Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Геология, нефтегазоносность и научные основы стратегии освоения ресурсов нефти и газа Баренцева и Карского морей

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геология, нефтегазоносность и научные основы стратегии освоения ресурсов нефти и газа Баренцева и Карского морей"

ХОЛОДИЛОВ Валентин Арсентьевич

ГЕОЛОГИЯ, НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ И НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ СТРАТЕГИИ ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГАЗА БАРЕНЦЕВА И КАРСКОГО МОРЕЙ

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ: 25.00.12-геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Москва-2006

Работа выполнена в ООО «Газфлот»

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук

Ю.Н. Григоренко

доктор геолого-минералогических наук C.B. Остапенко

доктор геолого-минералогических наук, профессор В.П. Филиппов

Ведущая организация: ОАО «Севморнефтегеофизика»

Защита состоится 25 апреля 2006 г. в / ^ часов на заседании диссертационного совета Д 212.200.02 при Российском Государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкинацо адресу: 119991, Москва, В-296, ГСП-1, Ленинский проспект, 65. ¿г Пг> • 2.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан ^ марта 2006 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, " А.Н. Руднев

кандидат геолого-минералогических наук

Общая характеристика работы

Актуальность темы

Воспроизводство минерально-сырьевой базы, в частности восполнение стратегически важного углеводородного сырья, является важнейшей государственной задачей, от решения которой в значительной степени зависит развитие топливно-энергетического комплекса России.

Учитывая высокую степень разведанности и освоения месторождений углеводородного сырья на суше и высокие перспективы нефтегазоносности недр сопредельного континентального шельфа, очевидно, что последний рассматривается в качестве наиболее серьезного источника развития сырьевой базы газа и нефти.

По нефтегазовому потенциалу наиболее перспективны недра шельфа Карского и Баренцева морей (включая соответственно Обскую и Тазовскую губы, а также Печороморский шельф). Здесь сосредоточено около 80% начальных суммарных ресурсов газа, нефти и конденсата от общей их величины в недрах шельфа всех морей РФ.

В этих арктических морях отработано более 400 тыс. км сейсмических профилей, выявлено более 100 перспективных структур, опоисковано более 20 площадей, пробурено более 40 поисково-разведочных скважин. Открыто 26 морских и прибрежно-морских месторождений нефти и газа. Наиболее крупные из них Штокмановское и Ледовое газоконденсатные, Приразломное и Долгинское нефтяные месторождения в Баренцевом море, Русановское и Ленинградское газоконденсатные, а также Северо-Каменномысское и Каменномысское-море месторождения в Карском море (рис. 1).

Поскольку в период 1989-1994 гг. в регионе были резко сокращены объемы поисково-разведочных работ, то разведанность ресурсов нефти и газа шельфа этих морей оказалась низкой: по газу — 8,7%, по нефти - 3,9%.

К настоящему времени назрела проблема обобщения и анализа накопленных фактических данных по геологическому строению и нефтегазоносности недр шельфа Баренцева и Карского морей в целях определения приоритетных направлений и первоочередных объектов дальнейших работ по выявлению и освоению углеводородных месторождений в этих наиболее перспективных морях страны. Настоящая работа посвящена решению этой проблемы и в этом ее актуальность. Цель исследований

Научное обоснование стратегии дальнейших работ по поискам и разведке углеводородных месторождений на шельфе Баренцева и Карского морей на основе анализа геологического строения выделенных зон нефте- и (или) газонакопления (ЗНПН), оценки нефтегазового потенциала недр и

определения основных направлений и объектов для реализации соответствующих работ. Основные задачи исследования

1) уточнение тектонического и нефтегазогеологического районирования шельфа рассматриваемых морей с учетом новых данных поисково-разведочных работ;

2) оценка перспектив нефтегазоносности недр шельфа Баренцева и Карского морей с прогнозом зон нефтегазонакопления в их пределах;

3) изучение характера пространственного распространения и изменения качества основных коллекторских горизонтов и региональных покрышек;

4) анализ результатов оценки ресурсов углеводородов по объектам зонального и локального уровней (последних с учетом геологического риска);

5) определение рационального комплекса- методов поисково-разведочных работ на арктическом шельфе с учетом специфики их проведения;

6) разработка стратегии освоения ресурсов газа и нефти и обоснование рекомендаций по комплексной реализации последующих нефтегазопоисковых работ на шельфе Баренцева и Карского морей. Научная новизна

Диссертация представляет собой впервые выполненное научное обоснование стратегии освоения сырьевых ресурсов газа и нефти на шельфе Баренцева и Карского морей - наиболее перспективных морей России.

В ней впервые осуществлена попытка геологической привязки работ по выявлению и освоению новых месторождений нефти и газа не к произвольно ограниченному лицензионному участку, а к ЗНГН (или к их отдельным частям, отличающимся особенностями геологического строения), которые рассматриваются автором в качестве основных стратегических объектов дальнейших направлений поиска и разведки месторождений нефти и газа. На основе сравнительного комплексного анализа избирательно выбраны перспективные локальные структуры-ловушки - тактические объекты поисково-разведочных работ.

Проведенные исследования позволили дать научное обоснование и конкретные рекомендации очередности выявления и разведки месторождений углеводородов на российском шельфе Баренцева и Карского морей.

МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Нефтяные Гззонефтяные Газовые

Газоконденсатные Нвфтегазоконденсатныв

СТРУКТУРЫ Выявленные

_Центральная

I ВаряжодяРыбаиннсхая , ' ; БортоеаяГ, I Дурчагобси^ I Сжро-Кипьди/фф* /О , ,

' . / \ НяЛешЛииЫ. } - ■.0 /<{

'¿Гусинозви>

БАКНЦЕВО' МОРЕЗап.Новозеив, ■ , Акмвтовсга») Андреевская ъ

».Рыбачий Свввяо-Миж^иоая ■., Свввро-, С,-

"-Попарная ... ^'Куренирвс/гая - .

О^ )

, ^Мурмфиско» -'Восточю*' ' ■ ...•, - ™ ^ '-'В&тыо-Коргинскм" (Солг/рвсйаЛ'смэя^оли»

^ ' V'* > //^^ Поморвря^-*»-^ Л

Коргинсхая / Гулвшаско»

' г | омрйп

Прикатуеёск

Рис. 1. ОБЗОРНАЯ СХЕМА ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА РФ

Основные защищаемые положения

1. Нефтегазогеологическое районирование осадочного чехла Баренцева и Карского морей с выделением зон нефтегазонакопления на основании новейших геолого-геофизических материалов.

2. Учет геологических рисков при поисково-разведочных работах на нефть и газ.

3. Рациональный комплекс методов поиска и разведки месторождений газа и нефти на шельфе арктических морей с учетом специфики их проведения.

4. Научно обоснованная стратегия ускоренного освоения сырьевой базы на шельфе наиболее перспективных морей России.

5. Рекомендации по выбору направлений, объектов и очередности проведения работ на перспективных зонах нефтегазонакопления и локальных структурах-ловушках в ■ целях повышения эффективности поисков и разведки для последующей разработки новых месторождений газа и нефти.

Практическая значимость

В изучаемом регионе выделены ЗНГН и районы наиболее вероятной добычи этих полезных ископаемых, уточнено пространственное распространение и изменение качества пород-коллекторов и покрышек.

Осуществлен прогноз фазового состояния предполагаемых скоплений углеводородов (УВ) в ЗНГН. Произведена количественная оценка перспектив нефтегазоносности по перспективным объектам зонального и локального уровней.

Обоснованы стратегические направления дальнейших поисково-разведочных работ. На основе критического анализа эффективности геолого-геофизических методов, применяемых на шельфе арктических морей, автором предложен рациональный . комплекс этих методов для поиска и разведки месторождений нефти и газа в Баренцево-Карском регионе.

Даны рекомендации по проведению поисково-разведочных работ в целях выявления и последующей разработки новых месторождений газа и нефти на шельфе рассматриваемых морей. Рекомендации автора включены в реализацию плана соответствующих работ ОАО «Газпром». Апробация работы

Основные положения проведенных исследований докладывались автором на Международных, Всероссийских, Республиканских и отраслевых совещаниях, конференциях, симпозиумах и семинарах: X геологической конференции Коми АССР (г. Сыктывкар, 1966 г.), совещании «Тектоника и критерии нефтегазоносности локальных и зональных ловушек» (г. Москва, 1987 г.), I научно-практической

Международной конференции по транзитному мелководью арктического шельфа (г. Санкт-Петербург, 2002 г.), V научно-технической конференции «Актуальные проблемы, состояние и развитие нефтегазового комплекса России» (г. Москва, 2003 г.), конференции «Экологическая геология и рациональное недропользование (г. Санкт-Петербург, 2003 г.), конференции МПР РФ «Настоящее и будущее сырьевой базы морской нефтегазовой промышленности России» (г. Санкт-Петербург, 2004 г.), Международной конференции RAO-03 (г. Санкт-Петербург, 2003 г.), Международной конференции RAO-05 (г. Санкт-Петербург, 2005 г.) и др. Публикации

Важнейшие результаты исследований автора по теме диссертации освещены в более чем 40 научных работах, опубликованных в журналах «Советская геология», «Нефтегазовая геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», «Газовая промышленность», «Нефть, газ и бизнес», в трудах ВНИГРИ. Автор разработал «Способ прогнозирования наличия оторочек в залежах углеводородов» (авторское свидетельство Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий № 1083142, 1983 г.). Объем и структура работы

Диссертация состоит из введения, трех глав и заключения, содержит 217 страниц машинописного текста, 32 рисунка и 9 таблиц.

В процессе работы автор пользовался советами и консультациями: д.г-м.н. Захарова Е.В., д.г-м.н., профессора Поспелова В.В., д.т.н., профессора Ампилова Ю.П., д.т.н., профессора Никитина Б.А., д.г-м.н., профессора Белонина М.Д., к.г-м.н. Корюкиной Н.Г., д.г-м.н., профессора Макаревича В.Н., к.г-м.н. Тимонина А.Н., к.г-м.н. Туренкова H.A., которым автор выражает свою сердечную благодарность и признательность.

Содержание работы

Большой вклад в изучение особенностей геологического строения и нефтегазоносности недр шельфа Баренцева, Карского морей и Печороморского шельфа внесли Е.Г. Бро, Э.А. Буш, М.Л. Верба, В.П. Гаврилов, И.С. Грамберг, В.А. Дедеев, К.А. Долгунов, Е.В. Захаров, А.Э. Конторович, К.Н. Кравченко, Н.Я. Кунин, В.Н. Макаревич, Я.П. Маловицкий, Л.С. Маргулис, В.А. Мартиросян, И.И. Нестеров, Б.А. Никитин, Д.С. Оруджева, М.И. Островский, Б.В. Сенин, О.И. Супруненко, Ю.Ф. Федоровский, В.Н. Устрицкий, О.О. Шеремета, И.В Школа, А.Ю. Юнов и многие другие исследователи, основные результаты их работ учтены автором.

Глава 1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ НЕДР ШЕЛЬФА БАРЕНЦЕВА И КАРСКОГО МОРЕЙ

1.1. Состояние геолого-геофизическон изученности

Исследование строения шельфа Баренцева и Карского морей ранее проводилось главным образом геофизическими методами. Применялись аэромагнитная съемка, попутные гравиметрические и магнитометрические исследования, донная гравиметрия, электроразведка. Важную роль сыграли также результаты бурения параметрических скважин на островах - Нагурской, Северной, Хайса, Грумантской, Белоостровских, Свердрупской и в море - Дресвянской, что позволило уточнить структурные связи архипелагов Шпицберген, Земля Франца Иосифа и островов Эдж и Свердруп с материковой окраиной и акваториями Баренцева и Карского морей. Объемы сейсморазведки и бурения в рассматриваемых морях заметно возросли за последние годы, что позволило открыть ряд крупных месторождений нефти и газа.

К настоящему времени в целом на Баренцевоморском шельфе объем сейсморазведочных работ 2Д составил порядка 350000 пог.км и около 2500 км2 сейсморазведки ЗД (для сравнения - на Западно-Баренцевском шельфе Норвегии выполнено более 1,7 млн. пог.км сейсмических профилей).

В целом современная средняя плотность сейсмических наблюдений на российском шельфе Баренцева моря не превышает 1 пог.км/км*.

Более высокая степень изученности в пределах локальных поднятий обеспечивает надежное выявление и подготовку структур, а также позволяет осуществить надежные структурные построения по отражающим сейсмическим горизонтам с сечением изогипс 50-100 м.

Глубокое поисковое бурение на российском шельфе Баренцева моря было начато в 1981 году. Результатом этих исследований было

выявление и оконтуривание основных структурных элементов осадочного чехла, выделение двух нефтегазоносных провинций - Восточно-Баренцевской и экваториального продолжения Тимано-Печорской. К настоящему времени на Баренцевоморском шельфе выявлено более 70 перспективных структур и открыто 11 месторождений нефти и газа.

На шельфе Баренцева моря открыто уникальное по запасам газоконденсатное месторождение Штокмановское; крупные месторождения газоконденсата - Ледовое, газа - Лудловское и Северо-Гуляевское, Поморское, Мурманское и Северо-Кильдинское и нефтяные месторождения - Приразломное, Варандейское-море, Долганское, Медынское-море.

В юго-западной части Карского моря к настоящему времени выполнено 80 тыс. пог.км сейсморазведочных профилей.

Морское глубокое бурение на акватории Карского моря впервые проведено на Ленинградской и Русановской площадях. Кроме того, были пробурены параметрические скважины на островах: Белый и Свердруп .

В Обской и Тазовской губах пробурено 12 скважин на Северо-Каменномысском, Каменномысском-море, Чугорьяхинском и Обском месторождениях.

Таким образом, геолого-геофизическая изученность недр шельфа рассматриваемых морей в отношении нефтегазоносности весьма неравномерна и недостаточна. Темпы и объемы проведения поисково-разведочных работ не соответствуют современным потребностям страны в более ускоренном выявлении новых крупных месторождений УВ в технически доступных перспективных участках этих акваторий.

1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза осадочного чехла

Представления о геологическом строении шельфа Баренцева и Карского морей и литологическом составе слагающих его чехол осадочных отложений основываются на данных бурения параметрических скважин на островах, поисковых и разведочных скважин, как на шельфе, так и прилегающей к нему суше.

Образования кристаллического фундамента изучены по обнажениям Северной Скандинавии, Кольского полуострова, архипелагов Шпицберген и Новая Земля. Отдельными глубокими скважинами отложения протерозоя вскрыты в Тимано-Печорской провинции (ТПП), на архипелаге Земля Франца-Иосифа.

Разрез архея - нижнего протерозоя представлен гранит-биотитовыми и сильноглинистыми гнейсами и плагиогнейсами. Толщины порядка 5 км.

Верхний протерозой. Комплекс включает вендские и нижнерифейские образования. На архипелаге Земля Франца-Иосифа в скв.

Нагурская 1 вскрыты верхнепротерозойские отложения, в которых различают две толщи: нижняя сланцевая и верхняя кварцитовая.

Кембрийские и ордовикские отложения в пределах Баренцева моря не вскрыты ни одной из пробуренной скважин. По разрезам ТПП и данным с о. Колгуев ордовикские отложения представлены в основном терригенными породами и только в верхней части разреза - терригенно-карбонатными. Толщина этих отложений более 1,5 км.

Силурийские отложения вскрыты глубокими скважинами на севере Печорской плиты в пределах Малоземельско-Колгуевской моноклинали и обнажаются на острове Долгом. Из всех глубоких скважин на Баренцевоморском шельфе они вскрыты только скважиной Раддедален 1 на острове Эдж. На северо-востоке нижнесилурийские отложения толщиной 900-1300 м представлены карбонатной толщей. Верхний силур толщиной 1400-1900 м сложен чередованием песчаников, аргиллитов, алевролитов и доломитизированных известняков.

Девонские отложения обнажаются на архипелагах Шпицберген и Новая Земля и вскрыты многочисленными скважинами на севере ТПП. Наиболее полные разрезы известны на Южном острове Новой Земли. Девонская система представлена всеми отделами. Нижне-среднедевонские отложения представлены терригенными и карбонатными породами. Карбонатность возрастает в северо-восточном направлении. Толщина изменяется от 650 м (на севере) до 3100 м (на юге). Выше повсеместно с перерывом, а иногда и с угловым несогласием залегают верхнедевонские карбонатно-терригенные отложения толщиной до 1650м.

Каменноугольные образования обнажаются на Новой Земле, на архипелагах Земля Франца Иосифа, Шпицберген и на о. Медвежьем. В пределах северной части ТПП и на о. Колгуев они вскрыты рядом скважин. Система состоит из нижнего, среднего и верхнего отделов.

Пермские отложения широко распространены на Баренцевоморском шельфе, его островах и сопредельном материке. Система состоит из нижнего и верхнего отделов. В целом по региону для нижней перми характерен карбонатный, а для верхней перми — терригенный состав отложений.

Триасовые отложения на акватории Баренцева моря занимают в разрезе осадочного чехла особое место. Полностью выклиниваясь на древних поднятиях — Балтийском щите, Тимане и Новой Земле (за исключением полуострова Адмиралтейства и Гусиная Земля), они достигают огромной (более 6000 м) толщины в районе Южно-Баренцевской впадины. По сейсморазведочным данным ожидается, что максимальная их толщина может достигать 7,5 км. Триасовая система состоит из нижнего, среднего и верхнего отделов, которые сложены

глинистыми, в верхних частях отделов, песчаниками и алевролитами — в нижних их частях.

Юрские отложения в Баренцевом море вскрыты во всех морских поисково-разведочных скважинах (кроме скв. 1 Адмиралтейская, где они отсутствуют). Нижне- и среднеюрские отложения — песчаные толщиной 330-1200м, а верхнеюрские - глинистые толщиной от 30 до 120 м.

Нижнемеловые (неокомские) отложения представлены глинами с прослоями алевролитов и песчаников толщиной 110-670 м. Аптские отложения аналогичного состава толщиной 100-540 м, а альбские в средней части преимущественно песчаные толщиной 160-510 м.

Палеогеновые отложения в разрезе представлены терригенными отложениями толщиной до 60 м, а неоген-четвертичные терригенные породы толщиной до 50 м.

В Карском море складчатый фундамент обнажается на Таймыре и архипелагах Новая Земля и Северная Земля. На Таймыре в его строении участвуют палеозойские гранито-гнейсы и сланцы. Параметрической скважиной на о. Свердруп вскрыта метаморфическая толща предположительно позднепалеозойского возраста на глубине 1620 м толщиной 716 м.

На рассматриваемой акватории распространение триасовых отложений предполагается по сейсморазведочным данным в прогибах. Представляется, что это преимущественно эффузивные образования. Возможно, в верхней части разреза присутствуют осадочные породы.

В южной части Карского моря отложения нижней-средней юры (по батский ярус включительно) представлены терригенными, преимущественно глинистыми толщами переходящими вверх по разрезу в песчано-алевролитовые породы с прослоями глин и аргиллитов.

Отложения верхней юры региона представлены глинистой толщей абалакской, даниловской и баженовской свит. Общая толщина юрских отложений 0,1-3 км.

Сортымская свита (берриасский и валанжинский ярусы) сложена переслаиванием глин и песчаников. Выше по разрезу залегает ачимовская толща (берриас-валанжин), сложенная линзовидными песчаниками и алевролитами, часто известковыми, с прослоями аргиллитоподобных глин. Толща согласно перекрывает сортымскую.

Отложения берриаса-готерива перекрываются образованиями танопчинской свиты (готеривский и аптский ярусы). Отложения танопчинская свиты трансгрессивно перекрыты яронгской свитой (альбский ярус). Покурская свита (альбский и сеноманский ярусы) представлена глинами, алевролитами и песчаниками толщиной до 450 м. Отложения свиты трансгрессивно перекрыты глинистыми образованиями кузнецовской свиты (туронский и коньякский ярусы). Выше залегают

отложения березовской свиты (коньякский и компанский ярусы), которые перекрыты породами ганькинской свиты (маастрихский ярус). Толщина туронско-маастрихских отложений 700-770 м.

Отложения палеоцена, перекрывающие образования ганькинской свиты, представлены алевролитами и глинами талицкой свиты. Вышележащие песчаные отложения тоже отнесены к палеоцену. Выше по разрезу залегают алевролито-глинистые отложения эоцена и олигоцена. В целом толщина палеогеновых отложений сокращается с юга на север от 500 до 200 м.

Отложения неогена на рассматриваемой территории размыты. Четвертичные отложения сложены переслаиванием песчано-гравийных и глинистых пород, песков, супесей и суглинков. Средняя их толщина изменяется в пределах от 80 до 100 м.

13. Тектоническое строение и эволюция различных частей шельфа

Тектоническим районированием шельфа Баренцева и Карского морей занимались специалисты многих организаций бывшего СССР и РФ (НИИГА, АКГТЭ, КМАГЭ, МАГЭ, ПМГРЭ, ММНГЭ, СМНГ, ЦАГРЭ, ВНИИ Океангеология, ВНИИГеофизика, ВНИИГаз, ЗамСибНИГНИ, ВНИИМОРГео, ВНИГРИ, ВНИГНИ, РГУ нефти и газа им. И.М Губкина, МГУ им. М.В. Ломоносова и др.). Однако, в связи с недостаточной и неравномерной изученностью недр этих акваторий, а также различием в методике составления этих карт, среди геологов пока не сложилось единого мнения об их тектоническом строении.

При составлении карты тектонического районирования недр шельфа Баренцева и Карского морей основное внимание автор акцентировал на изучении тектонического строения осадочного чехла, в котором содержатся основные объекты поисково-разведочных работ на нефть и газ, использовал данные параметрического бурения на островах, в акваториях, на материковой окраине, а также морских геофизических исследований. Учитывалась генетическая связь крупных структур материка, островов и шельфа, а также информация по предыдущим и новейшим геологическим, геофизическим и океанологическим работам.

Шельф Баренцева моря занимает наиболее погруженную северную часть Восточно-Европейской платформы. Начало ее образования относится к раннепалеозойскому времени, когда формировались тектонические элементы, имеющие различные размеры, очертания и ориентировку.. Преимущественно карбонатные толщи карбона, девона, силура, ордовика и, возможно, кембрия условно образуют нижний структурный этаж. Мощные опускания, начавшиеся в перми, наиболее интенсивно развивались в триасе, менее интенсивно - в юре, мелу и кайназое. Терригенная толща, сформировавшаяся та этом этапе, составляет верхний структурный этаж. С верхнемеловым, палеогеновым и плиоценовым временем

связано начато структурного формирования континентальных склонов Атлантического и Ледовитого океанов.

В тектоническом отношении в Баренцевом море с севера на юг выделяются: Свалвдбарская антеклиза, Западно-Баренцевский и Восточно-Баренцевский мегапрогибы, Центрально-Баренцевская зона поднятий, Приновоземельская ступень, примыкающая к Новоземельско-Пайхойской гряде; Кольско-Канинская моноклиналь, сочленяющую Баренцевскую синеклизу с Балтийским щитом. В нее входят Финмаркенская ступень на западе и Канинская моноклиналь на востоке.

Западно-Баренцевский мегагграгиб - глубоко опущенная область, расположенная к югу от Свальдбардской антеклизы. На юге она простирается вдоль подножия Балтийского щита, с которым сочленятся ступенчатой моноклиналью. С востока ее ограничивает зона Цешрально-Баренцевских поднятий. Северный элемент мегапогиба - мелкий, но протяженный Ольгинский прогиб - далеко вдается на север. С юга Ольгинский прогиб невысокой седловиной сочленяется с глубоким и протяженным Медвежинским прогибом и погружается на западе в океан.

Поверхность нижнего структурного этажа постепенно понижается от Свальдбардской антеклизы к центральной части Нордкапских прогибов, а затем быстро воздымается к югу. Здесь на склонах Балтийского щита последовательно выклиниваются все подразделения палеозоя и мезозоя, образуя ступенчатые моноклинали Тромсе-Финмарк и Восточно-Финмаркенскую.

Крупная Центрально-Баренцевская зона поднятий геологически и географически разделяет Западно-Баренцевский и Восточно-Баренцевский мегапрогибы. В нее входят: свод Федынского, Центрально-Баренцевское поднятие, поднятие Година, поднятие Короля Карла, вал Виктории, вал Эладхольма, Персейское поднятие. Двумя крупными выступами: Кольской седловиной на юге и выступом о. Белого на севере, эта зона сочленяется с Балтийским щитом и Свальдбардской анппслизой.

Восточно-Баренцевский мегапрогиб - самая опущенная часть Баренцевской синеклизы, он состоит из крупных впадин и прогибов, сочлененных поднятиями, седловинами, выступами. Докембрийская поверхность наклонена с севера на юг. В прогибе Нансена она залегает на глубине около 12 км, в Северо-Баренцевской впадине - на глубине около 16 км, а в Южно-Баренцевской - около 20 км. В нижний структурный этаж условно объединены почти все комплексы палеозоя, хотя, несомненно, их структурные соотношения более сложны.

Верхний структурный этаж формируют пермские, мезозойские и кайнозойские терригенные толщи, в общем распределении которых заметна субмеридиональная последовательность от более древних, пермских осадочных бассейнов на юге к более молодым - мезозойско-кайнозойским на севере.

Южно-Баренцевская впадина более интенсивно формировалась в пермское и триасовое время, а Северо-Баренцевская — в юрскомеловое. Более

молодое прогибание Северо-Баренцевской впадины связано с началом формирования континентального склона Северного Ледовитого океана.

На север в сторону континентального склона фиксируется выклинивание мезо-палеозойских отложений, омоложение разреза с накоплением верхнемеловых и кайнозойских отложений увеличенной толщины.

В северной части Печорской синеклизы выявлены (с запада на восток) Колгуевско-Песчаноозерская зона поднятий (на о. Ксшгуев), морские продолжения Шапкинско-Юрьяхинского, Колвинского валов, Северо-Гуляевский и Долганский валы и морские продолжения валов Сорокина и Медынского. Последние два вала характеризуются конседименгационным развитием. Начало их формирования приходится на позденаиурийское-раннедевонское время.

В результате проведенных до сих пор в Карском море геолого-геофизических работ выявлены основные тектонические элементы в Южно-Карской и Северо-Карской синеклизах, которые разобщены приподнятой зоной между северным окончанием Новой Земли и западным Таймыром - Карским порогом. Среди этих элементов в Южно-Карской синеклизе показаны морское продолжение Нурминского вала, Скуратовский вал, Обручевский выступ, Русановско-Ленинградская зона поднятий, вал Литке, Викуловский вал, седловина Матусевича-Вилькицкого, Северо-Гыданский вал и в Обской и Тазовской губах -Преображенский вал, Геофизический вал, Каменномысский вал и Нижне-Мессояхский вал. Все эти поднятия разделены впадинами и прогибами. Наиболее крупные из них (с севера на юг): прогиб Благополучия, Западно-Обручевская впадина, Западно-Ямальский прогиб, Арктический прогиб, Сеяхинский прогиб.

В Северо-Карской синеклизе выделены Северо-Карскач седловина, В изе-Утаковская зона поднятий, Северо-Земельский выступ, Широтный вал, поднятие Уединения и Северо-Карский выступ, а также прогиб Святой Анны, Шмвдговский прогиб, Северо-Карский прогиб, прогиб Уединения.

Судя по распределению юрских, меловых и палеогеновых отложений, в районе полуострова Ямал на протяжении позднемезозойского и палеогенового времени существовала относительная возвышенность, которая служила седловиной (Пайхойско-Таймырская) между двумя синеклизами: Южно-Карской и Ямало-Гыданской. Последняя в свою очередь отделена на юге Южно-Ямальско-Мессояхской седловиной от Надым-Тазовской синеклизы.

В целом, как в одном, так и в другом море, в направлении с юга на север происходит последовательное омоложение бассейнов осадконакоплення, депоценггры которых расположены в пределах выделенных синеклиз.

Глава 2. НЕФТЕГАЗОВЫЙ ПОТЕНЦИАЛ НЕДР ШЕЛЬФА 2.1. Нефтегазогеологическое районирование шельфа Баренцева и Карского морей Изложенное в разделе 1.3. тектоническое районирование послужило основой нефтегазогеологического районирования региона. Последнее производилось, в основном, с учетом общеизвестных принципов, которые опубликованы в многочисленных работах отечественных ученых. Большой вклад в научное обоснование нефтегазогеологического районирования внесли A.A. Бакиров, И.О. Брод, В.Г. Васильев, И.В. Высоцкий, Г.Х. Дикеншейн, H.A. Еременко, В.И. Ермаков, Е.В. Захаров, К.Н. Кравченко, H.A. Крылов, Я.П. Маловицкий, В.Д. Наливкин, Л.А. Польстер, В.В. Семенович, Б.А. Соколов, A.A. Трофимук и многие другие исследователи.

Элементы нефтегазогеологического районирования различного уровня - нефтегазоносные провинции, области, районы и зоны нефтегазонакопления выделялись в границах тектонических элементов разных размеров. Учитывались также основные этапы геологического развития отдельных крупных тектонических элементов и отличия в литолого-стратиграфическом составе крупных частей разреза осадочных отложений. При выделении нефтегазоносных провинций и областей из них исключались выходы на дневную поверхность сильно метаморфизованных разновозрастных образований (например, Балтийский шит, Тимано-Печорский кряж и т.п.) как бесперспективные в отношении нефтегазоносности, а также преимущественно периферийные (моноклинальные) аконсервационные зоны с маломощным и стратиграфически резко сокращенным разрезом осадочных отложений, характеризующиеся чаще всего малоблагоприятным сочетанием основных геологических критериев нефтегазоносности. Соблюдение такого ограничения позволило выделить в пределах соответствующих провинций и областей более мелкие элементы нетфтегазогеологического районирования, характеризующиеся распространением стратиграфически единых подразделений разреза осадочных отложений и регионально выдержанных нефтегазоносных комплексов.

Те провинции и области, в пределах которых уже открыты месторождения нефти и газа, отнесены к нефтегазоносным, те, в которых месторождения углеводородов еще не открыты, но оценены их значительные прогнозные ресурсы - к перспективным нефтегазоносным, а те, в которых из-за низкой геолого-геофизической изученности оценены сравнительно небольшие величины тех же ресурсов — к возможно нефтегазоносным.

В Западно-Баренцевской нефтегазоносной провинции (НГГП выделяются: Свальдбардская возможная нефтегазоносная область (ВНГО), Нордкапская НГО.

В Восточно-Баренцевской НГП - Северо-Баренцевская ВНГО, Адмиралтейская перспективно нефтегазоносная область (ПНГО), Южно-Баренцевская нефтегазоносная область (НГО), Кольско-Канинская ВНГО.

В Южно-Баренцевской НГО можно выделить крупный Лудловско-Штокманско-Федынский газовый район (ГР) (т.н. район Штокмановского газоконденсатного месторождения (ГКМ).

Этот ГР включает поднятие Година, Лудловскую седловину, Центрально-Баренцевское поднятие, Восточно-Федынский выступ и свод Федынского, т.е. тектонические элементы, которые характеризуются сходством геологического строения, литолого-стратиграфической общностью разреза мезозойских отложений и терригенных триасового и юрского нефтегазоносных комплексов (НГК), с субрегионально установленной промышленной газоносностью. Кроме того, на поднятиях Година, Центрально-Баренцевском и на своде Федынского, характеризующимися конседиментационным развитием, имеются благоприятные условия для выявления скоплений газоконденсата и нефти в нижележащих палеозойских отложениях.

В разделяющей Западно-Баренцевскую НГП и Восточно-Баренцевскую НГП Центрально-Баренцевской зоне - пороге выделяются: Персейская ВНГО, Центрально-Баренцевская ПНГО.

В акваториалыюй части Тимано-Печорской НГП выделяются с запада на восток морские продолжения Предтиманской ВНГО, Малоземельско-Колгуевской ПНГО, Печоро-Колвинской, Хорейвер-Мореюской, Варандей-Адзъвинской НГО и Коротаихинской ВНГО.

В Варандей-Адъзвинской НГО можно выделить крупный нефтеносный район Приразломного нефтяного месторождения, включающий валы Сорокина, Медынский и зоны поднятий Долгинскую, Папанинскуто, т.е. тектонические элементы, характеризующиеся сходством геологического строения, литолого-стратиграфической общностью разреза палеозойских отложений и терригенно-карбонатного средне-верхнедевонского и карбонатного каменноугольно-нижнепермского НГК, с субрегионально установленной промышленной нефтеносностью. Кроме того, в прибрежной части района возможно выявление скоплений нефти в нижнедевонских и верхнесилурийских отложениях.

Таким образом, в трех перечисленных выше НГП и Центрально-Баренцевской зоне-пороге выделено всего 14 НГО, причем 5 нефтегазоносных, 3 перспективно и б возможно нефтегазоносных, один газоносный район и один нефтеносный район (рис.2).

Рис.2. КАРТА НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ

АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА

Г'

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

• Разломы - Границы прь&ц*

-Границы прогнозируемы* с&юсге*/

Границы добывающих районов

I • нафтен оспы а

Месторождения российской части шельфа:

- нефтяные

• гаэоммдомоатные

• гаэонефтяные

Планируемы« добывающие районы:

1 - ГР Штокмановсхого ГКМ

2 • НР Прираэломного НМ

3 * ГНР Русаноаского и Ленинградского ГКМ

4 • ГКР сочленения Обской и Та эо вехой губ

С-'* о^-У''

ТиманОгПечордкри НГП

На шельфе Карского моря традиционно выделяются: на севере -самостоятельная Северо-Карская ВНГО и на юге — Южно-Карская ГНО — морская часть Западно-Сибирской НГП.

В пределах Северо-Карской ВНГО в настоящее время в качестве ВГНР можно условно выделить ту часть области, в которой выделена Северо-Карская седловина, непосредственно контактирующая с прогибами Шмидтовским и Северо-Карским.

В пределах морской части Западно-Сибирской НГП. расположенной в Южно-Карской синеклизе и отделенной от Ямало-Гыданской синеклизы Карским порогом, выделяются: в западной части Байдарацко-Приновоземельская НГО, в центральной части — ЮжноКарская ГНО, а в южной три ГНО, приуроченные к двум крупным седловинам и разделяющей их синеклизе, в пределах которых имеются крупные перспективные участки шельфа: Пайхойско-Таймырская, Ямало-Гыданская и Южно-Ямало-Мессояхинская.

В Южно-Карской ГНО выделяется крупный Русановско-Ленинградско-Скуратовский ГНР (т.н. район Приямзльского шельфа). В этот район помимо Русановско-Ленинградской зоны поднятий входят Скуратовский вал и морская часть Нурминского вала.

В Южно-Ямальско-Мессояхской ГНО может быть выделен ГНР сочленения Обской и Тазовской губ, включающий Геофизический, Каменномысский и Нижне-Мессояхинский валы, расположенные в Южно-Ямальско-Мессояхинской седловине.

Таким образом, всего в южной части Карского моря в настоящее время можно выделить два морских ГНР с установленной промышленной газоносностью сеноманских и барремских отложений.

22. Основные нефтегазоносные комплексы, регионально распространенные породы-коллекторы и покрышки

По мнению большинства отечественных и зарубежных ученых, недра континентального шельфа России представляют собой наиболее серьезный и реальный резерв для выявления и освоения углеводородных месторождений.

Акваториальная часть Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции -Печороморский шельф характеризуется распространением следующих НПС: терригенно-карбонатные - верхнесилурийско-верхнедевонский (вгОзЯ) и верхнедевонско-нижнекамежоугальный (Е>3&2-С1у); карбонатный

1шжнекаменноугольно-нижнепермский (С^Р^), терригенные нижнепермско-юрский (Р^'-У и юрско-меловой (1з-К). Самый верхний юрско-меловой терригенный перспективно нефтегазоносный комплекс выделен только в северной части акватории, где его толщина изменяется от 400 до 1000 м.

Отмстим, что по данным изучения фильтрационно-емкостных свойств ■. (ФЕС) - породы-коллекторы в палеозойско-мезозойских разрезах, вскрытых на

шельфе, имеют широкое распространение как в терригенных, так и в карбонатных толщах. В терригенных они представлены'в основном песчаниками, относящихся по A.A. Ханину к I-Ш классу в юрско-меловых отложениях и к IV-V классу в триасовых и пермских. В карбонатных отложениях верхне- и среднепалеозойского возраста коллекторы преимущественно порово-трещинного и порово-кавернового типа, часто низкоемкие.

Региональными покрышками, соответственно, служат глинисто-алееритистая кьшовско-саргаевская толща, сульфатно-доломитовая визейско-серпуховская толща, глинисто-доломитовая кунгуро-верхнеарганская, глинисто-алевритовая нижнетриасовая и глинистая верхнеюрская тсящи.

Основной продуктивный комплекс (Qs-Pja) в юго-восточной части Печороморского шельфа - нефтегазоносного района Приразломного нефтяного месторождения — сложен рифогенными и органогенными известняками. В нем на Приразломном и других выявленных месторождениях установлено три пласта-коллектора (продуктивные горизонты -1, П и Ш).

Большинство выделенных в основном продуктивном горизонте разновозрастных биокластических известняковых пропластхов характеризуется довольно высокими ФЕС: пористость изменяется от 12-14% до 22-24% (при средних значениях от 15,9% до 20,5%); проницаемость по воздуху составляет от 1,2-5,7 *10"3 мкм2 до 120-300 *10"3 мхм2, по отделы ilim пропласткам до 500-864 *10"3 мкм2 (средние значения от 7,7-9,1 *10'3 мкм2 до 60-90 *10"3 мкм2 , по отдельным пропласткам до 140 * 10"3 мкм2 ).

В первом из указанных НГК промышленная нефтегазоность установлена в Печорской синеклизе в карбонатных отложениях овинпармского горизонта D], а также сирачойского и евлано-ливенского горизонтов верхнефранского подьяруса D3. Средняя пористость коллекторов 7-8% по ГИС, проницаемость до 63 *10"3 мкм2.

В осадочном чехле Восточно-Баренцевской НГП в разрезе выделяется 5 региональных нефтегазоносных комплексов:

терригенно-карбокатный нижнедевонский-верхнедевонский (D.op-D3fi);

•S средне-верхнеяевонсиш-нижнепермский (Dae-PiX который условно подразделяется на средне-верхнедевонский вулканогенно-терригенный и нижнекаменноушльно- нижнепермский карбонатный;

S терригенный верхнепермский-триасовый (Рт-Т); терригенньп! среднеюрский (J2);

S терригенный нижнемеловой (Ki).

В Восточно-Баренцевоморской НГП первый и второй НГК бурением не изучены Верхнепермско-нижнетриасовые коллекторы представленные песчаниками и алевролитами характеризуются пористостью 14-20% по ГИС, их проницаемость 0,27 *10"3 мкм2

В среднетриасовых отложениях распространены породы с хорошими ФЕС (пористостью до 20-30%, проницаемостью до 0,1 мкм2) и они образуют

выдержанные продуктивные горизонты. Основной продуктивный среднеюрский комплекс Штокмановского ГКМ в центральной части Южно-Баренцевского шельфа сложен алеврито-песчанистыми сггложеиия ми. В нем на Штокмановском и соседних месторождениях установлены продуктивные газоносные пласты (Юя Юь IOj, Ю3 на Штокмановском месторояодении, три - Юи Юь Ю2 на Ледовом месторождении и два - К)« Ю] на Лудловском месгоровдении). Пласт Ю0 -среднекелловейского возраста, представлен песчаником (в верхней и средней частях) и переслаиванием алевролитов (в нижней части). Пласт Ю) - байосского возраста, представлен алевролитами (внизу) и песчаниками (вверху).

Пласт Юг - верхнеааленского возраста, представлен преимущественно песчаниками. Пласт Ю3 - нижнеааленского возраста, представлен преимущественно песчаниковыми пачками. Коллекторские свойства этих пластов определялись по данным ГИС и анализам керна.

Пористость изменяется в пластах: Ю„ — средние значения от 18,8% до 24,5%, Ю, - сред ние значения от 15,2% до 16%, Юг - средние значения от 13% до 16,8%, Ю3 - от 10% до 17,1%. Принятые средние граничные значения открытой пористости составляют для пластов соответственно: Ю0 —14,6%, IO] -11,9%, Ю2.з — 12,9%.

Проницаемость изменяется по пластам: Ю0 — средние значения от 365 мДдо883 *10'3мкм2,Ю1-средние значения от 11,35 *10"3 мкм2 до 280,5 *10"3мкм2, Юг - средние значения от 233 * 10"3 мкм2 до 5023 * 10"3 мкм2, Ю3 - от 0,28 *10"3 мкм2 до 278 *103 мкм2. Наиболее высокими ФЕС и газонасыщенностью обладают коллекторы верхней части пласта Ю0 и средней части пласта Ю,.

В территенном нижнемеловом НТК нефтегазоносность еще не установлена, но предполагается его газоносность на Лунинском выступе.

В Западно-Баренцевской Hill выделяется четыре НТК: ■S карбонатно-терригенный нижне-Bcpxi тепалеозойский (0-D2); ■S терригенно-карбонатный верхнедевонский-нижнепермский (D3-PO; S терригенный верхнепермско-триасовый (Р2-Т); терригенный юрско-меловой (J1+2-K1+2).

В пределах Западно-Баренцевской Hill морское поисковое бурение началось в 1980 г. на площади Тромсе-1. К 1989 г. было открыто 7 газовых месторождений, наиболее крупными из которых являются Аскелад, Западный-Аскелад, Альбатрос, Алке, Сновиг, Голиаф. Нефтяные залежи выявлены на месторождениях Сновиг и Мирсилде. Природные резервуары, содержащие нефть и газ, в пределах Западно-Баренцевского мегапрогаба приурочены к терригенным триасовому, юрскому и меловому НТК. В юго-восточной части ступени Тромсе-Финмарк открыто нефтяное месторовдение Голиаф, вде продуктивны карбонатные отложения карбона-нижней перми.

Группа газовых месторождений расположена в прогибах Нордкап, Тромсе и Хамерфест. Эти месторождения открыты в отложениях триаса и нижней и средней юры. Небольшая непромышленная залежь нефти открыта норвежскими 18

геологами на южном борту Нордкаптского прогиба (моноклиналь Финмарк) в песчаниках верхней перми - нижнего триаса

В пределах юрского НТК продуктивны среднеюрские песчаные резервуары морского генезиса. Они обладают сравнительно постоянной толщиной (10-50 до 100-150 м), хорошо выдержаны по площади. Пористость песчаных прослоев 16%, проницаемость 0,2-0,5 мкм2. С этими резервуарами связаны основные месторождения газа в норвежской части Баренцева моря. На месторождении Сновит в песчаных резервуарах средне-нижнеюрского возраста выявлена газовая залежь высотой 105 м и нефтяная залежь высотой 15 м.

С меловым НТК связано единственное нефтяное месторождение в песчаниках нижнего мела — месторождение Мирсидде. Оно было открыто на южном склоне поднятия Лоппа.

Региональными, субрегиональными и зональными покрышками здесь служат глинистые и аргиллиговые плохопроницаемые пропластки того же возраста, что и в Восгочно-Баренцевской НГП.

В Южно-Карской НТО выделяется 10 нефтегазоносных комплексов: верхнепалеозойский (Pj¿), триасовый (Т), нижне-среднеюрский (Ji+г)» васюганский (J3), баженовский (J3), ачимовский (К,Ь-у), неокомский (Kjnc), агггский (Kiap), альб-сеноманский (Kial-K2sn) и турон-сеноманский (K2t-K2sn). Основными региональными и субрегиональными комплексами являются шесть: нижне-среднеюрский, верхнеюрский (васюганский), берриас-валанжинский (ачимовский), неокомский, алтский и альб-сеноманский.

Преимущественное распространение нефтяных и

нефтегазоконденсатных залежей на южном шельфе Карского моря, как и на сопредельной суше, ожидается в первых четырех вышеупомянутых основных нефтегазоносных комплексах..

В настоящее время в Южно-Карском ГНР (район уникальных газоковденсатных месторождений Русановского и Ленинградского) пока установлена промышленная газоносность терригенных альб-сеноманского и ашского НТК. Продуктивные пласты сложены песчаниками и алевролитами. На Русановском месторождении их 12, в т.ч. 1 в сеномане, 3 в альбе и 8 в апте. На Ленинградском—7, в т.ч. 1 в сеномане, 3 в альбе и 3 в алте.

Средние значения открытой пористости пород-коллекторов на Русановском месторождении изменяются от 20% до 21%, а на Ленинградском от 24% до 27%. Проницаемость в аптских коллекторах в среднем - 0,33 мкм2, в альбеких - 0,1 б мкм2, в сеноманских—0,06 мкм2.

Все продуктивные пласты разобщены глинистыми плохопроницаемыми покрышками. Региональный характер здесь имеет раннеальбеко-турон-камшнекая покрышка, остальные покрышки локальные.

В этом же районе находятся два частично морских газоковденсатных месторождения—Харасавэйское и Крузенштернское. В первом выявлено 22 залежи, в т.ч. 5 газовых и 17 газоковденсатных, залегающие на глубинах от 718 до 3310 м, а

на втором - 11 залежей, в т.ч. 7 газовых и 4 газоконденсатных, залегающих на глубинах от 665 м до 2931 м. На Харасавэйском месторождении залежи выявлены в сеномане - 1, в альбе - 1, в апге — 8, в неокоме - 11 и в средней юре — 1. На Крузенштернском месторовдении залежи выявлены в сеномане - 1, в альбе — 1, в апте - 3, в неокоме - 6.

Поровые коллекторы представлены песчаниками и алевролитами. Средние значения открытой порисгосга изменяются от 15% до 35%. Проницаемость пород-коллекторов в сеноман-апгском интервале близка к указанным выше значениям по Русановскому и Ленинградскому месторождениям.

Здесь для аккумулящюшю-консервационных условий сыграли свою положительную роль уже две регионально распространенные глинистые покрышки - позднеюрско-валанжинская и раннеальбско-турон-кампанская.

В выявленных к настоящему времени месторождениях Обской губы -Каменномысском-море, Северо-Каменномысскоми и Обском пока установлена газоносность только сеноманских отложений, а на Чугорьяхинском месторождении в Тазовской губе, кроме того, еще в барремских отложениях. По аналогии с месторождениями сопредельной суши здесь предполагается продуктивность также ниж! генеокомских и нижне-среднеюрских отложений.

Породы-коллекторы сеноманского возраста характеризуются ухудшением ФЕС от поверхности ГВК к кровле залежи, что обусловлено увеличением глинистости разреза В пределах Каменномысского вала с юга на север установлено увеличение: средних величин эффективных газонасыщенных толщин от 14 до 56,6 м, открытой пористости от 28 до 34%, проницаемости от 287 до 462 * 10'3 мкм2 и газонасыщенносги от 0,65 до 0,78.

Северо-Карская ВНГО изучена недостаточно, что не позволяет произвести однозначное выделение в ней перспективных нефтегазоносных комплексов.

На островах этой части моря обнаружены мальты (в отложениях девона на о. Пионер - архипелаг Северная Земля), асфальты (в отложениях девона на о. Самогловича), жидкие и твердые бтумы (в отложениях силура на м. Пинегана -Северная Земля и в триасово-юрских отложениях на архипелаге Зори). Изложенное позволяет полагать, что здесь могут представлять интерес для поиска скоплений нефти карбонэтно-терригенные отложения верхнего и среднего палеозоя, а также терригенные триаса и юры. Что же касается вышележащих терригенных нижне- и верхнемеловых отложений, то в них более вероятно обнаружение скоплений газоконденсата и газа.

Таким образом, здесь условно можно выделить четыре крупных возможно нефтегазоносных комплекса:

■S средне-верхнепалеозойский (Ргг+з); S триасово-юрский (TnrJK2); ✓ нижнемеловой (Ki); верхнемеловой (Кг).

2.3. Прогноз фазового состояния скоплений углеводородов

Прогнозирование фазового состояния УВ в предполагаемых месторождения« и нижележащих залежей УВ в выявленных месторождениях-сложная, но необходимая задача, решением которой занимается целый ряд научно исследовательских организаций страны: ВНИГНИ, ВНИГРИ, ВНИИГаз, ЗапСибНИГНИ, ИГиРГИ, МГУ им. М.В. Ломоносова и др.

При прогнозировании фазового состояния скоплений УВ использовался принцип внутренней геологической аналогии, подразумевающий выявление сходных условий нефте- и (или) газоносности в более изученных морских и сопредельных сухопутных участках в тех же или таких же ЗНГН, расположенных в общей НГО.

При современном состоянии геолого-геофизической изученности недр шельфа Баренцева и Карского морей, автором использовался геолого-статистический способ такого прогнозирования. Он предполагает сравнение совокупности условий формирования ЗНГН или их частей: соотношение между выявленными в более изученных эталонных объектах запасами нефти и газа; изменение глубин залегания соответствующих НГК осадочных отложений, одновозрастных пород-коллекторов; ФЕС этих пород, качества пород-покрышек (их литологического состава и толщины), а также современных пластовых температур и давлений.

Очевидно, например, что такой анализ не только может, но и должен производиться между сухопутными и морскими частями Шапкинско-Юрьяхинского и Колвинского, Сорокинского и Медынского валов в Тимано-Печорской НГП, Нурминского и Нижнемессояхинского валов в Западно-Сибирской НГП, между различными частями Лудловской седловины, Восточно-Федынского выступа, Русановско-Ленинградской зоны поднятий, а также между последней и Северо-Ямальским валом для Скуратовского вала и т.д.

Уместно напомнить о высказанной раннее многими исследователями закономерности, состоящей в том, что преимущественная нефтеносность более характерна для древних платформ, а преимущественная газоносность для молодых платформ. Эта закономерность уже получила свое подтверждение соответственно на шельфе Баренцева (докембрийская Восточно-Европейская платформа) и Карского (эпигерцинская Западно-Сибирская платформа) морей. Надо также учитывать то, что наиболее крупные по концентрации скоплений региональные зоны накопления нефти и газа пространственно разобщены. При этом, зоны газонакопления связаны обычно с теми структурами прерывистого развития, в формировании которых имели место инверсии тектонического режима, а зоны нефтегазонакопления — преимущественно с

теми, которые характеризовались устойчивым (конседиментационным) развитием.

В Южно-Баренцевской НГО, как уже отмечалось выше, промышленная газоносность терригенных триасовых отложений установлена на Мурманском месторождении, газоносность юрских терригенных отложений на Штокмановском, Ледовом и Лудловском месторождениях, расположенных в гипсометрически приподнятых тектонических элементах, характеризующимися перерывами в осадконакоплении.

Преимущественная газоносность обоснованно предполагается на Куренцовской ступени, Гусиноземельском и Надеждинском выступах. В конседиментационно развивающихся Центрально-Баренцевской зоне поднятий в терригенных отложениях Рг-Т^ вполне вероятно обнаружение не только газовых, но и нефтяных залежей.

В прибортовой части Южно-Баренцевской впадины, зоне Центрально-Баренцевских поднятий, на валу Адмиралтейства и в Приновоземельской ступени предполагается выявление преимущественно нефтяных залежей в отложениях палеозоя. На опущенных ступенях бортовых зон вероятны газовые и газоконденсатные залежи, связанные с отложениями триаса и нижнего мела.

В прибрежной части Тимано-Печорской НГП характер пространственного изменения выявленных углеводородных скоплений в отложениях карбона, перми и триаса таков, что с запада на восток происходит переход преимущественно газоконденсатных залежей (на Шапкинско-Юрьяхинском и Лайском валах) к газоконденсатнонефтяным (на Колвинском валу) и к преимущественно нефтяным залежам (на Сорокинском и Медынском валах). Аналогичное фазовое состояние скоплений установлено позже и на северных морских продолжениях этих валов. Причем на Медынском валу, как на суше, так и в море, установлена промышленная нефтеносность также карбонатных девонских и терригенно-карбонатных верхнесилурийско-нижнедевонских отложений.

В результате прогнозирования раздельного фазового состояния углеводородных скоплений в южной части Карского моря можно отметить, что по аналогии с сопредельными сухопутными районами на указанных выше месторождениях и на соседних с ними перспективных структурах-ловушках могут быть выявлены газоконденсатные залежи в неокомских и верхнеюрских отложениях. Преимущественное распространение нефтяных и нефтегазоконденсатных залежей на шельфе Карского моря можно ожидать в основном в нижне-среднеюрском, васюганском (верхнеюрском), ачимовском и неокомском комплексах. Однако в отличие от суши скопления нефти и не только в оторочках, но и самостоятельные, на шельфе возможны и в вышележащих аптских и альб-сеноманских

отложениях. Это может иметь место, например, в зоне, обладающей весьма благоприятной для нефтенакопления обстановкой - обширной ступени (валы Литке и Университетский в северной части Южно-Карской синеклизы), объединяющей ряд антиклинальных ловушек разного, в т.ч. крупного размера. В ней полностью выклиниваются триасовые отложения и сокращаются по толщине вышележащие, особенно, юрские отложения. Нефти предполагаются в основном средней плотности, малосернистые, малосмолистые, с невысоким содержанием парафинов.

Обобщая вышеизложенное, следует подчеркнуть, что возможности выявления скоплений как жидких, так и газообразных углеводородов на шельфе Баренцева и Карского морей несомненно значительны. Они не исчерпываются только перечисленными относительно изученными участками шельфа, характеризующимися более высокой вероятностью выявления новых скоплений газа и нефти. Существует значительный резерв их пополнения. Его составляют не только Северо-Баренцевский и Северо-Карский шельф, но также крупные участки Южно-Баренцевского (Кольско-Канинский, Надеждинский,

Печороморский, Куренцовский, Адмиралтейский и др.) и Южно-Карского (Байдарацко-Приновоземельский, Матусевича-Вилькицкого, Обручева, Гыданский, Преображенский, Геофизический и др.) шельфа.

2.4. Прогноз зон нефтегазонакопления — основных объектов поиска крупных месторождений нефти и газа На менее изученном, чем сопредельная суша, шельфе очень важно уже на поисковом этапе геологоразведочных работ выделять зональные элементы нефтегазогеологического районирования — установленные и предполагаемые ЗНГН. В их пределах выявляются и оцениваются локальные элементы районирования - пластовые ловушки разных типов.

Поскольку ЗНГН являются зонами аккумуляции УВ, они представляют собой наиболее крупные объекты поисковых работ, тогда как ловушки и связанные с ними залежи УВ различного типа — локальные объекты поисково-разведочных работ.

В недрах ЗНГН содержится от 60 до 80 % начальных суммарных ресурсов (НСР) УВ, оцененных в нефтегазоносных областях, что позволяет определять по ним основные направления дальнейших поисково-разведочных работ.

Оценка прогнозных ресурсов УВ (категории С3 и ДО по локальным объектам имеет прикладное значение. Она обеспечивает более полный учет геологического строения, условий аккумуляции и консервации скоплений нефти и газа в различных ЗНГН и позволяет осуществлять выбор ловушек в определенной очередности для выявления месторождений нефти и газа.

Сначала производится качественная оценка перспектив нефтегазоносности установленных и обоснованно предполагаемых ЗНГН. Эта оценка производится на основании комплексного учета пространственного изменения всех выявленных геологических критериев нефтегазоносности. Затем на этой основе производится количественная оценка перспектив нефтегазоносности - подсчет прогнозных ресурсов УВ по ЗНГН.

Границы участков разной степени перспективности соответствуют границе наиболее существенных пространственных изменений качественных и количественных характеристик выявленных критериев нефтегазоносности или определенных их сочетаний.

Принято выделять девять категорий перспективности, характеризующихся различным сочетанием наиболее благоприятных, благоприятных, малоблагоприятных и весьма неблагоприятных критериев нефтегазоносности и концентрации месторождений (залежей) нефти и газа. Имели место случаи, когда одна и та же категория перспективности (по качественной оценке) характеризуется разными концентрациями НСР или прогнозных ресурсов УВ (по количественной оценке). Устранение этих расхождений возможно с помощью алгоритма, специально разработанного для этого Е.В. Захаровым.

В Восточно-Баренцевской газонефтеносной провинции выделяется семь высокоперспективных по качественной оценке ЗНГН: Федынская, Центрально-Банковская, Восточно-Федынская, Лудловская, Демидовско-Ферсмановская, Мурманско-Куренцовская и Адмиралтейская, приуроченные к одноименным зонам поднятий (рис. 3).

Первые две расположены в Центрально-Баренцевской зоне поднятий (одноименной нефтегазоносной области), третья — шестая ЗНГН расположены в Южно-Баренцевской впадине (одноименной газонефтеносной области), седьмая - на валу Адмиралтейства (одноименной перспективной нефтегазоносной области).

В морской части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции выделяются с запада на восток Печоро-Колвинская, Хорейвер-Морейюская, Варандей-Адъзвинская нефтегазоносные области. В их пределах выделяются валообразные поднятия - высокоперспективные ЗНГН: Шапкинско-Юрьяхинская, Колвинская, Гуляевская, Сорокинская, Медынская и Южно-Долгинская.

На шельфе южной части Карского моря выделяются перспективные ЗНГН: Русановско-Ленинградская, Скуратовская, Матусевича-Вилькицкого, Нурминская (морская часть), Обручевская и Литке-Университетская, приуроченные к одноименным зонам поднятий (рис. 4). Все эти ЗНГН расположены в пределах Южно-Карской впадины Южно-Карской газонефтеносной области.

Границы структурных элементов:

лши [ - порядка —• II - порядка А III - порядка — • * - границы зон нефтегазонаколления (ЗНГН)

I - Восточно-Федынская

II -Лудловская

III - Федынская

IV - Демидовско-Ферсмановская

V - Мурманско-Куренцовская

VI - Адмиралтейская

VII - Центрально-Банковская

Месторождения:

газокоодексатные газовые

1 - Штокмановское

2 - Ледоьое

3 - Лудловское

4 - Северо-Кильдинское

5 - Мурманское

- изобаты, м П| - локальные структуры

Рис. 3. Зоны нефтегазонакопления южной части Восточно-Баренцевской нефтегазоносной провинции

гМатусев

ЗааРуЬ

Сад

Уона I]

'I I

Обруче 9С

I Зап. Саердрупсш >

Вилыпщюго

'Гоккспенсюго

Границы структурных элементов: ■и I - порядка а II -порядка

Ш - порядка - 1раницы зон нсфшахшасщиснм* (ЗНГН)

I - Русвновско-Ленинградская ]у. Обручевская П - Скурэтовска» V - Литке-Университетская

Ш - Мздусошча-Вилыищкшо VI - Нурминская

- локальные ст^ктуры Месгорождемн: - разрывные >-гаэокондес*гные .——— нарушения - нефютэошндоютное__г.."!.' " итобагы, М

1 - Русаяовское 6 - Тасийское

2 - Лсыишрадское 7 - Северо-Тамбейсюе

3 - Харасавейсюе 8 - Западно-Тамбейсюе

4 - Крузеншгернское 9 - Южно-Таыбейское

5 - Малыгинсхое

Рнс.4. Зоны нефтегазонакопления северной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции

(М

В Обской и Тазовской губах в настоящее время выделяются следующие ЗНГН: Каменномысская, Нижне-Мессояхинская (морская часть), Геофизическая и Преображенская. Первые три ЗНГН относятся к числу относительно более изученных, в их пределах уже выявлены скопления газа. В четвертой обоснованно предполагаемой ЗНГН выделены крупные перспективные локальные структуры, такие как Карпачевская и Преображенская.

Все перечисленные ЗНГН шельфа Баренцева и Карского морей по глубинам разновозрастных перспективных отложений и по глубинам дна технически доступны для работ, направленных на выявление и освоение месторождений газа, конденсата и нефти.

Таким образом, даже при современной еще слабой и весьма неравномерной геолого-геофизической изученности шельфа Баренцева и Карского морей, возможно выделение наиболее крупных ЗНГН — основных объектов поисков месторождений нефти и газа. Очевидно, что относительно более изученные Восточно-Федынская, Лудловская и Русановско-Ленинградская ЗНГН представляют интерес как для дальнейших поисково-разведочных работ, так и для комплексного проектирования разработки выявленных месторождений и перспективных локальных ловушек-сателлитов.

2.5. Сырьевая база и перспективы нефтегазоносности недр шельфа Баренцева и Карского морей

Стратегия и тактика проведения работ по поиску, разведке и разработке месторождений углеводородов в РФ определяется исходя из величины и структуры НСР нефти и свободного газа и пространственного их распространения, а также прогноза предполагаемых в каждом НГР (или ЗНГН) скоплений углеводородов по их фазовому состоянию. При этом помимо выявленных запасов (категорий С1+С2) учитывается и более достоверная часть прогнозируемых ресурсов (категорий С3+Д,) .

Последняя оперативная оценка начальных суммарных и прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата в недрах шельфа рассматриваемых морей проводилась на основании утвержденного МПР РФ в 2002 г. нового методического руководства. В соответствии с ее результатами недра шельфа Баренцева и Карского морей (кроме СевероКарской синеклизы, где производилась лишь качественная оценка перспектив нефтегазоносности) содержат около 80% от НСР УВ, оцененных на шельфе всех арктических морей РФ. Сумма выявленных запасов (категорий С1+С2) составляют в указанной величине 9,2% , а более достоверная часть прогнозируемых ресурсов УВ (категорий С3+Д1) -29,3%. Иными словами, в недрах шельфа этих морей оценены преимущественно прогнозные ресурсы УВ категории Д> (61,6%).

В работе показано распределение НСР УВ на шельфе Баренцева и Карского морей, в том числе на Печороморском шельфе, в Обской и

Тазовской губах: по стратиграфической приуроченности продуктивных и перспективных отложений, по глубинам залегания разновозрастных отложений и по глубинам морского дна.

Практическое значение имеет то обстоятельство, что основная часть выявленных запасов и более достоверной части прогнозных ресурсов УВ содержится в мезозойских отложениях (кроме Печороморского шельфа, где основная часть НСР УВ содержится в палеозойских отложениях), залегает на глубинах до 3-5 км и в участках шельфа с разными глубинами морского дна, но технически доступных для работ по выявлению и освоению углеводородных месторождений.

По мнению автора, в современных условиях недропользования при планировании работ по выявлению и освоению морских углеводородных месторождений перечисленных результатов оценки НСР УВ, их структуры и пространственного распределения недостаточно. Для обоснованного планирования дальнейших работ по поиску, разведке и разработке месторождений УВ на шельфе морей страны в настоящее время основное значение приобретает оценка прогнозных ресурсов УВ в объектах зонального (установленных и обосновано предполагаемых зонах нефтегазонакопления) и локального (перспективные локальные структуры-ловушки) уровней, поскольку углеводородный потенциал именно этих объектов определяет соответственно стратегию и тактику поисково-разведочных работ.

В более изученных ЗНГН, где локальные структуры-ловушки представляют собой сателлиты выявленных месторождений нефти и (или) газа, результаты локализованных оценок могут использоваться при составлении технологических схем разработки углеводородных месторождений. В менее изученных ЗНГН, где углеводородные месторождения еще не выявлены, подобное использование результатов локализованных оценок невозможно.

В наиболее изученных ЗНГН южной российской части Баренцева моря (без зоны спорной юрисдикции) сосредоточено 46,7% запасов (категорий С]+С2) и более достоверной части прогнозируемых ресурсов (категорий Сз+Д,)' от общей величины НСР УВ, оцененных в недрах этого шельфа. В том числе в:

' - Восточно-Федынской, Лудловской и Мурманско-

Куренцовской ЗНГН оценено 26,9% запасов (категорий С1+С2) и более достоверной части прогнозируемых ресурсов (категорий Сэ+Д,);

- Сорокинской, Медынской, Долгинской ЗНГН

оценено 19,8% запасов (категорий С1+С2) и более достоверной части прогнозируемых ресурсов (категорий С3+Д1).

В наиболее изученных ЗНГН южной части Карского моря сосредоточено 49,2% запасов (категорий С1+С2) и более достоверной части

прогнозируемых ресурсов (категорий С3+Д1) от общей величины НСР УВ, оцененных в недрах этого шельфа. В том числе в:

Русановско-Ленинградской, Скуратовской и морской части Нурминской ЗНГН оценено 38,5% запасов (категорий С1+С2) и более достоверной части прогнозируемых ресурсов (категорий С3+Д1);

Каменномысской, Геофизической и морской части Нижне-Мессояхинской ЗНГН оценено 10,7% запасов (категорий С1+С2) и более достоверной части прогнозируемых ресурсов (категорий С3+Д]).

Среди названных выше ЗНГН к более перспективным относятся: Восточно-Федынская, Лудловская, Сорокинская, Медынская и Долганская - в Баренцевом море и Русановско-Ленинградская, Нурминская (морская часть), Каменномысская и Нижне-Мессояхинская (морская часть) - в Карском море.

Наибольшей концентрацией запасов (категорий С]+С2) и более достоверной части прогнозируемых ресурсов газа (категорий С3+Д1) обладают Русановско-Ленинградская и Восточно-Федынская ЗНГН, которые могут рассматриваться как приоритетные при определении рациональных направлений дальнейших работ по выявлению и освоению газовых и газоконденсатных месторождений. Крупные размеры этих ЗНГН обусловили формирование в их пределах таких уникальных по запасам месторождений газа и конденсата как Русановское, Ленинградское и Штокмановское.

Высокой концентрацией запасов (категорий С]+С2) и более достоверной части прогнозируемых ресурсов (категорий Сз+ДО нефти обладают морские части Сорокинской и Медынской ЗНГН, неопоискованные перспективные локальные структуры-ловушки в которых представляют первоочередной интерес для ПРР.

Выявленные месторождения нефти в этих ЗНГН и газа в Каменномысской ЗНГН представляют собой объекты как разработки -сеноманские залежи, так и разведки на нижележащие перспективные горизонты.

Таким образом, углеводородный потенциал недр выявленных и обоснованно предполагаемых ЗНГН на шельфе Баренцева и Карского морей свидетельствует о реальных возможностях значительного увеличения промышленных запасов газа, конденсата и нефти и развития их добычи.

Глава 3. СТРАТЕГИЯ ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ ГАЗА И НЕФТИ 3.1. Учет результатов оценки ресурсов газа и нефти по объектам зонального и локального уровней при определении стратегии и тактики выявления и освоения новых месторождений Из вышеизложенного следует, что по концентрации более достоверной части НСР УВ (без категории Д2), на основании принятых девяти категорий перспективности, можно выделить наиболее перспективные ЗНГН — основные стратегические направления дальнейших работ по выявлению и освоению месторождений нефти и газа. Такими ЗНГН являются: в Баренцевом море - Восточно-Федынская и Федынская (высокоперспективные II категории), Лудловская и Демидовско-Ферсмановская (высокоперспекгивные III и IV категорий); на Печороморском шельфе — Сорокинская и Медынская (высокоперспективные I категории), Долгинскоая и Папанинская (высокоперспективные II и III категорий); а в Карском море — Русановско-Ленинградская, Скуратовская (высокоперспективные I категории), в Обской и Тазовской губах — Каменномысская, Геофизическая, Нижне-Мессояхинская (высокоперспективные II категории) и Преображенская (высокоперспективная I категории).

Результаты оценки ресурсов категории С3 и Д] по ЗНГН в каждом из четырех выделенных НГР позволяют осуществлять целенаправленное проведение дальнейших работ по выявлению и освоению месторождений газа и нефти на шельфе рассматриваемых морей. В Баренцевом море — это преимущественно газоносный район Штокмановского ГКМ и преимущественно нефтеносный восточный район Печороморского шельфа, в Карском море - это преимущественно газоносные Южно-Карский район и район Обской и Тазовской губ.

Наконец, анализ выявленных запасов (категорий Ci+C2) и более достоверных ресурсов (категорий С3+Д,). УВ в месторождениях и перспективных структурах-ловушках в пределах приоритетных ЗНГН позволяет выделить первоочередные локальные объекты и определить тактику проведения поисково-разведочных работ. Однако, при этом необходимо учитывать геологический риск.

3.2. Геологический риск и возможность его учета при локальной оценке ресурсов и запасов углеводородов

Вполне понятно, что в любом случае при локализованной оценке не только ресурсов нефти и газа (категорий С3 и ДО, но и выявленных запасов (категории Ci) они все равно обладают в той или иной степени неопределенностью. Поэтому не случайно существует понятие геологического риска. Это понятие пока не является общепринятым, и различные исследователи толкуют его по-разному.

При оценке локального объекта представляется наиболее адекватным определять геологический риск как вероятность того, что реальные геологические ресурсы или запасы окажутся ниже ожидаемого уровня. Вероятностные параметры геологического риска непосредственно связаны с подсчетными параметрами оценки и определяются тремя факторами:

1. Адекватность предполагаемых или выявленных ловушек реально существующим (площадь нефте- или газоносности, надежность пород-покрышек, степень заполнения ловушки).

2. Адекватность фильтрационно-емкостных параметров пород-коллекторов (эффективная толщина, открытая пористость и т.д.).

3. Наличие УВ и адекватность фазового состояния и качественного и количественного состава углеводородной системы (в том числе: нефтегазонасыщенность, газовый и конденсатный факторы, состав пластовой смеси и т.д).

Очевидно, что геологический риск и степень изученности объектов связаны обратной зависимостью, а любая оценка носит вероятностный характер. При этом подсчетные параметры могут многократно меняться в результате поисково-разведочных работ и переинтерпретации данных. Таким образом, применяемая методика должна позволять производить быструю переоценку при изменении любого параметра с учетом вероятностного характера его величины. Кроме того, целесообразно предусмотреть использование модели неравномерного распределения параметров по площади.

Чем выше изученность локального объекта, тем меньше риск получить неверную оценку его потенциала. С другой стороны риск есть мера неопределенности: больше неопределенность в оценке параметров -больше риск и наоборот. Т.е. здесь зависимость прямая. Степень неопределенности количественно можно определить через коэффициент вариации ресурсов (запасов) — отношение стандартного отклонения к средней величине оценки. Для относительно хорошо изученных объектов он невелик - (0 - 0,3), для среднеизученных - (0,3 - 0,5), для слабоизученных - от 0,4 до 0,7. Интервалы значений пересекаются, т.к. многое зависит от сложности строения объекта.

Определить подсчетные параметры с высокой точностью невозможно, поскольку при оценке ресурсов они все основаны на аналогиях. Это же имеет место и при оценке запасов с той лишь разницей, что по мере увеличения категорий от Сг к Сь В и А достоверность таких оценок возрастает. Но для любого параметра существует тот предел

точности его определения, превысить который невозможно по объективным причинам.

Наиболее простой путь, который используется при оценках ресурсов или запасов УВ - независимое имитационное статистическое моделирование каждого из подсчетных параметров в заданных интервалах, определяемых погрешностью оценок этих самых параметров. Тогда результат подсчета будет представлен в виде гистограммы, где по оси абсцисс отложены интервалы оценки, а по оси ординат - частота попадания оценок в соответствующий интервал. Если они пронормированы на общее количество статистических испытаний, то эта гистограмма будет фактически представлять собой плотность вероятности оценок, а график накопленной (интегральной) вероятности будет характеризовать вероятность того, что реальные запасы окажутся больше, чем в текущем интервале. По графику интегральной вероятности можно определить "пороговые" оценки ресурсов или запасов. Например, 90% - минимальная оценка, 50% - лучшая или базовая, 10% -максимальная. Такие пороги приняты в большинстве зарубежных стран. В настоящее время в России вероятностные оценки еще только завоевывают себе право на жизнь. В то же время их разброс бывает значительным, что характеризует погрешность, с которой оцениваются ресурсы УВ на начальной стадии изученности месторождения. По мере дальнейшего уточнения модели месторождения в процессе разведки и эксплуатации разница между этими цифрами будет сокращаться.

На рис. 5 показаны результаты оценки ресурсов газа по ряду объектов арктического шельфа с учетом неопределенности и риска, приведены соответствующие графики и гистограммы. Видно, что наименьший геологический риск ассоциируется, например, с наиболее хорошо разведанным месторождением Северо-Каменномысское, а наибольший — с Южно-Обской структурой,, где не пробурено ни одной поисковой скважины, и все оценки носят гипотетический характер на основе сейсмических структурных построений. Иными словами ЮжноОбская структура не может рассматриваться в качестве перспективного объекта поисковых работ на ближайший период.

Выполненные расчеты и ранжирование основных месторождений арктического шельфа по степени геологического риска несомненно являются условными, однако они должны использоваться уже при нынешней степени изученности этих объектов.

3.3. Определение рационального комплекса методов поисково-разведочных работ на арктическом шельфе с учетом специфики

их проведения

Поиски и разведка месторождений углеводородного сырья на арктическом шельфе связаны с:

Рис.5. Коэффициенты вариации и вероятностная оценка начальных ресурсов по основным месторождениям газа шельфа Арктики

• наличием слоя воды (глубина морского дна колеблется от 1 до 500 м и более) и ледовой обстановки;

• геологическими особенностями строения верхней части разреза осадочного чехла по сравнению с сушей;

• преимущественной газоносностью недр;

• преобладающей концентрацией перспективных объектов поисково-разведочных работ на мелководье, в том числе с выходом на сопредельную сушу; •

• повышенными экологическими рисками;

• более высокой, чем на суше, стоимостью поисково-разведочного бурения.

Все эти особенности и предопределяют особые методические и технологические подходы к геологическому изучению арктического шельфа.

3.3.1. Современные методы геологического изучения шельфа: состояние

и перспективы

Основными методами на стадии поисковых работ по выявлению перспективных структур и площадей на шельфе являются геофизические. Следует отметить, что всегда поисковые и разведочные скважины на шельфе закладывались по результатам предшествующих морских геофизических работ. При этом основным геофизическим методом

дистанционного изучения недр при поисках нефти и газа является сейсморазведка МОГТ. Считается, что новым шагом в повышении возможностей сейсморазведки является повсеместное и широкое внедрение пространственной модификации — ЗД сейсморазведки. В последнее время стало весьма популярным проводить сейсморазведку ЗД, причем даже на площадях, где еще не выявлены перспективные объекты. Насколько это оправдано? И что же нового может дать сейсморазведка ЗД по сравнению с плотной сетью профилей 2Д?

Основные случаи, когда сейсморазведка ЗД необходима по «геологическим показаниям» сводятся к следующему:

1) Углы наклона границ целевых отражающих горизонтов превышают 5-10 градусов;

2) Имеются высокоамплитудные (превышающие толщины продуктивных пластов) разрывные нарушения сложной конфигурации в пространстве;

3) Изучаются неструктурные ловушки сложной формы.

Имеющиеся немногочисленные примеры применения ЗД

сейсморазведки на шельфе России пока не дали сколько-нибудь значимых геологических результатов по сравнению с ранее проведенными детальными работами 2Д. Во всяком случае таких, которые привели бы к заметному изменению геологической или гидродинамической модели, переутверждению запасов или изменению проекта разработки.

Ранее в бывшем СССР на выявленных локальных структурах проводились детальные сейсморазведочные работы (тогда это была сейсморазведка 2Д по плотной сети профилей), и они готовились к глубокому бурению. При этом составлялся итоговый документ - паспорт структуры, где приводились ее основные характеристики и результаты оценки ресурсов углеводородов. К сожалению, часто бывало так, что концентрация ресурсов УВ в одних и тех же отложениях по ряду объектов общего генезиса, расположенных в единой ЗНГН, весьма существенно отличалась, поэтому пользоваться такими оценками не представлялось возможным.

Затем после бурения поисковых скважин, подтвердившего продуктивность структуры, проводились дальнейшие детализационные сейсморазведочные работы с целью уточнения строения залежи.

В настоящее время все четче проявляется целесообразность опережающего поискового бурения. Если структура выявлена, причём результаты сейсморазведки на региональном и поисковом этапах совпадают, целесообразно начать поисковое бурение в самых оптимальных условиях с учетом геологического строения ловушки и не готовить ее к глубокому бурению.

В кратких по времени (2-2.5 месяца) сезонных условиях проведения поискового и разведочного бурения на шельфе арктических морей РФ, когда основным объектом изучения является верхний, более простой по строению, структурный этаж, дополнительная подготовка локальных структур не требуется. Следует также добавить, что 3-4х кратное проведение сейсморазведки на одном и том же объекте в морских условиях до бурения скважин не обеспечивало повышения эффективности поисковых работ.

На арктическом шельфе детализационные работы в модификации ЗД тоже следует проводить, однако, только при сложных сейсмогеологических условиях и при необходимости на стадии доразведки перед началом разработки.

Что касается других методов полевой геофизики: гравиметрии, магнитометрии, электроразведки, то при поисках и разведке нефти и газа на шельфе они не имеют самостоятельного значения и могут применяться лишь в комплексе с сейсморазведкой. Причем о реальной информативности этих методов на морских объектах ОАО «Газпром» можно говорить, пожалуй, только применительно к гравиметрии на некоторых сеноманских месторождениях Обской и Тазовской губ. Здесь имеются объективные предпосылки - небольшая глубина залежей (около 1 км) и заметный дефицит плотности газонасыщенных пород.

Известно также, что проводятся работы по созданию новой технологии морской высокоразрешающей непрерывной электроразведки (ВРЭ), что может быть полезным при поиске и разведке углеводородных месторождений на мелководье и в транзитных зонах.

Основная роль в получении конкретной геологической информации принадлежит бесспорно поисковому и разведочному бурению, включая методы исследования скважин.

Поисково-разведочные работы наиболее целесообразно проводить в следующей последовательности:

> сейсморазведочные работы 2Д (регионально-поисковый этап);

> сейсморазведочные работы 2Д (детальный этап);

> поисковое бурение;

> сейсморазведочные работы ЗД;

> разведочное бурение.

Но это не значит, что для каждого поисково-разведочного объекта выполняются все виды вышеперечисленных работ. Обязательными являются — поисковая сейсморазведка 2Д и поисково-разведочное бурение. При исключении стадии подготовки структур к глубокому бурению можно затем сэкономленные средства потратить на проведение детализационных сейсморазведочных работ в т.ч. и в модификации ЗД.

Автор проанализировал опыт проведенных геологоразведочных работ по ряду месторождений углеводородов на арктическом российском шельфе. Рассмотрены такие известные месторождения, как: Штокмановское газоконденсатное, Приразломное нефтяное, газовые Северо-Каменномысское и Каменномысское-море.

Штокмановское газоконденсатное месторождение, являющееся уникальным по запасам, по результатам сейсморазведки 2Д и бурения 6 скважин было представлено в Государственную комиссию по запасам, и при этом 80% запасов было отнесено к промышленным категориям.

Приразломное нефтяное месторождение, относящееся к категории крупных, где залежи нефти приурочены к сложнопостроенным карбонатным коллекторам, разведано всего 5-ю скважинами с использованием данных сейсморазведки ЗД.

Северо-Каменномысское крупное газовое месторождение разведано 4-мя скважинами с использованием сейсморазведки ЗД.

Каменномысское-море - уникальное по запасам газовое месторождение разведано 4-мя скважинами с использованием данных сейсморазведки 2Д.

Таким образом, накопленный на сегодня опыт поисково-разведочных работ по ряду месторождений на российском арктическом шельфе, убедительно свидетельствует о возможности их изучения минимальным числом скважин с широким привлечением геофизических исследований.

Примером апробации предложенной методологии поиска и разведки месторождений газа и нефти на шельфе арктических морей с учетом специфики их проведения может служить работа ООО «Газфлот».

Одним из факторов успешного проведения работ на арктическом шельфе явилось применение новейших технологий при отборе и исследовании керна, позволяющих обосновать геологическую модель строения залежей и получить объективную характеристику параметров коллекторов, для настройки и калибровки данных ГИС. Практически во всех скважинах, пробуренных за последний период ООО «Газфлот» на арктическом шельфе, достигнут 100%-й вынос керна с сохранением первоначальных текстурно-структурных характеристик,

сформировавшихся в процессе седиментации.

В настоящее время для проведения работ, как по выявлению, так и по освоению месторождений УВ на арктическом шельфе, характеризующимся сложными ледовыми обстановками, требуются новые технические средства для бурения. При этом необходимо учитывать, что перспективная площадь мелководных участков (до 50 м) на этом шельфе составляет 491,7 тыс. км2.

3.3.2. Использование новых технологических решений при проведении сейсморазведочныхработ на предельном мелководье в Обской и Тазовской губах

В акватории Обской и Тазовской губ все поисковые объекты расположены в зоне мелководья (глубина воды 1-12 м), некоторые из них выходят на сушу. Учитывая ледовую обстановку Карского моря, рабочий сезон здесь всего 3-4 месяца в летний период. Геологоразведочные работы дорогостоящие, особенно буровые (например, бурение скважины на сеноман в 5 раз дороже в акватории, чем на суше). Поэтому исходя из вышеизложенного следует, что все виды геолого-геофизических исследований и методические подходы проведения поисково-разведочных работ должны быть направлены на максимальное сокращение сроков и затрат на их выполнение. Очень важным является выбор технологий сейсморазведки 2Д.

Представляется оптимальным использовать следующие технологии проведения сейсморазведки:

> MOB ОГТ с плавающей косой;

> MOB ОГТ с старт-стопной модификацией;

> MOB ОГТ с радиотелеметрическим комплексом.

Рассмотрим кратко каждую технологию проведения метода

сейсморазведки 2Д.

Первая технология проведения сейсморазведочных работ может использоваться в акватории с предельной глубиной воды до 6 м. Вторая модификация отличается от работ с плавающей сейсмокосой тем, что коса в режиме регистрации покоится на дне и уровень шумов буксировки на ней отсутствует. Этот вид работ имеет смысл только на мелководье до 4 м и не применим при работах MOB ОГТ 3D. Третья модификация используется при проведении сейсморазведочных работ на предельном мелководье (до 1 м) с выходом на сушу.

В таблице 1 показаны некоторые сравнительные данные проведения сейсморазведки 2Д разными технологиями в акватории Обской губы.

___ ___Таблица 1

№ п/п Название технологий сейсморазведки Стоимость 1 пог.км сейсмопрофнлен (тыс-долл.) Количество сейсмопрофилей, км в сутки Глубины воды для проведения работ,(м)

1. «плавающей косы» 1,4 >20 6 и более

2. «старт-стоп» 4,5 10-20 3 и более

3. «радиотелеметрический комплекс» 7,3 -25 до 1 и более (с выходом на cyury)

Из описания технологий и приведенных данных в этой таблице можно сделать вывод, что экономически целесообразно при проведении сейсморазведочных работ 2Д на арктическом шельфе использовать в комплексе технологии «плавающей косы» и «радиотелеметрический комплекс».

3.3.3. Комплексирование методов и геологическое моделирование

Комплексирование различных методов должно предусматривать в конечном счете создание надежной геологической модели месторождения, что является основной завершающей задачей всей цепи геологоразведочных работ на нефть и газ. Такая модель служит основой создаваемой в дальнейшем гидродинамической модели и технологической схемы (проекта) разработки. В настоящее время создано большое количество компьютерных программ геологического моделирования как наиболее известными фирмами (Landmark, Shlumberger, Roxar, Jason и др.), так и небольшими сервисными, в том числе и Российскими компаниями.

Построение геолого-геофизических и технологических моделей месторождений регулируется соответствующим документом Минтопэнерго РФ.

Основной целью моделирования является обеспечение надежной основы для подсчета запасов, проектирования разработки и создания баз данных постоянно-действующих моделей месторождений для их последующего мониторинга на протяжении всей жизни объекта.

Исходными данными для моделирования служат материалы скважинных исследований (ГИС, керн, результаты их интерпретации) и структурные построения, основанные на сейсмических данных, а также иногда результаты атрибутного прогнозирования подсчетных параметров по сейсмическим данным. Обработка этих данных предшествует объемному геологическому моделированию. .

В ходе работ, в ячейках модели, например, газового месторождения производятся, как правило, расчеты следующих параметров:

> эффективной газонасыщенной толщины, НЭфф;

> коэффициента открытой пористости, Кп;

> коэффициента проницаемости, Кпр;

> корректированных значений коэффициента газонасыщенности, Кг;

> произведения К„ • Нэфф;

> произведения Кп • Нэфф • Кг;

что в конечном итоге позволяет оценить величины запасов газа.

На основании вышеизложенного, автором предлагается следующий рациональный комплекс методов поиска и оценки морских

месторождений УВ, обеспечивающий подготовку запасов промышленных хатегорий минимальными объемами поисково-разведочного бурения:

1. Выявление перспективных структур сейсморазведкой с применением углубленной интерпретации динамических характеристик сейсмозаписи.

2. Поисковое бурение (открытие месторождения), корректировка сейсмических структурных построений и калибровка выявленных аномалий сейсмических атрибутов на основании данных скважины.

3. Детализационные сейсмические работы (в наиболее сложных случаях ЗД) и разведочное бурение.

4. Создание постоянно действующей геологической модели месторождения с целью мониторинга запасов и проектирования разработки.

3.4. Рекомендации по комплексной реализации последующих работ на шельфе Баренцева и Карского морей

3.4.1. Лицензирование объектов недропользования для проведения поисково-разведочных работ и освоения месторождений углеводородов

Исходя из геологической изученности и доказанной нефтегазоносности зон нефтегазонакопления арктического шельфа, с учетом теоретического времени получения лицензий автором составлен перечень лицензионных объектов представляющих первоочередной интерес для проведения посково-разведочных работ и освоения. Из наиболее приоритетных объектов недропользования в распределенном фонде недр находятся: Штокмановское, Приразломное, Медынское-море, Варандей-море, Северо-Каменномысское, Каменномысское-море, Чугорьяхинское и Обское месторождения.

В настоящее время в действующей системе лицензирования в качестве крупного объекта рассматриваются некие участки разного размера и формы. Такой участок привлекает внимание инвесторов, если в него включены углеводородные месторождения и перспективные локальные структуры-ловушки, и обычно не привлекает, если месторождений углеводородов не выявлено. При этом даже когда инвестор получает лицензию на поисково-оценочные работы он, как правило, проявляет живой интерес к приобретению более широкой геологической информации, зональной и даже региональной. Об этом свидетельствует опыт проведения работ по Присахалинскому, Балтийскому, северозападной части Каспийского и восточной части Печороморского шельфа.

Представляется, что в интересах страны, было бы правильно рассматривать в качестве крупного объекта лицензирования соответствующих работ конкретную ЗНГН или ее часть. При

предоставлении определенных привилегий недропользователю (право участия в продолжении последующих работ по освоению выявленных месторождений углеводородов на этом объекте) такой подход позволил бы упорядочить и ускорить изучение нефтегазоносности недр объектов зонального уровня.

Таким образом, можно отметить, что зональный прогноз нефтегазоносности - основа стратегического планирования освоения арктического шельфа

Первоочередного внимания при стратегическом планировании освоения месторождений углеводородов арктического шельфа заслуживают крупные высокоперспективные зоны нефтегазонакопления, в которых уже выявлены месторождения с промышленной нефтегазоносностью НГК и крупные перспективные структуры.

На шельфе южной части Баренцева моря среди установленных и обоснованно предполагаемых ЗНГН выделяются:

1. Восточно-Федынская

2. Лудловская

3. Мурманско-Куренцовская

4. Демидовско-Ферсмановская

Во всех ЗНГН ожидается преобладание скоплений газа и конденсата.

К числу приоритетных могут быть отнесены: Восточно-Федынская, Лудловская и Федынская ЗНГН (последняя может изучаться совместно с Норвегией).

В восточной части Печороморского шельфа среди установленных и обосновано предполагаемых ЗНГН выделяются:

1. Сорокинская

2. Медынская

3. Долганская

Во всех этих ЗНГН ожидается преобладание скоплений нефти.

К числу приоритетных ЗНГН на этом шельфе могут быть отнесены: Сорокинская и Медынская ЗНГН.

На шельфе южной части Карского моря среди установленных и обоснованно предполагаемых ЗНГН выделяются

1. Русановско-Ленинградская

2. Нурминская (морская часть)

3. Скуратовская

4. Матусевича-Вилькицкого

5. Обручевская

Во всех этих ЗНГН ожидается преобладание скоплений газа и конденсата.

К числу приоритетных здесь могут быть отнесены: Русаноеско-Ленинградская, Нурминская (морская часть) и Скуратоеская ЗНГН.

В Обской и Тазовской губах среди установленных и обосновано предполагаемых ЗНГН выделяются:

1. Каменномысская

2. Нижне-Мессояхинская (морская часть)

3. Геофизическая (морская часть)

4. Преображенская

Во всех этих ЗНГН ожидается преобладание скоплений газа и конденсата.

К числу приоритетных в губах могут быть отнесены: Каменномысская, Нижне-Мессояхинская и Геофизическая ЗНГН.

3.4.2. Очередность проведения и объемы поисково-разведочных работ для обеспечения прироста запасов газа и жидких углеводородов

В качестве фактов, определяющих целесообразность и очередность проведения поисково-разведочных работ на перспективных структурах-ловушках по каждой из указанных выше ЗНГН рассматривались: амплитуда структур по каждому региональному НГК по данным сейсморазведки — А (м), расчетная погрешность построений по каждому сейсмическому горизонту - ДН (м), интервалы глубины залегания каждого НГК (км), глубины морского дна в местах расположения перспективных структур (м), наличие аномалий типа залежь, результаты прогнозирования фазового состояния ожидаемых скоплений углеводородов, площадь структуры по сейсмическим горизонтам - 8 (км2), предполагаемые толщины регионально продуктивных частей разреза по каждому НГК — Ь (м), результаты локализованной оценки ресурсов УВ категории Сз и Д] - С> (млн.т.у.т.), крупность ожидаемого месторождения (млн.т.у.т.).

Важными факторами, определяющими возможность реализации поискового и разведочного бурения является также наличие льда, продолжительность ледового режима, его суровость и, наконец, наличие технических средств, технологий, производственных баз на сопредельном берегу и др. Эта группа факторов, несомненно, влияет на выбор первоочередных объектов дальнейших работ, как зонального, так и локального уровней.

Совместное использование перечисленных факторов и их сравнение по рассматриваемым перспективным структурам-ловушкам позволяет произвести обоснованный выбор первоочередных локальных объектов для лицензирования и проведения морских поисково-разведочных работ в пределах приоритетных ЗНГН.

По рассмотренным перспективным структурам-ловушкам в ЗНГН Баренцева и Карского морей определены необходимые объемы ПРР и вероятные приросты запасов УВ.

В Баренцевом море первыми объектами освоения предполагаются Штокмановское, Ледовое и Лудловское месторождения, к которым будут подключаться прогнозируемые на соседних перспективных структурах месторождения. Одной из основных причин достаточно высокой эффективности разработки месторождений в этом районе служит ориентация на использование транспортной инфраструктуры головного Штокмановского месторождения.

В качестве первоочередного объекта освоения на Печороморском шельфе рассматривается Приразломное нефтяное месторождение, а затем Долгинское нефтяное месторождение. Позже планируется освоение прогнозируемых на структурах-сателлитах Западно-Полярной, Полярной, Стасовской, Восточно-Приразломной. Причем при их обустройстве предусматривается возможность их разработки в виде единого нефтедобывающего комплекса.

Экономическая оценка освоения перечисленных объектов в этом районе на условиях СРП, выполненная ООО «ВНИИГаз», показала достаточно высокую эффективность этих работ.

В Карском море на первом этапе с 2010 г. предполагается разработка месторождений Каменномысского-море и Северо-Каменномысского.

На втором и третьем этапе с 2015 г. в разработку будут вводиться месторождения Семаковское, Тота-Яхинское и Антипаютинское (суша и море).

После 2015 г. предусматривается совместное освоение выявленных месторождений и прогнозируемых по следующим группам: Ленинградское, Невское, Харасавэйское, Крузеншернское; Русановское, Северная; Скуратовская и Нярмейская.

Как показывают расчеты при ориентации на СРП освоение всех месторождений Карского моря обеспечивает эффективность их разработки.

В целом реализация запланированных работ по выявлению и освоению углеводородных месторождений обеспечивает предпосылки для создания новых крупных нефтегазодобывающих районов страны на шельфе Баренцева и Карского морей.

Заключение

Проведенные исследования позволили на основе геолого-геофизических материалов уточнить тектоническое и

нетфегазогеологическое районирование, произвести оценку нефтегазового потенциала недр объектов зонального и локального уровней и разработать научное обоснование стратегии ускоренного освоения сырьевой базы нефтегазовой промышленности на шельфе наиболее перспективных Баренцевом и Карском морях.

В работе изложены:

- принципы нефтегазогеологического районирования, в том числе на уровне выделения зональных элементов - зон нефтегазоносности;

результаты прогнозирования фазового состояния предполагаемых скоплений углеводородов, как в зонах нефтегазонакопления, так и перспективных локальных структурах-ловушках;

- предложения по усовершенствованию количественной оценки перспектив нефтегазоносности локальных структур-ловушек с учетом геологического риска;

- научно-обоснованная стратегия выявления и освоения сырьевой базы на шельфе морей западной Арктики;

- рациональный комплекс методов поиска и разведки месторождений газа и нефти на шельфе арктических морей с учетом специфики их проведения;

- рекомендации по выбору приоритетных направлений, объектов и очередности проведения поисково-разведочных работ в целях прироста запасов газа и нефти и последующей разработки месторождений.

Реализация вышеизложенного обеспечит повышение эффективности решения теоретических и практических задач одного из важных направлений — научного обоснования стратегии освоения сырьевых ресурсов газа и нефти на шельфе Баренцева и Карского морей. Основные выводы сводятся к следующему:

1. При современном планировании работ по освоению месторождений нефти и газа на арктическом шельфе необходимо акцентировать внимание на выделении и оценке нефтегазового потенциала недр ЗНГН — основных лицензионных и стратегических объектов работ.

2. Перспективные локальные структуры-ловушки всегда рассматривались как основные объекты для определения тактики работ, но при количественной оценке нефтегазоносности их недр необходимо учитывать степень геологического риска, что позволит избежать наиболее крупных ошибок при реализации ПРР. Важное значение при этом имеет и научный прогноз фазового состояния предполагаемых скоплений УВ, что

позволит проводить целенаправленные поиски месторождений нефти или газа.

3. Разработанные рекомендации по рациональному комплексу ГРР на нефть и газ в условиях арктических акваторий призваны увеличивать эффективность поиска месторождений УВ в этих трудноосваиваемых регионах; они будут совершенствоваться по мере расширения географии работ.

4. Рекомендации по направлениям ГРР имеют определяющее значение для акватории северо-западных морей России; они могут частично корректироваться в случае несвоевременных поставок технических средств для проведения работ и изменения лицензионной политики государства.

Основные работы по теме диссертации

1. Результаты поискового бурения на нефть и газ в Тимано-Печорской провинции И Сер. ВНИИОЭНГ тр. Геология нефтяных и нефтегазовых месторождений Тимано-Печорской провинции, вып. 10, 1983, с. 90-94. (Соавторы Алексин Г.А., Гайдеек В.И, Островский М.И., Подкопаев В.П., Цехмейстрюк А.К.).

2. Экологическая безопасность при освоении нефтегазовых месторождений на шельфе Карского моря II Сб. науч. трудов. Спб, 2004, 160 с. (Соавторы Алхименко А.П., Великанов Ю.С, Карцев А.Ю., Мандель А.Я., Павлов А.Н., Холмянский М.А., Ефремкин И.М.).

3. Основные черты геологии и нефтегазоносности терригенного девона Европейского Севера СССР II Геология и нефтегазоносность Восточно-Европейской платформы. М., ВНИГНИ, 1984, с. 76-81. (Соавторы Богданов В.П., Гайдеек В.И, Мазур В.Б., Островский М.И.).

4. Проблемы изучения и освоения ресурсов нефти шельфа Печорского моря// Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений, М., ВНИИОЭНГ, 2004, №9, с. 9-17. (Соавторы Григорьев Г.А., Макаревич В.Н., Мандель К.А.).

5. Основные задачи и возможности сейсморазведочных исследований в оценке перспектив нефтегазоносности Обской и Тазовской губ Западной Сибири // Сб. науч.-технич. статей «ООО «Газфлот» - 10 лет на арктическом шельфе». М., 2004, с. 162-175. (Соавторы Долгунов К.А., Мартиросян В.Н., Сапожников Б.Г.).

6. Результаты геолого-геофизических исследований сеноманских отложений шельфа Обской губы Карского моря // В кн.: «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна». Всероссийская научная конференция. Тюмень, 2000, с. 48-50. (Соавторы Драцов В.Г., Топорков В.Г., Дзюбло А.Д.).

7. Перспективы прироста запасов и развития добычи газа за счет недр зоны сочленения Обской и Тазовской губ // Нефть, газа и бизнес, 2002, № 2, с. 13-16. (Соавторы Захаров Е.В.).

8. Прогноз зон нефтегазонакопления и нефтегазогеологическое районирование на Печороморском шельфе // Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений, М., ВНИИОЭНГ, №5,2004, с. 4-8. (Соавторы Захаров Е.В., Мандель К.А.).

9. Перспективы нефтегазоносности нижне-среднетриасовых и среднеюрских отложений Баренцева моря // Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений, М., ВНИИОЭНГ, 2004, №9, с. 69. (Соавторы Захаров Е.В., Тодстиков A.B.).

10. Основные результаты и перспективы развития работ по выявлению и освоению углеводородных месторождений на шельфе Карского моря // Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений, М., ВНИИОЭНГ, 2004, №9, с. 23-27. (Соавторы Захаров Е.В., Мандель К.А.).

11. Перспективы работ ООО «Газфлот» по развитию сырьевой базы ОАО «Газпром» на шельфе морей РФ // Сб. науч.-технич. статей: «ООО «Газфлот» - 10 лет на арктическом шельфе». М., 2004, с. 124-129. (Соавторы Захаров Е.В., Корюкина Н.Г., Мандель К.А.).

12. Эргономический подход к экологическому аудированию предприятий ООО «Газфлот» // Материалы конференции: « Экологическая геология и рациональное недропользование», Спб., 2003, с. 241-243. (Соавторы Карцев А.Ю., Холмянский М.А., Великанов Ю.С., Алхименко А.П., Кириленко В.В.).

13. Перспективы газоносности сеноманских отложений акватории Обской и Тазовской губ // Сб. тезисов докладов: «Настоящее и будущее сырьевой базы морской нефтегазовой промышленности России», Спб., ВНИГРИ, 2004, с. 37-38. (Соавторы Колесов В.В., Нежданов A.A., ПарасынаВ.С.).

14. Перспективы газоносности сеноманских отложений акватории Обской и Тазовской губ по результатам интерпретации комплекса геолого-геофизических данных // Сб. науч.-технич. статей «ООО «Газфлот» - 10 лет на арктическом шельфе», М., 2004, с. 148-161. (Соавторы Колесов В.В., Нежданов A.A., Парасына B.C., Райкевич А.И.).

15. Возможности использования геохимических нефтегазопоисковых исследований в условиях северных регионов // Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений, Респ. межвед. научн.-техн. сб., вып. 22., Львов, Вища школа, 1985, с. 99-100. (Соавторы Кучка М.А., Мельник Г.И.).

16. Сложи опостроеные ловушки Тимано- Печорской нефтегазоносной провинции // Сб. научн. трудов: «Условия формирования ловушек неантиклинального типа на севере Европейской части СССР», Л., ВНИГРИ, 1984, с. 5-15. (Соавторы Макаревич В.Н., Бакланов Э.К., Удот Г.Д.).

17. Концепция недропользования при освоении нефтегазового потенциала шельфа Карского моря // Материалы конференции « Экологическая геология и рациональное недропользование», Спб., 2003, с. 61-63. (Соавторы Мандель АЛ., Карцев А.Ю., Холмянский М.А., Великанов Ю.С., Алхименко А.П., Кириленко В.В.).

18. Специализированная система для проведения мониторинга окружающей среды при разработке месторождений свободного газа // Материалы конференции « Экологическая геология и рациональное

недропользование», Спб., 2003, с. 121-123. (Соавторы Мандель А.Я., Карцев А.Ю., Холмяиский М.А., Великанов Ю.С., Алхименко А.П., Кириленко В.В.).

19. Современное состояние экосистемы Карского моря в условиях начавшегося освоения углеводородного сырья II Материалы конференции « Экологическая геология и рациональное недропользование», Спб., 2003, с. 210-212. (Соавторы Мандель А.Я., Карцев А.Ю., Холмянский М.А., Великанов Ю.С., Алхименко А.П., Павлов А.Н.).

20. О газоносности нижнепермских рифов ни Интинской площади в Косью-Роговской впадине. // Сер. ВНИИОЭНГ «Нефтегазовая геология и геофизика», вып .4, М., 1984, с. 1-3. (Соавторы Никонов Н.И.).

21. Поэтажное поисковое бурение в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Сер. ВНИИОЭНГ «Нефтегазовая геология и геофизика», вып. 12, М., 1983, с.4-5. (Соавторы Никитин Б.А.).

22. Основные результаты поисково-разведочных работ по обеспечению прироста запасов нефти и газа в 1981-1983 годах, их задачи на 1984-1985 гг. и главные направления на 1986-1990 гг. // Труды X геологической конференции Коми АССР, Сыктывкар, АН СССР, Коми филиал институт геологии, 1986. (Соавторы Никитин Б.А., Головань A.C., Шафран Е.Б.).

23. Современные технологии при испытании поисковых скважин на акватории Обской губы // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. М., №3, 2001, с. 14-21. (Соавторы Никитин Б.А., Мандель А.Я., Грон В.Г., Гайворонский И.Н.).

24. Опыт проведения и результаты геологоразведочных работ ОАО «Газпром» в транзитном мелководье арктического шельфа // В кн.: «Транзитное мелководье континентального шельфа как ближайший резерв углеводородного сырья для Российской Федерации и ее субъектов». Первая научно-практическая Международная конференция. Тезисы. Спб, 2002, с. 23. (Соавторы Никитин Б.А., Мандель А.Я., Дзюбло А.Д.).

25. Результаты применения новой техники и технологии при проведении ГИС и испытания поисковых скважин, пробуренных на структурах Обской губы // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков, вып. 1, 2002, с. 5-11. (Соавторы Никитин Б.А., Мандель А.Я., Грон В.Г, Дзюбло А.Д., Езепенко Н.В., Гайворонский И.Н.).

26. Результаты освоения газонефтяных месторождений Арктического шельфа РФ на стадии геологоразведочных работ с применением нового поколения отечественного прострелочного оборудования // Каротажник, вып. 106, 2003, с. 106-120. (Соавторы Никитин Б.А., Мандель АЛ., Грон В.Г, Дзюбло А.Д., Гайворонский И.Н., Ликутов А.Р.).

27. Результаты испытания по вторичному вскрытию и испытанию поисково-разведочных скважин на акватории Обской и Тазовской губ, выполненных ООО «Газфлот» в сезоне 2002 года // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков, вып. 1, 2003 , с. 2-9. (Соавторы Никитин Б.А., Мандель А.Я., Грон В.Г., Гайворонский И.Н. ).

28. Результаты и перспективы геолого-разведочных работ, проводимых ООО «Газфлот» на арктическом шельфе Российской Федерации // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе, М., 2004, №2, с. 7-19. (Соавторы Никитин Б.А., Мандель А.Я., Дзюбло А.Д.).

29. Опыт и перспектива применения нового поколения отечественного прострелочного оборудования при проведении геологоразведочного оборудования при проведении геологоразведочных работ на арктическом шельфе Российской Федерации // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков, М., 2004, №2, с. 30-39. (Соавторы Никитин Б.А., Мандель А.Я., Грон В.Г., Дзюбло А.Д., Гайворонский И.Н., Ликутов А.Р., Колмыкова К.Б.).

30. Никитин Б.А., Вовк B.C., Мандель А.Я., Холодилов В.А. Результаты геолого-разведочных работ ОАО «Газпром» на арктическом шельфе и перспективы поисков новых месторождений углеводородного сырья // Сб. науч.-технич. статей: «ООО «Газфлот» - 10 лет на арктическом шельфе». М., 2004, с. 9-13.

31. Основные направления деятельности ОАО «Газпром» по освоению углеводородных месторождений на шельфе Карского и Баренцева морей // Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений, М., ВНИИОЭНГ, 2004, №9, с. 51-52. (Соавторы Никитин Б.А., Вовк B.C., Мандель А.Я.).

32. Результаты геолого-разведочных работ ОАО «Газпром» на Арктическом шельфе // Газовая промышленность, 2005, № 2, с.19-21. (Соавторы Никитин Б.А., Вовк B.C., Мандель А.Я.).

33. Палеотектоника и локальный прогноз нефте- и газонакопления на территории западного борта Верхнепечорской впадины // Сер. ВНИИОЭНГ труды «Геология нефтяных и нефтегазовых месторождений Тимано-Печорской провинции», вып. 10, 1983, с. 39-43. (Соавторы Островский М.И., Поле A.B.).

34. Состав нефти и формирование залежей в ордовикско-нижнедевонских отложениях Печорской синеклизы И Советская геология, вып. 4, 1985, с. 35-39. (Соавторы Островский М.И., Ботнева Т.А., Панкина Р.Г., Щулова Н.С.).

35. Особенности геологического строения и перспективы нефтегазоносности акватории Обской и Тазовской губ // Сб. науч.-технич. статей: «ООО «Газфлот» - 10 лет на арктическом шельфе». М., 2004, с. 14-

32. (Соавторы Райкевич А.И., Парасына B.C., Туренков H.A., Нежданов A.A., Косарев И.В., Огнев А.Ф.).

36. Комплексирование геолого-геофизических методов - одно из главных направлений повышения эффективности геологоразведочных работ // Труды совещания «Тектоника и критерии нефтегазоносности локальных и зональных ловушек». М., Наука АН СССР, 1987. (Соавторы Ростовщиков В.Б.).

37. Поиски и разведка месторождений в рифогенных отложениях Печорского нефтегазоносного бассейна комплексом геофизических методов // В кн.: «Печорский нефтегазоносный бассейн (литология, гидрогеология, нефтегазоносность)». Труды института геологии Коми филиала АН СССР, вып. 61, Сыктывкар, 1987. (Соавторы Ростовщиков В.Б., Соломатин А.Б., Богданов Б.П., Беляева Н.В.).

38. Коллекторы нефти и газа арктического шельфа России -проблемы поиска и результаты изучения // «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» 5-я научно техническая конференция. Тезисы. М., 2003, с. 53-54. (Соавторы Дзюбло А.Д.).

39. Возможности сейсмического метода при оценке ресурсов и запасов углеводородов локальных объектов арктического шельфа // Материалы 1-й международной конференции «Нефть и газ Арктического шельфа». Мурманск, «Арктикшельф», 2002. (Соавторы Ампилов Ю.П., Тимонин А.Н.).

40. Результаты геологоразведочных работ ОАО «Газпром» и перспективы поисков месторождений углеводородов на арктическом шельфе России // Труды Международной конференции RAO-03, Спб, 2003, с.42-46. (Соавторы Никитин Б.А., Мандель А.Я., Дзюбло А.Д.).

41. Эффективность подготовки запасов и освоения ресурсов газа акватории Обской и Тазовской губ в сравнении с другими нефтегазоносными районами Западной Сибири // Сб. науч.-технич. статей «ООО «Газфлот» - 10 лет на арктическом шельфе». М., 2004, с. 101-108. (Соавторы Туренков H.A., Огнев А.Ф., Меркушев М.И., Локшина Н.В.).

42. Научно-производственный опыт проведения геологоразведочных работ в акватории Обской и Тазовской губ // Газовая промышленность, 2005, №2, с. 37-39. (Соавторы Дзюбло А.Д., Туренков H.A., Огнев А.Ф., Нежданов A.A., Горбунов С.А., Огибенин В.В.).

43. Научно-производственный опыт проведения геологоразведочных работ в акваториях Обской и Тазовской губ П Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений, М., ВНИИОЭНГ, 2004, №9, с. 28-35. (Соавторы Дзюбло А.Д., Туренков H.A.. Огнев А.Ф., Нежданов A.A., Горбунов С.А., Огибенин В.В.).

44. Минимизация объемов бурения при поиске и разведке углеводородов в акватории Обской и Тазовской губ // Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений, М., ВНИИОЭНГ, 2004, №9, с. 35-39.

45. Эффективность геолого-геофизических исследований и испытаний продуктивных объектов при бурении скважин в акватории Обской губы // Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений, М., ВНИИОЭНГ, 2004, №9, с. 39-50. (Соавторы Драцов В .Г., Наказная Т.Д.).

46. Перспективы поисков месторождений углеводородного сырья на арктическом шельфе России // Сб. тезисов докладов «Стратегия развития и освоения сырьевой базы основных энергоносителей в России», Спб., ВНИГРИ, 2004, с. 34-36. (Соавторы Дзюбло А.Д., Карцев A.A., Мандель КЛ.).

*(?. rftfQws onmisHö/rn*o2o Kowwaeca ZL&to&> - ъмхрчзя.' уес/ахм t/ccAedo&oMjuS e, д&лыо л^огегпла «^кгй/лгеаед. ru ь t/GCsrz-cf ■zytbr // tejvtjCH*'

■yuuo. и pO-ifaloruc^ icejpmjutKV ce eatoA&ty Ну 6иториг/ &DO£, л/J" S'V, e.fj*-^. J

Заказ № '"■?-/о'/<-"_Тираж 100 экз.

Рекламное агентство «АМПКТСЖМ» Москва, ул. Раменки, 23,

Тел. 931-00-61, info@amiinform.ru

Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Холодилов, Валентин Арсентьевич

Список рисунков

Список таблиц ^

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И 13 НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ НЕДР ШЕЛЬФА БАРЕНЦЕВА И КАРСКОГО МОРЕЙ

1.1.Состояние геолого-геофизической изученности недр шельфа Баренцева и Карского морей.

1.2.Литолого-стратиграфическая характеристика разреза ^ осадочного чехла.

1.3.Тектоническое строение и эволюция различных частей 67 шельфа.

ГЛАВА 2. НЕФТЕГАЗОВЫЙ ПОТЕНЦИАЛ НЕДР ШЕЛЬФА

2.1. Нефтегазогеологическое районирование шельфа Баренцева ^ и Карского морей.

2.2. Основные нефтегазоносные комплексы, регионально 100 распространенные породы-коллекторы и покрышки. ^ ^

2.3. Прогноз фазового состояния скоплений углеводородов.

2.4. Прогноз зон нефтегазонакопления - основных объектов 124 поиска крупных месторождений газа и нефти.

2.5. Сырьевая база и перспективы нефтегазоносности недр шельфа Баренцева и Карского морей.

ГЛАВА 3. СТРАТЕГИЯ ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ ГАЗА И НЕФТИ

3.1. Учет результатов оценки ресурсов газа и нефти по объектам ^ зонального и локального уровней при определении стратегии и тактики выявления и освоения новых месторождений.

3.2. Геологический риск и возможность его учета при ^ локализованной оценке ресурсов и запасов углеводородов.

3.3. Определение рационального комплекса методов поисково- 164 разведочных работ на арктическом шельфе с учетом специфики их проведения.

3.4. Рекомендации по комплексной реализации последующих 184 работ на шельфе Баренцева и Карского морей.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геология, нефтегазоносность и научные основы стратегии освоения ресурсов нефти и газа Баренцева и Карского морей"

Воспроизводство минерально-сырьевой базы, в частности восполнение стратегически важного углеводородного сырья, является важнейшей государственной задачей, от решения которой в значительной степени зависит развитие топливно-энергетического комплекса России.

Учитывая высокую степень разведанности и освоения месторождений углеводородного сырья на суше и высокие перспективы нефтегазоносности недр сопредельного континентального шельфа, очевидно, что последний рассматривается в качестве наиболее серьезного источника развития сырьевой базы газа и нефти.

Общая площадь континентального шельфа России составляет более 5 млн. км , что составляет 25% общей площади шельфа Мирового океана. По прогнозным оценкам в пределах континентального шельфа России начальные извлекаемые суммарные ресурсы углеводородов (НСР УВ) составляют около 100 млрд. тонн условного топлива. Основная часть НСР УВ шельфа представлена ресурсами свободного газа - порядка 76 трлн.м .

По нефтегазовому потенциалу наиболее перспективны недра шельфа Карского и Баренцева морей (включая соответственно Обскую и Тазовскую губы, а также Печороморский шельф). Здесь сосредоточено около 80% начальных суммарных ресурсов газа, нефти и конденсата от общей их величины в недрах шельфа всех морей РФ. Разведанность ресурсов нефти и газа шельфа еще низка: по газу - 8,7%, по нефти - 3,9%.

Одним из основных предприятий, занимающихся геологоразведочными работами и освоением месторождений углеводородного сырья в арктических морях, является ОАО «Газпром». Крупномасштабные работы по освоению ресурсов нефти и газа на континентальном шельфе были начаты еще Министерством газовой промышленности СССР. Начало этим работам было положено в 1978 году, когда с целью проведения единой технической политики в области освоения нефтегазовых месторождений на континентальном шельфе руководство работами было возложено Правительством СССР на Мингазпром.

С конца 1988 г. эти работы, согласно приказу Совета Министров СССР, проводились Министерством нефтяной промышленности, ас 1991 г. они были поручены РАО «Газпром». В последующие годы поисково-разведочные работы (ПРР) в арктических морях проводились на лицензионной основе также АО «Печорморнефть», ГУП НК «Арктикморнефтегазразведка» и другими компаниями.

В Баренцевом и Карском морях отработано более 400 тыс. км сейсмопрофилей, выявлено более 100 перспективных структур, опоисковано более 20 площадей, пробурено более 40 поисково-разведочных скважин. Открыто 26 морских и прибрежно-морских месторождений нефти и газа. Наиболее крупные из них Штокмановское и Ледовое газоконденсатные месторождения (ГКМ), Приразломное и Долгинское нефтяные месторождения в Баренцевом море, Русановское и Ленинградское газоконденсатные, а также Северо-Каменномысское и Каменномысское-море в Карском море (рис. 1).

Успехи в выявлении морских углеводородных месторождений в Баренцевом и Карском морях, несомненно, могли бы быть более значительными, но этого не случилось по двум основным причинам.

Во-первых, с 1989 г. объемы морских (как и сухопутных) поисково-разведочных работ на нефть и газ резко сократились, а в ряде регионов они полностью прекратились. В итоге государственные задания по геологическому изучению недр и подготовке запасов углеводородного сырья, предусматриваемые «Федеральной программой развития минерально-сырьевой базы РФ» оказались невыполненными. Только с 1995 г. эта неблагоприятная тенденция была приостановлена. На Печороморском шельфе ОАО «Газпром» были открыты нефтяные месторождения Варандей-море (1995 г.), Медынское-море (1996 г.) и Долгинское (1999 г.), а затем газовые месторождения в акватории Обской и Тазовской губ

Рис. 1. ОБЗОРНАЯ СХЕМА ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА РФ

Северо-Каменномысское (2000 г.), Каменномысское-море (2000 г.), Чугорьяхинское (2002 г.) и Обское (2003 г.).

Во-вторых, постоянно сказывается недостаток технических средств, необходимых для проведения морских геофизических исследований и бурения поисковых и разведочных скважин.

В изложенных условиях очевидна необходимость обобщения и анализа накопленных фактических данных по геологическому строению и нефтегазовому потенциалу недр шельфа Баренцева и Карского морей в целях определения приоритетных направлений и первоочередных объектов работ по выявлению и освоению углеводородных месторождений в этих наиболее перспективных морях страны. Эта проблема отечественной газовой и нефтяной промышленности назрела, и актуальность ее решения не вызывает сомнения.

Таким образом, цель настоящей работы состоит в усовершенствовании геологической основы оценки нефтегазоносности недр, уточнении их нефтегазового потенциала по объектам нефтегазогеологического районирования зонального и локального уровней и разработке стратегии дальнейших работ по выявлению и освоению углеводородных месторождений на шельфе Баренцева и Карского морей.

Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи:

1) уточнение тектонического и нефтегазогеологического районирования шельфа рассматриваемых морей с учетом новых данных поисково-разведочных работ;

2) оценка перспектив нефтегазоносности недр шельфа Баренцева и Карского морей с прогнозом зон нефтегазонакопления (ЗНГН) в их пределах;

3) изучение характера пространственного распространения и изменения качества основных коллекторских горизонтов и региональных покрышек;

4) анализ результатов оценки ресурсов углеводородов по объектам зонального и локального уровней (последних с учетом геологического риска);

5) определение рационального комплекса методов поисково-разведочных работ на арктическом шельфе с учетом специфики их проведения;

6) разработка стратегии освоения ресурсов газа и нефти и обоснование рекомендаций по комплексной реализации последующих нефтегазопоисковых работ на шельфе Баренцева и Карского морей.

Исходя из приведенных задач для решения назревшей проблемы обобщено и проанализировано следующие: современные геолого-геофизические особенности геологического строения, формирование основных структурных элементов и тектоническое районирование шельфа Баренцева и Карского мерей; результаты изучения характера пространственного распространения и изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород-коллекторов и надежности пород-покрышек. Осуществлен прогноз фазового состояния скоплений углеводородов, уточнено нефтегазогеологическое районирование, выделены зоны нефтегазонакопления, произведены оценки сырьевой базы и перспектив нефтегазоносности недр шельфа Баренцева и Карского морей.

Таким образом, осуществлена разработка одной из важнейших проблем нефтегазовой геологии - на основе обобщения и комплексного анализа имеющихся к настоящему времени геолого-геофизических материалов уточнены: геологическое строение, нефтегазогеологическое районирование, потенциал нефтегазоносности недр шельфа Баренцева и Карского морей, обоснована стратегия дальнейших работ по выявлению и освоению ресурсов нефти и газа, разработана тактика проведения дальнейших работ.

Основные положения проведенных исследований докладывались автором на международных, всероссийских, республиканских и отраслевых совещаниях, конференциях, симпозиумах и семинарах: совещании «Тектоника и критерии нефтегазоносности локальных и зональных ловушек» (г. Москва, 1987 г.), I научно-практической Международной конференции по транзитному мелководью арктического шельфа (г. Санкт-Петербург, 2002 г.), V научно-технической конференции «Актуальные проблемы, состояние и развитие нефтегазового комплекса России» (г. Москва, 2003 г.), конференции «Экологическая геология и рациональное недропользование (г. Санкт-Петербург, 2003 г.), конференции МПР РФ «Настоящее и будущее сырьевой базы морской нефтегазовой промышленности России» (г. Санкт-Петербург, 2004 г.), Международной конференции RAO-03 (г. Санкт-Петербург, 2003 г.), Международной конференции RAO-05 (г. Санкт-Петербург, 2005 г.) и др.

Важнейшие результаты исследований автора по теме диссертации освещены в более чем 40 научных работах, опубликованных в журналах «Советская геология», «Нефтегазовая геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», «Газовая промышленность», «Нефть, газ и бизнес», в трудах ВНИГРИ. Автор разработал «Способ прогнозирования наличия оторочек в залежах углеводородов» (авторское свидетельство Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий № 1083142,1983 г.).

В основу диссертации положен фактический геолого-геофизический материал не только по шельфу Баренцева и Карского морей, но и по сопредельной суше. В частности, использованы результаты исследований автора по сухопутной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПП), где автор непосредственно работал в течение ряда лет.

Широко использовались также публикации и фондовые материалы предыдущих исследователей-специалистов ВНИГРИ, ВНИИ «Океангеология», ПО «Союзморгео», ООО «ВНИИГАЗ», ОАО «СМНГ», ОАО «Газпром» и др.

В процессе работы автор пользовался советами и консультациями: д.г-м.н. Захарова Е.В., д.г-м.н., профессора Поспелова В.В., д.т.н., профессора Ампплова Ю.П., д.т.н., профессора Никитина Б.А., д.г-м.н., профессора Белонина М.Д., к.г-м.н. Корюкиной Н.Г., д.г-м.н., профессора Макаревича В.Н., к.г-м.н. Тимонина А.Н., к.г-м.н. Туренкова Н.А., которым автор выражает свою сердечную благодарность и признательность.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Холодилов, Валентин Арсентьевич

Основные выводы сводятся к следующему:

1. На основе обобщения и комплексного анализа результатов геолого-геофизических исследований существенно уточнено геологическое строение недр шельфа Баренцева и Карского морей.

2. Осуществлен прогноз фазового состояния предполагаемых скоплений углеводородов в ЗНГН, прогнозируемых в различных по геологическим, геохимическим и термобарическим условиям участках шельфа рассматриваемых морей.

3. Выполнено нефтегазогеологическое районирование, при этом основное внимание уделено выделению нефтегазоносных объектов поиска и разведки новых месторождений газа и нефти - основных районов наиболее вероятной добычи этих полезных ископаемых, а также зон нефтегазонакопления.

4. Произведена количественная оценка перспектив нефтегазоносности недр шельфа морей в целом, а также ЗНГН и перспективных локальных структур-ловушек.

5. На основе вероятностно-статистических методов обоснована возможность учета коэффициента вариации величин локализованных ресурсов УВ.

6. Предложен апробированный рациональный комплекс методов поиска и разведки месторождений газа и нефти на шельфе арктических морей с учетом специфики их проведения.

7. Научно обоснованы основные стратегические направления дальнейших морских поисково-разведочных работ.

8. Даны рекомендации по проведению поисково-разведочных работ на первоочередных локальных объектах в целях выявления и последующей разработки новых месторождений газа и нефти.

Реализация разработанных положений и рекомендаций позволит повысить эффективность решения теоретических задач одного из важнейших направлений нефтегазовой геологии - научного обоснования стратегии ускоренного освоения сырьевых ресурсов газа и нефти.

Таким образом, в итоге выполненных исследований, дальнейшее развитие получило решение указанной в начале работы проблемы. Основные защищаемые положения:

1. Нефтегазогеологическое районирование осадочного чехла Баренцева и Карского морей с выделением зон нефтегазонакопления на основании новейших геолого-геофизических материалов.

2. Учет геологических рисков при поисково-разведочных работах на нефть и газ.

3. Рациональный комплекс методов поиска и разведки месторождений газа и нефти на шельфе арктических морей с учетом специфики их проведения.

4. Научно обоснованная стратегия ускоренного освоения сырьевой базы на шельфе наиболее перспективных морей России.

5. Рекомендации по выбору направлений, объектов и очередности проведения работ на перспективных зонах нефтегазонакопления и локальных структурах-ловушках в целях повышения эффективности выявления и последующей разработки новых месторождений газа и нефти.

Заключение

Диссертация представляет собой разработку теоретическо-методических положений для решения крупной проблемы - научного обоснования стратегии освоения сырьевых ресурсов газа и нефти на шельфе Баренцева и Карского морей - наиболее перспективных морей России.

В ней впервые осуществлена геологическая привязка работ по выявлению и освоению новых месторождений нефти и газа не к произвольно ограниченному лицензионному участку, а к зонам нефтегазонакопления (или к их отдельным частям, отличающимся детальными особенностями геологического строения), которые рассматривается автором в качестве основного стратегического объекта дальнейших направлений поиска и разведки месторождений нефти и газа. На основе сравнительного комплексного анализа избирательно выбраны перспективные локальные структуры-ловушки - тактические объекты поисково-разведочных работ.

Проведенные исследования позволили научно обосновать конкретные рекомендации очередности выявления и освоения сырьевых ресурсов газа и нефти на российском шельфе Баренцева и Карского морей.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора геолого-минералогических наук, Холодилов, Валентин Арсентьевич, Москва

1. Алхименко А.П., Великанов Ю.С, Карцев А.Ю., Мандель А .Я., Павлов А.Н., Холмянский М.А., Холодилов В.А., Ефремкин И.М. Экологическая безопасность при освоении нефтегазовых месторождений на шельфе Карского моря // Сб. науч. трудов. Спб, 2004, 160 с.

2. Ампилов Ю.П. Сейсмическая интерпретация: опыт и проблемы. М., Геоинформмарк, 2004,286 с.

3. Богданов В.П., Гайдеек В.И, Мазур В.Б., Островский М.И., Холодилов В.А. Основные черты геологии и нефтегазоносности терригенного девона Европейского Севера СССР // Геология и нефтегазоносность Восточно-Европейской платформы. М., ВНИГНИ, 1984, с. 76-81.

4. Бро Е.Г., Преображенская Э.Н., Ронкина 3.3. и др. Параметрические скважины на острове Колгуев // Советская геология, 1988, №3, с. 82-88.

5. Бро Е.Г. и др. Осадочный чехол Баренцевоморского шельфа по данным параметрического бурения на островах // В кн.: «Проблемы нефтегазоносности мирового океана». М., Наука, 1989, с. 191-197.

6. Велихов Е.П. Состояние и перспективы развития сырьевой базы газовой промышленности России. Минеральные ресурсы России // Экономика и управление, 1998, №4, с. 11-17.

7. Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., Гриценко А.И., Захаров Е.В., Никитин П.Б. Актуальность выявления и освоения месторождений газа и нефти на шельфе России. М., Газоил пресс, 2000, с. 109.

8. Геодинамика и нефтегазоносность Арктики. (Под редакцией Гаврилова В.П.). М., Недра, 1993.

9. Головань А.С., Никонов Н.И., Макаревич В.Н., Холодилов В.А. Хорейверская впадина перспективный поисковый объект в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Геология нефти и газа, вып. 12,1984, с. 5-9.

10. Грамберг И.С., Школа И.В., Бро Е.Г. и др. Параметрические скважины на островах Баренцева и Карского морей // Советская геология,1985, №1, с. 95-98.

11. Грамберг И.С., Погребицкий Ю.Е. Геодинамическая система, глубинное строение и структурная эволюция Северного Ледовитого океана // Эволюция геологических процессов в истории Земли. М., Наука, 1993, с. 146158.

12. Григорьев Г.А., Макаревич В.Н., Холодилов В.А., Мандель К.А. Проблемы изучения и освоения ресурсов нефти шельфа Печорского моря// Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений, М., ВНИИОЭНГ, 2004, №9, с. 9-17.

13. Дедеев В.А., Гецен В.Г., Запорожцева И.В. Структура платформенного чехла Европейского Севера СССР. Л., Наука, 1982, с. 198.

14. Дмитриевский А.Н., Забанбарк А. Перспективы освоения нефтегазоносных ресурсов акваторий морей и океанов // Тр. V Международной конференции «Освоение шельфа арктических морей России», Спб, 2001, с. 26-27.

15. Ермаков В.И., Захаров Е.В., Буш Э.А. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности западного шельфа Северного Ледовитого океана // Сб. трудов ВНИИГАЗ. М., 1984, с. 9-26.

16. Захаров Е.В., Кулибакина И.Б., Арефьев О.А. Геолого-геохимические показатели нефтегазоносности триасового комплекса северо-востока Европейской части СССР // АН СССР, М., Наука, 1990, №3, с. 136138.

17. Захаров Е.В. Практическое значение оценок прогнозируемых ресурсов углеводородов в морских объектах зонального и локального уровней при новых условиях недропользования // Сб. науч. трудов

18. ВНИИГАЗ: «Перспективы выявления и освоения месторождений газа, конденсата и нефти на шельфе морей России». М., 1998, с. 9-17.

19. Захаров Е.В., Ампилов Ю.П. К вопросу о сравнительной оценке геологического и инвестиционного риска на начальном этапе изучения месторождений углеводородов // Нефть, газ и бизнес, 2000, №6.

20. Захаров Е.В., Штейн Я.И. Выбор нефтеперспективных поисковых объектов сателлитов Штокмановского ГКМ на основании сравнения их геолого-геофизических моделей // Сб. науч. трудов ВНИИГАЗ. М., 2002, с. 15-20.

21. Захаров Е.В. Холодилов В.А. Перспективы прироста запасов и развития добычи газа за счет недр зоны сочленения Обской и Тазовской губ // Нефть, газа и бизнес, 2002, № 2, с. 13-16.

22. Захаров Е.В. Стратегия развития сырьевой базы ОАО «Газпром» на шельфе морей РФ. Сб. науч. трудов ВНИИГАЗ: «ВНИГАЗ» на рубеже веков наука о газе и газовые технологии». М., 2003, с. 40-51.

23. Захаров Е.В., Холодилов В.А., Мандель К.А. Прогноз зон нефтегазонакопления и нефтегазогеологическое районирование на Печороморском шельфе // Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений, М., ВНИИОЭНГ, №5, 2004, с. 4-8.

24. Захаров Е.В., Холодилов В.А. Толстиков А.В. Перспективы нефтегазоносности нижне-среднетриасовых и среднеюрских отложений Баренцева моря // Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений, М., ВНИИОЭНГ, 2004, №9, с. 6-9.

25. Захаров Е.В., Холодилов В.А., Корюкина Н.Г., Мандель К.А. Перспективы работ ООО «Газфлот» по развитию сырьевой базы ОАО

26. Газпром» на шельфе морей РФ // Сб. науч.-технич. статей: «ООО «Газфлот» -10 лет на арктическом шельфе». М., 2004, с. 124-129.

27. Захаров Е.В. Зоны нефтегазонакопления основной объект сквозных долгосрочных лицензий на выявление и освоение сырьевой базы российского шельфа//Нефть, газ и бизнес, 2005, №1, с.29-31.

28. Золотухин А.Б. Начальные и извлекаемые запасы нефти и газа // В кн.: «Процесс принятия управленческих решений на основе экономического анализа работ по поискам и разведке нефти и газа», М. ВНИИОЭНГ, 2001, с. 76-118.

29. Конторович А.Э., Нестеров И.И.и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. Недра, Москва, 1975, 679 с.

30. Кравченко К.Н. Размещение уникальных скоплений углеводородов в генерационно-аккумуляционных элементах богатейших бассейнов мира // Геология нефти и газа, 1999, №7-8, с. 46-55.

31. Красильщиков А.А., Лившиц Ю.Я. Тектоника острова Медвежий // Геотектоника, 1974, №4, с. 39-51.

32. Краткая энциклопедия нефтегазовой геологии. Академия горных наук, М., 1998,576 с.

33. Кунин Н.Я., Успенко С.В., Виноградов А.В. и др. Региональная сейсмостратиграфия осадочного чехла Баренцева моря // Бюллетень Московского общества испытателей природы. Отдел геологии. 1989, №64, с. 29-43.

34. Левченко В.А. Некоторые закономерности распределения ресурсов нефти и газа в недрах Мирового океана // Нефтегазоносность Мирового океана. М., СЭВ, 1984, с. 234-266.

35. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России. М., ВНИИГАЗ, 2000, с. 189.

36. Молин В.А., Корда Н.А. Новые данные по палеотектонической характеристике верхнепермских отложений полуострова Канин // Палеонтология фанерозоя Северо-Европейской части СССР. Сыктывкар, 1983, с. 7-21.

37. Наливкин В.Д., Андиева Т.А., Григоренко Ю.Н. Строение и эволюция осадочных бассейнов краевой системы между континентом и океаном // Строение и динамика зон перехода от континента к океану. М., Наука, 1986, с. 115-120.

38. Никонов Н.И., Холодилов В.А. О газоносности нижнепермских рифов ни Интинской площади в Косью-Роговской впадине. // Сер. ВНИИОЭНГ «Нефтегазовая геология и геофизика», вып .4, М., 1984, с. 1-3.

39. Никитин Б.А., Холодилов В.А. Поэтажное поисковое бурение в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Сер. ВНИИОЭНГ «Нефтегазовая геология и геофизика», вып. 12, М., 1983, с.4-5.

40. Никитин Б.А., Захаров Е.В. Предложения к «Положении об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ в морских условиях» // Газовая промышленность, 1998, №3.

41. Никитин Б.А., Захаров Е.В. Перспективы и проблемы выявления и освоения месторождений нефти и газа арктических морей России // Нефтегазовая вертикаль, М., 1999, №9, с. 20-23.

42. Никитин Б.А., Мандель А.Я., Грон В.Г., Холодилов В.А., Гайворонский И.Н. Современные технологии при испытании поисковых скважин на акватории Обской губы // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. М., №3, 2001, с. 14-21.

43. Никитин Б.А., Мандель А.Я., Холодилов В.А., Дзюбло А.Д. Результаты и перспективы геолого-разведочных работ, проводимых ООО «Газфлот» на арктическом шельфе Российской Федерации // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе, М., 2004, №2, с. 7-19.

44. Никитин Б.А., Вовк B.C., Мандель А.Я., Холодилов В.А. Результаты геолого-разведочных работ ОАО «Газпром» на Арктическом шельфе // Газовая промышленность, 2005, № 2, с. 19-21.

45. Островский М.И., Холодилов В.А., Ботнева Т.А., Щулова Н.С. К вопросу формирования газоконденсатного месторождения Вуктыл // Советская геология, М., 1984, №11, с. 30-33.

46. Островский М.И., Холодилов В.А., Ботнева Т.А., Панкина Р.Г., Щулова Н.С. Состав нефти и формирование залежей в ордовикско-нижнедевонских отложениях Печорской синеклизы // Советская геология, вып. 4,1985, с. 35-39.

47. Островский М.И., Алексин Г.А., Ростовщиков В.Б., Холодилов В.А. К обоснованию направлений нефтегазопоисковых работ в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Геология нефти и газа, вып. 12, 1987, с. 11-15.

48. Плотников М.А., Молин В.А. Верхнепермские и триасовые отложения Западного Притиманья. Л., Наука, 1969, с. 106.

49. Проблемы нефтегазоносности Мирового океана / Отв. Ред Геодекян А.А., Грамберг И.С, Пущаровский Ю.М.// Сб. науч. трудов, М., Наука. 1989,247 с.

50. Пчелина Т.М. Пермские и триасовые отложения острова Эдж (Свальбард)// Стратиграфия и палеонтология Севера Сибири. Л., 1977, с. 5971.

51. Региональная сейсмография осадочного чехла Баренцева моря. (Кунин.Н.Я., Ушенко С.В., Виноградов А.В. и др.) // Бюлл. Мое. об-ва испыт. природы, Отделение геологии, 1989, №64, с. 29-43.

52. Регламент по составлению постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. М., Минэнерго РФ, М., 2000.

53. Семенович В.В. Нефть и газ России геологические перспективы // Геология и геохимия горючих ископаемых. М., 1995, с. 81-83.

54. Скоробогатов В.А., Строганов JI.B., Купеев В.Д. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала. М., Недра, 2003, с. 77-93.

55. Слонимский Г.А, Косицкая М.И., Грязева А.С. Стратиграфия нижнемеловых отложений острова Колгуев // Труды ВНИГРИ, 1977, вып. 398, с. 25-32.

56. Способ прогнозирования наличия оторочек в залежах углеводородов // Государственный комитет СССР по делам изобретений и открытий. Авторское свидетельство № 1083142, 1983 (Ткачев П.В., Холодилов В.А., Лисицин Д.М., Горшков В.И.).

57. Федоровский Ю.Ф., Борисов А.В. Нефтегазоносность Баренцево-Карского шельфа: открытия, проблемы освоения, перспективы // Второй Международный Баренцевский симпозиум «Нефть и газ в Баренцевом регионе». Киркинес, Норвегия, 1994, с. 6.

58. Холодилов В.А. Зональный и локальный прогноз нефтегазоносности карбонатных формаций палеозоя Хорейверской впадины Тимано-Печорской провинции // Автореферат на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук, Л., 1988, с. 22.

59. Холодилов В.А., Никитин Б.А., Мандель А.Я., Дзюбло А.Д. Результаты геологоразведочных работ ОАО «Газпром» и перспективы поисков месторождений углеводородов на арктическом шельфе России // Труды Международной конференции RAO-03, Спб, 2003, с.42-46.

60. Холодилов В.А., Дзюбло А.Д., Туренков Н.А., Огнев А.Ф., Нежданов А.А., Горбунов С.А., Огибенин В.В. Научно-производственный опыт проведения геолого-разведочных работ в акватории Обской и Тазовской губ // Газовая промышленность, 2005, №2, с. 37-39.

61. Холодилов В.А., Дзюбло А.Д., Туренков Н.А. Огнев А.Ф., Нежданов А.А., Горбунов С.А., Огибенин В.В. Научно-производственный опыт проведения геологоразведочных работ в акваториях Обской и

62. Тазовской губ // Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений, М., ВНИИОЭНГ, 2004, №9, с. 28-35.

63. Холодилов В.А. Минимизация объемов бурения при поиске и разведке углеводородов в акватории Обской и Тазовской губ // Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений, М., ВНИИОЭНГ, 2004, №9, с. 35-39.

64. Цыбуля Л.А., Левашкевич В.Г., Заливчий О.А., Школа И.В. Тепловой поток на акватории Карского моря и его островах // Геология и геофизика, 1994, т.35, №11, с.93-98.

65. Шаля А.А. К вопросу о возрасте и расчленении танопчинской свиты п-ова Ямал. Основные типы разрезов мезозойско-кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины. Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1977, выпуск 121, с. 78-89.

66. Шипилов Э.В., Юнов А.Ю. О генезисе антиклинальных структур и месторождений углеводородов восточной части Баренцева моря // Доклад РАН, 1995, т. 342, №1, с. 87-88.

67. Шипилов Э.В., Тарасов Г.А. Региональная геология нефтегазоносных осадочных бассейнов Западно-Арктического шельфа России. Апатиты, 1998, с. 306.

68. Школа И.В., Пчелина Т.М. Новые данные о составе и строении осадочного чехла по материалам бурения Грумантской параметрической скважины. Геология осадочного чехла архипелага Свальдбард. Л., 1980, с. 1324.

69. Юнов А.Ю. Строение, развитие и нефтегазоносность окраин континентов. М., Недра, 1981, с. 249.

70. Юнов А.Ю. Цикличность геологического развития молодых платформ и пассивных континентальных окраин // Геология и геофизика, 1991, №8, с. 15-23.

71. Юнов А.Ю., Боголепов А.К., Свистунов Ю.И., Мурзин P.P. Основные черты тектоники северо-восточной части Баренцево-Карского шельфа // Геологическое строение Баренцево-Карского шельфа. Л., ПГО «Севморгеология», 1985, с. 5-10.

72. Fact 2000. The Norwegian petroleum sector. Minister of Petroleum and Energy, 2000, p. 192.

73. Gading M., Triassic evolution in the Barents Sea, Norwegian and Russian sectors: a seismic and sequence stratigraphic approach (ICU, S.O. Johansen), 1993.

74. Halbuty M.T., Future Petroleum Provinces of the World. Published by AAPG, Tulsa Oklahoma, 1986.

75. Harris N., Reservair Geology of Faugst Group (Middle Jurassic) Heidven field, offshore Mid-Norway В AAPG, vol.73, №11, 1989, pp. 1413-1435.

76. Klemme H.D. One fifth of reserves lie offshore. Oil and Gas, 1977, vol.75, №35, pp. 108-128.

77. Mitchell R.W., Bruce J.R., Carboniferous and Upper Permian core in the Barents Sea Conoco 7128/6-1 well.//57th EAEG/EAPG Conference: Extended Abstracts, Glasgo, 1995, vol.2, p.521.

78. Spenser A.M., Birkeland O., Koch J.O., Petroleum geology of the proven hydrocarbon basins, offshore Norway//First Break, May 1993, vol.11, №5, pp.161-176.

79. The petroleum recources of the Norwegian continental shelf 1999 // The Norwegian petroleum directorate, 1999, p.53.

80. Vorren Т.О., Bergsager Т., Dahl-Stamnes A., Holter E., Johansen В., Lie E., Lund T.B., Arctic Geology and Petroleum Potential/Ed., Amsterdam, 1992, p.751.

81. Weeks L.G., Petroleum resources potential of continental margins. -The geology of continental margins Springer-Verlag., New-York Heidelberg -Berlin, 1974.