Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности юрского комплекса центральной части Восточно-Баренцевского мегаполиса

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности юрского комплекса центральной части Восточно-Баренцевского мегаполиса"

На правах рукописи

'/и,-,,:;.,,

■УШ'!/!?

/.........

Ткаченко Максим Александрович

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОИОСНОСТИ ЮРСКОГО КОМПЛЕКСА ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ВОСТОЧНО-БАРЕНЦЕВСКОГО МЕГАПРОГИБА

Специальность 25.00.12 — «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений»

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва —2015

005567931

005567931

Работа выполнена в Федеральном государственном унитарном предприятии «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт» (ФГУП «ВНИГНИ»)

Научный доктор геолого-минералогических наук,

руководитель: Соловьев Борис Александрович ФГУП «ВНИГНИ», г. Москва

Официальные Захаров Евгений Владимирович — доктор геолого-оппоненты: минералогических наук, общество с ограниченной

ответственностью «Газпром ВНИИГАЗ» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»), / общество с ограниченной ответственностью «Газпром ВНИИГАЗ» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») главный научный сотрудник

Леончик Михаил Иванович — кандидат геолого-минералогических наук, открытое акционерное общество «Союзморгео» (ОАО «Союзморгео») / Открытое акционерное общество «Союзморгео» (ОАО «Союзморгео»), первый заместитель генерального директора — исполнительный директор

Ведущая Открытоеакционерное общество «Морская арктическая

организация: геологоразведочная экспедиция» ( ОАО «МАГЭ»)

Защита диссертации состоится «15» апреля 2015 года в f^f часов на заседании диссертационного совета Д 216.015.01, созданного на базе федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт» (ФГУП «ВНИГНИ») по адресу: 105118, Москва, Шоссе Энтузиастов, д. 36, Главное здание.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГУП «ВНИГНИ», Главное здание, 1 этаж. Электронная версия автореферата размещена на официальном сайте ФГУП «ВНИГНИ» www.vnieni.ru и в ВАК при Министерстве образования и науки Российской Федерации www.vak.ed.gov.ru

Автореферат разослан »^^/^¿2-2015 г.

Ученый секретарь Совета по защите докторских и кандидатских диссертаций,

кандидат геолого-минералогических наук

И. В. Долматова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Освоение ресурсного потенциала углеводородного сырья Арктического шельфа является одной из приоритетных задач развития нефтегазового комплекса России. Углеводородный потенциал Арктического шельфа значительно превышает 100 млрд. т. у. т. При этом разведанность начальных суммарных ресурсов нефти региона менее 4% (на суше России этот показатель более 40%), а газа - менее 7% (на суше -более 33%). Геологоразведочные работы (ГРР) на суше характеризуются тенденцией снижения запасов УВ открываемых месторождений. В открытиях преобладают мелкие по запасам месторождения. В то же время в морях Арктического шельфа можно ожидать выявления значительного числа крупных и крупнейших по запасам месторождений нефти и газа.

В настоящее время наибольший интерес вызывает проведение ГРР в западной части Арктического шельфа (Баренцево, Печорское, Карское моря), где уже выполнены значительные объемы геолого-геофизических исследований и открыто около 20 месторождений нефти и газа.

Высокие перспективы нефтегазоносности связываются с юрским комплексом Баренцева моря. С указанными отложениями связаны открытия Штокмановского и Ледового газоконденсатных и Лудловского газового месторождений.

Выполненные исследования решают актуальную задачу уточнения оценки перспектив нефтегазоносности юрских отложений центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба и определения дальнейших направлений ГРР на нефть и газ.

Цель исследований заключалась в уточнении геологического строения и оценке перспектив нефтегазоносности юрского комплекса центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

1. Обобщение и анализ материалов по геолого-геофизической изученности, структурно-тектоническому районированию и установленной нефтегазоносности юрского комплекса центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба.

2. Составление на основе материалов глубокого бурения литолого-стратиграфической характеристики юрского комплекса отложений.

3. На основе электрофациального анализа реконструкция условий седиментации в юрском бассейне на примере построения седиментационных моделей.

4. Количественная оценка ресурсов нефти, газа и конденсата юрского комплекса центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба.

5. Уточнение формирования и геологической эволюции Штокмановско-Лунинского порога путем построения палеоструктурных поверхностей для Т3, ^ и 13 в рамках количественной оценки.

6. Анализ структуры начальных суммарных ресурсов углеводородов (НСР).

7. Выделение и обоснование нефтегазоперспективных объектов с последующей рекомендацией дальнейших геологоразведочных работ.

Научная новизна. В рамках оценки перспектив нефтегазоносности юрского комплекса центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба были построены седиментационные модели на основе электрофациального анализа по методике В. С. Муромцева. Многими учеными считалось, что данная методика электрофациального анализа разработана для хорошо изученной Западной Сибири и достоверность результатов, полученных с ее применением в других регионах крайне сомнительна. В рамках же данной диссертации были получены результаты не только подтверждающие, но и наглядно демонстрирующие выводы, сформулированные ранее, в частности о «мощных песчаных телах», сформированных на Штокмановско-Лунинском

4

пороге в районе Штокмановского месторождения, а так же о мелководном происхождении отложений верхней юры. Соответственно, таким образом, доказывается применимость вышеописанного метода к Баренцевоморскому региону. Также в диссертации была проведена количественная оценка ресурсов нефти газа и конденсата юрского комплекса центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба, в которой, по мнению автора, были учтены недочеты оценки по результатам на 01.01.2009, изменен подход к выделению расчетных участков, приведено обоснование выделения эталонных участков на основе структурной эволюции Штокмановско-Лунинского порога. Выделены нефтегазоперспективные зоны и оценены их начальные суммарные ресурсы.

В работе защищаются следующие основные положения:

1. Выполненное моделирование процессов седиментации в юрском бассейне Восточно-Баренцевоморского мегапрогиба с широким использованием электрофациального анализа обеспечило создание новых седиментационных моделей нижне-, средне- и верхнеюрских терригенных отложений с оконтуриванием пространственного распределения фациальных зон и прогнозируемых в их пределах резервуаров, характеризующихся благоприятными коллекторскими свойствами.

2. Комплексный анализ структурных и литолого-фациальных характеристик строения юрских отложений Восточно-Баренцевоморского мегапрогиба с учетом результатов проведенных геохимических исследований позволил дать уточенные характеристики Ледового и Лудловского эталонных участков, использование которых обеспечило получение более надежной количественной оценки ресурсов УВ изученных юрских комплексов.

3. Выполненные качественный и количественный прогнозы нефтегазоносности юрских отложений Восточно-Баренцевского мегапрогиба позволили выделить в пределах названной структуры 8

нефтегазоперспективных зон для включения их в программу лицензирования с целью проведения поисково-разведочных работ.

Практическая значимость данной работы заключается в уточнении перспектив нефтегазоносности юрского комплекса центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба, что позволило выделить и нанести на карту нефтегазоперспективные объекты и обосновать новые перспективные направления ГРР на нефть и газ. Доказана возможность применения электрофациального анализа по методу В. С. Муромцева в отношении юрского комплекса Восточно-Баренцевского мегапрогиба. Основные результаты исследований и рекомендации в отношении количественной оценки ресурсов нефти, газа и конденсата могут быть учтены при составлении новой методической основы для руководства по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России.

Публикации и апробация работы. Основные результаты и положения работы докладывались на XIII и XIV международных конференциях молодых геологов (Словакия, 2012, 2013 г), на III Международной научно-практической конференции молодых ученых и специалистов памяти академика А.П. Карпинского (ВСЕГЕИ им. А. П. Карпинского, Санкт-Петербург, 2013 г), на III Международной конференции молодых ученых и специалистов "Актуальные проблемы нефтегазовой геологии XXI века" (ВНИГРИ, Санкт-Петербург, 2013 г), на III и IV Международной конференции молодых ученых и специалистов «Новое в геологии и геофизике Арктики, Антарктики и Мирового океана» (ФГУП «ВНИИОкеангеология им. И. С. Грамберга», Санкт-Петербург, 2012 и 2014 г); а также изложены в 8 опубликованных работах, включая тезисы докладов конференций, 2 из которых изданы в журналах, рекомендованных ВАК.

Личный вклад. Автор неоднократно участвовал в работах по комплексной обработке материалов бурения скважин Баренцевоморского региона (скважины № 1-Северо-Мурманская, № 2- Северо-Мурманская, №

6

21/22- Мурманская, № 23- Мурманская, №1 Северо-Гуляевская, №1-Аквамаринская, №2-Аквамаринская, №202-Северо-Западная, №1-Куренцовская). В составе рабочей группы проводил описание керна, с последующим описанием шлифов и составлением атласов структур и текстур пород; принимал непосредственное участие в количественной оценке нефти, газа и конденсата на шельфе Баренцева моря по состоянию геолого-геофизической изученности на 01. 01. 2009 г.

В ходе работы над диссертацией автором самостоятельно был построен ряд карт и схем, среди которых: схема корреляции юрских отложений центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба, карты мощностей юрских отложений, карта распределения плотности НСР в юрском комплексе центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба, структурные карты по отражающим горизонтам «Б» и «В2», проведено седиментационное моделирование на основе электрофациального анализа по методике В. С. Муромцева, обосновано выделение эталонных участков для метода сравнительных геологических аналогий, выделены и оценены нефтегазопреспективные зоны.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, семи глав, заключения и списка литературы из 89 наименований, содержит 47 рисунков. Общий объем работы - 159 страниц.

Благодарности. Автор глубоко признателен своему научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук, Соловьеву Борису Александровичу за предоставленную возможность совместной работы, а так же за разностороннюю помощь в ходе подготовки диссертации.

Благодарность за разностороннюю поддержку автор выражает коллективу отдела нефтегазоносности Арктики и Мирового океана ФГУП «ВНИИОкеангеология им. И. С. Грамберга» и лично Устинову Николаю

Васильевичу и Зуйковой Ольге Николаевне за ценные консультации и замечания при выполнении настоящей работы.

Особую благодарность автор выражает Ивановой Ольге Всеволодовне за помощь в решении всех организационных вопросов в ходе подготовки диссертации.

ОБОСНОВАНИЕ ЗАЩИЩАЕМЫХ ПОЛОЖЕНИЙ

Положение №1. Выполненное моделирование процессов седиментации в юрском бассейне Восточно-Баренцевоморского мегапрогиба с широким использованием электрофациального анализа обеспечило создание новых седгшентационных моделей нижне-, средне- и верхнеюрских терригенных отложений с оконтуриванием пространственного распределения фациалъных зон и прогнозируемых в га пределах резервуаров, характеризующихся благоприятными коллекторскими свойствами.

Моделирование процессов седиментации в юрское время в Восточно-Баренцевском мегапрогибе производится на основании материалов по морским глубоководным скважинам, а также на основе анализа карт мощностей построенных по материалам ОАО МАГЭ.

На шельфе Баренцева моря выделяемые стратиграфические подразделения часто охарактеризованы лишь редким керном, который обычно не позволяет однозначно судить о фациальной принадлежности всего стратиграфического подразделения, а часто и о возможной фациальной зональности одновозрастных толщ. В связи с этим было решено применить седиментационное моделирование, роль которого трудно переоценить особенно в отношении территорий, где изученность глубоким бурением невысока.

В основу такого моделирования положен электрофациальный анализ из-за весьма ограниченного объема кернового материала. Он основан на изучении по данным каротажа ПС — самопроизвольной поляризации и ГК —

8

гамма-каротажа особенностей распределения гранулометрической неоднородности пласта по разрезу, которая характеризует гидродинамику процесса осадконакопления. В отечественной нефтегазовой геологии фундаментальными в этой области следует считать работы В. С. Муромцева.

Схема работы по моделированию процессов седиментации была следующей: по весьма скудному набору образцов керна изучаемых скважин определялась фациальная группа изучаемых отложений (континентальная, переходная, морская) и далее, в соответствии с существующими стандартами форм ПС для конкретных обстановок осадконакопления рассматриваемой группы, проводилась фациальная интерпретация по данным каротажа. Скважинные данные кратко были представлены в таблицах (Рис. 1). Объективность реконструкций контролировалась подбором

седиментационной модели (Рис. 2), отражающей пространственное распределение фациальных обстановок, полученных в результате электрофациального анализа. В качестве палеоструктурной основы были использованы карты мощностей ранне-, средне- и позднеюрских отложений, построенные автором по материалам ОАО «МАГЭ» (Рис. 3) в ходе работы над диссертацией.

Фации барьерных баров и баровых островов

Краткое описание керна изучаемой скважины, фото

Фра™сит каротажа изучаемой скважины

Электром етриче екая

модель фации по В.С. Муромцеву

Песчаники мелко-средне-крушюзерннстыс, хороню отсортированными, слабое! юментиров анным и.

Аномалия ПС сложная, состоящая из треугольника, расположенного в зоне отрицательных отклонений. Кровельная линия горизонтальная, боковая вертикальная волнистая, подопгаенная - наклонная зубчатая.

Фрагмент каротажа СКВ. Шток.-1 Главный песчаный резервуар.

Рис. 1. Пример таблицы со скважинными данными. 9

Согласно выделенным по результатам сейсмических исследований сейсмокомплексам было рассмотрено три этапа седиментации: раннеюрский, среднеюрский и позднеюрский.

Раннеюрский этап. Анализ предложенной для раннеюрского этапа седиментационной модели позволяет говорить о завершении тракта низкого стояния моря и постепенном начале трансгрессии.

Фациальная интерпретация кривой ПС для мораих отложений: 1) баровый остров; 2) прокюины и головные части раз -равных течений; 3) барьерный бар, 4) забаровая лагуна; 5) пляж, береговой вал (трансгрессивные и регрессивные береговые песхи); о) пришвно-отливнзя зона с рукавообразной системой русловых промин. 7) бары дальней зоны и песчаные банка; 8) приливно-отливные каналы и гряды; 9) глубоководный конус выноса; 10) глинистые осадки шельфа; 11) приливно-отливные дельты; 12) дюны; 13) шториювые пески, 14) песчаные валы приливных течений; 15) подводная долина; 16 ) подводные дюны

I* г®

< 1

It

Кошпинештньная puunuua

Рис. 2. Седиментационная модель для морской группы фаций по В. Б.

Белозерову 10

Рис. 3. Карта фактического материала

В скважинах Мурманская-26 и Северо-Мурманская-1 диагностированы фации русловых отмелей ограниченно меандрирующих рек. Обычно такие фации формируют линейно вытянутые (на многие сотни километров) линзообразные песчаные тела с вогнутой нижней и горизонтальной верхней поверхностями.

В Северо-Кильдинской скважине для данного временного интервала установлена фация русловых отмелей интенсивно меандрирующих рек. Интенсивно меандрирующие реки образуют пластообразно-вогнутые тела, достигающие значительной ширины, что связано с интенсивной миграцией русла и широким развитием отложений русловых отмелей. Ширина таких песчаных тел очень разнообразна, вплоть до десятков километров, продольные сечения — линзообразно-вогнутые. Седиментологическая модель отражает постепенное снижение гидродинамической обстановки в конце формирования тела.

В скважине Арктическая-1 нижнеюрский интервал разреза сложен отложениями дельтового комплекса фаций. По всей видимости, скважина находится в эпицентре зоны разгрузки палеорек.

Нижнеюрские отложения скважины Штокмановская-1 являются примером фации барьерных баров и баровых островов. Барьерные баровые острова представляют собой отдельные бары или несколько наложенных друг на друга баровых гряд, вышедших на поверхность в виде островов. Поперечные сечения таких осадочных тел пластообразно-выпуклые, их ширина может достигать несколько десятков километров. Продольные сечения - пластообразно-выпуклые. Отложения этой фации могут простираться на десятки и сотни километров, в плане чаще всего имеют овальные очертания. Седиментологическая модель характеризуется постепенным нарастанием активности среды осадконакопления с последующей стабилизацией после выхода бара на поверхность. Наиболее благоприятные условия для образования баровых островов возникали в периоды переходов от регрессии к трансгрессии и наоборот.

В скважинах Ледовая-1, Лудловская-1 и Ферсмановская-1 диагностированы фации забаровых лагун. Образованию лагуны предшествует возникновение между берегом и растущим баром береговой промоины. При достижении баром поверхности моря или образовании барового острова вдольбереговая промоина превращается в мелководный бассейн ограниченной площади - лагуну. Седиментологическая модель данной фации характеризуется постепенным увеличением динамической активности среды.

Подводя итог вышесказанному, можно сделать выводы о том, что разработанная для раннеюрского этапа седиментационная модель в полной мере отражает начало трансгрессии в раннеюрское время. В конце ранней юры воды Арктического мезозойского океана, по-видимому, начали проникать с севера, периодически затопляя прибрежную равнину, о чем

12

свидетельствуют морские фации, установленные в Штокмановской, Ледовой, Лудловской и Ферсмановской скважинах. Что же касается области современной Южно-Баренцевской синеклизы, то на конец раннеюрского времени там еще царили обстановки аккумуляционно-денудационной континентальной равнины с замкнутыми водоемами, куда разгружались палеореки.

Среднеюрский этап. Анализ седиментационной модели, построенной для среднеюрского времени позволяет судить об активном развитии трансгрессии, о чем напрямую говорит общее увеличение мощности среднеюрских отложений и появление среди них терригенных фаций мелководного шельфа.

В начале средней юры изучаемая акватория представляла собой аккумуляционно-денудационную равнину с областями разгрузки палеорек в южной части и прибрежно-континентальную равнину в северной, о чем свидетельствуют скважинные данные.

В скважинах Мурманская-26, Северо-Мурманская-1 и Северокильдинская-82 установлены фации стариц.

В раннеюрском интервале разреза в этих же скважинах были установлены фации русловых отмелей. Таким образом, мы имеем дело с русловыми отложениями, которые по мере изменения потоком своего русла становились то более мелкозернистыми, то более крупнозернистыми. Когда же связь «старицы» с подводной долиной прерывалась, она превращалась в изолированную среду с преимущественно уже с алеврито-глинистым осадконакоплением.

В скважине Арктическая-1, также как и в нижнеюрских отложениях, в среднеюрских, а именно в нижней - средней части интервала, установлен дельтовый комплекс фаций. По всей видимости, область, на которой расположена скважина в начале-середине средней юры оставляла за собой

роль зоны разгрузки палеорек. Вышележащая часть разреза скважины представлена отложениями терригенных фаций мелководного шельфа. Похожие отложения были установлены также и в скважине Ферсмановская-1.

В скважинах Штокмановская-1 и Ледовая-1 установлены фации барьерных баров и баровых островов. Отложения формировались в условиях мелководного шельфа на протяжении всей средней юры.

Нужно сказать, что в отчетах Е.Г. Бро и др. (Фонды ФГУП ВНИИОкеангеология, 1996 г.) уже отмечалось «мощное песчаное тело», сформированное на Штокмановско-Лунинском пороге и в районе скважины Арктическая — 1. Обломочный материал при этом сносился, скорее всего, со свода Федынского, расположенного к западу от названных скважин. Вероятно, на пороге пески накапливались в виде песчаных банок вдоль бровки уступа на дне палеошельфа северо-восточного простирания. На ограниченные размеры песчаных тел указывает интерпретация сейсмических разрезов через Штокмановскую структуру. Таким образом, данная седиментационная модель еще раз, но, возможно, более наглядно демонстрирует этот факт.

В отложениях скважин Лудловская-1 и Лунинская-1 установлены фации относительно глубоководной части шельфа. Такие обстановки располагаются на внешнем краю шельфа от глубин 50-70 м в среднем до глубины 130-200 м. В отличие от мелководной части шельфа здесь отсутствует постоянное волнение, донные течения не очень активны и пространственно ограничены. Основной перенос материала происходит во взвешенном состоянии. При этом продуктивный горизонт Ю0 Лудловского месторождения скорее всего указывает на то, что Лудловская структура находилась в зоне подводных течений, в которых характерно формирование несколько вытянутых песчаных тел (подводных дюн) в относительно глубоководных условиях.

Предложенная седиментационная модель для среднеюрского времени, позволяет сделать вывод о том, что во время трансгрессии море наступало с северо-востока, так как на юго-запад от Лунинской скважины обстановки сменяются на более мелководные. Так же объясняется факт, что именно в данном временном интервале разреза расположены продуктивные горизонты ЮО (12 к 1-2), Ю1 (12 а+Ь), Ю2 (12 а) и ЮЗ (12 а) в Штокмановском, Ледовом и Лудловском месторождениях, а, следовательно, можно сделать выводы о благоприятных условиях для формирования толщ с повышенным коллекторским потенциалом в целом в среднеюрское время.

Позднеюрский этап. Некоторыми исследователями отмечается тот факт, что в составе, строении и фациальной принадлежности юрско-мелового чехла Баренцевоморского осадочного бассейна есть много общего с одновозрастными отложениями Западной Сибири (в частности, приуроченность очень характерных, обогащенных органическим веществом морских глинистых отложений (баженитов) к концу поздней юры).

Во всех изучаемых скважинах верхнеюрские отложения представлены «черными глинами», которые являются установленным отражающим горизонтом и региональной покрышкой юрско-неокомского НТК.

В контексте данного исследования анализ карты мощностей верхнеюрских отложений Баренцева моря в совокупности с уже имеющимися седиментационными моделями ранне- и среднеюрских этапов седиментации позволяет говорить о начале регрессии моря в юрском бассейне, а, следовательно, и формировании верхнеюрских глин в условиях понижения уровня моря. Скорее всего, мы имеем дело со случаем, когда «мелководные морские аргиллиты формируют латерально протяженные покровного типа отложения, которые покрывают обширные площади морского ложа при эвстатическом понижении уровня моря» (Рединг X. Г. Обстановки осадконапления и фации // В 2-х т. Т. 1: Пер. с англ./ под ред. X. Рединга. - М.: Мир, 1990. - 352 е., ил.).

15

Таким образом, при построении седиментационной модели для позднеюрского времени за основу были приняты мелководно-морские условия образования отложений, по характеристикам напоминающие фации приморских лугов. Фация установлена во всех изучаемых скважинах.

Предложенная эволюция изучаемого региона в юрское время предполагает благоприятные условия формирования толщ с повышенным коллекторским потенциалом в ранней и в большей степени в средней юре. При этом так же как и осадочные тела, коллектора, приуроченные к ним, будут распространены спорадически и иметь локальное или максимум зональное значение. Наилучшими коллекторскими характеристиками будут обладать русловые песчаники аккумуляционно-денудационной равнины, баровые песчаники мелководного шельфа и прибрежной равнины, в меньшей степени - дельтовые отложения и отложения замкнутых водоемов аккумуляционно-денудационной равнины (лимнических фаций). Для формирования региональной покрышки идеальны условия приморских лугов позднеюрского времени.

Положение №2. Комплексный анализ структурных и литолого-фациальных характеристик строения юрских отложений Восточно-Баренцевоморского мегапрогиба позволил дать уточенные характеристики Ледового и Лудловского эталонных участков, использование которых обеспечило получение более надежной количественной оценки ресурсов УВ изученных юрских комплексов.

Количественная оценка в данной работе проведена на основе нефтегазогеологического районирования, принятого при проведении количественной оценки по состоянию геолого-геофиз-ической изученности на 01. 01. 2009 г.

На подсчетном плане юрского комплекса изучаемой акватории выделены два эталонных участка (ЭУ): Ледовый и Лудловский, а также 17

расчетных участков (РУ). Выделение эталонных участков производилось в соответствии с Методическим руководством по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России (М.: ВНИГНИ, 2000 г), так что в пределах акватории каждого ЭУ располагается месторождение УВ, следовательно, она относительно хорошо изучена бурением и обладает наличием информативных картируемых характеристик.

Эталон Ледовый выделен в пределах Штокмановско-Ледовой седловины и включает Ледовое многопластовое газ-газоконденсатное месторождение, две локальные структуры: б/н 19 и б/н 20. Плотность ресурсов по эталонному участку составляет 36,42 тыс.т.у.т./км2 (Таб. 1). Несмотря на то, что Штокмановское месторождение также находится в пределах Ледового эталонного участка, его параметры намеренно не учитывались. Штокмановское месторождение по своим характеристикам является уникальным, следовательно, использование его параметров сильно завысит результаты количественной оценки.

Эталон Лудловский выделен в пределах Лудловской седловины и включает Лудловское газовое месторождение с пластово-сводовой залежью в отложениях средней юры и одну локальную структуру б/н 17. Плотность ресурсов по эталону составляет 28,44 тыс.т.у.т./км2 (Таб 2).

Следует отметить, что в отличие от предыдущих оценок в диссертационной работе в характеристике эталонных участков, в частности в расчетах плотности НСР, были заложены ресурсы категории Д2 лок., что делает диссертационную оценку более объективной.

Для установления границ эталонных участков была детально изучена эволюция формирования Штокмановско-Лунинского порога, а точнее тех его элементов, к которым эталонные участки приурочены.

Штокмановско-Ледовая седловина на сегодняшний день представляет собой перемычку между сводом Федынского и Адмиралтейским валом.

ХС Геологические запасы и ресурсы

Месторождение, площадь НТК резервуар К а н Р о. с категория нефть, млн. т газ свобод., млрд. м3 газ ГШ, млрд. м3 конденсат, млрд. м3 Всего УУВ.млн. т

Ледовый

А+В+С1 - 14179 14179

Ледовое 13 - К1Ы п юо С2 - 28890 28890

СЗ+О - -

А+В+С1 - 74987 977 75964

Ледовое 13-К1Ы 12 Ю1 С2 - 301505 3927 305432

СЗ+О -

А+В+С1 - 1445 1445

Ледовое Я-К1Ы 12 юм С2 - -

СЗ+Б - -

А+В+С1 - 1111 16 1127

Ледовое 13-К1Ы 12 Ю2 С2 - -

СЗ+Э - -

Б/н 19 13-К1Ы 12 О 2 лок. - 1057 - 14 1071

Б/н 20 13-К1Ы 12 Ц 2 лок. - 7403 - 96 7499

Всего по ЭУ - 430577 - 5030 435607

Площадь эталонного участка, км2 11960

Средняя уд. Плотность НСР УВ (геологические) 36,422

Таблица 2.

резервуар « Геологические запасы и ресурсы

Месторождение, площадь НПС X | 5 Ь «в и о о. с категория нефть, млн. т газ свобод., млрд. м3 газ ГШ, млрд. м3 конденсат, млрд. м3 Всего УУВ.млн. т

Лудлолский

А+В+С1 - 80111 - - 80111

Лудловское 13-К1Ы 12 ЮО С2 - 131046 - - 131046

СЗЮ - - -

Б/н 17 13-К1Ы 12 О 2 лок. - 7682 - - 7682

Всего по ЭУ - 218839 - - 218839

Площадь эталонного участка, км2 7696

Средняя уд. Плотность НСР УВ (геологические) 28,435

Эта субширотная структура имела место уже в позднем триасе и представляла собой восточное продолжение свода Федынского, но соединяться с Адмиралтейским валом стала лишь в раннеюрское время. При этом Штокмановская структура, по всей видимости, зарождалась вместе с

этим продолжением, так как в позднем триасе отчетливо видна изометричная положительная структура на месте современной Штокмановской. Ледовая структура стала выделяться лишь в ранней юре. До этого она представляла лишь восточное крыло формировавшейся Штокмановской структуры.

Лудловская седловина отделена от Штокмановско-Ледовой Северо-Штокмановской депрессией. По аналогии со Штокмановско-Ледовой седловиной Лудловская на сегодняшний день так же представляет собой субширотную перемычку за тем лишь исключением, что соединяет она поднятие Центральной банки, в частности Ферсмановскую террасу, с южной оконечностью мегавала Адмиралтейства. Эта перемычка, так же как и Штокмановско-Ледовая, начала формироваться в триасовое время и в позднем триасе представляла собой два крупных «структурных носа», погружающихся навстречу друг другу. С запада это было продолжение зоны Центрально-Баренцевских поднятий, с востока — Адмиралтейского мегавала. В ранне — среднеюрское время Лудловская структура была инверсирована и развивалась как депрессия.

Для унифицирования количественной оценки, а также во избежание субъективизма за расчетные участки решено было принять тектонические элементы 2-го и более высоких порядков на основе заранее принятой схемы тектонического районирования. Таким образом, при необходимости, дальнейшие операции с начальными суммарными ресурсами различных расчетных участков других нефтегазоносных комплексов не вызовут лишних трудностей, так как на каждом подсчетном плане мы будем видеть общепринятую схему тектонического районирования. Все расчеты начальных суммарных ресурсов по расчетным участкам представлены в таблице 3.

Из таблицы видно, что в некоторых расчетных участках, несмотря на газ-газоконденсатные эталоны, появляется нефть. Небольшая (не более 5%) вероятность обнаружения нефтяных залежей появляется в Южно-

НТО Название расчетного участка (РУ) Название эталонного участка (ЭУ) коэффициент аналогии Средняя удельная плотность НСР нефть, млн. т.у.т. свобдный газ, млрд. куб. м растворенный газ, млрд. куб м конденсат, млрд. куб м Всего НСР по РУ

Южно-Баренцевская Мурманский Лудповский 0,50 14,22 0.00 0,00 410,82 410,82 0.00 0,00 0.00 0,00 410,82 410,82

Куренцовский Лудловский 0,50 14,22 0.00 0,00 265.91 0.00 0,00 0.00 о,оо 265.91

265,91 265,91

Северо-Мурмански£ Ледовый 1,00 36,42 46.74 934.81 2.38 0,72 12.15 996.08

14,02 934,81 7,90 957,45

Андреевский Ледовый 1,00 36,42 52.69 1053.75 2.69 0,81 13.70 1122.83

15,81 1053,75 8,90 1079.27

Северо-Надеждянский Ледовый 1,60 58,27 44.54 890.86 2.27 0,68 11.58 949.25

13,36 890,86 7.53 912,43

Арктический Лулповский 0,60 17,06 1?.5? 5,88 391,68 1.00 0,30 0.00 0,00 412,26 397,86

Бортовой Ледовый 0,95 34,60 28,44 568,88 1.45 0,44 7.40 4,81 606.17

8,53 568,88 582,66

Туломский Ледовый 1,70 61,91 29,11 8,73 582Л 582,21 Ш. 0,45 ТА1 4,92 620.37 596,31

ИТОГО ПО НТО 251.10 ЗМШ II Ю4Л" 5383.(55

66,33 ЭЦУ8.У2 3,40 34,06 5202,71

Штокмановско-Лунинская Штокмановско-Ледовый Ледовый 2,00 360,74 О.ОО 0,00 1069.93 0.00 0,00 13.91 1083.86

1069,95 9,04 1078,99

Северо-Штокмановский Ледовый 0,95 34,6 О.ОО 0,00 576.19 576,19 0.00 0,00 7.49 4,87 583,68 531,06

Медвежий Лудловский 2,00 70,02 0.00 0,00 901.55 901,55 0.00 0,00 0.00 0,00 ?01,55 901,55

Южно-Лунинскнй Лудловский 0,95 27,02 0.00 0,00 467.68 467,68 0.00 0,00 О.ОО 0,00 467,68 467,68

Лунинский Лудловский 1,85 52,61 0.00 0,00 1270.63 0.00 0,00 0.00 0,00 1270.63

1270,63 1270,63

Ледовое месторождение 0.00 0,00 422.12 422,12 0.00 0,00 4.92 4,19 427.04 426,31

Штокмановское месторождение 0.00 0,00 3819.98 3819,98 0.00 0,00 ?«,92 32,11 3856.90 3852,09

Лудловское месторождение 0.00 0,00 211,16 211,16 0.00 0,00 0.00 0,00 211,16 211,16

ИТОГО ПО НТО 0.00 0,00 4286.00 0.00 0,00 21.40 8802.50

4286,00 13,91 8789,47

& я 8 з Западно-Кольский Лудловский 0,70 19,91 О.ОО 0,00 66.29 66,29 0.00 0,00 0.00 0,00 66,29 66,29

5 ю о * Федынский Ледовый 0,50 18,21 6.20 1,86 123.90 123,90 0.32 0,09 Ш. 1,05 132,03 126,90

итого по иго ш 1,86 19(1,19 0..Ц и,цу 1.41 1,45 шл IVS.IV

Бьяр-меланд-ская Демидовский Ледовый 0,50 18,21 8.45 2,54 169,02 169,02 0.43 0,13 2.20 1,43 180,10 173,12

СвалЬ' бард-ская ФерсмановскяЯ Ледовый 1,45 52,81 27,73 8,32 554.58 554,58 1.41 0,42 т 4,69 590.93 568,01

Баренцевской НТО, а именно в Арктическом и окаймляющих его РУ, а также в РУ, которые лежат в пределах Западно-Баренцевской НГП. Известно, что в верхнеюрских «черных глинах» керна Арктической скважины были установлены незначительные нефтяные проявления. В Западно-Баренцевской НГП (Норвежский сектор) известны нефтяные открытия, в частности, на участке Wisting Central, который находится на так называемом поднятии Хупа, не один год притягивающего внимание нефтяников, а также в 35 км к востоку от месторождения Snehvit (Белоснежка).

Основным итогом данного этапа стала карта распределения НСР в юрском комплексе центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба.

Положение №3. Выполненные качественный и количественный прогнозы нефтегазоносности юрских оппожений Восточно-Баренцевского мегапрогиба позволили выделить в пределах названной структуры 8 нефтегазоперспективных зон для включения их в программу лицензирования с целью проведения поисково-разведочных работ.

В процессе написания диссертационной работы фактически была отработана вторая стадия регионального этапа — стадия оценки нефтегазоперспективных зон, в рамках которой были выделены и нанесены на карту перспектив нефтегазоносности юрского комплекса Восточно-Баренцевского мегапрогиба 8 нефтегазоперспективных зон и посчитаны их НСР (Рис. 4). За основу была взята карта нефтегазогеологического районирования и начальных суммарных ресурсов изучаемой акватории. Учитывая, что для формирования коллекторских толщ больше подходят условия ранней-средней юры, а во время познеюрского этапа формировался региональный флюидоупор («черные глины»), а также тот факт, что в подавляющем большинстве нефтегазоносных провинций мира запасы УВ тяготеют преимущественно к интервалу глубин 1-3 км («главная зона нефтегазовых залежей» ГЗНГЗ), на вышеописанную карту были нанесены -1000-ная изогипса кровли средней юры, -3000-ная и -3500-ая изогипсы

подошвы нижней юры, взятые со структурных карт по отражающим горизонтам Б и В2, построенных автором самостоятельно в ходе написания диссертации.

Краткая характеристика нефтегазоперспективных зон дана в таблице 4.

нсфтсгазоперспсктивная нефтегазслерспею-ивная нефтя-эзоперспето-ивная нефтегазоперспектпвная зона 1 зона 3 ч0„а 5 зона 7

нефгегазоперспективная нсфтсгазоперспсктивная нефтегазоперспективная нефтегазоперспективная зона 2 зона 4 зона 6 зона К

Рис. 4. Карта перспектив нефтегазоносности юрского комплекса центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба

НТО Структур»* приуроченность Легальные структуры Коллектор Примечания

1 [ефтегаж-перслестмвная Ю»ю-Барсниевская Сеясро-Мурмански ступень Севсро-Мурмансках меленная • бурение, Боровая, Запаажь Надеждинскм, Надежшнская мгавленные Линейна вытянутые люообрааные песчаные тела русловых фацпй нижней юры Большая часть юны попадает в ПИП

Нефгегаэо-перспсктквная киа№2 Южно-Барениевская Андреевская ступень Ахматовская ■ Андреевская подготовленные к бурению, б/и 45 • »ыхаленш Песчаные отяожеияя лимикческих фаций нижней гры, мелководно морские отложения средней юры Зона лежит за пределами 1-3 гм П1ГГЗ, но в пределах тогнпсы «0500 м»

! 1<фтс га тонере пе ггивная зонд №3 Южно-Баренцевская Северо-Н алвжлмискаа ступень Терсашя, Належаи некая, &'н 44 выявленные Хорошо сортированные песчаным террнгеиных фааиЯ мелководного шельфа. В целом юна лежит в пределах тогнпсы «-3500 м»

Неф-тега»»-перспектмвыая «она №4 Южно-Барениеаскм Бритв инсках ступень Бортовая, б;н 22, 39, 6^я40 ьыхяленкые Отложения лимническнх фаций среднеюрской аккумуляционно-денулацнонной равнины Ирак-гаческв полностью лежит вГЗНГЗ

Мефтегио-перспеггнвная юна №5 Бьлриелянлская Демидове км ссллоскна Демидовская выявленная Срсднеюрскне отложения аккумуляционно-денудационной ратины Зона лежит эа пределами 1-3 км ГЗНГЗ, но > пределах им гипсы «•3500 м.

Нефтегаю-перспектнаны эонц >66 Центрально. Барсмисвсия, Штокмановско-Лунинскаа Фсрсмановская террага, Лудловская седловина, Южно-Луни некий против 1 Цате кого, Медвехи, б/и 14, 6/н И, &'а {6 вид «ленные, Ферсманоасках подютоаяенкая «бурению Мелкокрнистие, хорошо сортированные окатанные песчаники террнгеиных фаций иелшводдаго шельфа Зона лежит за пределами 1-3 км ГЗИГЭ, но а пределах июгнпсы «-3500 м»

Нсфгето-лсрспектнвнся зона /67 Ц Ьтокы акяско-Лунннскаа Лунинская терраса Южно-Лунннская выявленная к Лунинская введенная а бурение Вытянутые песчаные тела (подводам дюны), формировавшиеся в тоне подводшх течений на внешнем Зона лежит за пределами 1-3 км П31ГГЗ, но в пределах тогмпсы «■5500 м»

Нефтегато-перспегтнана* •»она №8 Баренцеаская Арктическая впадина, Ссверо-Иадежаинская я Тулоне «а« ст>!*ни Териберсэд. Южно-Туломская, Безымянная, Брнтвинская и Ь'и 21 высаленные Баровые песчаники, прибрежной равнины и мелководного шельфа В целом «она лежит в пределах иэшппсы «-3500 м»

Основные рекомендации по направлению на ГРР сведятся к тому, что во всех зонах наиболее целесообразным является проведение ЗО-сейсмических работ с целью подтверждения выявленных локальных структур и подготовки их к поисковому бурению. Затем необходимо провести само бурение, в процессе которого требуется выполнить обширный комплекс геохимических, геофизических и петрофизических исследований по определению физических параметров и литологического состава пород, определению отражательной способности витринита, типа керогена и так далее. На основе полученного параметрического материала необходимо осуществить работы по уточнению существующих структурно тектонических, лито-фациальных и геотермических моделей, а также провести работы по бассейновому моделированию с целью уточнения перспектив нефтегазоносности выделенных нефтегазоперспективных объектов и корректировки прогноза флюидального состава возможных скоплений. Стоит отметить, что в пределах нефтегазоперспективной зоны

№7 имеется Лунинская скважина, которая была законсервирована на глубине 1405 м из-за отсутствия средств для продолжения работ. Таким образом, главным направлением работ на нефтегазоперспективном объекте №7 должно являться продолжение бурения на Лунинской структуре.

Список публикаций по теме диссертации

1. Tkachenko, М. A. Quantitative assessment of the resources of oil, gas and condensate as a tool to justify the petroleum potential of Jurassic-Neocomian oil and gas complex (OGC), of the East Barents megadepression / M.A. Tkachenko // International conference of young geologists, HERL'ANY 2012. P. 40.

2. Ткаченко, M. А. Моделирование процессов седиментации в юрском бассейне на основании анализа карт мощностей (центральная часть Баренцевоморского мегапрогиба) / М.А. Ткаченко // Материалы Ш-ей Международной научно-практической конференции молодых ученых и специалистов памяти академика А.П. Карпинского. СПб, ВСЕГЕИ, 2013

3. Tkachenko, М. A Modeling of sedimentation in jurassic basin based on analysis of maps of thicknesses (central part of the barents sea megadepression)/ M. A. Tkachenko // International conference of young geologists HERL'ANY 2013. P. 26-28.

4. Ткаченко, M. А. Моделирование процессов седиментации в юрском бассейне (центральная часть Баренцевоморского мегапрогиба)/ М. А. Ткаченко // Материалы III-ей Международной конференции молодых ученых и специалистов «Актуальные проблемы нефтегазовой геологии XXI века», посвященная памяти выдающегося ученого в области генезиса и геохимии нефти и газа, доктора геолого-минералогических наук, профессора, академика РАЕН Сергея Германовича Неручева. СПб, ВНИГРИ, 2013.

5. Ткаченко, М. А. Моделирование процессов седиментации в юрском бассейне (центральная часть Баренцевоморского мегапрогиба)/ М. А. Ткаченко, П. В. Химченко // Геология нефти и газа. 2014, №2 С. 7-12.

6. Ткаченко, М. А. Перспективы нефтегазоносности юрского комплекса центральной части восточно-баренцевоморского мегапрогиба и обоснование перспективных направлений геологоразведочных работ / М. А. Ткаченко // Геология нефти и газа. 2014, №4 С. 32-41.

Подписано в печать 17.02.2015 г. Формат 60x84 1/16. Бумага офсетная. Печать офсетная. Усл. печ. л. 1,4. Тираж 150 экз. Заказ № 3732.

Отпечатано в ООО «Издательство "JIEMA"» 199004, Россия, Санкт-Петербург, 1-я линия В.О., д.28 тел.: 323-30-50, тел./факс: 323-67-74 e-mail: izd_lema@mail.ru http://www.lemaprint.ru