 80% запасов УВ. Промышленно нефтеносен на месторождениях Красноборском, Веселовском, Ладушкинском (Калиниградский вал), Вилькичайском (Гаргждайская зона поднятий) и др. Нефти кембрия в основном легкие, бессернистые.

Ордовикский (О_2-3) НГК мощностью 700-900 м представлен карбонатными отложениями, малодебитные непромышленные залежи нефти открыты в известняках и мергелях верхнего отдела ордовика (поркунинский горизонт) и известняках среднего отдела. Продуктивен на Гусевском, Кибартайском (Гусевский выступ ЮВ), Кулдигском (Лиепая-Кулдигский вал) месторождении. Нефти ордовика более тяжелые, содержат серу.

Силурийский НГК мощностью 700-800 м представлен карбонатами (рифогенными известняками и доломитами). Нефтепроявления в восточной и ЮВ частях НГП, например на Шаукенской площади (у восточного обрамления НГП).

Нефтегазогеологическое районирование. В НГП выделяются 3 нефтеносные области (НО): Калиниградская, Куршско-Гаргждайская, Лиепая-Кулдигская.

Калининградская НО охватывает Калининградский, Неманский и Гусевский валы. В ней сосредоточены основные запасы УВ, открыты Красноборское, Ладушкинское, Ушаковское, Веселовское, Славское, Калиниградское и др. нефтяные месторождения.

Куршско-Гарждайская НО приурочена к одноименной впадине. Здесь открыты нефтяные месторождения Вилькичайское, Шюпаряйское и др.

Лиепая-Кулдигская НО охватывает валы Салдусско-Кулдигский, Лиепая-Морской, Тальшайский, Лиепайскую впадину. Кулдигское и др. нефтяные месторождения.

К р а с н о б о р с к о е нефтяное месторождение расположено на восточном окончании Калиниградского вала. Открыто в 1968 г., разрабатывается с 1975 г. Красноборская брахиантиклиналь размерами 8х4 км, амплитудой 80 м на юге и востоке осложнена тектоническими нарушениями амплитудой 200 м. Продуктивные песчаники среднего кембрия залегают на глубине в среднем 1900 м. Залежь пластовая тектонически экранированная высотой 25 м.

С наиболее погруженной частью синеклизы связаны коллекторы смешанного трещинно-порового типа, с остальной частью – поровые. Для карбонатных коллекторов значительную роль играет трещиноватость.

Перспективы НГП связаны с вышележащими силурийскими, девонскими, каменноугольными и пермскими отложениями в акватории Балтийского моря.

Перспективы открытия новых нефтяных месторождений в области связываются с малоразмерными структурами, что требует высокой степени надежности подготовленных к бурению объектов.

Несомненного внимания в вопросе развития сырьевой базы области заслуживает Калининградский шельф Балтийского моря.Изученность шельфа сейсморазведкой, поисковым бурением и инженерно-геологическими методами неравномерна. Наиболее изучены Западно-Ниденская, Западно-Клайпедская и Калининградская зоны нефтенакопления. Нефтепоисковые работы на шельфе необходимо продолжать, но, учитывая их высокую стоимость, целесообразно начать эти работы после ввода в промышленную эксплуатацию Кравцовского нефтяного месторождения.