Нефтегазоносность и перспективы освоения северной части Тимано-Печорской провинции

Мандель, Ксения Александровна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Нефтегазоносность и перспективы освоения северной части Тимано-Печорской провинции
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Нефтегазоносность и перспективы освоения северной части Тимано-Печорской провинции"

Направах рукописи

МАНДЕЛЬ КСЕНИЯ АЛЕКСАНДРОВНА

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ И ПЕРСПЕКТИВЫ ОСВОЕНИЯ СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ (ПЕЧОРСКОЕ МОРЕ)

Специальность: 25.00.12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-мннералогических наук

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ

2005 г.

Работа выполнена в ООО «Газфлот» и во Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ)

Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук, профессор

Владимир Николаевич Макаревнч

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук

Лазарь Соломонович Маргулис Сергей Витальевич Остапенко

Ведущая организация - Северное государственное федеральное унитарное научно-производственное предприятие по морским геологоразведочным работам («Севморгео»)

Защита диссертации состоится « /£» пс/»<х 2005 г. в 14 часов на заседании Диссертационного Совета Д216.008.01. при Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ) по адресу: 191104, Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИГРИ

Автореферат разослан 2005 г.

Отзывы, заверенные печатью учреждения, в двух экземплярах просим направлять по адресу: 191104, Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39, Ученому секретарю.

Ученый секретарь

Диссертационного Совета

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Район исследований находится на севере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПП), на шельфе Печорского моря, где уже открыто шесть месторождений углеводородов. Долгинское, Варандей-море, Медынское-море, Приразломное, Северо-Гуляевское и Поморское. Выявление этих месторождений, четыре из которых приурочены к экваториальным продолжениям валообразных поднятий суши (Колвинского, Сорокинского и Медынского), а также целого ряда перспективных локальных структур-ловушек в регионально продуктивных палеозойских отложениях обуславливает необходимость продолжения здесь поисково-разведочных работ (ПРР) и освоения углеводородного сырья (УВС). Несмотря на некоторые различия, на шельфе Печорского моря предполагаются сходные условия нефтегазоносности, что и на промышленно осваиваемой смежной суше. Это доказывается распространением на севере ТПП (включая акваторию) единых нефтегазоносных комплексов, корреляция которых по разрезам скважин проведена в диссертации.

Шельф Печорского моря большинством исследователей относится к числу наиболее перспективных в отношении нефтеносности среди арктических акваторий РФ. Современная структура начальных суммарных ресурсов (НСР) УВ на шельфе Печорского моря такова, что основную их часть составляют невыявленные ресурсы категорий Сз, Д1 Д2, при этом НСР нефти составляют порядка 46% от общей величины НСР УВ. На протяжении многих лет специалистами ВНИГРИ изучалось транзитное, то есть переходное между сушей и морем мелководье (до 20 м), и ими же оно было выделено в качестве целостного объекта Федерального уровня. Большинство открытых в настоящее время месторождений нефти и газа на шельфе Печорского моря относится именно к этой зоне. Важно также то, что основная доля НСР УВ содержится в нефтегазоносных комплексах, залегающих на глубинах до 3-4 км.

Для определения приоритетных направлений и первоочередных объектов дальнейших поисково-разведочных работ в исследуемом районе особое значение приобретают изучение и региональная корреляция основных продуктивных горизонтов, изучение закономерностей пространственного изменения их фильтрационно-емкостных свойств, анализ и учет особенностей формирования, размещения и геологического строения выявленных залежей нефти.

Настоящая диссертация содержит результаты исследований по изучению геологического строения, нефтегазового потенциала, прогнозированию ловушек разного типа в палеозойских отложениях Печороморского шельфа и научному обоснованию направлений дальнейших поисково-разведочных работ и освоению залежей нефти и газа.

Исследования включали также литолого-стратиграфическую корреляцию разрезов морских и смежной суши поисково-разведочных скважин, что обеспечило достаточно надежное выделение в соответствующих частях разреза нефтегазоносных комплексов, продуктивность которых доказана на рассматриваемой северной части ТПП.

Проведенная геолого-экономическая оценка эффективности реализации нефтяных проектов в пределах Печорского шельфа свидетельствуют об их рентабельности даже при тех весьма жестких промыслово-технологических и макроэкономических параметрах, которые были заложены. Вместе с тем очевидно, что в перспективе рейтинги этих проектов будут неуклонно возрастать по мере развития и совершенствования техники и технологий морской добычи и систем транспортировки углеводородного сырья, наращивания объемов добычи, неуклонного роста цен на нефть и газ и, наконец, в связи с постепенным истощением более доступных запасов в пределах суши.

Начало формирования нового (Печорского) нефтегазодобывающего района на северо-западе России можно отнести к 2005 году, ко времени планируемой установки добывающей платформы на Приразломном месторождении. Проблема быстрейшего наращивания сырьевой базы этого района чрезвычайно злободневна. Этим и определяется актуальность проведенного исследования, направленного на уточнение ресурсной базы и обоснование главных направлений освоения шельфа Печорского моря.

Цель работы.

Научное обоснование основных направлений освоения нефтегазового потенциала экваториальной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (шельф Печорского моря).

Основные задачи.

1. Анализ ресурсной базы шельфа Печорского моря.

2. Геологическое обоснование основных нефтегазовых объектов поисков и освоения.

3. Обоснование рентабельности освоения нефтегазовых объектов.

4. Прогноз ловушек, фазового состава и качества углеводородного сырья.

5. Выбор и обоснование основных объектов геологоразведочных работ и освоения ресурсов углеводородного сырья.

Фактический материал.

В основу диссертационной работы положены результаты исследований автора по геологии и нефтегазоносности северной части Тимано-Печорской провинции и, преимущественно, шельфа Печорского моря. Основной массив данных состоит из материалов скважин, пробуренных как в акватории, так и на прилегающей суше, данных сейсморазведки и геофизических исследований скважин (ТИС). Широко использовались публикации и фондовые материалы по территории севера Тимано-Печорской провинции

специалистов ВНИГРИ, ВНИИОкеангеологии, Севморгеологии, ВНИИГаза, ООО «Газфлота», ТП НИЦ, ОАО «Архангельскгеолдобычи» и др.

Научная новизна.

1. При оценке нефтегазоносности показано единство основных нефтегазоносных комплексов севера Тимано-Печорской провинции (суша-шельф), сделан прогноз фазового состояния и качества углеводородов

2. Наличие многочисленных перерывов в разрезе осадочных отложений крупных погребенных поднятий позволяет спрогнозировать широкое развитие ловушек и залежей стратиграфически экранированного типа.

3. В пермо-карбоновом комплексе установлена четкая закономерность ухудшения фильтрационно-емкостных свойств пород с увеличением глубины их залегания от I горизонта к Ш и IV вследствие изменения литологических разностей от органогенных карбонатов на более плотные.

4. К условиям акватории адаптирована методика интерпретации данных ГИС, на основании которой на Долгинском месторождении выделены наиболее перспективные нефтегазоносные горизонты.

5. Оптимизирована схема экономической оценки локальных объектов, дано геолого-экономическое обоснование очередности ввода в бурение и освоение перспективных объектов в пределах Печорского шельфа.

Практическая значимость.

1. В результате уточнения ресурсной базы определена обеспеченность планируемой добычи нефти запасами и перспективными ресурсами на шельфе Печорского моря.

2. Проведенная геолого-экономическая оценка характеризует перспективы реализации проектов изучения и последующего освоения ресурсов нефти в акватории Печорского моря (в случае их подтверждения) как вполне реальные технологически и привлекательные экономически.

3. Выбраны и обоснованы основные объекты геологоразведочных работ и освоения ресурсов углеводородного сырья, к числу которых отнесены Медынская-море-1, Полярная, Русская, Паханческая.

Защищаемые положения.

тяжелой сернистой нефти с высоким содержанием смол и асфальтенов будут сменяться залежами легких парафинистых нефтей, а затем нефтегазоконденсатными бессернистыми скоплениями.

2. Комплексирование детальных сейсмических исследований 2Д с данными ГИС по 2-3 скважинам для создания геологической модели месторождения и определения подсчетных параметров для обоснования промышленных категорий запасов на поисково-оценочной стадии геологоразведочных работ (ГРР).

3. Около половины ресурсов углеводородов Печорского моря относится к предельно рентабельным. Значительная доля - к рентабельным и нерентабельным, но по мере их освоения, совершенствования техники и технологии нефтегазодобычи, а также повышения рыночной конъюнктуры на нефть и газ, доля высокорентабельных ресурсов будет возрастать.

4. Наиболее перспективными объектами проведения геологоразведочных работ являются: по нефти - структуры валов Сорокина, Медынского, Долгинской зоны поднятий, по газу и газоконденсату - продолжения Колвинского и Шапкина-Юрьяхинского валов, севера Гуляевского вала, юго-западная часть Печороморского поднятия.

Апробация работы.

Основные положения диссертации опубликованы в 6 печатных и 10 фондовых работах, докладывались на международных и всероссийских научных конференциях и семинарах («ТЭК России - основа процветания страны», 2004 - Санкт-Петербург; «Стратегия развития и освоения сырьевой базы основных энергоносителей в России», 2004 -Санкт-Петербург и др.).

Результаты научных исследований автора были использованы при обосновании в ООО «Газфлот» направлений геологоразведочных работ на шельфе Печорского моря, подсчета запасов и ресурсов углеводородного сырья.

Структура работы.

Работа состоит из введения (общая характеристика работы), 7 глав и заключения, объемом 185 стр., 39 рисунков, 20 таблиц, списка литературы из 109 наименований. Выполнена в ООО «Газфлот» и во ВНИГРИ под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора В.Н. Макаревича, которому автор выражает свою благодарность за постоянную помощь, внимание и поддержку. Автор также признателен за полезные советы и внимание к представленной работе доктору геол.-мин. наук Е.В. Захарову (ООО «ВНИИГАЗ»), канд. геол.-мин. наук ВА Холодилову (ООО «Газфлот»), сотрудникам ВНИГРИ кандидатам г.-м. наук О.М. Прищепе, Г. А. Григорьеву, Ю.И. Зытнеру, А.А. Отмасу, СБ. Старостиной.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первых двух разделах главы 1 «Геолого-геофизическая характеристика шельфа Печорского моря» показано состояние изученности исследуемой акватории, дано литолого-стратиграфическое расчленение разреза осадочного чехла (каменноугольные, пермские и триасовые отложения), в основу которого положены данные по прибрежной суше ТПГ1 и акватории Печорского моря.

Особая роль в изучении геологического строения и нефтегазоносности акватории Баренцева моря, включающего Печороморский шельф, принадлежит исследователям ВНИИОкеангеологии и Севморгео (И.С. Грамберг, MJ1 Верба, В.Э. Волк, Р. М. Деменицкая, АА Красильщиков, ЮН Кулаков, СИ. Матвеев, Ю.Е. Погребицкий, О.ИСупруненко, В.И. Устрицкий, и др.), ВНИГРИ (М.Д Белонин, ЮН. Григоренко, В.Н. Макаревич, ЕА Маргулис, Ю.Н. Новиков, О.М. Прищепа), ВНИИГаза (Е.В. Захаров) и др.

По составу и строению осадочный чехол севера ТПП разделяется на два структурных комплекса: нижний, преимущественно карбонатный, и верхний терригенный. Граница между ними характеризуется отражающим горизонтом одним из наиболее динамически выраженных не только на Печорском шельфе, но и в Баренцевом море и связанным с поверхностью нижнепермской карбонатной толщи.

В составе нижнего комплекса выделяются три структурных этажа: ордовикско-нижнедевонский (карбонатный), среднедевонско-нижнефранский (терригенный), верхнефранско-нижнепермский (карбонатный).

В составе верхнего комплекса (верхнепермско-кайнозойского) также выделяются три структурных этажа: верхнепермский, триасовый и юрско-кайнозойский, разделенные региональными перерывами и несогласиями. Для всех этажей характерно заметное увеличение мощностей на север и северо-восток.

На шельфе Печорского моря и северной территории ТПП в соответствии с современным тектоническим районированием выделяются следующие структуры I порядка: Малоземельско-Колгуевская моноклиналь, Печоро-Колвинский авлакоген, Хорейверская впадина, Варандей-Адзьвинская структурная зона, Коротаихинская впадина, Печороморский погребенный выступ (рис. 1). Эти крупные тектонические элементы обычно осложнены структурами II порядка - прогибами, впадинами, ступенями, валами и гемивалами.

Шельф Печорского моря по своему тектоническому положению является непосредственным продолжением структур Тимано-Печорской провинции. Особенно четко фиксируются продолжения в акватории Печорского моря крупных валов и мегавалов, входящих в состав мобильных Печоро-Колвинского авлакогена (Шапкина-Юрьяхинский, Колвинский) и Варандей-Адзьвинской структурной зоны (Сорокина, Медынский).

Рисунок 1

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ Гранины структурных элементов: -■Ш— Над порядковая А I-порядка I И-порядки

месторождеки я: ^^^^^ не(|гошые

нефтегазовые

газоконлвнсатные

Структурные элементы:

А - Малоземиаьсмэ-Колгуееская МОНОКЛИННЛЬ

Б - Печоро-Кодвинекий авлаюген В - Хорейверская впадина Г - Варандей- Адзьвннская структурная зона Д - Короганхн некая впадина Е - Печоромо]Хкнй погребенный выступ ] • Шалкина-Юрьяхинский вал

2 - Юодинсккё вал

3 • вал Сорокина

4 - Медынский вал

5 - ГуляевскиЙ вал

6 - Долгинский вал

7 - Юигоо-Русско-Паханческнй вал

Нефтегазоносные области

[ - Печоро-Колвинская П - Хорейвсрская Ш - Варану ей-Адзьвклская [V - ЕСоротаихннская Перспективные участки шельфа (по средним плотностям НСР)

вьюокоперегективные:_

■,: •. I. кетсгорни У / А Ш - категории |Ц 11|| П - категории IV - кэтегории

перспективные:

I ^ 1 - категории -Н II - категории || || ма-юперспеюгнвные

перспеетивные структуры,

- реюмендуемые к

пероочередномуолоисюваник>

Схема нефтегазогеологического, тектонического районирования и перспектив нефтегазоносности шельфа Печорского моря

Шапкина-Юрьяхинский вал (230 х 10-15 км) представляет собой асимметричную структуру с крутым западным склоном, осложненным взбросом, который наиболее отчетливо проявляется в допермских образованиях. Амплитуда нарушения по нижнекаменноугольным отложениям составляет 500-600 м, причем в северном направлении она уменьшается. Еще далее к северу, на шельфе Печорского моря, продолжением Шапкина-Юрьяхинского вала, вероятно, является Песчаноозерская структурная зона (гемивал), расположенная в восточной части о-ва Колгуев и по левостороннему сдвигу смещенная к западу от северного окончания Шапкина-Юрьяхинского вала. По поверхности фундамента вал не выражен. Только в южной части ему соответствует погребенное Грубешорское поднятие с амплитудой около 500 м.

Колвинскнй мегавал (300 х 30-40 км) состоит из ряда кулисообразно сочленяющихся валов, причем в его южной части наблюдается левостороннее захождение отдельных кулис (Усинский, Возейский, Харьягинский и Ярейюский валы). В его северной части более крутым является западный склон, а в центральной и южной - восточный, осложненный региональным разрывным нарушением.

Наиболее отчетливо Колвинский мегавал выражен по поверхности нижнепермских карбонатов. Его максимальная амплитуда по этому горизонту на юге составляет 900 м. К северу наблюдается общее погружение горизонтов карбонатного комплекса.

В пределах Печороморского шельфа структуры Колвинского мегавала простираются на 100-120 км, постепенно выполаживаясь, но сохраняя при этом асимметричность. Углы наклона западного крыла на шельфе составляют 3-4°, восточного 1-2°.

Вал Сорокина (Варандейский) является западным ограничением Варандей-Адзьвинской структурной зоны. От соседней Хорейверской впадины он отделен системой кулисообразно расположенных разломов с амплитудами до 1 км. В материковой части все локальные структуры асимметричны, имеют крутые западные крылья (25-30°) и более пологие восточные (15-20°). Морское продолжение вала Сорокина - узкая (около 6 км), линейно вытянутая валообразная структура северо-западного простирания, ограниченная с обеих сторон тектоническими нарушениями с амплитудой до 400-500 м и осложненная небольшими брахиантиклинальными складками.

Медынский вал протягивается под воды Печорского моря, где его продолжение фиксируется на несколько десятков км в виде ограниченной разломами структурной зоны. Амплитуды нарушений, обрамляющих Медынский вал, достигают нескольких сотен метров. Поперечными разломами вал разбит на ряд блоков. В отличие от других валообразных поднятий Печорской синеклизы, шарнир Медынского вала в акватории воздымается к северу, а амплитуды локальных поднятий достигают 200-300 м и более.

В северо-западном направлении от вала Сорокина и Медынского вала на шельфе Печорского моря прослеживаются вытянутые на десятки километров Гуляевский, Долгинский и Южно-Русско-Паханческий валы.

Кроме описанных выше тектонических элементов, значительную площадь в пределах исследуемой территории занимает Печороморская впадина (погребенный выступ), представляющая собой смещенное на запад вдоль береговых сбросо-сдвигов морское продолжение Печорской плиты. Южным ограничением впадины является серия левых сбросо-сдвигов с суммарной горизонтальной амплитудой 70-100 км. Эта серия прерывисто прослеживается на запад от района Хайпудырской губы, южнее острова Колгуев, в направлении Канинской гряды.

ГЛАВА 2. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ШЕЛЬФА ПЕЧОРСКОГО МОРЯ

Современный вариант нефтегазогеологического районирования севера ТПП показан на рис. 1. Он был подготовлен на основании работ М.Д Белонина, МЛ. Вербы, ИХ. Грамберга, ЮН. Григоренко, ГС. Гуревича, ЕВ. Захарова, Л.П. Зоненшайна, Л.Г. Каретникова, В.Н. Макаревича, ЕАМаргулис, О.М. Прищепы и других. В северной части ТИП, включая ее акваториальное продолжение, выделяется пять нефтегазоносных областей (НТО) - Малоземельско-Колгуевская, Печоро-Колвинская, Хорейверская, Варандей-Адзьвинская и Коротаихинская, а также Предтиманская возможно нефтегазоносная область (ВНГО).

Все открытые к настоящему времени месторождения УВС на шельфе Печорского моря связаны с морским продолжением Печоро-Колвинской и Варандей-Адзьвинской НТО.

Печоро-Колвинская НТО в своих границах соответствует одноименному авлакогену. В ее составе выделяются нефтегазоносные районы (НГР), расположенные в пределах Шапкина-Юрьяхинского вала, Колвинского мегавала и Денисовского прогиба. В пределах Печоро-Колвинской НТО открыто наибольшее число месторождений (45) углеводородов (УВ) различного фазового состава. В северной части провинции выделяется ее наиболее богатые НГР - Харьяга-Усинский, Ярейюский, Шапкина-Юрьяхинский. В северной части Денисовского прогиба и акваториальной части Печоро-Колвинского авлакогена обособляется Поморский НГР, в пределах которого открыто Поморское газоконденсатное месторождение.

В целом Печоро-Колвинская НТО на севере ТПП представляется одним из наиболее богатых по ресурсам (плотность - 101-300 тыс. т/км2 на суше, на шельфе Печорского моря плотность ресурсов сопоставима с Варандей-Адзьвинской НТО) и освоенности нефтег еологическим элементом.

Варандей-Адзьвинская НГО полностью совпадает с одноименной сложнопостроенной структурно-тектонической зоной (расположена на территории Ненецкого Автономного округа). В пределах НГО выделено два ИГР - Сорокинский и Верхне-Адзьвинский.

Всего в пределах области выявлено 21 нефтяное месторождение. По плотности ресурсов и разведанных запасов нефти Варандей-Адзьвинская НГО превосходит все остальные области провинции. Выявленные месторождения УВ в пределах Печорского моря расположены, в основном, на территории этой НГО - Северо-Гуляевское, Медынское-море, Долганское, Приразломное и Варандей-море. Они расположены на валообразных поднятиях. Удельная плотность начальных суммарных ресурсов на шельфовой части Варандей-Адзьвинской НГО составляет 31-50 тыс. т/км2.

На территории 11111 выделяется три крупных нефтегазоносных мегакомплекса (НГМК):

- ордовикско-нижнефранский, разделенный на среднеордовикско-нижнедевонский карбонатный и среднедевонско-нижнефранский терригенный комплексы, который венчает тиманско-саргаевская верхнедевонская покрышка регионального значения;

-верхнедевонско-нижнепермский, разделенный на верхнефранско (доманиково)-турнейский карбонатный; нижне-средневизейский терригенный и верхневизейско (каменноугольно)-нижнепермский карбонатный комплексы, завершающийся кунгурской региональной покрышкой;

верхнепермско-мезозойский (верхнепермско-триасовый терригенный) со среднетриасовой покрышкой. Вышележащие отложения не содержат залежей УВ.

Наиболее значительным по своим ресурсам и запасам УВС является верхнедевонско-нижнепермский мегакомплекс. Он содержит высококачественную зрелую нефтематеринскую свиту, несколько толщ - резервуаров, достаточно надежно изолирован региональными и зональными флюидоупорами. Этот мегакомплекс является основным объектом геологоразведочных работ на шельфе Печорского моря.

Продуктивные резервуары, содержащие преобладающую часть ресурсов и запасов нефти и газа, приурочены к карбонатным ордовикско-нижнедевонскому, верхнефранско-турнейскому, верхневизейско-нижнепермскому нефтегазоносным комплексам (НТК) и верхнепермско-триасовому терригенному НГМК. В акваториальной части ТПП промышленные залежи нефти и газа установлены пока только в последних двух комплексах, причем основные запасы приурочены к верхневизейско-нижнепермскому.

Региональными флюидоупорами на шельфе ТПП являются верхнедевонский тиманско-саргаевский, кунгурский (местами артинско-кунгурский) и среднетриасовый. В акватории возрастает роль верхневизейского субрегионального флюидоупора.

Кроме региональных, во всех комплексах присутствуют на разных стратиграфических уровнях зональные и локальные покрышки глинистого и карбонатно-глинистого состава (фамен, карбон, нижняя пермь).

В результате последнего уточнения начальных суммарных ресурсов (НСР) УВ по состоянию на 01.01.2002 г. в недрах Печороморского шельфа составили 10,8/5,2 млрд. т у. т., в т.ч. нефти - 7,4/2,4 млрд. т, а свободного газа - 2,5 трлн. м3.

Уточнено также распределение НСР УВ по глубинам дна моря. При этом увеличилась доля НСР УВ на глубинах дна до 50 м.

НСР УВ в недрах Печорского моря по оценке на 01.01.2002 г. оказались выше, чем по предыдущей их оценке на 01.01.1993 г. в 1,1 раза, в т.ч. НСР газа не изменилось, а НСР нефти возросли в 1,16 раз.

Основные разведанные запасы УВ на Печороморском шельфе связаны с каменноугольно-нижнепермским карбонатным комплексом. Также установлена продуктивность верхнепермского терригенного НТК (Северо-Гуляевское), верхнедевонских и йерхнесилурийско-нижнедевонских отложений (Медынское-море), доказана продуктивность отложений триаса на острове Колгуев.

Согласно данным Государственного баланса РФ на 01.01.2003 г., по величине извлекаемых запасов нефти Медынское-море, Приразломное и Долганское месторождения -относятся к группе крупных, месторождения Северо-Гуляевское и Варандей-море - к группе мелких. По величине запасов свободного газа месторождение Северо-Гуляевское относится к группе средних, Поморское месторождение - к группе мелких.

Разведка на Поморском газоконденсатном, Северо-Гуляевском нефтегазоконденсатном, Долганском, Медынском-море, Варандей-море нефтяных месторождениях продолжается. К настоящему времени подготовлено к бурению порядка 15 структур. Перспективные ресурсы нефти (кат. Сз), учтенные по четырем площадям, подготовленным к поисково-разведочному бурению (Восточно-Гуляевская, Полярная, Колоколморская и впервые учтенная Медынская-море-1), и невскрытым пластам 4 месторождений, в сумме составляют 506,684 млн. т геологические и 143,705 млн. т извлекаемые.

Анализ ресурсной базы Печорского шельфа показал, что формируемый Печорский центр нефтегазодобычи обладает значительным углеводородным потенциалом, как для наращивания сырьевой базы, так и для добычи УВС.

На территории суши ТПП выделено 8 НТК, в Печорском море доказана нефтегазоносность пяти комплексов.

Для северной части Тимано-Печорской провинции (включая шельф) построена карта качества нефтей для каменноугольных, пермских и триасовых отложений.

Статистический анализ соотношений запасов нефти и газа в выявленных залежах различных продуктивных комплексов показывает, что для триасовых отложений более характерны газовые, для терригенных пермских отложений совместные скопления нефти и газа, для карбонатных отложений перми и карбона - газоконденсатные и нефтяные скопления, для карбонатных верхнедевонских отложений - преимущественно нефтяные и, наконец, для терригенно-карбонатных средне- и нижнедевонских и силурийских отложений - нефтяные скопления. С запада на восток происходит переход от преимущественно газоконденсатных залежей (на Шапкина-Юрьяхинском и Лайском валах) к газоконденсатно-нефтяным (на Колвинском валу) и к преимущественно нефтяным залежам (на валах Сорокина и Медынском). В этом же направлении увеличивается стратиграфический диапазон продуктивных отложений. Таким образом, можно предполагать, что для поисков нефти наиболее перспективна восточная часть Печороморского шельфа, и, прежде всего, морские продолжения валов Сорокина и Медынского, а основными районами поисков газоконденсатных залежей в палеозойских отложениях следует считать северные наиболее погруженные структуры Колвинского мегавала, Шапкина-Юрьяхинского вала и Денисовской впадины. По мере удаления от берега промышленная газонефтеносность выявляется во всех более молодых отложениях разреза.

ГЛАВА 3. ЛОВУШКИ И ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА

Выводы о пространственном и стратиграфическом положении ловушек углеводородов являются одними из наиболее важных в системе прогноза нефтегазоносности недр перспективных территорий и акваторий, так как непосредственно связаны с прогнозированием зон нефте- и(или) газонакопления (ЗНГН) - системы генетически однотипных ловушек и залежей УВ.

На Печороморском шельфе выявлены залежи УВ следующих типов: пластового сводового типа - на газоконденсатном Поморском и нефтегазоконденсатном Северо-Гуляевском месторождениях, пластово-массивного типа - на нефтяных месторождениях Приразломное, Варандей-море, Медынское-море-2, Долганское.

На северо-западном продолжении Малоземельско-Колгуевской моноклинали в акватории Печорского моря выявлены ловушки антиклинального, тектонически и литологически экранированного типов в триасовых отложениях, содержащие промышленные скопления нефти (Песчаноозерское, Таркское).

Помимо чисто структурных, на севере ТИП в терригенных комплексах широко представлены седиментационные ловушки аллювиально-озерного генезиса. Такие же ловушки предполагаются в полосе перехода от континентальных фаций к морским. В

триасовых отложениях широко развиты стратиграфические ловушки, образовавшиеся в результате срезания песчаного пласта поверхностью эрозии и последующего перекрытия ее непроницаемой глинистой толщей. Такого типа ловушки уже выявлены на Печороморском шельфе в Долгинской зоне.

По данным геолого-геофизических исследований, с учетом геологической аналогии перечисленных структур или их частей со структурами на сопредельной суше и изучения истории их формирования, а также геологических предпосылок вероятного преимущественного наличия в них различных пластовых ловушек было произведено прогнозирование последних на Печороморском шельфе.

При этом учитывалась геологическая аналогия как более полная внутренняя между сушей и морской частью Шапкина-Юрьяхинского, Колвинского, Сорокинского и Медынского валов, так и фрагментарная (не по всему разрезу осадочных отложений) внешняя, например, между Ардалинской и Центрально-Хорейверской и Паханческо-Южно-Русской зонами поднятий, между Большеземельским и Печороморским палеозойскими выступами, между Шапкина-Юрьяхинским и Песчаноозерским валами и т.п.

Наличие нефтяных и газовых залежей в карбонатных отложениях верхневизейско-нижнепермского и верхнефранско-турнейского НТК вероятно в пределах погребенного Печороморского структурного выступа (Русская, Рахмановская). Особого внимания заслуживает Южно-Русско-Паханческая зона поднятий, в пределах которой по данным сейсморазведки предполагается наличие рифов фаменского возраста.

В северной наиболее погруженной части Кольской моноклинали (т.н. Мурманский склон) по геофизическим данным предполагается наличие рифов в карбонатных отложениях нижней перми и карбона.

В шельфовой части Шапкина-Юрьяхинского вала возможно наличие высокоамплитудных рифовых тел Сз-И возраста и складок их облекания терригенными породами Рг и И+2. Кроме того, на этом же валу могут быть развиты антиклинальные ловушки, перспективные для поисков залежей УВ в каменноугольных и триасовых отложениях (Колоколморская структура).

В морской части Колвинского вала выявлена антиклинальная ловушка нижнепермского возраста на структуре Разломная. По глубокозалегающим отложениям прогнозируется присутствие ловушек, связанных с верхнедевонскими рифами, с зонами выклинивания терригенных пород девонского возраста ^3 и D2), способных содержать залежи нефти.

На северном морском окончании вала Сорокина, расположенном в юго-восточной части Печорского моря, выявлен целый ряд антиклинальных ловушек нижнепермско-среднекаменноугольного возраста, осложненных органогенными постройками. В двух из них

открыты нефтяные месторождения Приразломное и Варандей-море. Предполагается выявление еще ряда залежей литологически экранированного типа.

На Медынском валу ожидается преимущественное наличие антиклинальных ловушек в Рг, С2-Р1, Б2-С1, S2-D1, причем в карбонатных комплексах здесь, вероятно, развиты органогенные постройки различного типа.

Региональные разломы преимущественно меридионального простирания и относительно "молодые" широтные в верхней части осадочного чехла в ряде мест контролируют развитие ловушек и залежей тектонически-экранированного типа. Последние, по данным сейсмических исследований, предполагаются в пределах морской части Медынского (Медынская-1, Полярная), Долганского (Южно-Долгинская, Северо-Долгинская), а также Колвинского (Восточно-Поморская, Разломная) валов.

В результате проведенного исследования установлено, что наличие многочисленных перерывов в осадконакоплении в разрезе осадочных отложений крупных погребенных поднятий предопределяет возможность развития ловушек и залежей стратиграфически экранированного типа. Такой тип ловушек и залежей УВ ожидается на Печороморском выступе.

ГЛАВА 4. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПЕЧОРСКОГО ШЕЛЬФА

В главе дано подробное описание всех месторождений шельфа Печорского моря с характеристикой их геолого-промысловых особенностей. Глава сопровождается структурными картами продуктивных горизонтов, таблицами с результатами испытаний продуктивных отложений и опробования скважин.

ГЛАВА 5. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ СЛОЖНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ И ЛОВУШЕК ШЕЛЬФА ПЕЧОРСКОГО МОРЯ, ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ

Задачами геолого-геофизических исследований скважин на поисково-оценочном этапе являются стратиграфическое и литологическое расчленение разреза с выделением региональных и локальных флюидоупоров, нефтегазосодержащих пластов. Данные ГИС интерпретируются в комплексе с материалами петрофизических исследований, а также сейсморазведки с целью уточнения структурных планов резервуаров и/или залежей.

На стадиях разведки на первый план выходит определение подсчётных геологических параметров и их прогноз в межскважинном пространстве, установление флюидальной модели залежи.

На разведочно-эксплуатационном этапе круг задач расширяется за счет необходимости установления высотных положений флюидальных контактов, контуров нефтегазоносное™, форм и размеров залежей; уточнения параметров и режимов работы пластов разрабатываемой или подготавливаемой к опытной эксплуатации залежи; выявления и картирования обособленных продуктивных полей, а в дальнейшем также оценки выработанности отдельных участков залежи.

На всех этапах геологоразведочных работ главными задачами, решаемыми ГИС, являются выделение коллекторов и определение их параметров (коэффициентов пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности).

Были охарактеризованы продуктивные горизонты в карбонатных палеозойских отложениях шельфа Печорского моря, проведена оценка фильтрационно-емкостных свойств.

Как известно, основные нефтенасыщенные интервалы во всех пробуренных скважинах приурочены преимущественно к карбонатным отложениям пермско-каменноугольного возраста. По материалам ГИС скв.1 Северо-Долганской площади и результатам испытаний Северо-Гуляевского и Южно-Долгинского месторождения нефтенасыщенные пласты выявлены также в верхнепермских песчаниках. Притоки нефти получены и при испытании карбонатных отложений франского яруса верхнего девона в скв. 1 Медынское-море-2.

Комплексная интерпретация материалов ГИС с привлечением результатов испытаний, данных анализа керна, шлама и газового каротажа позволила выделить в разрезе скважин продуктивные пласты и провести количественную оценку подсчётных параметров -эффективных толщин, коэффициентов пористости и нефтенасыщенности.

Наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) характеризуются коллекторы основного продуктивного горизонта I, приуроченного к органогенным известнякам нижней перми на месторождениях Приразломное, Варандей-море, Медынское море-2. Доля эффективных толщин в нем составляет 0,8-0,9 с преобладающей пористостью 13-18%.

В работе представлены результаты испытаний и интервалы отбора керна по скважинам Печороморского шельфа, дана характеристика выявленных здесь месторождений и залежей нефти, проведена сравнительная характеристика подсчётных параметров пермско-каменноугольных отложений по месторождениям Печороморского шельфа.

Установлено, что в пермо-карбоновом комплексе наблюдается четкая закономерность ухудшения фильтрационно-емкостных свойств пород с увеличением глубины их залегания

от I горизонта к III и IV вследствие изменения литологических разностей от органогенных карбонатов на более плотные.

С изменением стратиграфического диапазона по направлению от суши в море увеличивается удельное значение терригенных отложений верхней перми, в которых по результатам испытания на Северо-Гуляевском и материалам ГИС на Долганском месторождениях выявлены нефтенасыщенные пласты. Одновременно с этим, в указанном направлении сокращается продуктивная часть нижнепермско-каменноугольного разреза в морской части вала Сорокина.

Интерпретация данных ГИС дается в комплексе с данными петрофизики с использованием материалов, полученных в ОАО НГЩ «Тверьгеофизика», на примере Долганского месторождения.

В результате проведенной комплексной интерпретации материалов ГИС наиболее перспективными с точки зрения нефтегазоносности на Северо-Долгинской площади являются отложения нижнего триаса, а именно, интервалы: 2021.2-2024.6 м, 2025.8-2026.6 м, 2033.8-2037.0 м. На Южно-Долгинской площади - отложения верхней перми, в интервале 2713.6-2858.8 м; отложения верхнего и нижнего карбона, интервалы: 3167.6-3326.6 м.

Опыт поисково-разведочных работ, выполненных по ряду месторождений, расположенных на континентальном шельфе России, позволяет предложить рациональную методику подсчета запасов, основанную на способе промышленной оценки запасов месторождений углеводородов на шельфе путем совместного использования сейсмических, промыслово-геофизических и геологических исследований при минимальном количестве поисковых и разведочных скважин. Это приводит к сокращению сроков и затрат при проведении поисковых работ и подготовке запасов углеводородного сырья к промышленному освоению.

При изучении объектов шельфовых месторождений нефти и газа с целью подготовки параметров к подсчету запасов промышленных категорий с учетом проведения сейсморазведки 2Д и ограниченного числа скважин необходимым является выполнение следующих условий в скважинах:

- полный отбор керна с выносом не менее 80-100% в пределах продуктивной части разреза бурящихся скважин с последующим всесторонним петрофизическим и петрографическим изучением керна стандартными и современными методами его исследования;

- по результатам исследования представительного керна создание петрофизической базы с установлением петрофизических зависимостей, необходимых при интерпретации данных ГИС типа «керн-керн», «керн-ГИС» для определения граничных значений параметров при выделении коллекторов и оценке подсчетных параметров;

проведение обширного современного комплекса ГИС, включающего разноглубинные методы БК, ИК, микрометоды (МБК, МКЗ), нейтрон-нейтронный, акустический, в том числе полноволновой, гамма-гамма плотностной, ядерно-магнитный методы, кавернометрию, гамма - метод, гамма-спектрометрию. Качество материалов должно соответствовать требованиям, предъявляемым при представлении запасов в ГКЗ РФ;

- на основании петрофизических зависимостей и данных ГИС установление алгоритмов, необходимых для оценки подсчетных параметров. Особое внимание следует уделить комплексированию акустического и гамма-гамма плотностного методов с определением акустического импеданса, используемого в дальнейшем по схеме ГИС-сейсмика для получения пространственной модели резервуара, определения подсчетных параметров и оконтуривания залежи,

- при построении петрофизических связей «керн-керн» вполне допустимо использовать данные керновых и геофизических исследований по аналогичным отложениям соседних месторождений, генетически связанных с изучаемым;

- в условиях ограниченного объема бурения сейсмические данные, обработанные по технологии AVO-анализа и инверсии, разработанные фирмой Jason Geosistrms, в сочетании с имеющейся скважинной информацией, в первую очередь результатами акустического каротажа, могут рассматриваться как базовая информация для оценки подсчетных параметров залежи;

- прогнозирование параметров разреза с вертикальной и латеральной изменчивостью требует существенного сгущения сети сейсмических наблюдений, что может быть обеспечено проведением объемной сейсморазведки ЗД и качественными исследованиями ВСП.

Увязка данных детальных сейсмических исследований 2Д с данными ГИС по 2-3 скважинам позволяет решать целый ряд задач без проведения сейсморазведки ЗД:

- создание геологической модели месторождения;

- определение подсчетных параметров для обоснования промышленных категорий запасов на поисково-оценочной стадии, сводя до минимума разведочный этап работ.

ГЛАВА 6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ НЕФТИ ШЕЛЬФА ПЕЧОРСКОГО МОРЯ

В первых двух разделах главы характеризуется методика проведенной геолого-экономической оценки перспектив освоения ресурсов в условиях шельфа. Далее рассматриваются и обосновываются капитальные затраты на проведение

геологоразведочных работ и на разработку; на проведение природоохранных мероприятий; оцениваются эксплуатационные затраты.

В работе рассмотрены три принципиально различающиеся схемы организации добычи на перспективных объектах. Их главными отличительными чертами являются тип базового основания для размещения добывающего и перерабатывающего комплексов на главном объекте (морская ледостойкая стационарная платформа (МЛСП) или искусственный остров) и выбор схемы подключения объектов (включая их возможное группирование) к какому-то внешнему объекту нефтедобычи.

Первый вариант (рис. 2) оценки предполагает наличие базовой добывающей платформы, стоимость и эксплуатационные затраты на содержание которой частично разносятся по объектам, ориентированным на ее использование. Освоение ресурсов компактно расположенной группы структур Полярная, Западно-Полярная, Стасовская и Восточно-Приразломная предполагается осуществлять на базе МЛСП типа Приразломная, расположенной на структуре Западно-Полярная. Ее стоимость (включая встроенное нефтехранилище и погрузочный терминал) оценивается в 1 млрд. долл. Согласно техническим характеристикам, платформы подобного типа допускают размещение не более 45 скважин, соответственно, "лишний" фонд эксплуатационных скважин этого объекта должен обустраиваться на базе подводных модулей с подсоединением куста скважин к платформе.

Остальные объекты этой группы оборудуются подводными устьевыми комплексами с использованием нескольких подводных модулей на каждом и подсоединением их к платформе на Западно-Полярном объекте. При разнесении затрат на строительство платформы (примерно пропорционально ресурсам каждого из объектов) при данном варианте достаточно эффективным (при рекомендованных к расчетам дебетах) является лишь Западно-Полярный объект (внутренняя норма рентабельности превышает 19%). На Полярном объекте этот показатель близок к критическому уровню (14.5%), а на двух остальных оценки ВНР не достигают даже 10%.

Все остальные объекты (Медынская-море-1, Папанинская, Паханческая, Русская, Южно-Русская) не допускают возможности строительства на них собственной платформы в силу, прежде всего, относительно небольшой ресурсной базы, не гарантирующей окупаемость столь дорогостоящего сооружения. Поэтому их экономическая оценка в рамках рассматриваемого варианта обустройства осуществлена скорее по формальному признаку -заложены капитальные затраты и эксплуатационные расходы на подводное обустройство скважин с подсоединением их через подводные трубопроводы к потенциальным добывающим платформам, затраты на которые включены в капзатраты по оцениваемому объекту долевым участием. В частности, объект Медынская-море-1 ориентирован на

^fite-.

Папанийййй "---—tOo

л < Г ' t ' *

¿Иг

v. IsqS""

условные обозйАчейия

|gnj - МЛйИ строящаяся или ' /X Пфшективная

. Sgil"7. - Искусственаюй остров

-.» '-'' нефтеналивнойтСрминзд (перспект.) ;

- обустройство скважин, .с использованием, подводных; модулей

^ <( - транспорт добываеУй^й жидкости •••..^г транспорт товарной нефти

М Л С III Т А Б

10 0 10 20 30 40™

Рис 2 ПРИНЦЙГП|АЛЬНЖВХЙУГАO^TPIÄTBÄй ; <

1IEPCПЕКТИВНЫХ НЕФ^ГЯЩ Йснорского м!о|эй, ^

*-----' " '' '

Русская

-25------7

СЛуляевское

............Л.» ..„Ль.........................,,.......,..

$ ' Jtf» ' НУ >•

_______________3. Полярная

I; Щиряыттъ lg г'

>., t >

: <!.0гасов(ясая • У'^'

платформу (перспективную) месторождения Медынское-море, Паханческая, Южно-Русская и Русская - на строящуюся платформу месторождения Приразломное, полная стоимость которой нами принята на уровне 975 млн. долл. Объект Папанинский ориентирован на долевое участие (40% стоимости) в эксплуатации платформы, которая может быть построена в этом районе и полная стоимость которой, вследствие значительных глубин моря, оценивается в 1300 млн. долл. (рис. 2.).

Как видно из приведенных оценок, при дебетах, технологически наиболее обоснованных, практически близок к критическому порогу рентабельности лишь один объект - Медынская-море-1 (ВНР=14.5%). Все остальные объекты характеризуются (при представленном раскладе капитальных затрат на обустройство и добывающую инфраструктуру) минимальным уровнем рентабельности инвестиций, не превышающим 68%.

Второй вариант обустройства перспективных объектов предусматривает освоение группы структур Полярная, Западно-Полярная, Стасовская и Восточно-Приразломная посредством подводных модулей и подсоединением их через трубопроводы к строящейся платформе Приразломная. При этом часть стоимости платформы в объеме 40% разносится на два первых объекта, два других освобождены от этой статьи капитальных затрат.

Технологически это вполне реалистичный вариант, позволяющий рационально загружать мощности платформы. Экономически он безусловно прогрессивен, поскольку оптимизирует затраты на самую капиталоемкую часть проектов - строительство МЛСП. Вследствие существенной экономии объемов инвестиций по этим статьям общие экономические показатели рассматриваемых объектов весьма высоки (учитывая специфику проектов), а ВНР практически по всем этим объектам близок или даже превышает критический уровень в 15%.

Наиболее уязвимым технологическим элементом этих вариантов является система соединительных трубопроводов и подводного устьевого оборудования скважин подводных модулей, поскольку на существенной части территории, в пределах которой расположены рассматриваемые объекты, глубины моря менее 15-20 м, что несет угрозу повреждения подводного оборудования и трубопроводов ледовыми полями и торосами.

Наконец, третий вариант обустройства ориентирован на сооружение искусственных островов. По оценкам специалистов ЦНИИ им. А.Н. Крылова, их возведение не представляет технических трудностей на глубинах моря менее 10-15м, затраты существенно меньше по сравнению с затратами на строительство МЛСП, а с точки зрения организации строительства промысла и последующего освоения они в определенной мере предпочтительнее платформенных оснований.

Применительно к подобной схеме обустройства и организации добычи рассмотрены 3 группы структур. Первая - Полярная, Западно-Полярная, Стасовская и Восточно-Приразломная (строительство искусственного острова, стоимость которого оценивается в 450 млн. долл включая промысловое обустройство и буровое оборудование, предполагается на Стасовском объекте). Добыча на остальных объектах предполагается посредством подводного обустройства скважин с подсоединением трубопроводами от подводных модулей к искусственному острову. Как показывают расчеты, все объекты возможно осваивать с нормой рентабельности выше 15% (по Восточно-Приразломному объекту оценки чуть ниже этого уровня доходности).

Объект Медынская-море-1, осваивать который рационально с насыпного укрепленного острова (стоимость, включая все оборудование, оценивается в 400 млн. долл.), при данном варианте организации добычи выходит на уровень высокорентабельных проектов с ВНР почти 24%.

Объект Паханческий, в случае строительства на структуре искусственного острова (стоимость оценивается в 350 млн. долл.), может быть освоен рентабельно лишь при условии долевого распределения затрат на его сооружение. Минимально приемлемый уровень рентабельности в 15% достигается лишь при условии, что 60% затрат по этой статье будут отнесены на другие рядом расположенные объекты.

В рамках данного варианта обустройства предполагается перекачка подготовленной нефти (подготовка осуществляется на острове) на наливной терминал платформы Приразломная для последующей транспортировки к потребителям.

Таким образом, приведенные оценки характеризуют перспективы реализации проектов изучения и последующего освоения ресурсов нефти в акватории Печорского моря (в случае их подтверждения) как вполне реальные технологически и привлекательные экономически. Заметим, что оценки сделаны при условии экспорта всей добываемой нефти; а это изначально определяет завышенные цены относительно варианта, предусматривающего существенно меньшую долю экспорта.

В то же время, известно, что мировые цены на нефть растут, и одновременно очевидна неизбежность сближения в перспективе внутренних и экспортных цен на углеводородное сырье. С этих позиций перспективы столь рискованных финансовых проектов, к которым относятся арктические нефтяные проекты, можно оценивать позитивно.

Приведенные оценки эффективности реализации нефтяных проектов в пределах Печороморского шельфа свидетельствуют об их рентабельности даже при тех весьма жестких промыслово-технологических и макроэкономических параметрах, которые были заложены. Открытым остается вопрос о приемлемом уровне доходности инвестиций, планка которого на сегодня достаточно высока.

Вместе с тем очевидно, что в перспективе рейтинги этих проектов будут неуклонно возрастать - по мере развития и совершенствования техники и технологий морской добычи и повышения уровня технологической безопасности добычных и перерабатывающих комплексов и систем транспортировки углеводородного сырья, но мере наращивания собственных мощностей по их производству и сопутствующего этому удешевления, по мере неуклонного роста цен на нефть и газ и, наконец, в связи с постепенным истощением более доступных запасов в пределах суши.

ГЛАВА 7. ВЫБОР ПРИОРИТЕТНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА ШЕЛЬФЕ ПЕЧОРСКОГО МОРЯ

С освоением севера Тимано-Печорской провинции (территория Ненецкого автономного округа и акватория Печорского шельфа) связывается увеличение приростов запасов и добычи УВС на северо-западе России.

Конкретные программы геологоразведочных работ на нефть и газ, и освоение ресурсной базы этой территории всесторонне рассмотрены в многочисленных публикациях и отчетах. Значительный резерв для наращивания уровня добычи нефти и газа Печорского шельфа представляют его нефтегазовые ресурсы и запасы. Проблемы этой территории в последние годы активно обсуждаются в опубликованных работах.

На шельфе Печорского моря открыто шесть месторождений, в том числе четыре крупных. Выполненное исследование позволило рассматривать юго-восточную часть Печорского шельфа как район ближайшей добычи нефти.

Как справедливо подчеркивают ЮН. Григоренко, ГС. Гуревич и др., одной из приоритетных задач освоения Печорского шельфа является выделение и прогноз нефтегазоносности объектов локального уровня.

На шельфе все месторождения и большинство локальных структур - ловушек нефти и газа, а также более 60% НСР УВ и все разведанные запасы сконцентрированы в зонах нефтегазонакопления.

Первоочередной интерес представляют зональные объекты шельфа, где уже открыты месторождения нефти и газа. Это Приразломная, Гуляевская, Долганская, Медынская, Поморская зоны, а также морские продолжения Сорокинской и Песчаноозерской зон нефтегазонакопления.

Кроме уже открытых нефтяных месторождений, в юго-восточной части Печороморского шельфа значительный резерв прироста запасов нефти могут обеспечить другие объекты этого района. Вблизи уже открытых нефтяных месторождений расположены перспективные на нефть структуры Восточно-Приразломная, Западно-Полярная, Стасовская,

Полярная, Медынская-море-1, Паханческая и др. При определении приоритетных объектов как для выявления и подготовки ресурсов нефти и газа, так и для их освоения, учитывалось, что активная (т.е. технически доступная и экономически эффективная для освоения) часть ресурсов нефти и газа категорий Сз и Д сосредоточена преимущественно в участках мелководного шельфа, в пяти выявленных зонах нефтенакопления, приуроченных к одноименным валообразным поднятиям: Шапкина-Юрьяхинской, Колвинской, Северо-Гуляевской, Сорокина, Медынской. Эти зоны характеризуются различной плотностью выявленных и подготовленных локальных структур и, соответственно, различной концентрацией ресурсов УВ.

Направления дальнейших ГРР, в зависимости от того на нефть или на газ они планируются, будут разными. Так, для выявления и последующего освоения нефтяных месторождений основные направления этих работ должны быть связаны с морскими продолжениями валов Сорокина и Медынского, где концентрация НСР нефти максимальна. К числу следующих объектов могут быть отнесены Долгинская зона поднятий, зона прогиба между валами Сорокина и Медынским, а также восточная часть Печороморского поднятия.

Для выявления и последующего освоения газоконденсатных и газовых месторождений основные направления этих работ должны быть связаны с морскими продолжениями валов Колвинского, Шапкина-Юрьяхинского и с юго-западной частью Печороморского поднятия. На Северо-Гуляевском валу наиболее вероятны газоконденсатно-нефтяные месторождения.

Следует также учитывать, что в зонах установленного газоконденсатонакопления в газе высоко содержание сероводорода, отсутствует соответствующая инфраструктура для подачи газа.

Анализ нефтегазоносное™ нижнепермско-каменноугольных карбонатных отложений, установленный по материалам бурения в экваториальной части Медынского вала, позволяет прогнозировать на структурах Медынская-море-1 и Полярная высокую плотность ресурсов нефти в этом комплексе (наряду с нефтеносностью верхнедевонских отложений). Что же касается структур Северо-Долгинская и Южно-Долгинская, то здесь в каменноугольном комплексе возможно выявление, помимо нефтяных, также и газоконденсатных залежей, а в верхнепермских отложениях - нефтяных

Наибольший интерес по богатству недр и плотности ресурсов в пределах ЗНГН представляют объекты Варандей-Адзьвинской НТО. Здесь прогнозируются месторождения нефти в составе ЗНГН с геологическими запасами от 500 до 800 млн. т. каждое (Ю.Н. Григоренко, ГС. Гуревич). Именно здесь планируется дальнейший прирост запасов в ближайшие годы.

Второе направление - изучение возможных ЗНГН, где еще не открыть: промышленные скопления УВ (Южно-Русско-Паханческая, Колоколмсрская и др.).

Результаты экономической оценки показали, что перспективные объекты Печороморского шельфа (Стасовская, Паханческая, Папанинская) также могут быть отнесены к числу первоочередных.

К числу объектов второй очереди отнесены структуры на морском продолжении Шапкина-Юрьяхинского вала Печоро-Колвинской НТО - Колоколморская и Северо-Колоколморская.

Что же касается локальных структур Колвинского и Северо-Гуляевского валов, то на выявленных в их пределах Поморском и Северо-Гуляевском месторождениях газоконденсатные залежи в верхнепалеозойских отложениях оказались с высоким сероводородным заражением (содержание сероводорода составляет соответственно 8,5% и 12,9 %), что, несомненно, значительно осложняет как разведку, так и разработку месторождений.

На шельфе Печорского моря в период до 2010 г. планируются ГРР на месторождении Долганское - бурение шести скважин на пермо-карбоновые и девонские отложения, а также сейсморазведочные работы по методике ЗД. В дальнейшем в поисковое бурение предполагается ввести следующие структуры - Медынская-море 1, Западно-Полярную, Полярную, Паханчевскую, Папанинскую, Саханинскую, Южно-Русскую, Русскую, Стасовскую и Восточно-Приразломную.

Таким образом, как разведанные запасы нефти и газа по выявленным месторождениям, так и их прогнозируемые ресурсы по перспективным структурам, расположенным в восточной и юго-восточной части шельфа Печорского моря, позволяют считать, что в недалеком будущем здесь произойдет формирование нового нефтегазового района, которому будет принадлежать существенная роль в морской добыче углеводородного сырья.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведенного исследования были получены следующие основные результаты:

и хорошо проницаемыми коллекторами преимущественно каверно-порового и трещинно-порового типа (Долганское, Приразломное, Северо-Гуляевское, Варандей-море месторождения) в большинстве случаев приурочены к мобильным структурам, где формировались хорошо выраженные биогермные тела.

2. Уточнены НСР УВ по площади и разрезу. В целом НСР нефти и растворенного газа уменьшились в мезозойской части разреза, но увеличились в палеозойской части чехла. НСР УВ в недрах Печорского моря по оценке на 01.01.2002 г. оказались выше, чем по предыдущей их оценке на 01.01.1993 г. в 1,1 раза, в т.ч. НСР газа не изменилось, а НСР нефти возросли в 1,16 раз. Соответственно уточнилось и распределение НСР УВ по глубинам залегания регионально продуктивных и перспективных отложений. Возросла роль разновозрастных отложений, залегающих на глубинах до 5 км.

3. Изменение фазового состояния и качества углеводородов происходит в акватории, в Малоземельско-Колгуевской нефтегазоносной области (НТО) - очень легкие малосернистые парафинистые нефти и газоконденсаты, в Печоро-Колвинской НТО - легкие нефти и тяжелые газоконденсаты, в Хорейверской НТО - средние по плотности, сернистости и парафинистости нефти, в Варандей-Адзьвинской НТО - преимущественно тяжелые сернистые нефти с высоким содержанием смол и асфальтенов, по мере погружения к северу прогнозируются легкие нефти и тяжелые газоконденсаты.

4. Наличие многочисленных перерывов в осадконакоплении в разрезе осадочных отложений крупных погребенных поднятий предопределяет возможность развития ловушек и залежей стратиграфически экранированного типа. Такой тип ловушек и залежей УВ ожидается на Печороморском выступе.

5. Установлена четкая закономерность ухудшения фильтрационно-емкостных свойств пород в пермо-карбоновом комплексе с увеличением глубины их залегания.

6. При изучении объектов Печорского шельфа использована современная методология определения свойств коллекторов по данным ГИС, которая апробирована на Северо-Долгинской и Южно-Долгинской площадях. Увязка детальных сейсмических исследований 2Д с данными ГИС по 2-3 скважинам позволяет решать целый ряд задач без проведения сейсморазведки ЗД: создание геологической модели месторождения, определение подсчетных параметров для обоснования промышленных категорий запасов на поисково-оценочной стадии, сводя до минимума разведочный этап работ.

Печороморского шельфа свидетельствуют об их рентабельности даже при тех весьма жестких промыслово-технологических и макроэкономических параметрах, которые были заложены, что делает их более привлекательными для инвесторов.

8. В результате выполненной работы были выбраны первоочередные напщ^|ршя и объекты на поиски нефти и газа. На шельфе Печорского моря в период до 2010 г. планируются ГРР на месторождении Долганское - бурение шести скважин на пермо-карбоновые и девонские отложения, а также сейсморазведочные работы по методике ЗД. В дальнейшем в поисковое бурение предполагается ввести следующие структуры -Медынская-море 1, Западно-Полярную, Полярную, Паханческую, Папанинскую, Саханинскую, Южно-Русскую, Русскую, Стасовскую и Восточно-Приразломную. Все вышесказанное позволяет считать, что в недалеком будущем на шельфе Печорского моря произойдет формирование нового нефтедобывающего района, которому будет принадлежать существенная роль в морской нефтедобыче России.

РАБОТЫ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. О методике подсчета запасов газа на месторождениях континентального шельфа России. / В сб. тез. докл. «Стратегия развития и освоения сырьевой базы основных энергоносителей в России», Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 2004. - С. 60-61. (Соавтор Старостина СБ.).

2. Перспективы поисков месторождений углеводородного сырья на Арктическом шельфе России. / В сб. тез. докл. «Стратегия развития и освоения сырьевой базы основных энергоносителей в России», Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 2004. - С. 34-35. (Соавторы -Холодилов В А, Дзюбло А. Д., Карцев АА.)

3. Перспективы работ ООО «Газфлот» по развитию сырьевой базы ОАО «Газпром» на шельфе морей РФ / В сб. статей «ООО» Газфлот» - 10 лет на арктическом шельфе», М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» им. И.МГубкина, 2004, С. 124-129 (Соавторы -Е.В.Захаров, ВА Холодилов, Н.Г. Корюкина).

4. Проблемы изучения и освоения ресурсов нефти шельфа Печорского моря / Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, Москва, ВНИИОЭНГ, №9, 2004. - С. 9-17 (Соавторы - ГА. Григорьев, В.Н. Макаревич, В.А. Холодилов).

5. Тектонические условия формирования месторождений нефти и газа платформенных структур. / В сб. докл. «Стратегия развития и освоения сырьевой базы основных энергоносителей России», Санкт-Петербург, изд-во «Недра», 2004. - С. 96-103. (Соавтор В.Н. Макаревич).

6. Уточнение нефтегазового потенциала месторождений Печороморского шельфа. / В сб. докл. «ТЭК России - основа процветания страны», Санкт-Петербург, В1ШГРИ, 2004. С. 353-362 (Соавтор ВА. Холодилов).

Подписано к печати 0$ 2005 г. Зак ^"^ Тир. 100 . Объем 1,3 уч. год. л.

Ризограф, Санкт-Петербург, ул. Пестеля, 11.

Z5.00

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Мандель, Ксения Александровна

Список рисунков.

Список таблиц.

Общая характеристика работы.

Глава 1 Геолого-геофизическая характеристика шельфа Печорского моря.

1.1. Состояние изученности.

1.2. Литолого-стратиграфическое расчленение осадочного чехла.

1.3. Особенности тектонического строения.

Глава 2 Нефтегазоносность шельфа Печорского моря.

2.1. Нефтегазогеологическое районирование.

2.2. Нефтегазоносные комплексы.

2.3. Природные резервуары шельфа Печорского моря.

2.4. Нефтегазовый потенциал.

2.4.1. Основные результаты уточнения начальных суммарных и прогнозных ресурсов нефти в недрах Печороморского шельфа по состоянию на 01.01.2002 г.

2.4.2. Характеристика запасов углеводородного сырья шельфа Печорского моря.

2.5. Качество углеводородного сырья.

Глава 3 Ловушки и залежи нефти и газа

Глава 4 Характеристика нефтегазовых месторождений Печорского шельфа.

Глава 5 Современные методы исследований сложных коллекторов и ловушек шельфа Печорского моря, интерпретация геофизических данных.

5.1. Современная методология определения свойств коллекторов по данным геолого-геофизических исследований.

5.2. Характеристика продуктивных горизонтов в карбонатных палеозойских отложениях шельфа Печорского моря, оценка фильтрационно-емкостных свойств.

5.3. Интерпретация данных ГИС на примере Долганского месторождения

Глава 6 Экономическая оценка перспектив освоения ресурсов нефти шельфа

Печорского моря.

6.1. Вводные замечания.

6.2. Методика геолого-экономической оценки.

6.3. Нормативная база экономической оценки.

6.3.1. Предварительные замечания.

6.3.2. Капитальные затраты.

6.3.3. Эксплуатационные затраты.

6.4. Результаты экономической оценки перспективных объектов

Печорского шельфа.

6.4.1. Оценки экономической эффективности проектов освоения.

6.4.2. СРП как инструмент повышения инвестиционной привлекательности арктических нефтегазовых проектов.

6.4.3. Влияние макроэкономических условий на эффективность морских проектов.

Глава 7 Выбор приоритетных направлений геологоразведочных работ на шельфе

Печорского моря.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Нефтегазоносность и перспективы освоения северной части Тимано-Печорской провинции"

Актуальность темы. Район исследований находится на севере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПП), на шельфе Печорского моря, где уже открыто шесть месторождений углеводородов: Долганское, Варандей-море, Медынское-море, Приразломное, Северо-Гуляевское и Поморское. Выявление этих месторождений, четыре из которых приурочены к акваториальным продолжениям валообразных поднятий суши (Колвинского, Сорокинского и Медынского), а также целого ряда перспективных локальных структур-ловушек в регионально продуктивных палеозойских отложениях обуславливает необходимость продолжения здесь поисково-разведочных работ (ПРР) и освоения углеводородного сырья (УВС). Несмотря на некоторые различия, на шельфе Печорского моря предполагаются сходные условия нефтегазоносности, что и на промышленно осваиваемой смежной суше. Это доказывается распространением на севере ТПП (включая акваторию) единых нефтегазоносных комплексов, корреляция которых по разрезам скважин проведена в диссертации.

Шельф Печорского моря большинством исследователей относится к числу наиболее перспективных в отношении нефтеносности среди арктических акваторий РФ. Современная структура начальных суммарных ресурсов (НСР) УВ на шельфе Печорского моря такова, что основную их часть составляют невыявленные ресурсы категорий Сз, Дь Дг, при этом НСР нефти составляют порядка 46% от общей величины НСР УВ. На протяжении многих лет специалистами ВНИГРИ изучалось транзитное, то есть переходное между сушей и морем мелководье (до 20 м), и ими же оно было выделено в качестве целостного объекта Федерального уровня. Большинство открытых в настоящее время месторождений нефти и газа на шельфе Печорского моря относится именно к этой зоне /10, 27, 29/. Важно также то, что основная доля НСР УВ содержится в нефтегазоносных комплексах, залегающих на глубинах до 3-4 км.

Цель работы.

Основные задачи.

1. Анализ ресурсной базы шельфа Печорского моря.

2. Геологическое обоснование основных нефтегазовых объектов поисков и освоения.

3. Обоснование рентабельности освоения нефтегазовых объектов.

4. Прогноз ловушек, фазового состава и качества углеводородного сырья.

Фактический материал.

В основу диссертационной работы положены результаты исследований автора по геологии и нефтегазоносности северной части Тимано-Печорской провинции и, преимущественно, шельфа Печорского моря. Основной массив данных состоит из материалов скважин, пробуренных как в акватории, так и на прилегающей суше, данных сейсморазведки и геофизических исследований скважин (ГИС). Широко использовались публикации и фондовые материалы по территории севера Тимано-Печорской провинции специалистов ВНИГРИ, ВНИИОкеангеологии, Севморгеологии, ВНИИГаза, ООО «Газфлота», ТП НИЦ, ОАО «Архангельскгеолдобычи» и др.

Научная новизна.

4. К условиям акватории адаптирована методика интерпретации данных ГИС, на основании которой на Долганском месторождении выделены наиболее перспективные нефтегазоносные горизонты.

Практическая значимость.

Защищаемые положения.

1. Состояние запасов и ресурсов нефти и газа в ловушках различных типов, прогноз их фазового состояния и качества на шельфе Печорского моря. Наиболее крупными запасами и ресурсами углеводородов обладает верхневизейско-нижнепермский карбонатный комплекс, где прогнозируются крупные открытия в различных типах ловушек, включая сложнопостроенные. По мере погружения комплекса с юго-востока на северо-запад залежи тяжелой сернистой нефти с высоким содержанием смол и асфальтенов будут сменяться залежами легких парафинистых нефтей, а затем нефтегазоконденсатными бессернистыми скоплениями.

4. Наиболее перспективными объектами проведения геологоразведочных работ являются: по нефти - структуры валов Сорокина, Медынского, Долганской зоны поднятий, по газу и газоконденсату - продолжения Колвинского и Шапкина-Юрьяхинского валов, севера Гуляевского вала, юго-западная часть Печороморского поднятия.

Апробация работы.

Структура работы.

Работа состоит из введения (общая характеристика работы), 7 глав и заключения, объемом 185 стр., 39 рисунков, 20 таблиц, списка литературы из 109 наименований. Выполнена в ООО «Газфлот» и во ВНИГРИ под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора В.Н. Макаревича, которому автор выражает свою благодарность за постоянную помощь, внимание и поддержку. Автор также признателен за полезные советы и внимание к представленной работе доктору геол.-мин. наук Е.В. Захарову (ООО «ВНИИГАЗ»), канд. геол.-мин. наук В.А. Холодилову (ООО «Газфлот»), сотрудникам ВНИГРИ кандидатам г.-м. наук О.М. Прищепе, Г.А. Григорьеву, Ю.И. Зытнеру, A.A. Отмасу, С.Б. Старостиной.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Мандель, Ксения Александровна

2.4.1. Основные результаты уточнения начальных суммарных и прогнозных ресурсов нефти в недрах Печороморского шельфа по состоянию на 01.01.2002 г

До последнего времени НСР территории Печороморского шельфа принимались по состоянию на 01.01.93 г. Они представлены в таблице 2.1.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведенного исследования были получены следующие основные результаты:

1. Наибольшими запасами и ресурсами нефти и газа обладает карбонатный верхневизейско-нижнепермский нефтегазоносный комплекс, с которым связаны основные открытые к настоящему времени на шельфе и прогнозируемые залежи углеводородов. Наиболее крупные по площади и объему продуктивные резервуары, характеризующиеся высоким заполнением нефтью и газом, значительной эффективной толщиной, высокоемкими и хорошо проницаемыми коллекторами преимущественно каверно-порового и трещинно-порового типа (Долгинское, Приразломное, Северо-Гуляевское, Варандей-море месторождения) в большинстве случаев приурочены к мобильным структурам, где формировались хорошо выраженные биогермные тела.

3. Изменение фазового состояния и качества углеводородов происходит в акватории: в Малоземельско-Колгуевской нефтегазоносной области (НГО) - очень легкие малосернистые парафинистые нефти и газоконденсаты, в Печоро-Колвинской НГО — легкие нефти и тяжелые газоконденсаты, в Хорейверской НГО - средние по плотности, сернистости и парафинистости нефти, в Варандей-Адзьвинской НГО - преимущественно тяжелые сернистые нефти с высоким содержанием смол и асфальтенов, по мере погружения к северу прогнозируются легкие нефти и тяжелые газоконденсаты.

6. При изучении объектов Печорского шельфа использована современная методология определения свойств коллекторов по данным ГИС, которая апробирована на

Северо-Долгинской и Южно-Долгинской площадях. Увязка детальных сейсмических исследований 2Д с данными ГИС по 2-3 скважинам позволяет решать целый ряд задач без проведения сейсморазведки ЗД: создание геологической модели месторождения, определение подсчетных параметров для обоснования промышленных категорий запасов на поисково-оценочной стадии, сводя до минимума разведочный этап работ.

7. В результате рассмотрения трех вариантов освоения нефтяных объектов Печорского моря было установлено, что перспективы реализации проектов изучения и последующего освоения ресурсов нефти в акватории Печорского моря (в случае их подтверждения) вполне реальны технологически и привлекательны экономически. Приведенные оценки эффективности реализации нефтяных проектов в пределах Печороморского шельфа свидетельствуют об их рентабельности даже при тех весьма жестких промыслово-технологических и макроэкономических параметрах, которые были заложены, что делает их более привлекательными для инвесторов.

8. В результате выполненной работы были выбраны первоочередные направления и объекты на поиски нефти и газа. На шельфе Печорского моря в период до 2010 г. планируются ГРР на месторождении Долгинское - бурение шести скважин на пермо-карбоновые и девонские отложения, а также сейсморазведочные работы по методике ЗД. В дальнейшем в поисковое бурение предполагается ввести следующие структуры -Медынская-море 1, Западно-Полярную, Полярную, Паханческую, Папанинскую, Саханинскую, Южно-Русскую, Русскую, Стасовскую и Восточно-Приразломную. Все вышесказанное позволяет считать, что в недалеком будущем на шельфе Печорского моря произойдет формирование нового нефтедобывающего района, которому будет принадлежать существенная роль в морской нефтедобыче России.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Мандель, Ксения Александровна, Санкт-Петербург

1. Агафонова Г.В., Михайлова М.В. Литофациальные особенности каменноугольно-нижнепермских нефтегазоносных рифогенных отложений на севере Тимано-Печорской провинции // Рифогенные зоны и их нефтегазоносность: Тр. ИГиРГИ. -М.: 1991.-С. 157-165.

2. Аминов Л.З., Белонин М.Д., Боровинских А.П. и др. Нефтеперспективные объекты Республики Коми (геолого-экономический анализ). Ухта, ТП НИЦ, 1999. - 384 с.

3. Аминов Л.З., Белонин М.Д., Богацкий В.И. и др. Нефтегазовый потенциал и геолого-экономические показатели подготовки и освоения углеводородного сырья в Тимано-Печорской провинции. Санкт-Петербург, 1995. - 98 с.

4. Андиева Т.А., Герман Е.В., Новиков Ю.Н. Нефтегазоносность Западно-Арктического шельфа // Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море: Сб. докл. СПб.: ВНИГРИ, 1994. - С. 54-59.

5. Анищенко Л.А., Малышев H.A. Специфика нефтегазоносности континентальной и экваториальной частей Печорско-Баренцевоморского бассейна // Геология и разработка газовых месторождений. М.: 1998. - С. 37-41.

6. Артюхович В.К. Эффективность применения горизонтальных скважин для разработки месторождений углеводородов / Нефтепромысловое дело, №3, 2002. С. 4-7.

7. Баренцевская шельфовая плита: Труды ПГО «Севморгеология», Т. 196 Л.: Недра, 1988. - 263 с.

8. Баррель Баренца. / Нефть и капитал, №3, 2003. С. 32-35.

9. Белонин М.Д., Григоренко Ю.Н., Гуревич Г.С. Недра Севера и Дальнего Востока основа развития углеводородной базы России // Геологическая служба и минерально-сырьевая база России на пороге XXI века: Сб. докл. - СПб.: 2000. - С. 48-50.

10. Белонин М.Д., Григоренко Ю.Н., Соболев B.C. Нефтегазовый потенциал северных и дальневосточных морей России и проблемы его освоения // Разведка и охрана недр, 1999, №2. С. 24-27.

11. Белонин М.Д., Прищепа О.Н. Легкой нефти не будет. / «Нефтегазовая вертикаль», №17, 2003. С. 35-40.

12. Белонин М.Д., Прищепа О.М., Отмас A.A. Ресурсная база углеводородов Северо-Западного Федерального округа как основа развития ТЭК //Топливно-энергетический комплекс России региональные аспекты: Сб. докл. - СПб.: 2002. - С. 32-37.

13. Белякова J1.T. Стратиграфические подразделения ижма-омринского комплекса // Стратиграфия и литология нефтегазоносных отложений Тимано-Печорской провинции. -Л.: 1988.-С. 17-21.

14. Богацкий В.И. Возможности зонального и локального прогноза нефтегазоносности в северных районах Тимано-Печорской провинции // Нефтегазоперспективные объекты Тимано-Печорской провинции и методы их прогнозирования. Л.: ВНИГРИ, 1990. - С. 8-15.

15. Вассерман Б.Я., Богацкий В.И., Шафран Е.Б. Нефтегазогеологическое районирование Тимано-Печорской провинции // Геология и прогноз нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции. Л.: 1984. - С. 5-16.

16. Верба М.Л., Иванова Н.М. Перспективный в нефтегазоносном отношении нижнепалеозойский комплекс осадочного чехла Баренц, шельф, плиты // Разведка и охрана недр, 2000, №12. С. 30-34.

17. Вероятные источники и зоны нефтегазонакопления Баренцева моря / Ю.Н. Григоренко, B.C. Соболев, Е.В. Герман и др. // Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море: Сб. докл. Т. 1. СПб.: 1996. - С. 100-106.

18. Виноградова О. Один в Арктике не воин. / НГВ, №16, 2003. С. 36-38.

19. Виноградова О. Российские севера: Штокман почти не виден. / НГВ, №16, 2003. С. 40-43.

20. Геодинамическая карта СССР и прилегающих акваторий. Масштаб 1:2 500 000 / Ред. Л.П. Зоненшайн, Н.В. Межеловский, Л.М. Натапов. М.: ПГО «Центргеология» -1988.

21. Геология природных углеводородов Европейского севера России / Л.А. Анищенко, Л.З. Аминов, В.А. Дедеев и др. Сыктывкар, 1994.

22. Григоренко Ю.Н. Зональный прогноз нефтегазоносности подводных континентальных окраин России: Диссертация на соискание ученой степени доктора геол.-мин. наук в форме научн. доклада СПб.: ВНИГРИ, 1996. - 67 с.

23. Григоренко Ю.Н. Нефтегазоносность Печорского моря // Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море: Сб. докл. Т. 1 -СПб., 1994.-С. 42-47.

24. Григоренко Ю.Н., Соболев B.C. Вероятные источники УВ на окраинах континентов // Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов: Сб. докл. СПб.: ВНИГРИ, 1998. - С. 113-119.

25. Григорьев Г.А., Прищепа О.М., Отмас A.A. Компьютерная технология анализа и экономической оценки инвестиционных проектов (программная система INVESTOR) / Минеральные ресурсы России, №6, 1997. С. 51-52.

26. Гуревич Г.С. Нефтегеологические особенности и перспективы поисков нефти и газа на севере Тимано-Печорской провинции. Санкт-Петербург., Недра, 2003. 116 с.

27. Дедеев В.А., Аминов Л.З., Панева А.З. Тектоническая эволюция зон нефтегазообразования и нефтегазонакопления Печорской плиты // Тектоника и критерии нефтегазоносности локальных ловушек. М.: Наука, 1987. — С. 176-180.

28. Закономерности размещения и перспективы поисков месторождений нефти и газа в Тимано-Печорской провинции / В.И. Громека, A.M. Буровой, Н.Т. Куренков и др. // Геология нефти и газа. 1994. - №6. - С. 28-32.

29. Захаров Е.В., Тимонин А.Н. Особенности геологического строения и перспективы развития сырьевой базы шельфа Печорского моря // Освоение шельфа арктических морей России. RAO-99: Сб. докл. Ч. 1. СПб.: 1999. - С. 135-142.

30. Зоненшайн Л.П., Кузьмин М.И., Натапов Л.М. Тектоника литосферных плит территории СССР. Книга 1. М.: Недра, 1990. - 328 с.

31. Зоны нефтегазонакопления Тимано-Печорской провинции / В.Н. Макаревич, В.И. Богацкий, Л.А. Анищенко и др. //Закономерности формирования скоплений нефти и газа в платформенных нефтегазоносных провинциях СССР. Л.: ВНИГРИ, 1985. - С. 82-93.

32. Каюмов М.Ш., Владимиров И.В. Причины снижения дебитов добывающей скважины, вскрывающей многопластовую систему коллекторов / Нефтепромысловое дело, №3,2002.-С. 8-13.

33. Ковалев В.В. Финансовый анализ. Управление капиталом. Выбор инвестиций. Анализ отчетности. М., Финансы и статистика, 1995. - 432 с.

34. Козлов А., Мессер А., Лопатин Ю., Повалихин А. Бурение горизонтальных дренажных стволов для повышения эффективности эксплуатации месторождений нефти и газа / НиК, №2, 2001, Прил. БУРЕНИЕ. С. 39-41.

35. Количественный прогноз нефтегазоносности России (итоги оценки ресурсов нефти, газа и конденсата на 1 января 1993 г.) / К.А. Клещев, Ю.П. Мирончев, Б.Я. Вассерман и др. // Геология нефти и газа. 1996. - №4. - С. 4-10.

36. Креме А.Я., Вассерман Б.Я., Матвиевская Н.Д. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа. М.: Недра, 1974. - 332 с.

37. Научные основы компьютеризированного моделирования коллекторов нефти и газа по геолого-геофизическим данным. Драцов В.Г. / Диссертация в виде научн. докл. на соиск. уч. степ, доктора геол.-мин. наук, Санкт-Петербург, 2003. 48 с.

38. Кузилов О.И., Токарев М.А., Червякова А.Н. Методология проектирования разработки объектов на естественном режиме при помощи постоянно действующих моделей на базе VIP Laundmark / Интервал, №3,2003. С. 26-31.

39. Курамшин P.M., Рожелас Я.В., Величкова JI.A. Обобщение опыта разработки горизонтальными скважинами запасов нефти месторождений Западной Сибири / Нефтепромысловое дело, №2, 2002. С. 19-27.

40. Лебедев Б.А. Геохимия эпигенетических процессов в осадочных бассейнах. -Л.: Недра, 1992.-239 с.

41. Мандель К.А., Холодилов В.А. Уточнение нефтегазового потенциала Печороморского шельфа. / В сб. докл. «ТЭК России основа процветания страны», Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 2004. - С.353-362.

42. Мандель А.Я., Холодилов В.А., Дзюбло А.Д. Результаты поисково-разведочных работ на Долганском нефтяном месторождении в Печорском море // Освоение шельфов арктических морей России: Сб. докл. Т. 1. СПб.: 2001. - С. 91-95.

43. Маргулис Е.А. Нефтегазоносные комплексы Печорского шельфа // Транзитное мелководье первоочередной объект освоения углеводородного потенциала морской периферии России. Сборник Докладов. - СПб.: 2004. - С. 150-155.

44. Маргулис Е.А. Строение и состав осадочного чехла северной части Печорской синеклизы // Результаты морских геолого-геофизических исследований на нефть и газ. -Рига, ВНИИморгео, 1983. С. 25-32.

45. Маргулис Е.А. Основные черты строения южной части Печорского моря // Геологическое обоснование поисков, разведки и освоения месторождений нефти и газа в морских акваториях. М.: 1987. - С. 82-91.

46. Мельников C.B. Новые данные о границе ордовика и силура в Тимано-Североуральском регионе // Стратиграфия и литология нефтегазоносных отложений Тимано-Печорской провинции. JL: 1988. - С. 22-30.

47. Меннер В.В. Литологические критерии нефтегазоносности палеозойских толщ северо-востока Русской платформы. М.: Наука, 1989. - 133 с.

48. Методика и экономика морских геологоразведочных работ / Ю.Н. Григоренко, В.В. Мухин, В.И. Назаров и др. Л.: Недра. - 1980. - 288 с.

49. Методическое руководство по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений. РД 39-0147035-205-86. М., 1985. 144 с.

50. Методические указания по проведению геолого-промыслового анализа разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений. РД 39-0147035-202-87. М., 1987. 46 с.

51. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России. М., ВНИГРИ, 1978. - 189 с.

52. Методология и практика геолого-экономической оценки краевых систем древних платформ (на примере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции) / Л.З. Аминов, М.Д. Белонин, В.Н.Макаревич и др. Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 2000. - 311с.

53. Мораховская Е.Д. Триасовые отложения и перспективы их нефтегазоносности // Перспективы нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции. Л.: 1979. - С. 43-54.

54. Мораховская Е.Д., Чирва С.А. Особенности строения и расчленения верхнетриасовых-верхнеоксфордских отложений на северо-востоке Печорской синеклизы // Био- и литостратиграфия мезозоя нефтегазоносных районов СССР. Л.: 1990. - С. 43-53.

55. Назаров В.И. Экономические проблемы освоения ресурсов нефти и газа.- М.: Наука, 1982. 166 с.

56. Нефтегазоносные провинции СССР. Справочник / И.М. Алиев, Г.А. Аржевский, Ю.Н. Григоренко и др. М.: Недра, 1983. - 272 с.

57. Нефтегазоносные комплексы Печорского шельфа в системе важнейших объектов нефтегазопоисков на северо-западе Российской Федерации / Ю.Н. Григоренко,

58. Е.А. Маргулис, A.B. Гетман и др. // Топливно-энергетический комплекс России -региональные аспекты: Сб. докл. СПб.: 2002. - С. 50-53.

59. Нефтяные ресурсы континентов и транзиталий. Геолого-экономическая оценка / В.И.Назаров, М.Д.Белонин, И.А.Верещако и др. СПб.: ВСЕГЕИ, 2000. - 69 с.

60. Никитин Б.А., Хведчук И.И. Нефтяное месторождение Приразломное на арктическом шельфе России // Геология нефти и газа. 1997. - № 2. - С. 26-29.

61. Обметко В.В. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности экваториальной части Печоро-Колвинского авлакогена. / В кн.: Нефтегазовая геология и освоение ресурсов и запасов углеводородов. М.: ИГиРГИ, 2004. С. 100-114.

62. Объяснительная записка к тектонической карте Печорского моря и северной части европейской России / Под ред. H.A. Богданова, В.Е. Хаина. М.: Институт литосферы РАН, 1996.-94 с.

63. Особенности геологического строения и задачи доразведки нефтяного месторождения Варандей-море / Е.В. Захаров, А.Н. Тимонин, А.Е. Сусликов и др. // Освоение шельфа арктических морей России. RAO-97: Сб. докл. Ч. 1. СПб.: 1998. — С. 298307.

64. Остистый Б.К., Мартиросян В.Н., Таныгин И.А. Углеводородный потенциал западно-арктического шельфа России: от эйфории к реалиям / «Минеральные ресурсы России. Экономика и управление» №3,2002. С. 20-29.

65. Покровский С. Ледовый триллер / «Нефтегазовая вертикаль», №9, 2001. С.72.76.

66. Проблемы изучения и освоения ресурсов нефти шельфа Печорского моря /Григорьев Г.А., Макаревич В.Н., Мандель К.А., Холодилов В.А. / Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. №9, ВНИИОЭНГ, Москва, 2004. С. 9-17.

67. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39-007-96. М.: Минтопэнерго, ОАО ВНИИ им. А.П. Крылова, 1996. 202 с.

68. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39-007-96. М.: Минтопэнерго, ОАО ВНИИ им. А.П. Крылова, 1996. 202 с.

69. Решение межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы. (Ленинград, 1988) Девонская система. — Л.: ВСЕГЕИ, 1990.-60 с.

70. Решение межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы. (1988 г.) Пермская система. — Л.: ВСЕГЕИ, 1990.

71. Рифогенные и сульфатоносные формации фанерозоя СССР / Г.А. Беленицкая, Н.М. Задорожная, А.К. Иогансон и др. М.: Недра, 1990. - 291 с.

72. Сверчков Г.П., Назаров В.И. Классификация запасов и ресурсов нефти и газа (анализ состояния спроса и предложения) // Геология и геофизика. Новосибирск: СО РАН, НИЦ ОИГГМ СО РАН, 2000, т.41.

73. Слабнов В.Д., Волков Ю.А. Исследование задачи оптимального регулирования разработки нефтяной залежи системой вертикальных и горизонтальных скважин с помощью экспериментов на ЭВМ / Интервал, №3, 2003. С. 18-25.

74. Справочник по стратиграфии нефтегазоносных провинций СССР. М.: Недра,1987.

75. Сравнительный анализ онтогенеза углеводородов в Печорском и других осадочных бассейнах мира / В.Н. Данилов, H.A. Малышев, В.А. Скоробогатов и др. М.: Академия горных наук, 1999. - 400 с.

76. Стоун Д., Хитчинг К. Бухгалтерский учет и финансовый анализ. — С-Пб., АОЗТ «Литера плюс», 1999.- 272 с.

77. Стратегия освоения сырьевой базы углеводородов Северо-Западного региона России / М.Д. Белонин, О.М. Прищепа, А.П. Боровинских и др. // Топливно-энергетический комплекс России: Региональные аспекты: Сб. докл. СПб.: 2003. - С. 37-39.

78. Стратиграфический словарь СССР. Новые стратиграфические подразделения палеозоя СССР. Л.: Недра, 1991.-555 с.

79. Технико-экономический доклад (ТЭД) по освоению нефтяного месторождения Варандей-море / Б.А. Никитин, B.C. Вовк, А.Я. Мандель и др. // Освоение шельфа арктических морей России. RAO-97: Сб. докл. Ч. 1. СПб.: 1998. - С. 114-132.

80. Технические рекомендации ФГУП ГНЦ РФ «ЦНИИ им. академика А.Н.Крылова», Санкт-Петербург, 2000 г.

81. Унифицированная схема юрских отложений Русской платформы (с объяснительной запиской). СПб.: 1993.

82. Унифицированная схема нижнемеловых отложений Восточно-Европейской платформы (с объяснительной запиской). СПб.: 1993.

83. Чернов И.Н. Особенности обустройства Приразломного нефтяного месторождения. / «Нефтяное хозяйство», №7, 2003. — С. 88-91.

84. Чирва С.А. Детальная биостратиграфия нижнемеловых отложений бассейна р. Печоры // Био- и литостратиграфия мезозоя нефтегазоносных районов СССР.-Л.: 1990.-С. 137-156.

Информация о работе

Мандель, Ксения Александровна
кандидата геолого-минералогических наук
Санкт-Петербург, 2005
ВАК 25.00.12

Диссертация

Нефтегазоносность и перспективы освоения северной части Тимано-Печорской провинции - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы