Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Особенности нефтегазоносности Северного и Норвежского морей в связи с зональным прогнозом нефтегазового потенциала западно-арктического шельфа России
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых
Автореферат диссертации по теме "Особенности нефтегазоносности Северного и Норвежского морей в связи с зональным прогнозом нефтегазового потенциала западно-арктического шельфа России"
На правах рукописи
□0305 { п=> ( Метлина Татьяна Леонидовн; ____
ОСОБЕННОСТИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СЕВЕРНОГО И НОРВЕЖСКОГО МОРЕЙ В СВЯЗИ С ЗОНАЛЬНЫМ ПРОГНОЗОМ НЕФТЕГАЗОВОГО ПОТЕНЦИАЛА ЗАПАДНО-АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА РОССИИ
Специальность: 25.00.12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых
Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук
Санкт-Петербург 2007
003057767
Работа выполнена в Федеральном государственном унитарном научно-производственном предприятии по морским геологоразведочным работам «Севморгео» и во ФГУП Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ)
НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ: Доктор геолого-минералогических наук
Ю.Н. Григоренко
ОФИЦИАЛЬНЫЕ ОППОНЕНТЫ: Доктор геолого-минералогических наук
Н.С. Окнова
Кандидат геолого-минералогических наук
А.И. Ларичев
ВЕДУЩАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ: Геологический факультет
Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова
Защита состоится г. в часов на заседании
Диссертационного совета Д 216ДО08.01 при Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ) по адресу: 191104, г. Санкт-Петербург, Литейный пр., 39.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИГРИ.
Автореферат разослан ЛЮ^ТЦ 2007
г.
Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук ^З^А.К. Дертев
Общая характеристика работы Актуальность и новизна исследований
Северо-западные шельфовые нефтегазоносные бассейны России вместе с нефтегазоносными бассейнами (НГБ) Северного и Норвежского морей образуют мощный - более 100 млрд.т н.э. - узел концентрации углеводородов на северо-западной континентальной окраине Евразии
Предметом представляемой научной работы является определение наиболее важных характеристик разноранговых нефтегеологических элементов пассивных континентальных окраин. Более подробно рассматриваются хорошо изученные нефтегазоносные бассейны Северного и Норвежского морей
Выявление и оценка зон нефтегазонакопления (ЗНГН), являющиеся завершающей стадией регионального этапа геологоразведочных работ на нефть и газ, имеют большое практическое значение. Характеристика зон доказанного нефтегазонакопления в наиболее изученных и освоенных бассейнах Северного и Норвежского морей, а также количественный анализ зон доказанного нефтегазонакопления пассивных окраин по всему миру (Зоны нефтегазонакопления..., 2002) с определением их параметров, закономерностей формирования и размещения, несомненно, способствуют совершенствованию научных основ зонального прогноза нефтегазоносности на отечественных акваториях. Кроме того, площади зон нефтегазонакопления в большинстве случаев соразмерны с лицензионными участками, что позволяет более обоснованно оценивать богатство их недр и таким образом влиять на процессы лицензирования.
При достаточно продолжительном и плодотворном изучении вопросов зонального нефтегазонакопления, собственно прогноз зональных скоплений углеводородов (УВ) в морских НГБ еще не получил должного развития. Представляемая работа является одной из первых, в которых сформулированы предложения и осуществлен количественный прогноз ЗНГН. В результате использования сравнительно-геологического метода прогноза и геолого-статистических данных по нефтегазоносным бассейнам Мира, на акватории Карского и Баренцева моря выделены и оценены доказанные и прогнозные зоны нефтегазонакопления, в наиболее значительных из которых предполагается открытие крупных и уникальных месторождений нефти и газа
Основные задачи данной работы:
1 Изучение нефтегазоносности недр пассивных континентальных окраин (КО) северной Атлантики и северо-западной Арктики.
2. Выделение и развернутая характеристика эталонных зон нефтегазонакопления в бассейнах северной Атлантики (Северное и Норвежское моря).
3. Анализ факторов формирования и размещения нефтегазовых скоплений в шельфовых бассейнах пассивной континентальной окраины северной Атлантики и северо-западной Арктики.
4. Выделение и оценка предполагаемых и доказанных зон нефтегазонакопления северо-западных шельфов России.
Защищаемые положепия
1. Геология и нефтегазоносность Северного и Норвежского морей позволяют рассматривать и привлекать их в качестве эталонных для разноуровневой (разноранговой) оценки перспектив нефтегазоносности северо-западных акваторий России - Баренцева и Карского морей. Определяющими элементами сравнения и богатства недр этих морей являются принадлежность североевропейских и западно-арктических акваторий к структурам раннеокеанической стадии развития пассивной окраины Евразии и активный рифтогенез, предшествовавший становлению на шельфах крупнейших нефтегазоносных бассейнов
з
2. Основу изучения нефтегеологических особенностей Северного и Норвежского морей и подготовки эталонных данных для детального прогноза нефтегазоносное™ составили впервые проведенные в этих акваториях выделение и ресурсно-геологическая оценка 33 зон доказанного нефтегазонакопления, которые объединяют более 100 морских месторождений нефти и газа В результате были созданы условия для привлечения геолого-статистических данных и прямых сравнительно-геологических аналогий при выделении и количественной ресурсной оценке прогнозных зон нефтегазонакопления в отечественных НГБ.
3. Изучение зон нефтегазонакопления в НГБ Северного и Норвежскою морей подтвердило, что главными факторами формирования, размещения и крупности скоплений УВ этого ранга являются: историко-геологический, литолого-палеогеографический, структурно-морфологический факторы. Результаты изучения зон уточнили показагели средней по величине зоны нефтегазонакопления в раднеокеанических НГБ пассивных континентальных окраин (геолого-статистический эталон) и охарактеризовали величины и размещение средней, максимальной и наиболее распространенной зоны в Североморском НГБ (региональный эталон). Было установлено превалирующее размещение зон в границах палеорифтов или вблизи пих.
4 На основе геолого-статистического и регионального эталонов с привлечением факторных данных по нефтегазоносности в мезозойских отложениях пяти нефтегазоносных областей (НТО) Баренцева моря и трёх НГО Южно-Карского региона выделены и ресурсно оценены 42 зоны нефтегазонакопления. В части из них, исходя из параметров выделенных зон, прогнозируется открытие крупных и уникальных месторождений. Подобно эталонным регионам, зоны нефтегазонакопления в отечественных бассейнах располагаются в пределах или вблизи рифтов. Крупнейшие из них соразмерны, а по газу даже превышают зоны углеводородонакопления Северного и Норвежского морей
Практическая значимость
В результате проведенного исследования подготовлены эталонные данные по шельфовым бассейнам Северного и Норвежского морей и предпринята попытка детального прогноза нефтегазоносности западно-арктических отечественных акваторий. Соразмерность площади выделенных на российской акватории зон и лицензионных участков открывает прямой путь к использованию зональных характеристик в нефтегеологических оценках объектов лицензирования. В Баренцево-Карской и ЗападноСибирской НГП (экваториальная часть) были выделены и ресурсно оценены предполагаемые и доказанные зоны нефтегазонакопления.
, Апробация работы
Материалы по теме проведенного исследования докладывались на международных конференциях: (¿Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море» (С-Петербург, 1996г.), «Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы Дальневосточного экономического района, углеводородных ресурсов шельфа морей Северо-Востока и Дальнего Востока России» (Хабаровск, 1998), «Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы Северо-Западного экономического района Российской Федерации» (С-Петербург, 1998), «Перспективы развитая и освоения топливно-энергетической базы Северо-западного экономического района Российской федерации», (С-Петербург, 2000), «Exploration and Production Operations In Difficult and Sensitive Areas» - VNIGRI/AAPG regional international conference (St-Petersburg July 15-18. 2001), «Арктическая нефть» (Мурманск, 2002), 32-nd International Geological Congress, Florence (August 20-28, 2004), «Нефть, газ Арктики» (Москва, 2006), включены в монографию «Зоны нефтегазонакопления окраин
континентов» и опубликованы в 9 статьях, в том числе в рекомендуемом ВАК журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений»
Структура и объем диссертации
Работа состоит из введения, шести глав, заключения и списка литературы из 94 наименований Общий объем диссертации составляет^КЗ страниц, включая 10 таблиц и 23 рисунка.
Благодарности
Диссертация выполнена на предприятиии ФГУНПП «Севморгео» и в отделе прогноза нефтегазоносности акваторий, Дальнего Востока и Восточной Сибири Всероссийского нефтяного научно-исследовательского геологоразведочного института (ВНИГРИ). Автор признателен за внимание и неоценимую помощь в работе своему научному руководителю доктору геолого-минералогических наук Юрию Николаевичу Григоренко.
Автор выражает благодарность за советы, помощь в работе сотрудникам ВНИГРИ Л.И Жуковой, Е.А. Маргулис, Ю.Н. Новикову, B.C. Соболеву, сотрудникам «Севморгео» В М. Безрукову, И.Ю. Ншркурпву Аптпр тяк-жр благодарен за моральную поддержку члену-корреспонденту РАН В.А. Мироненко, д г.-м н. М.Л.Вербе.
Содержание работы
Глава 1. Некоторые аспекты методики зонального прогноза нефтегазоносности шельфовых акваторий
Данная глава содержит краткое изложение методики, использованной при выделении и последующем изучении зон доказанного нефтегазонакопления в НГБ Северного и Норвежского морей, и затем для детального прогноза нефтегазоносности северо-западных акваторий России. Более подробно методика описана в монографии «Зоны нефтегазонакопления окраин континентов» (2002). Следует обратить внимание на объективные трудности зонального прогноза в условиях акваторий, которые связаны с общим несовершенством теоретико-методической базы детального прогноза, своеобразием большинства морских НГБ как особой категории нефтегеологических объектов переходных областей на стыке континентов и океанов, с недостаточной буровой изученностью бассейнов
Методика основана на использовании учения о континентальных окраинах как специфических областях нефтегазообразования и нефтегазонакопления, на применении нового, единого принципа выделения зон и генетического анализа источников нефти и газа в прогнозе скоплений УВ разного фазового состава. Ключевым элементом прогноза является подготовка зональных эталонов на основе ресурсно-геологического анализа доказанных зон нефтегазонакопления в хорошо изученных НГБ Мира, принадлежащих современным КО Выделение таких объектов изучение их параметров, условий формирования, особенностей размещения и фазового состояния УВ позволили создать развёрнутую систему геолого-статистических, региональных и зональных эталонов и показателей для детального прогноза нефтегазоносности акваторий.
При этом зона нефтегазонакопления понималась как природное скопление закономерно связанных друг с другом различных по крупности месторождений, ограниченное областями их отсутствия или значительного удаления друг от друга, с убыванием к границам зоны плотности ресурсов УВ и этажа нефтегазоносности. В качестве объектов прогноза выделялись и оценивались группы локальных объектов, ожидаемых и открытых месторождений, которые оценивались методами сравнительно-геологических аналогий, исходя из геолого-статистических показателей зон нефтегазонакопления в НГБ окраин континентов, характеристик идентичных по рангу
скоплений в региональных эталонах (Северном и Норвежском морях) и доказанных зон нефтегазонакопления и факторов их формирования в оцениваемых бассейнах
Кардинальным отличием осуществленного нами детального (зонального) прогноза нефгегачоносности морских недр является осуществление количественной ресурсной оценки выделенных зон нефтегазонакопления и прогноз ожидаемых в этих зонах наибольших месторождений. Использованная методика позволяет количественно охарактеризовать число, углеводородный состав и разнообразные параметры картируемых зон нефтегазонакопления на основе аналогизации с данными по зарубежным акваториям и привлечения сведений по нефтегазовой геологии и коэффициенту открытий в оцениваемых провинциях. Для Баренцево-Карской НГП этот последний показатель варьирует в диапазоне значений 0,5 - 0,8; для Южно-Карской акватории он может быть принят в близких значениях.
Оптимальный набор зональных характеристик для доказанных и прогнозируемых объектов включает: число локальных объектов и месторождений в зоне, её площадь, геологические ресурсы и фазовый состав УВ, плотность (концентрацию) ресурсов, этаж нефтегазоносности, возраст коллектора. Показательным является количество и размещение зон в НГБ и соответствующих НГК, их позиция по отношению к очагам нефтегазообразования и др.
'' Для зонального прогноза в НГБ переходных областей, чаще не захватывающих суш^ и значительно менее освоенных, подбираются внешние эталоны; при этом учйтывается не юлько их изученность, но и положение последних в эволюционно-генетической классификации нефтсгеологических элементов континентальных окраин. Эталонные НГБ и зоны обязательно должны принадлежать к нефтегеологическим элементам тех же групп континентальных окраин, что и оцениваемые объекты.
Процедура выделения и оценки эталонных зон доказанного нефтегазонакопления включает: 1) изучение разреза НГБ с выделением нефтегазоносных комплексов; 2) районирование НГБ с оконтуриванием зон по каждому комплексу и (или) чехлу в целом; 3) конкретизацию фазового состава углеводородов в зонах и его изменений в пределах НГБ; 4) ресурсную оценку зон доказанного нефтегазонакопления путем суммирования данных по открытым месторождениям; 5) синтез важнейших характеристик ЗНГН.
В данной работе месторождения Северного и Норвежского морей, находящиеся на пассивной континентальной окраине Атлантики, были объединены в зоны и ареалы зон нефтегазонакопления, после чего были подсчитаны основные количественные характеристики запасов углеводородов в них и рассмотрены основные факторы, влияющие на распределение запасов УВ.
В итоге, главной информацией по зональным объектам внешних эталонов стали сведения о распределении зон доказанного нефтегазонакопления то крупности: о средних параметрах этих зон в НГБ, о ресурсах наиболее распространенных здесь зональных объектов, о максимальной по запасам зоне, а также о фазовом составе УВ в зональных скоплениях.
Прогноз зон нефтегазонакопления возможен только после выявления на оцениваемой акватории основной части ловушек нефти и газа. Природные скопления сближенных ловушек, оконтуренные по приведенным выше эмпирическим правилам выделения зональных объектов, и становятся предметом дальнейшей оценки.
Несомненно, наибольшая достоверность оценки достигается при зональном прогнозе тех НГБ акваторий, которые обычно продолжаются на сопредельной суше. Здесь, наряду со «статистическим» направлением прогноза с привлечением данных по внешним эталонам - окраинно-континентальным НГБ, возможен параллельный, уточняющий прогноз по схеме «суша-море» на основе внугрибассейновых аналогий.
В настоящей работе данные зональной оценки с использованием внутрибассейновых аналогий привлекались для дополнения итогов оценки зон вероятного нефтегазонакопления в Южно-Карской акватории, включая губы и заливы Карского моря.
Таким образом, зональный прогноз НГБ осуществляется на комплексной основе. Её составляют эмпирические критерии, модельные построения и первые, достаточно ограниченные, но крайне важные первичные количественные данные по геологическим и геохимическим условиям оцениваемых акваторий - главным образом, по ловушкам, строению разреза, размещению возможных очагов нефтегазогенерации и геохимическим особенностям осадочной толщи.
В результате анализа ресурсно-геологических и геохимических данных по эталонному НГБ и группе однотипных бассейнов соответствующего этапа развития окраин формируется пространственно-ресурсная вероятностная модель зональной оценки.
На основе модели в оцениваемом нефтегазоносном бассейне прогнозируется: возможное число зон и их соответствие нефтегазоносным комплексам разреза, ожидаемая величина средней зоны, крупность и размещение наиболее распространённых и максимальных по ресурсам зон нефтегазонакопления.
Глава 2. Характеристика нефтегазоносных провинций и бассейнов северо-западных акваторий Евразии
Баренцевский нефтегазоносный бассейн, являясь частью Барепцево-Карской нефтегазоносной провинции (НГП), входит вместе с Норвежско-Баренцевским, Норвежским и Североморским бассейнами в протяженный пояс окраинных бассейнов Евразии, содержащих огромный объем углеводородных ресурсов. Формирование этих осадочных бассейнов связано с эволюцией переходных областей континент-океан. Наряду с неоднократно проявлявшимся рифтогенезом, пассивные континентальные окраины Евразии, при всем их разнообразии, объединяет ряд общих характеристик, таких как значительная мощность осадочного выполнения, сходные особенности строения осадочного чехла и др.
Н.А. Богданов и В.Б. Хаин (2002) отмечают схожесть Арктического и СевероАтлантического шельфов и их отличие от таковых в Центральной и Южной Атлантики. В северо-восточной Атлантике и на Евроазиатском шельфе Арктики пассивные континентальные окраины достигают более 500 км в поперечнике. Практически повсеместно в этих регионах фундамент шельфовых областей образован не докембрийскими кратонами, как на юге Атлантики, а мозаикой тектонических блоков различного возраста. Все основные элементы фундамента разделяются крупными сутурами, которые по данным сейсмического профилирования прослеживаются вплоть до поверхности Мохо. Наибольшей изученностью и доказанными запасами углеводородов в пределах пассивной подводной окраины северо-западной Европы характеризуются нефтегазоносные бассейны Северного и Норвежского моря.
В настоящее время в НГБ Северного моря открыто около 300 месторождений нефти, газа, газоконденсата. При значительной площади - свыше 500 тыс. км2 и начальных геологических ресурсах в 21-25 млрд. т н.э., Североморский мегабассейн является основной нефтегазодобывающей провинцией Западной Европы. По данным на 1995 год, в результате разведочных работ в английском и норвежском секторах было пробурено 565 разведочных скважин, из них 350 - в английском секторе и 215 - в норвежском. Тесная связь с северным районом Северного моря, сходство геологического разреза, значительная мощность осадочного чехла, выявленные промышленные скопления углеводородов свидетельствуют о высокой перспективности Западно-Норвежского бассейна для поисков нефти и газа. Между этими бассейнами было открыто крупное месторождение Ормеп Ладж. Его запасы оцениваются в 314,7 млрд.м3 газа. Площадь Западно-Норвежского бассейна около 270 тыс.км2; углеводородные ресурсы оцениваются в 6,8-8,7 млрд.т н.э.
Большой объем работ, проведенных в этих морях, послужил основой для многочисленных публикаций. Геологии и нефтегазоносности НГБ Северного моря и
Западно-Норвежского НГБ посвящены работы R.M. Pegrum, G. Rees, D. Naylor, B.S. Cooper, P.C Barnard, R.A Baird, J.C. Goff, P. Ziegler, O.B. Nielsen., S. Sorensen., J. Thiede., O. Skarbo, J. Karlsson, NB. Hollander, J.-O. Koch and О.Я. Heum, W. Odden, атлас "Нефтяные и газовые месторождения Северного моря", выпущенный группой Robertson, сборники докладов, посвященные Северному морю, "Геология континентального шельфа Северо-Западной Европы" - под ред. В.И. Высоцкого, работы H.A. Крылова, Ю.К.Бурлина, Л.И. Лебедева, М.В. Калугина, И.Н. Полкановой, К.Н. Кравченко, В.А Левченко, E.H. Востокова., О.Д. Корсакова.
Хорошая геолого-геофизическая изученность Северного и Норвежского морей и наличие большого числа материалов по этому району позволяет всесторонне рассмотреть его геологическое строение, особенности и факторы нефтегазоносности, выделить зоны нефтегазонакопления и подготовить региональные и зональные эталоны для оценки менее изученных бассейнов пассивных континентальных окраин России.
, .2.1. Северное море
По своему географическому положению Северное море является шельфовым бассейном Атлантического океана. Его протяженность от края континентального шельфа у Щетландских островов до южного берега составляет около 1000 км, а максимальная ширина между Великобританией и Данией 600 км. В пределах Северного моря обычно выделяются три нефтегазоносные области (НТО): Южная, Центральная и Северная. В настоящей работе рассматриваются две последних, т.е. Центральная, включающая Центральный грабен и бассейн Морэй-Ферт с прилегающей акваторией, и Северная, включающая Вое гочно-Шетландскую впадину и грабен Викинг, а также площадь между фабеном Викинг и платформой Хорда. Эти НГО в максимальной степени отвечают нефтегеологическим элементам пассивных континентальных окраин, тогда как южная НГО с ее солянокупольными месторождениями несомненно принадлежит континентальному блоку. Доминирующей структурой в Североморском НГБ является сквозная Срединно-Североморская рифтовая система субмеридионального простирания, проходящая вдоль осевой линии Северного моря с севера на юг.
Нефтегазоносность Северного моря имеет достаточно широкий стратиграфический диапазон. Ловушки чаще встречаются в юрских, нижнемеловых, палеогеновых коллекторах, а также имеют пермский, триасовый и даже девонский возраст (месторождение Бучан). Немаловажное значение для формирования и распределения УВ в бассейне Северного моря имеет выдержанное распространение зрелых нефтематеринских пород верхнеюрского возраста, которое в общих чертах совпадает с границами распространения крупнейших грабенов. Опубликованные работы говорят о том, что в центральной и северной частях Северного моря нефтематеринские породы расположены внутри юрско-нижнемелового интервала, причем, киммериджские верхнеюрские глины являются основными нефтематеринскими породами. Также могут быть продуктивными аргиллиты батского (J2) и тоарского (Ji) ярусов. В грабене Викиш мощные аргиллиты свиты хитэр (J2 -J3) являются газоматеринскими.
Наиболее крупными нефтяными месторождениями в Северной и Центральной НГО Северного моря являются Статфиорд, Фортис, Экофиск, Пайпер, Монгроуз и др. Месторождения связаны с крупными пологими брахиантиклинальными складками. Тип коллектора как терригенный, так и карбонатный. Северная НГО имеет наибольшие запасы нефти и газа. Основные продуктивные горизонты находятся в среднеюрских и палеоценовых отложениях. Характерной чертой разреза является наличие двух структурных этажей: нижнего - доверхнемелового, и верхнего, сложенного породами верхнего мела и кайнозоя. Нижний структурный комплекс характеризуется блоковым строением и сильной раздробленностью. Основные нарушения вытянуты вдоль оси грабена Викинг. Большинство выявленных здесь месторождений имеют однотипное строение. Они приурочены к крупным антиклинальным складкам, находящимся над приподнятыми блоками фундамента.
2.2. Норвежское море
Западно-Норвежский бассейн находится на непосредственном продо шении мегабассейна Северного моря и охватывает шельф и часть континентального склон! вдоль побережья Норвегии. Он является типичным представителем НГБ пассивных КО. В составе НГБ на континентальном склоне выделяются впадины Море и Веринг, восточнее
- уже на шельфе - террасы Хальтен и Донна, и обрамляющие их блоковые поднятия Фройя и Склина (южное и северное), «хребет» Нордленд, а в прибрежной полосе бассейна
- «платформа» Тронделанг.
В разрезе мезозойско-кайнозойской осадочной толщи четко выделяется два крупных структурных комплекса: нижний (доверхнемеловой) разбитый системой разрывных нарушений на серию горстов, грабенов и отдельных блоков, и верхний слабодислоцированный, плащеобразно перекрывающий нижний. Он сложен верхнемеловыми и кайнозойскими породами. Указанные два комплекса отчетливо фиксируются сейсмическими работами и бурением практически по всему рассматриваемому бассейну. Видимо, формирование нижнего структурного комплекса связано с процессами рифтогенеза, которые в этой части Атлантического океана завершились в конце раннемелового времени.
Нефтегазоносная область в центральной части Норвежского моря пока выд ;ляется только одна и ограничивается в структурном отношении террасой Хальтен и прилегающей площадью. Характер выявленных в районе ловушек, по H.A. Крылову с соавторами (1988), почти аналогичен тем, что известны в грабене Викинг Северного моря. Это линейные горстовые поднятия и куполовидные складки, осложненные разрывными нарушениями, с площадями до 100 км2 и более. Амплитуды складок, иногда превышают 100 м.
Нефтегазоносные горизонты имеют нижне-среднеюрский возраст. На едишчных площадях установлены залежи УВ в верхнеюрских (месторождение Дроген) и верхнемеловых (месторождение Сморбук) отложениях. В качестве источников газа и газоконденсата рассматриваются раннеюрсхие углесодержащие породы; нефтематеринской считается позднеюрская свита спекк.
2.3. Баренцево море
Среди морей Российской Арктики Баренцево море является наиболее изученным. Геологическое строение Баренцевоморского шельфа характеризуют материалы площадных региональных магнитометрических и гравиметрических гъемок, многочисленные сейсмические профили МОВ-ОГТ, единичные геотраверзы, отработанные по методике ГСЗ-КМПВ, результаты глубокого опорно-параметрического и нефтегазопоискового бурения и геологические исследования на прилегающих территориях.
Все эти материалы наряду со многими другими послужили основой для многих опубликованных работ по геологии и нефтегазоносности Баренцевоморского шельфа. Данные вопросы освещены в работах И.С. Грамберга, В. Харланда, Р.Г. Гарецкою, Ю.Е. Погребицкого, В.Д. Дибнера, M.JI. Вербы, Г.И. Гапоненко, Ж. Фалейде, Б В. Сенина, Э.В. Шипилова, Н.Я. Кунина, Е.Г. Бро, A.B. Ступаковой; статьях И.С. Грамбер1а, О.И. Супруненко, Ю.В. Щипелькевича, Б.А. Клубова, В.М. Безрукова, Ю.Н. Григоренко, B.C. Соболева, Е.В. Захарова, И.Б. Кулибакиной, J1.A. Дараган-Сущовой, А.Д. Павле гкина и ДР-
Осадочный чехол Восточно-Баренцевского бассейна включает в себя отложения от середины рифея до современных. Формирование осадочного чехла сопрово вдалось рифтогенной деструкцией коры, что выразилось в образовании структур растя-кения в виде авлакогенов и протяженных систем грабенов. В современном тектоническом плане центральное положение в российской части бассейна занимает Восточно-Баренцевский рифтогенный мегапрогиб, протягивающийся с юга на север на расстоянии 1000 - 1100 км.
Рифтогенный прогиб окружен ступенями приграничных флексурно-сбросовых поясов. На юге такой зоной сопряжения с Гимано-Печорской плитой выступает Мурманско-Куренцовская моноклиналь, а на востоке, в области сочленения с Пайхойско-Новоземельской складчатой системой - Гусиноземельская ступень На западе мегапрогиб граничит с областью Централько-Баренцевских поднятий, состоящей из блоков Фйнмаркенского (Федынского), Центрального и Персея. Эта область разделяет регион Баренцева моря на две контрастные провинции мезозойского осадконакопления -западную и восточную.
Большая часть мощности отложений, заполняющих мегапрогиб, приходится на верхнепермско-мезозойский комплекс - до 14-15 км. В его составе в качестве основных структур выделяются Южно- и Северо-Баренцевская впадины, разделенные Штокмановско- Лунинской седловиной. Для этого комплекса отложений характерны высокие скорости осадконакопления, развитие клиноформ и значительное количество мйШатических образований основного состава. Фациальный состав меняется от лагунно-кОнтйнентального на юге до мелководно-морского на севере. Подстилаются эти отлс/жения карбонатными породами каменноуголыю-раннепермского возраста, которые в центральной части Южно-Баренцевской впадины замещаются глинистыми деПрессионными фациями. Верхнедевонско-каменноугольный подкомплекс прослеживается на большей части шельфа, исключая депоцентры Южно-Баренцевской и Северо-Баренцевской впадин, и характеризует нижнюю часть разреза карбонатной платформы. Особый интерес в пределах мегапрогиба представляет Штокмановско-Лунинская седловина, где с открытием двух гигантских газоконденсатных -Штбкмановского и Ледового - и крупного газового - Лудловского - месторождений установлен значительный по масштабам газоносности район, выдвигаемый в качестве первоочередного для освоения ресурсов углеводородов на акваториях России. Залежи УВ здесь выявлены в юрско-меяовом комплексе. Многопластовые месторождения приурочены к локальным структурам.
Норвежско-Баренцевский осадочный бассейн имеет широтное простирание. На севере он ограничен нечетко - по зоне субширотных разломов в палеозойском комплексе отложений. На юге, со стороны Балтийского щита, его граница проводится по зоне разломов Тромс-Финмарк - системе ступенчато погружающихся сбросов. Западная граница - континентальный склон Северной Атлантики, восточная граница - зона Центрально-Баренцевских поднятий. Основные структуры: прогибы Тромсо, Хаммерфест, Бьорна, Нордкап, плато Бьермелэнд и поднятия Лоппа и Стаппен. Все открытые газовые месторождения здесь связаны с юрскими и верхнетриасовыми отложениями в прогибе Хаммерфест. Большинство месторождений содержит только газ. Однако, на месторождении Снохвит с запасами газа 101,7 млрд. м3 скважиной 7121/4-1 был вскрыт маломощный нефтеносный горизонт. По данным Норвежского Нефтяного Комитета, начальные суммарные ресурсы УВ в норвежской части Баренцева моря составляют на 01.01.2004 г. 1207 млн. т н э.
Потенциальными источниками углеводородов в норвежской части Баренцева моря считаются верхнеюрские сланцы свиты хеккинген с содержанием Сорг. до 20% и мощностью от 100 до 400 м, а также сланцы нижнетриасового и среднетриасового возраста свит клэппмисс и кобб.
2.4. Карское море
t В пределах бассейна Карского моря наиболее изучена его южная часть - ЮжноКарская синеклиза, а также его губы и заливы в пределах Ямальской и Гыданской НТО. Для них характерны трехъярусное строение: гетерогенный фундамент, сложенный дорифейским метаморфическим струкгурпо-формационным комплексом; промежуточный комплекс (или доюрское основание), представленный вулканогенно-осадочной толщей, возраст которой оценивается болышшетвом исследователей как палеозойско-триасовый, а
мощность от сотен метров до 2-4 км, собственно плитный комплекс, мощностью до 14 км, включающий отложения от триасового до кайнозойского возраста. Основание осадочного чехла в границах бассейна погружено до 12-14 км, а возможно и более. В центральной части синеклизы существует несколько приподнятых блоков основания, над которыми суммарная мощность осадочного чехла сокращена до 6-8 км. Блоки разделены узкими грабенами, которые соответствуют северному замыканию Западно-Сибирской ррфтовой системы.
На акватории продуктивность пока установлена только для мелового комплекса, представленного неравномерным чередованием глин, песчаников и алевролитов Этажи нефтегазоносности составляют от 450 до 1000 м. По аналогии с северными районами Западной Сибири перспективы нефтегазоносности на шельфе связываются и с крскими отложениями, а также с песчаными пачками в неокомской глинистой толще, где наряду со структурными, предполагается широкое развитие неструктурных ловушек. Газоконденсатные месторождения, выявленные в юго-западной части бассейна »шлются уникальными. Это Ленинградское и Русаковское месторождения. Оба месторождения приурочены к огромным куполовидным поднятиям.
Пассивные континентальные окраины Евразии обладают целым радом отличительных черт, что позволяет сопоставлять нефтегазоносные ба:сейны, находящиеся в пределах этих окраин. Прежде всего, все они относятся к кзупным осадочным депрессиям, имеющим как внушительные линейные размеры, так и большую мощность осадочного чехла. Кроме того, осадочные депрессии залегают на разнс родном основании. Граница между континентальной корой и корой переходного типа проходит во многих случаях по глубинному разлому. Для подавляющего большинства таких де трессий характерно присутствие в осадочном чехле двух структурных комплексов: нижнего, имеющего блоковое строение, состоящего из серии горстов и грабенов, и верхнею слабо дислоцированного, несогласно залегающего на нижнем. В районе шельфа верхний структурный комплекс залегает субгоризонтально. Нижний сгруктурный комплекс в силу особенностей строения и формирования называют рифтогенным, а Еерхний, представленный, в основном, отложениями открытого моря, талассогенным.
Выявленная к настоящему времени нефтегазоносность пассивных окраич также обладает рядом специфических особенностей. Например, часто отмечается весьма близкий стратиграфический интервал коллекторских толщ. Так, в северной части Северного моря, Западно-Норвежском бассейне, Барепцевском бассейне коллекторские толщи приурочены к юрским отложениям, в Южно-Карском бассейне нефтегазет- осность связана с юрскими и меловыми отложениями. В пределах пассивных континентальных окраин широко развиты ловушки, связанные с блоками, возникшими при обруиении, -складками обрушения. Кроме структурных ловушек, существенная роль прин щлежит комбинированным и неструктурным ловушкам. Если говорить о нефтематеэинских породах, то для всех исследуемых нефтегазоносных бассейнов характерен тип сви г 11м, I и Шоз. (шельфовые и верхнесклоновые отложения, доманикиты разного состава, озерные образования). Кроме того, во всех бассейнах присутствует верхнеюрская толща черных радиоактивных глинистых сланцев, которая является либо нефтематеринской (при достаточной степени зрелости органического вещества), либо только флюидоупорэм.
Согласно концепции И.С. Грамберга (1998), каждой стадии развития океанов свойственно свое соотношение между главными факторами оксанообр; новация (рифтогенезом, спредингом, магматизмом), а также другие признаки, темпы обг овления океанического дна, морфологический облик океана (глубина вод, площадные размеры, характер рельефа), тектонический тип континентальных окраин, скорости осадконакопления, мощность осадочного чехла, масштабность нефтегазонакопления и рудообразования Начальные фазы формирования современных океанов Земли приходятся на геологические периоды, которые известны широким развитием рифтогенеза. Это поздний рифей для Тихого океана, триас для Индийского и
И
Атлантического океанов, поздний мел - палеоген для Северного Ледовитого океана. Таким образом, на континентальных окраинах молодого Северного Ледовитого океана распространены бассейны, которые значительно старше самого океана. Эти древние осадочные бассейны заимствованы от предшествующего этапа тектонического развития. Именно этой особенностью стадийного развития океанов объясняется более высокий потенциал нефтегазоносности окраин Северного Ледовитого океана. Его континентальные окраины в основном сохраняют ранее накопленные ресурсы нефти и газа.
Глава 3. Ресурсно-геологическая характеристика зон нефтегазонакопления в Северном и Норвежском морях
Хорошая геолого-геофизическая изученность Северного моря и наличие большого числа материалов по этому району позволило всесторонне рассмотреть его геологическое строение, особенности и факторы нефтегазоносности. В итоге были оконтурены зоны нефтегазонакопления, охарактеризованы параметры этих зон, которые были использованы при выделении зон на отечественных акваториях.
3.1. Северное море
В Североморском НГБ было выделено 26 зон нефтегазонакопления. Количество месторождений в зонах колеблется от 3 до 20. По всем зонам были проанализированы такие параметры, как площадь зоны, фазовое состояние углеводородов (УВ), геологические ресурсы УВ, плотности геологических ресурсов, возраст коллектора и др.
При рассмотрении количественных характеристик зон и их распределения по акватории Северного моря отчетливо выделяется четыре основных "узла" с наибольшей концентрацией ресурсов. Это 1) ареал вокруг зоны Статфиорд в Восточно-Шетландском бассейне на севере; 2) район зоны Фортис в центре Северного моря (так называемая, зона "тройного сочленения" на пересечении структурных элементов); 3) район зоны Экофиск, расположенной в Центральном грабене на юге рассматриваемого региона; 4) район вокруг газового гиганта Тролл.
,, Основные зоны нефтегазонакопления центральной и северной частей Северного моря связаны с областями развития триасово-мелового рифтогенеза.
В результате проведения анализа зон в пределах Северной НТО выделяется Северный ареал зон нефтегазонакопления (ЗНГН), включающий Восточно-Шетландскую впадину и акваторию, расположенную между северной оконечностью грабена Викинг и платформой Хорда, и ареал ЗНГН грабена Викинг. В пределах Центральной НТО выделяется ареал ЗНГН Центрального грабена, как такового, и ареал ЗНГН Форгис, расположенный на площади "тройного сочленения" Фортис, в месте пересечения грабена Викинг, Центрального грабена и впадины Морэй Ферт.
Северная нефтегазоносная область
Северный ареал ЗНГН объединяет шесть зон размерами от 665 до 2008 км2 с числом месторождений от 5 до 20 в каждой (табл.1). Этот ареал зон содержит основные ресурсы УВ юрских отложений Северного моря. Небольшая продуктивность связана и с коллекторами триаса. Максимальные этажи нефтегазоносности в ареале - до 900 м. Самая крупная зона в ареале Статфиорд имеет плотность геологических ресурсов 2518 тыс.т/км2.
В Северном ареале ЗНГН коллекторы имеют преимущественно юрский возраст. Исключительному богатству этого ареала способствовало сочетание структурного и литолого-палеогеографического факторов. Наибольшая для Северного моря мощность свиты киммериджских глин, находящихся на стадии нефтематеринской зрелости, имела большое значение для формирования самых крупных зон и месторождений нефти и газа. Также важную роль играло наличие здесь чрезвычайно выдержанных и качественных коллекторов - свиты брэнт, свиты статфиорд.
Таблица 1
Характеристика зон нефтегазонакопления Североморского НГБ
№ п/ п Название зоны и ее номер на карте Площадь зоны (кмг) Кол-во м-ний в зоне Фазовое состояние УВ в зоне Геологические ресурсы УВ в зоне (млн.т н э) Плотности геологич. ресурсов в зоне (тыс т/ км2) Глубина залегания верх залежи (м) Этаж нефтегазоносное™ (м) Возраст коллектора Наибольшее м-ние зоны (н,к, -млн т, г - млрд.м3 -извлекаемые запасы)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
I - Северный ареал
1 Магнус (1) 1024 12 н 1317 1286 2700 нет данных среднеюрский Magnus, н-81,6
2 Статфиорд (2) 1140 9 н 2871 2518 2350 600 нижне-среднеюрский Statfiord, н - 569,5; г - 56,4 (попут.), г/к -14
3 Ниниан (3) 3343 20 н+г 1774 630 2780 400 среднеюрский Ninian; н - 204,0
4 Гульфакс(4) 665 5 н+ гк 1054 1585 1740 900 среднеюрский Gullfacs, н - 314 8; г- 21,2, г/к - 2
5 Осеберг (5) 1949 8 н -t- гк 1255 644 2100 -II- нижнеюрский, верхнеюрский Oseberg, н -337, к - 8; г - 34
6 Тролл (6) 2008 6 г 2220 1105 1315 230 средне-верхнеюрский Troll, н- 148,5, г-1670
Средние по ареалу 1688 10 1749 1390
II - ареал Викинг
7 Фриг (7) 570 6 г, гк 606 1063 1800 170 палеоценовый Fngg, г-120,0;к-60,0
8 Берилл (8) 1331 12 н+г 764 574 нет данных нет данных юрский, палеоценовый Beryll, н- 108,8
9 Хеймдал (9) 248 4 г, гк 318 1282 1830 нет данных палеоценовый Heimdal, а-5,9; г-44,6
10 Брае (10) 2173 18 н, нг, г 917 422 нет данных нет данных верхнеюрский Brae S , н - 80,7, г-36,8
11 Слейпнер(П) 792 7 г, гк 659 832 3100 нет данных палеогеновый, верхнеюрский Sleipner; г-125,5; к-31,4
12 Балдер(12) 671 7 н, гн 135 201 1950 нет данных юрский, триасовый Balder, н- 26,7, г-1,6
Средние по ареалу 964 9 565 586 1 1 1 1
1 1 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | И
III - ареал Фортис
13 Пайпер (13) 1637 19 н 980 599 2320 400 юрский, нижнемеловой Piper, н-139,4
14 Рини (14) 806 6 н 119 148 нет данных нет данных юрский, девонский Renee; н - 8,0
15 Эндрю (15) 764 7 Н-н 230 301 -//- -II- юрский Britannia, н-19,0, г-73,6
16 Маурин (16) 137 3 н 195 1423 -II- -II- палеоценовый Maureen, н-34,0
17 Эверест (17) 708 4 гк, г 68 96 -II- -//- палеогеновый Everest; г-30,3
18 Фортис (18) 1269 12 н 1628 1283 2100 150 палеоценовый Fortis, н-272,0
19 Джаннет(19) 1199 16 н 187 156 не! данных нет данных палеогеновый Gannet; н - 44,0
Средние по ареалу 931 10 487 523
IV - ареал Центрального грабена
20 Ула (20) 480 4 н 275 688 нет данных нет данных палеогеновый Ula, н-69,2; г-3,5, к-4,7
21 Джуди (21) 1498 16 нг, гк 398 630 -li- -II- палеогеновый Fulmar, н-72,0
22 Ломонд(22) 845 10 г 195 231 ner данных нет данных палеогеновый Lomond - 46
23 Арджилл (24) 274 3 н 82 299 2745 240 пермо-триасовы й Argill; н - 13,6
24 Экофиск (23) 1303 13 н, гн 2243 1721 2745 1200 верхнемеловой Ekofisk; н - 567 9; г— 211.7; г/к -19 4
25 Харалд (25) 377 5 г, гн 133 352 нет данных нет данных -II- Harald, г-34,3
26 Дан (26) 1650 13 н, гн, г 519 315 1830 110 верхнемеловой, палеогеновый Dan, н - 55,1
Средние по ареалу 918 S 550 598
Примечания: н - нефть, г - газ, к - конденсат
Ареал Викинг
Данный ареал с суммарными геологическими ресурсами нефти и газа в зонах, составляющими 3390 млн т н.э., выделяется полифазным составом углеводородных скоплений и большой ролью кайнозойских, палеоцен-эоценовых коллек"оров в аккумуляции газовых и газоконденсатных ресурсов. В качестве нефтяных резервуаров сохраняют свое значение юрские турбидитовые, реже палеоценовые песчаники наиболее крупных зон западной части района (зона Брае), а также относительно неглубок (1800 -1950 м) залегающие и недостаточно изолированные локальные ловушки сравнительно мелких зон Балд ер и Хеймдал. Однако в наиболее крупных месторождениях (Фригг и Слэйпнер) ресурсы свободного газа резко преобладают. Эти месторождения расположены в непосредственной близости от осевой зоны грабена Викинг по кайнозойским отложениям.
Плотность геологических ресурсов среднерасчетной зоны для ареала Викинг составляет 586 тыс.т/км2. По сравнению с Северным ареалом нефтегазонакэпления, грабен Викинг отличается более скромными величинами зональных геоло:тмеских ресурсов и их плотностей. Возраст коллекгорских толщ юрский и палео еловый. Наибольшей по запасам и плотности геологических ресурсов здесь является зена Брае. Геологические ресурсы составляют 917 млн. т н.э., а плотность ресурсов в зене - 422 тыс.т/км2.
Суммируя данные по наиболее типичным месторождениям Северной НТО, можно сказать, что для зон Северного ареала, в Восточно-Шетландской впадине рсфтяпые месторождения связаны с крупными антиклиналями, нарушенными ра ¡ломами. Отдельные месторождения приурочены к взброшенным и эродированным блок-моноклиналям и принадлежат к типам тектонически и стратиграфически экрани; «ванных УВ-залежей. Ловушки часто приурочены к турбидитовым песчаникам. Тогда как для газовых месторождений в ареале Вшсинг наиболее типичными являются месторождения, приуроченные к куполовидным поднятиям дотретичных пород, где продуктивным горизонтом являются песчаники палеогена.
Центральная нефтегазоносная область
В Центральной НГО выделяется два ареала концентрации ЗНГН - Фортис и Центрального грабена.
Ареал Фортис объединяет семь зон фактического нефтегазонасопления отличающихся резким преобладанием нефти в структуре ресурсов и примерно одинаковой ролью юрских и палеоценовых резервуаров в их аккумуляции. Около 85 % углеводородных ресурсов рассматриваемого ареала сконцентрировано в юрско-нижнемеловом продуктивном терригенном комплексе зоны Пайпер грабена Мор:>й Ферт и в палеоценовых песчаниках зоны Фортис в Центральном грабене.
Суммарные геологические ресурсы зон этого ареала соизмеримы с таковыми для ареала Викинг и составляют 3407 млн т н.э. Плотность средней зоны также весьма близка к таковой в грабене Викинг и составляют 523 тыс.т/км2. Особенностью зон рассматриваемой группы является преобладание относительно небольших по ресурсам зон: в пяти из семи зон геологические ресурсы нефти колеблются по величине от 68 до 230 млн.т.
Ареал зон Центрального грабена содержит наиболее значительный после самой северной группы зон объем зональных геологических ресурсов нефти и газа, составляющих в общей сложности 3612 млн.т н.э. Из семи зон, образующих группу, 63,3% ресурсов связаны с позднемеловыми карбонатными коллекторами крупной зоны Экофиск. С этими же отложениями в зоне Дан ассоциируют еще 14,6 % общих ресурсов всей группы. Около 22 % ресурсов приходится на все остальные 5 зон, где основные продуктивные горизонты связаны с верхнеюрскими, палеогеновыми и отчасти пермо-триасовыми надсолевыми горизонтами.
Для Центрального грабена плотность ресурсов среднерасчетной зоны составляет 598 тыс.т/км .
3.2. Норвежское море
Центрально-Норвежская нефтегазоносная область
В Западно-Норвежском НГБ существует пока только одна нефтегазоносная область В норвежской периодике эта область называется Хальтенбанкен или Центрально-Норвежская область. В ней было выделено семь зон нефтегазонакопления, количество месторождений в которых колеблется от двух до четырех. Область Хальтенбанкен имеет площадь около 60 тыс. км2. Всего здесь было пробурено 114 скважин и к настоящему моменту открыто 18 месторождений. Суммарные ресурсы зон в области оцениваются в 2300 млн. т в нефтяном эквиваленте.
Геологические ресурсы в зонах сопоставимы с зонами нефтегазонакопления грабена Викинг, а по плотностям ресурсов - даже с самыми богатыми зонами в Северном море. Наиболее крупной по плотностям является зона Хейдрун. Она содержит 497 млн. т ресурсов УВ в н.э., а плотность ресурсов в ней составляет 3500 тыс.т/км . Это, вероятно, связано с ее нахождением в области сочленения крупных разломных блоков Сморбук-Хейдрун, Мидгард и поднятия Нордлэнд, а также на границе более крупных структурных элементов террас Хальтен и Донна. По запасам УВ наиболее крупной является зона Сморбук. Она содержит довольно крупные запасы газа (888 млн. т УВ в н.э.). Но плотности ресурсов в этой зоне ниже (720 тыс.т/ км2) (табл.2).
Блоковая структура области сказалась в существенных колебаниях глубины залегания верхних залежей углеводородных скоплений. Наименьшие глубины нефтегазонакопления свойственны зонам на северном и южном окончаниях области (зоны Норн и Дроген), наибольшие - характеризуют зоны центральной и, особенно, западной частей террасы (зоны Сморбук и Тирихенс).
К западу возрастают этажи нефтегазоноспости зон. В крайней западной зоне Сморбук углеводороды обнаружены в 4 горизонтах, тогда как в восточных зонах нефтегазонакопления количество таких горизонтов не более трех.
Почти все зональные группировки области являются смешанными по фазовому состоянию УВ в залежах. Лишь на крайнем юге зона Дроген, объединяющая два месторождения Дроген и 6407/8, а также месторождение Ньёрд, являются скоплениями жидких УВ.
Итак, для Североморского бассейна, мы можем отметить, что количество месторождений в зонах колеблется от 3-х до 20-ти, а геологические ресурсы - от 68 до 2871 млн. т н.э. Плотносга геологических ресурсов в зонах варьируют от 96 до 2518 тыс.т/км2. В среднем по бассейну геологические ресурсы в зоне составляют 814 млн. т н.э., а их плотность - 780 тыс т/км2. Средняя площадь зон составляет около 1100 км2. Наиболее распространенные зоны имеют ресурсы в диапазоне 350-400 млн. т н.э. Возраст коллекторов преимущественно юрский и палеогеновый. Встречаются также меловые и пермо-триасовые вмещающие породы, но они распростанены в гораздо меньшей степени. Средние значения параметров зон доказанной нефтегазоносности в целом близки средним значениям для зон НГБ пассивных окраин на раннеокеаническом этапе. Для Западно-Норвежского бассейна геологические ресурсы средней зоны составляют 328 млн. т н.э., их плотность составляет 1268 тыс.т/км2, площадь средней зоны - 264 км2.
Глава 4. Факторы формирования и размещения зон нефтегазонакопления
4.1. Общие положения
Своеобразие континентальных окраин как переходных областей на стыке континентов и океанов, особенности их строения и формирования, несомненно,
Зоны нефтегазонакопления Западно-Норвежского НГБ
Таблица 2
№ л/п Название зоны и ее номер на карте Площадь зоны (км2) Количество месторож дений в зоне Фазовое состояние УВ в зонах Геологические ресурсы УВ в зонах (млн.т н.э.) Плотности геологических ресурсов в зонах (тыс.т/ км2' Глубина залегания верхней залежи (м) Возраст коллектора Наибольшее месторождение зоны Извлекаемые запасы наибольшего месторождения (н-млн.т,г-млрд.м3)
1 Норн, (1) 212 4 н+г 245 1156 366 среднеюрский Nome н -68,8; г -15,0; г/к-1,1
2 Хейдрун, (2) 142 2 н+г 497 3500 1985 нижне-среднеюрский Heidrun н - 157,2;г-19,9; г/к-0,1
3 Сморбук, (3) 637 4 н+г 888 720 3770 нижне-среднеюрский Aasgard н-55,3, г-198; г/к - 70
4 Тирихэнс, (4) 135 2 Г+Н 85 630 3490 среднеюрский Tyrihans Nord г-23, г/к-20,6
5 Трестак, (5) 194 2 н+г 103 531 3170 позднемеловой, среднеюрский Smorbukk Sor н-36,8;г-19,4, г/к-2,8
6 Мидгард, (б) 351 2 н+г 139 396 2270 нижн.-средн. юра Midgard; г- 108; г/к -19,4
7 Дроген, (7) 175 2 H 340 1943 1596 верхнеюрский Draugen н - 95,5
средние значения по бассейну 264 3 328 1268
Примечания: н - нефть, г - газ, г/к - газоконденсат
сказываются на специфике нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Историко-геолм ичсский фактор выступает в качестве главного, определяющего параметры и свойства зональных объектов в нефтегазоносных бассейнах континентальных окраин. Он контролирует особенности строения и группировки зон нефтегазонакопления, их размеры, фазовое состояние УВ, величины удельных и суммарных ресурсов но группам и этапам развития КО, количество уникальных (>1000 млн. т н.э.) и крупных (600-1000 млн. т н.э.) зональных объектов в НГБ. Фактор является, таким образом, наиболее синтетическим по своему воздействию, соединяя предпосылки формирования зон нефтегазонакопления на всех стадиях онтогенеза нефти и газа (Оп§огепко, АпШеуа, 1992).
Историко-геологичесмий фактор проявляется также и в кардинальных различиях зон нефтегазонакопления в недрах атлантических и тихоокеанских окраин по величинам их главных ресурсно-геологических характеристик. Помимо двукратного превышения ресурсов, зоны нефтегазонакопления в недрах атлантических окраин характеризуются (по средним данным) в два раза большей площадью и большим количеством месторождений в сравнении с таковыми на тихоокеанских КО. Зональное нефтегазонакопление на пассивных окраинах отличается также существенно большим количеством крупных и уникальных по ресурсам объектов.
Литолою-палеогеографический - один из важнейших факторов зонального нефтегазонакопления, который гакже выделяется своим многогранным влиянием на все основные стороны формирования и размещения зональных скоплений УВ, их ресурсно-геологические параметры и фазовый состав. Литолого-палеогеографический фактор проявляется в целом ряде предпосылок нефтегазоносное ги, которые могут быть объединены в 4 группы:
- в наиболее общих предпосылках, включающих особенности строения, объем и мощность чехла и палеогеографические условия его формирования;
- в появлении специфических фациальных обстановок, особо благоприятных для возникновения и размещения зональных скоплений УВ;
- в количестве, размещении, мощности и генетической принадлежности нефтематеринских свит (НМС), их положении в разрезе НГБ, нефтегенерационных возможностях и типе ОВ;
- в распределении и свойствах коллекторских и изолирующих толщ, в особенностях строения резервуаров, в степени реализации эмиграционного и аккумуляционного потенциалов
Характеристика структурно-морфологического фактора предполагает, прежде всего, структурные условия зонального нефтегазонакопления. Особенности размещения зональных скоплений контролируются разнообразными структурами положительного знака - горстами, валами, антиклинальными линиями, флексурными перегибами, либо -грабеновыми формами.
Определяющим условием возникновения зон нефтегазонакопления в большинстве бассейнов является наличие структурных ловушек нефти и газа.
Выяснилось, что характер размещения зон в значительной степени определяется особенностями тектонического плана континентальных окраин и индивидуален в каждой из основных геоструктур. Так в рифтовых НГБ синокеанического этапа развития атлантических КО зоны нефтегазонакопления вытянуты субпараллелыю простиранию грабена и располагаются на ступенях и грядах по его бортам, либо объединяют месторождения в надблоковых антиклиналях. В раннеокеанических НГБ месторождения и зоны ассоциируют с погребенными рифтами доплитного комплекса (НГБ Свердруп, Североморский), либо приурочены к окраинно-шёльфовым поднятиям краевых плит (НГП Северного склона Аляски). И в том, и в другом случаях отчетливо проступает геотектоническая предопределенность размещения ЗНГН.
Аномально высокие (АВПД) или сверхгидростатические (СГПД) пластовые давления являются прямыми индикаторами высокой степени изоляции недр осадочных
бассейнов и благоприятных условий формирования, различных по масштабам небтяных и газовых скоплений. Отчетливо выраженная положительная роль АВПД прояиыется в бассейнах с развитием высокоэффективных преимущественно п инистых нефтематеринских свит, реализующих свой богатый УВ-потенциал в широком диапазоне стадий катагенеза существенно сапропелевого ОВ на глубинах 2,6-3,5 км при многократном поступлении флюидов в ловушки. При этом очаги генерации УВ следует рассматривать как своеобразные термобарокамеры, из которых периодически происходит прорыв высоконапорных упругих горячих флюидов в смежные резервуары.
Фактор дополнительного прогибания, (кайнозойского - в бассейнах атлан тических окраин) является одним из важнейших в зональной оценке нефтегазовых ресурсов переходных областей. Дополнительное прогибание, как было установлено, имеет результатом наращивание разреза, реально участвующего в генерации УВ, перемещение его новых секций относительно границ стадиального эпигенеза и итоговое возрастание концентраций УВ.
4.2. Факторы формирования и размещения зон на примере Северного и Норвежского морей
Историко-геологический фактор нефтегазоносности в бассейне Северного моря проявляется как на уровне всего бассейна в целом, так и на зональном уровне. Как уже говорилось в гл.2, бассейн находится на пассивной КО на раннеокеаническо* стадии развития. А на таких континентальных окраинах распространены бассейны, которые значительно старше самого океана. Эти древние осадочные бассейны заимствованы от предшествующего этапа тектонического развития. Именно этой особенностью стадийного развития океанов объясняется более высокий потенциал их нефтегазоносности, т.к. в основном они сохраняют ранее накопленные ресурсы нефти и газа. На зональном уровне историко-геологический фактор проявляется в особенностях распределении '¡НГН в Североморском НГБ и в величинах средних значений характеристик зон. Средняя плотность ресурсов УВ в зонах соответствует среднему значению плотности ресурсов для зон раннеокеанической стадии развития пассивных КО.
Основные зоны нефтегазонакопления в бассейне Северного моря свмзаны с областями развития триасово-мелового рифтогенеза. Образование и развитие Центральной рифтовой системы Северного моря способствовало накоплению (ольших масс пород и формированию в них ловушек, погружению данных осадочных голщ на большие глубины, где создаются оптимальные условия для неф1е-газогенерации, а также формированию трещин и разломов, обеспечивающих хорошие условия для миграции УВ из нефтематеринских пород в ловушки. Кроме того, наличие рифтов обеспечивало тепловой поток, необходимый для формирования УВ. Вероятно, не случайно 1раницы области распространения зрелых Киммериджских глин, которые яиляются нефтематеринскими породами для большинства месторождений Североморского бассейна, почти полностью повторяют границы распространения рифтогенных структур. Кроме того, все зоны приурочены к областям распространения трех основных коллекторских комплексов: триасово-юрского, палеогенового и мелового. Уста давлена приуроченность зон нефтегазонакопления к рифтогенным структурам и месторождений УВ - к горстообразным выступам, расположенным преимущественно на границах рифтогенных зон, на участках их пересечения с поперечными и диагональными разломами Таким образом, на примере Североморского НГБ мы сталкивгемся с проявлением структурно-морфологического и литолого-палеогеографического фа»торов в их тесной взаимосвязи. Кроме того, большое число зон нефтегазонакопления, особенно крупных, в Североморском НГБ можно достаточно уверенно связывать с активным кайнозойским прогибанием бассейна в целом.
Несомненна связь всех зон с тремя основными грабенами: Викингом, Центральным и Вич Граунд грабеном. Даже если зоны не приурочены к грабенам (к осевой ча :ти или бортам), они находятся в непосредственной близости, например, на небольших го] ютовых
поднятиях, расположенных параллельно грабенам. Кроме того, на севере крупные месторождения расположены в Восточно-Шетландской впадине и на ступени террасы Хорда. Эти тектонические структуры примыкают к грабену Викинг Таким образом проявляется структурный фактор в Североморском бассейне.
Большое значение для нефтегазоносности Северного моря имеет литолого-палеогеографический фактор, который, в конечном счете, проявляется в сочетании в разрезе коллекторов, покрышек и нефтегазоматеринских свит. Как уже упоминалось, зрелые нефтематеринские породы верхнеюрского возраста - киммериджские глины -присутствуют в разрезе на большей части акватории. Также огромное значение имеет наличие разнообразных голщ с прекрасными коллекторскими свойствами. Это такие свиты, Как брэпт, статфиорд, фриг, экофиск, тор. Самые большие ресурсам УВ зоны, выделенные в Северном ареале зон нефтегазонакопления, обязаны своим богатством разнообразию нефтематеринских свит и коллекторов в этом ареале, а также максимальной в бассейне мощности основных нефтематеринских пород, которая составляет здесь более 700 метров.
Структурно-морфологический фактор отчетливо проявляется в Западно-Норвежском бассейне. Зоны нефтегазонакопления в этом НГБ связаны с ловушками над тектоническими блоками. Кроме того, для бассейна характерно наличие крупных разломных зон, по которым могло происходить растекание и рассеивание углеводородов. С друюй стороны, разломы могли служить проводящими путями для миграции углеводородов в ловушки.
Большое значение для скопления в бассейне углеводородов играл литолого-палеогеографический фактор. Основной объект для поисков нефти и газа в этом районе -юрская серия. Коллектора и покрышки, и материнские породы здесь связаны, в основном, с юрскими отложениями. Основные коллекторы - свиты гарн, ил и тилье -относятся к породам раяне-среднеюрского возраста. Эти свиты являются коллекторами в такйх зонах как Норн, Хейдрун, Сморбук, Тирихэнс, Трестак, Мидгард. Свиты выдержаны по всему бассейну.
Материнскими породами на рассматриваемой территории являются: 1) для газа и газоконденсата - зрелые позднетриасовые- раннеюрские угленосные породы (свита ар) и 2) для нефти - позднеюрские породы свиты спекк.
Третьим важным фактором нефтегазоносности в Западно-Норвежском бассейне служит аномально высокое пластовое давление (АВПД). Почти во все нефтяные месторождения здесь нефть поступала в ловушки по разломам и под действием АВПД.
Итак, среди наиболее важных факторов нефтегазонакопления в Западно-Норвежском НГБ, помимо историко-геологического, выделяются литолого-палеогеографический фактор, структурно-морфологический фактор и фактор АВПД. Для Североморского бассейна основными факторами нефтегазонакопления являются: историко-геологический, структурно-морфологический, литолого-палеогеографический и фактор кайнозойского прогибания.
Глава 5. Прогнозные модели зон нефтегазонакопления в НГБ раннеокеанического этапа эволюции континентальных окраин
Ресурсно-геологический анализ перспективных объектов северо-западных акваторий Россия проводился с привлечением возможно полного спектра данных по изученным и осваиваемым НГБ, доказанным зонам концентрации УВ и открытым месторождениям всего раннеокеанического Северного пояса нефтегазонакопления. Согласно работам И.С. Грамберга, НА. Богданова, ЮЕ. Погребицкого и некоторых других отечественных учёных (2002, 2002, 2005, 2002) к объектам этого же ряда кроме арктических следует относить геоструктуры и соответствующие им нефтегеологические элементы Северной Атлантики - НГБ и зоны пефтегазонакопления Северного и
Норвежского морей. Особую ценность данные но этим объектам имеют в связи со значительным объемом выполненных здесь ГРР на нефть и газ и он рытием многочисленных месторождений.
В ресурсном отношении среди одиннадцати региональных нефтегеологгаеских элементов раннеокеанической КО в составе Северного пояса выделяются две группы НГБ: бассейны с НСР УВ более 20 млрд. т н.э. (средняя плотность около 70 тыс. г/км2) и бассейны с ресурсами менее 10 млрд. т н.э (средняя плотность около 25 тыс т/км2). Следует напомнить, что две ресурсно-обособленные группы НГБ выделялись и рачее, что подчёркивает очевидную неоднородность окраинноаркгической системы нефтегазоносных объектов регионального значения Эта неоднородность сказывается и в различии площадных параметров НГБ. Средняя площадь бассейнов первой -руппы, которая объединяет Североморский НГБ, Восточно-Баренцевский НГБ, НГБ ЮжноКарского региона, а также провинции Северного склона Аляски и Восточно-Арктическую, составляет около 500 тыс. км2. Для группы ресурсно меньших бассейнов тот же показатель не превышает 250 тыс. км2 (Западно-Норвежский, Нор5ежско-Баренцевский НГБ, Лаптевская НГП, НГП Бофорта-Маккензи и Свердруп).
Чрезвычайно важной характеристикой зонального эталона является распределение зон нефтегазонакопления по классам крупности УВ ресурсов. В региоьальных нефтегеологических элементах группы, в том числе и в Североморском НГБ, распространены зоны двух модификаций - средние по ресурсам (100-500 млн. т) и уникальные зональные объекты (более 1000 млн. т н.э.). Мелкие по ресурсам (меяее 100 млн. т) и крупные (500-1000 млн. т н.э.) зоны количественно подчинены объектам двух вышеназванных классов, а иногда, как это наблюдается в НГГ1 Северного склона ,\ляски, представлены только единичными зонами. Двухвершинные гистограммы распределения зон нефтегазонакопления по крупности является характерной особенностью НГП и НГБ Р® группы, отличающей их от бассейнов второй низкоресурсной группы, где ишболее распространенные объекты представлены только мелкими и средними по ресурсам зонами. Напомним, что Баренцевский и Южно-Карский бассейны по своим ре:урспо-геологическим параметрам относится к Р® группе.
В пяти более изученных базовых нефтегазоносных бассейнах раннеокеанической окраины - Североморском, Западно-Норвежском, Северного склона Аляски, Бофорта-Маккензи и Свердруп - бурением и открытием месторождений доказано присутствие 70-ти зон нефтегазонакопления. Именно эти объекты, данные по которым суммировались для определения средних зональных параметров по выборке, привлекались для формирования первого (группового) геолого-статистического эталона зонального прогноза Зоны объединяют в среднем 5 месторождений; средняя площадь зоны - около 7;>3 км2; геологические ресурсы УВ - от 3 до 8131 млн. т н.э. - составляют в среднем 60С млн. т н э.; их плотность - 853 тыс. т/км2.
В Североморском НГБ, выбранном по результатам ресурсно-геологического группирования как наиболее близкий для прогнозных оценок нефтегеологический объект, показагели зонального нефтегазонакопления несколько выше, особенно средняя величина геологических ресурсов - 814 млн. т. Средняя площадь зоны - 1100 км2; количество месторождений в зоне - 7. Плотность ресурсов составляет в среднем 700 тыс. т/км2. Наиболее распространенная зона имеет ресурсы 350-400 млн. т н.э. Возраст коллекторов преимущественно юрский для нефти и палеогеновый для газа. Глубина залегания ьерхней залежи колеблется в интервале 1315-3100 м. Приведенные цифры характеризуют параметры одного из важнейших региональных бассейновых эталонов, рассчитанного по данным 26 зон нефтегазонакопления в Северном море.
Глава 6 Зональный прогноз нефтегазоносности западноарктического шельфа
России
Развитие нефтегазового комплекса Северо-Западного региона России играет определяющую роль в реализации отечественной энергетической программы и комплексном освоении Арктического шельфа. В соответствии с «Государственной стратегией изучения и освоения нефтегазового потенциала континентального шельфа Российской Федерации» в 2020 г уровни добычи на шельфах Баренцева, Печорского и Карского морей должны составить 30 - 40 млн. т нефти и 130 млрд. м3 газа.
Выполненный прогноз развивает и детализирует предложенный нами предварительный вариант оценки зональных объектов нефтегазонакопления Баренцева и Карского морей (2002) Он охватывает районы, в которых установлено достаточное количество ловушек УВ и, тем самым, выполнено, по крайней мере, первое обязательное условие для осуществления детального (зонального) прогноза нефгегазоносности. В Баренцевом море - это его основная часть к югу от 76 параллели, исключая район Кольско-Канинской моноклинали и Печорский шельф; в Карском - вся Южно-Карская акватория, в том числе губы и заливы, разделенные полуостровами Западной Сибири.
В Баренцевом море прогноз зон нефтегазонакопления выполнен для Южно-Баренцевской, Штокмановско-Лунинской и Адмиралтейско-Приновоземельской НГО, а также в примыкающих с запада районах Финмаркенской и Центрально-Баренцевской НГО. Здесь установлено около 100 локальных структур, но пока открыто только 5 месторождений, из которых три принадлежат к частично доказанным зонам углеводородонакопления. Недостаточная изученность региона бурением и слабая разведанность его нефтегазовых ресурсов исключили возможность внутрибассейновых аналогий при зональном прогнозе. Оценка зон предполагаемого углеводородонакопления осуществлена с привлечением данных по внешним эталонам, результатов оценки локализованных ресурсов и достигнутых или прогнозируемых коэффициентов успешности (табл.3). На наш взгляд сравнительно более низкие значения ведущих ресурсных параметров зон Баренцевоморского региона связаны как с общим природным понижением углеводородного потенциала НГБ и его зональных элементов, так и с педоразведанностью последних.
Четыре доказанных и 18 прогнозируемых зон углеводородонакопления содержат около 50% ресурсов Баренцевоморского региона и выделяются, главным образом, в юрско-неокомском и (или) триасовом комплексах. По обрамлению Восточно-Баренцевского меганрогиба - в Финмаркенской и Центрально-Баренцевской НГО, на западе, и Адмиралтейско-Приновозсмельской НГО, на востоке, - в качестве отложений, возможно вмещающих зоны углеводородонакопления, прогнозируются наряду с триасовыми и палеозойские горизонты.
В пределах оцененной акватории Баренцева моря можно наметить три группы зон, отличных по плотностям ресурсов УВ в них. Зоны с плотностью ресурсов более 1000 тыс.т/км2 находятся в области Центрально-Баренцевских поднятий и на Штокмановско-Лунинской седловине. Зоны с плотностью ресурсов от 500 до 300 тыс.т/км2 тяготеют к южному и северному бортам Южно-Баренцевской впадины и к южной части Штокмановско-Лунинской седловины. К третьей группе относятся зоны с плотностью ресурсов от 300 до 100 тыс.т/км2. Это наиболее распространенные зоны в бассейне. Они распространены и в Южно-Баренцевской впадине, и на Штокмановско-Лунинской седловине, и в Предновоземельской структурной области.
С использованием графика, определяющего величину наибольшего месторождения в зоне можно ожидать открытие в Баренцевом море трех уникальных месторождений УВ. В десяти прогнозных зонах ожидается открытие крупных месторождений.
Таблица 3
Характеристика зон нефтегазонакопления Восточно-Баренцевского НГБ
Зоны Площадь зоны, км2 Возраст коллектора Фазовое состояние УВ в зоне Количество локальных объектов(в т ч. месторож-дений) в зоне Геол. ресурсы, млрд м3 Плотность ресурсов в зоне, тыс.т/кч2 Глубина залегания верхней залежи, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1 Мурманская 1628 триасовый г 2 171 105 2450
2 Куренцовская 432 триасовый, пермский(') г 3 150 347 -
3 Андреевская 1060 триасовый г 3 200 189 1820
4 Штокмановская 2900 юрский т/к/г 2 3305 1140 1800
5 Арктическая 1005 триасовый г 4 190 189 -
6 Лудловская 2172 юрский г 2 361 166 1380
7 Лунинская 2450 триасовый, юрский г 2 219 89 1400
8 Средняя 3713 триасовый, юрский г 3 532 143 1630
9 Шатского 1371 триасовый, юрский г 2 304 222 1700
10 Восточная 1800 триасовый, юрский г 5 300 166 2600
11 Надеждинская 975 юрский г 2 147 151 2000
12 Бритвинская 651 триасовый, юрский г 2 322 495 2300
13 Туломская 1151 юрский г 3 432 375 2270
14 Бортовая 1807 триасовый, юрский г 2 200 110 3700
15 Боровая 974 триасовый, юрский г 3 108 110 1900
16 Ледовая 1400 юрский г,к 3 556 397 1800
17 Батиметрическая 1350 триасовый, юрский г 3 350 259 2600
18 Дмитриевская 2700 триасовый г 3 300 121
19 Митюшихинская 1380 триасовый г 5 169 122
20 Сульменевская 2250 триасовый г 6 480 213
21 Центральная 2250 палеозой г,н 3 2954 1313
22 Рыбачинская 1260 триас-палеозой г,н 4 1524 1209
Средние значения 1770 | 603 346
Таблица 4
Характеристика зон нефтегазонакопления Южно-Карского региона
| № п/п Название зоны НГО* Площадь зоны, км2 Количество локальных объектов, -включая месторождения Основной перспективный интервал Геологические ресурсы зоны, млн т н.э. Плотность геологических ресурсов в зоне, тыс. т/км2 Фазовый состав УВ Минимальная отметка кровли верхней залежи
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1 Нейтинская Я 1328 2 K,.j-J2 489 368 нгк 600
2 Бованенковская Я 3171,9 3 K1.2-J2 5096 1607 нгк 532
3 Тамбейская я 6875 5 K1.2-J2 2921 425 нгк 938-1015
4 Утренняя я 2187 3 К,.2 912 417 нгк 835
5 Харасавейско-Крузенштернская я 2860 3 K2-J2 3390 1200 нгк 665-718
6 Корпачевская я 2900 6 K2-J2 600 207 НГК -
7 Каменномысская г 2800 5 К2 1000 330 гк 1020
8 Геофизическая Г 2600 6 к,.2 700 280 НГК 962
9 Парусовая г 2200 5 К,.2 335 152 ГК 950
10 Минховская г 4800 8 К] .2 343 75 НГК 970
11 Кропоткинская ю-к 2700 3 К 1890 700 ГК -
12 Воронинская ю-к 2125 6 к 240 264 г 1
1 2 3 4 5 6 7 | 8 9 10
13 Красноармейская Ю-К 1000 2 К 200 200 ГК -
14 Анабарская Ю-К 4375 6 К 1312 300 ГК -
15 Обручевская Ю-К 2500 7 К 480 192 ГК -
16 Рагозинская Ю-К 975 4 К 209 215 ГК -
17 Русановско-Ленинградская Ю-К 5000 7 к 9000 1800 ГК 600
18 Флиссингская Ю-К 1500 5 к 440 290 ГК -
19 Нярмейская Ю-К 2100 2 к 1210 576 ГК -
20 Шараповская Ю-К 910 6 к 475 522 г -
I 31242 10120
Средние значения 1562 568
Примечания: Я - Ямальская НГО; Г - Гыданская НГО; Ю-К - Южно-Карская НГО. Фазовый состав: Г - газовые залежи, ГК - газоконденсатные залежи, НГК - нефтегазоконденсатные залежи.
Зональный прогноз с привлечением эталонных данных по нефтегазоносным бассейнам раннеокеанической окраины был также выполнен для северной экваториальной части Западно-Сибирской НГП. Регион, простирающийся от слияния Обской и Тазовской губ, на севере ограничен Сибирским порогом, с запада и северо-запада - островной сушей Новой Земли, с востока - п-овом Таймыр и островами, соединяющими материк с Северной Землей. Наряду с осредненными данными по зонам в раннеокеанических НГБ и зональными характеристиками по НГП Северного моря для детального прогноза в ЮжноКарском регионе использовались местные внутрибассейновые эталоны - подтвержденные открытиями месторождений зоны нефтегазонакопления. При этом, средняя плотность ресурсов оцениваемых ЗНГН в Южно-Карской НТО оказалась существенно меньше плотности в уникальной по ресурсам Русановско-Ленинградской зоне и составила около 500 тыс. т/км . С учетом этого значения с соответствующими поправками рассчитывалась плотность УВ-ресурсов в десяти прогнозных зонах этой НТО.
При изучении зон доказанного нефтегазонакопления Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции выявлены изменения удельных концентраций УВ в соответствии с изменениями регионального наклона подошвы нефтегазоносного комплекса; удаленностью оси зоны от оси ближайшей впадины; интенсивностью структуры, контролирующей зону, и мощностью НТК. Соответствующие графики были использованы для определения плотности ресурсов в зонах, прогнозируемых в ЮжноКарском регионе, дополнительно к определениям этого параметра сравнительно-геологическим методом.
Таким образом, величина и плотность ресурсов в оцениваемых зонах определялась по трем независимым данным: по средним значениям этих параметров в НГБ раннеокеанической окраины, по их величинам в региональном эталоне и во внутрибассейновых зональных эталонах, а также на основе факторных зависимостей. На акватории Южно-Карского региона очерчено 20 морских или прибрежно-морских зон нефтегазонакопления. Десять из них доказаны открытием месторождений, десять других являются прогнозируемыми объектами этого ранга. Одна из десяти - Корпачевская -прогнозируется на северо-востоке Ямала; остальные девять выделены и оценены в ЮжноКарской НТО (табл.4).
Сведения о наибольших ожидаемых открытиях в прогнозных зонах, исходя из выполненных оценок их нефтегазовых ресурсов, достаточно четкие. Семь из десяти прогнозируемых зон нефтегазонакопления располагают перспективами открытия крупных месторождений УВ, причем в трех случаях - уникальных (более 500 млрд. м3).
Заключение
Выделение и анализ семидесяти пяти зон доказанного и предполагаемого нефтегазонакопления проведен с учетом новейших материалов по геологии и нефтегазоносности зарубежных и отечественных акваторий, на основе учения о континентальных окраинах как главных поясах нефтегазообразования и нефтегазонакопления Земли. Наиболее ориентированной в практических целях является созданная при этом система эталонов, которые были применены и могут применяться в дальнейшем при зональном прогнозе нефтегазоносности морей России.
Установлено, что масштабы, свойства и размещения зон нефтегазонакопления определяются как их собственной природой, так и особенностями строения и формирования более крупных нефтегеологических элементов - нефтегазоносных бассейнов и нефтегазоносных провинций, а также типом и стадийностью развития вмещающих их окраин континентов. Следовательно, для зонального прогноза шельфовых НГБ необходимо сложное комплексное эталонирование, которое включает подготовку и анализ геолого-статистического (группового) и регионального (бассейнового), а также прямого зонального эталонов с определением серии показателей зональных скоплений
нефти и газа в НГБ соответствующего этапа эволюции КО. Система базовых данных также включает модели размещения и фазового состава зон углеводородонакогшения в эталонных НГБ.
Базовое зпачение для зонального прогноза на Российской акватории имели данные по хорошо изученным НГБ современной раннеокеанической окраины Евразии и Северной Америки, особенно по Северному и Норвежскому морям. Выполненная для этих акваторий оценка количественных параметров зон нефтегазонакопления составила главную часть настоящей работы. Теперь они могут быть использованы в нефтегеологической практике не только для уточнения результатов зональной оценки в Баренцевом и Карском морях, но и по другим акваториям России. В Североморском НГБ, выбранном по результатам ресурсно-геологического группирования как наиболее близкий для прогнозных оценок нефтегеологический объект, показатели зонального нефтегазонакопления следующие: средняя величина геологических ресурсов - 814 млн. т., средняя площадь зоны - 1100 км ; количество месторождений в зоне - 7. Плотность ресурсов составляет в среднем 700 тыс. т/км2. Наиболее распространенная зона имеет ресурсы в диапазопе 350-400 млн. т н.э.
На обширном фактическом материале были охарактеризоны наиболее универсальные факторы зонального нефтегазонакопления. Проанализировано влияние этих факторов на формирование, размещение и фазовое состояние УВ в зонах нефтегазонакопления окраин континентов. В качестве основных факторов, влияющих на ресурсный потенциал зон нефтегазонакопления, определены историко-геологический, литолого-палеогеографический, структурно-морфологический факторы.
Впервые для акваторий Баренцева моря и Южно-Карского региона осуществлен количественный прогноз пефтегазоносности на зональном уровне и с использованием результатов выполненной оценки обосновано минимальное количество ожидаемых к открытию крупных и уникальных месторождений. Всего выделено и оценено 42 доказанных и прогнозных зон нефтегазонакоплепия, в наиболее значительных из которых ожидается открытие не менее 17 крупных и 6 уникальных месторождений нефти и газа. Результаты оценки представлены в таблицах и на схемах зон нефтегазонакопления.
Диссертант надеется, что выполненная работа окажется полезной для развития научных основ зонального прогноза на акваториях вообще и для зонального прогноза пефтегазоносности акваторий России в частности.
Список опубликованных работ по теме диссертации
1. Вероятные источники и зоны нефтегазонакопления Баренцева моря // Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимало-Печорском бассейне и Баренцевом море: Докл. II Межд. конф., т.1, - СПб, 1996г. Соавторы: Григоренко Ю.Н., Соболев B.C. и др. - С. 100106.
2. Закономерности распределения месторождений в НГБ Северного и Баренцева морей по крупности и фазовому составу // Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море: Тез. Докл. П Межд. конф.- СПб, 1996. Соавтор Новиков IO.H. - С. 31-32.
3. Поперечные прогибы как возможные нефтегазоносные структуры в бассейнах северо-восточных арктических морей России // Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы Дальневосточного экономического района, углеводородных ресурсов шельфа морей Северо-Востока и Дальнего Востока России: Доклады науч.-практ. конф. - Хабаровск, 1998.- С.141-144.
4. Сравнительная характеристика пефтематеринских отложений западной (норвежский сектор) и восточной частей (российский сектор) Баренцевоморской провинции // Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы Северозападного экономического района Российской федерации: Тез. докл. II межд. конф. - СПб, 2000. - С.55-57.
5. Нефтематеринские огложения западной (норвежский сектор) и восточной (российский сектор) частей Баренцевоморской провинции // Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы Северо-западного экономического района Российской федерации: Докл. II межд. конф. - СПб, 2000. - С. 119-126.
6. Source rocks in Norwegian and Russian sectors of Barents Sea petroleum province // Exploration and Production Operations In Difficult and Sensitive Areas: Abstracts of VNIGRI/AAPG regional international conference (poster presentations), P7-6. - St.-Petersburg.
.July 15-18. 2001.-3 p.
7. Зоны нефтегазонакопления окраин континентов / под ред Ю.Н.Григоренко, И-М.Мирчинка. -М: Геоинформцентр, 2002. - 460 с.
8. Structural factors controlling oil and gas accumulation on passive continental margins. . The North and Barents Sea.: Abstracts of 32-nd International Geological Congress, Florence -
August 20-28,2004.
9. Зоны нефтегазонакопления шельфа Северной Атлантики и Западной Арктики // , «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», №3, 2007. -С.
38-41".
Отпечатано на ризографе в копировальном центре ООО «КОПИ-Р», Заказ 566.Тираж 100 экз. Санкт-Петербург, ул.Пестеля, д.11. Тел./факс 272-30-36, Тел. 275-78-92
Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Метлина, Татьяна Леонидовна
Введение.
1. Некоторые аспекты методики зонального прогноза нефтегазоносности шельфовых акваторий.
1.1. Общие положения.
1.2. Подготовка эталонных данных; анализ зон доказанного нефтегазонакопления.
1.3. Операционно-методическая схема прогноза зон нефтегазонакопления в условиях акваторий.
2. Характеристика нефтегазоносных бассейнов северо-западных акваторий
Евразии.
2.1. Северное море.
2.2. Норвежское море.
2.3. Баренцево море.
2.3.1. Восточно-Баренцевский бассейн (российский шельф Баренцева моря).
2.3.2. Норвежско-Баренцевский бассейн.
2.4. Карское море.
3. Ресурсно-геологическая характеристика зон нефтегазонакопления в Северном и Норвежском морях.
3.1. Северное море.
3.1.1.Северная нефтегазоносная область.
3.1.2. Центральная нефтегазоносная область.
3.2. Норвежское море.
3.2.1. Центрально-Норвежская нефтегазоносная область.
4. Факторы формирования и размещения зон нефтегазонакопления.
4.1. Общие положения.
4.2. Факторы формирования и размещения зон на примере Северного и Норвежского морей.
5. Прогнозные модели зон нефтегазонакопления в НГБ раннеокеанического этапа эволюции континентальных окраин.
5.1. Общая характеристика региональной основы эталона.
5.2. Эталоны зонального уровня.
5.3. Эталоны зонального уровня в Североморском и
Западно-Норвежском бассейнах.
6. Зональный прогноз нефтегазоносности западно-арктического шельфа России.
6.1. Восточно-Баренцевский нефтегазоносный бассейн.
6.2. Южно-Карский регион.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Особенности нефтегазоносности Северного и Норвежского морей в связи с зональным прогнозом нефтегазового потенциала западно-арктического шельфа России"
Северо-западные шельфовые нефтегазоносные бассейны России вместе с нефтегазоносными бассейнами (НГБ) Северного и Норвежского морей образуют мощный -более 100 млрд. т н.э. - узел концентрации углеводородов на северо-западной континентальной окраине Евразии. Они являются частью Северного пояса нефтегазонакопления (Белонин, Григоренко, 2006), который объединяет бассейны пассивных континентальных окраин (КО) Северного Ледовитого и Атлантического океанов. Северный пояс нефтегазонакопления очерчивается как группа из 17-ти нефтегазоносных бассейнов от Североморского до Южно-Карского и далее из бассейнов восточно-арктических морей и северного склона Аляски и, наконец, канадских бассейнов и пока ещё слабо изученных бассейнов Гренландии.
Крайне неравномерна освоенность углеводородного потенциала Северного пояса нефтегазонакопления. Хорошо разведанные и освоенные НГБ, такие как Североморский или Западно-Норвежский, сочетаются в границах пояса с практически неизученными акваториями - восточно-арктическими бассейнами России или бассейнами полярных западных районов Северной Америки и Гренландии. Ресурсный анализ нефтегазового потенциала НГБ Северного пояса ранее был выполнен только на региональном (бассейновом) уровне и не охватывал более детальные нефтегеологические элементы. Выбор Североморского и Западно-Норвежского бассейнов для более детального изучения состоялся благодаря чрезвычайно хорошей их изученности. В многочисленных публикациях по этим бассейнам описывается геология и нефтегазоносность как бассейнов в целом, так и отдельных нефтегазоносных областей. Отдельные статьи посвящены наиболее крупным месторождениям Северного и Норвежского морей. В представляемой диссертационной работе не только обобщается имеющийся материал, но и проводятся самостоятельные исследования по выделению и оценке зон нефтегазонакопления, выявлению наиболее значимых факторов нефтегазонакопления.
Возникновение пространственно неоднородной зональной структуры увосферы в ходе эволюции осадочных бассейнов континентальных окраин столь же неизбежно, как и само формирование углеводородов. Еще И.И. Губкин (1953) в составе нефтегазоносных бассейнов отмечал два главных элемента: нефтесборную площадь и зоны нефтегазонакопления. Как важнейший нефтегеологический элемент зоны нефтегазонакопления выделяли И.О.Брод и Н.А.Еременко (1953), В.Е.Хаин (1954), А.А.Бакиров (1959), Н.Ю.Успенская (1972), А.Н.Золотов, Б.А.Лебедев и В.В.Самсонов (1987), А.Перродон (1991), И.И.Нестеров (1992) и многие другие исследователи. Близкие представления лежат в основе широко распространенного за рубежом плей-анализа как одного их главных подходов в детальной оценке перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов суши и акваторий. Зональное нефтегазонакопление как внутренне присущее, имманентное свойство НГБ следует оценивать в качестве наиболее яркого процесса самоорганизации этих систем.
Зоны являются элементом неоднородной пространственной макроструктуры, возникшей из ранее относительно однородно распределенного в материнских породах углеродистого вещества в ходе его катагенетических превращений, эмиграции и аккумуляции УВ в залежи. В этой связи логично определить и выделять зоны через результат этих процессов - как естественные природные группировки закономерно и пространственно связанных друг с другом месторождений, ограниченные областью отсутствия или значительного удаления последних друг от друга. Только такой подход в понимании и выделении зон обеспечивает возможность определения и использования параметров, закономерностей формирования и распространения объектов этого ранга в нефтяной геологии.
На качественном уровне зоны нефтегазонакопления на западно-арктическом шельфе России выделялись многими исследователями (Захаров, 1999, 2003; Ступакова, 2001 и др.). Результаты их исследований крайне важны для правильной ориентации морских геологоразведочных работ на нефть и газ. Однако, наряду с существенной разницей в трактовке геологии нефтегазоносных провинций Северо-запада России, а также в числе, расположении и масштабе выделенных зон, этими исследователями, их разработки все же характеризует отсутствие количественного начала. При чрезвычайно интересном содержании выполненных работ - это только варианты зонального прогноза на качественном уровне.
Представляемая работа дает количественную ресурсную оценку зон нефтегазонакопления Североморского, Западно-Норвежского, Восточно-Баренцевского и Южно-Карского бассейнов.
Предметом представляемой научной работы является определение наиболее важных характеристик разноранговых нефтегеологических элементов пассивных континентальных окраин на примере хорошо изученные нефтегазоносных бассейнов Северного и Норвежского морей в связи с зональным прогнозом западно-арктического шельфа России.
Актуальность и новизна исследований
Выявление и оценка зон нефтегазонакопления (ЗНГН), являющееся завершающей стадией регионального этапа геологоразведочных работ на нефть и газ, имеет большое практическое значение. Характеристика зон доказанного нефтегазонакопления в наиболее изученных и освоенных бассейнах Северного и Норвежского морей, а также количественный анализ зон доказанного нефтегазонакопления пассивных окраин по всему Миру (Зоны нефтегазонакопления., 2002) с определением их параметров, закономерностей формирования и размещения, несомненно, имеет эталонное значение и тем самым способствует совершенствованию научных основ зонального прогноза нефтегазоносности на отечественных акваториях. Кроме того, площади зон нефтегазонакопления в большинстве случаев соразмерны с лицензионными участками, что позволяет более обоснованно на детальном уровне прогнозировать УВ-богатство последних и таким образом более предметно оценивать их ресурсы и базовую стоимость.
При достаточно продолжительном и плодотворном изучении вопросов зонального нефтегазонакопления, собственно прогноз зональных скоплений углеводородов (УВ) в морских НГБ ещё не получил должного развития. Представляемая работа является одной из первых, в которых сформулированы предложения и осуществлен количественный прогноз ЗНГН. В результате использования сравнительно-геологического метода прогноза и геолого-статистических данных по нефтегазоносным бассейнам Мира, на акватории Карского и Баренцева моря выделены и оценены доказанные и прогнозные зоны нефтегазонакопления, в наиболее значительных из которых предполагается открытие крупных и уникальных месторождений нефти и газа.
Основные задачи данной работы:
1. Изучение нефтегазоносности недр пассивных континентальных окраин (КО) северной Атлантики и северо-западной Арктики.
2. Выделение и развернутая характеристика эталонных зон нефтегазонакопления в бассейнах северной Атлантики (Северное и Норвежское моря).
3. Анализ факторов формирования и размещения нефтегазовых скоплений в шельфовых бассейнах пассивной континентальной окраины северной Атлантики и северо-западной Арктики.
4. Выделение и оценка предполагаемых и доказанных зон нефтегазонакопления северозападных шельфов России.
Защищаемые положения 1. Геология и нефтегазоносность Северного и Норвежского морей позволяют рассматривать и привлекать их в качестве эталонных для разноуровневой (разноранговой) оценки перспектив нефтегазоносности северо-западных акваторий России - Баренцева и Карского морей. Определяющими элементами сравнения и богатства недр этих морей являются принадлежность североевропейских и западно-арктических акваторий к структурам раннеокеанической стадии развития пассивной окраины Евразии и активный рифтогенез, предшествовавший становлению на шельфах крупнейших нефтегазоносных бассейнов.
2. Основу изучения нефтегеологических особенностей Северного и Норвежского морей и подготовки эталонных данных для детального прогноза нефтегазоносности составили впервые проведенные в этих акваториях выделение и ресурсно-геологическая оценка 33 зон доказанного нефтегазонакопления, которые объединяют более 100 морских месторождений нефти и газа. В результате были созданы условия для привлечения геолого-статистических данных и прямых сравнительно-геологических аналогий при выделении и количественной ресурсной оценке прогнозных зон нефтегазонакопления в отечественных НГБ.
3. Изучение зон нефтегазонакопления в НГБ Северного и Норвежского морей подтвердило, что главными факторами формирования, размещения и крупности скоплений УВ этого ранга являются: историко-геологический, литолого-палеогеографический, структурно-морфологический факторы. Результаты изучения зон уточнили показатели средней по величине зоны нефтегазонакопления в раннеокеанических НГБ пассивных континентальных окраин (геолого-статистический эталон) и охарактеризовали величины и размещение средней, максимальной и наиболее распространенных зон в Североморском НГБ (региональный эталон). Было установлено превалирующее размещение зон в границах палеорифтов или вблизи них.
4. На основе геолого-статистического и регионального эталонов с привлечением факторных данных по нефтегазоносности в мезозойских отложениях пяти нефтегазоносных областей (НГО) Баренцева моря и трёх НГО Южно-Карского региона выделены и ресурсно оценены 42 зоны нефтегазонакопления. В части из них, исходя из параметров выделенных зон, прогнозируется открытие крупных и уникальных месторождений. Как и в эталонных регионах, зоны нефтегазонакопления в отечественных бассейнах располагаются в пределах или вблизи рифтов. Крупнейшие из них соразмерны, а по газу даже превышают зоны углеводородонакопления Северного и Норвежского морей.
Практическая значимость
В результате проведенного исследования подготовлены эталонные данные по шельфовым бассейнам Северного и Норвежского морей и предпринята попытка детального прогноза нефтегазоносности западно-арктических отечественных акваторий. Соразмерность площади выделенных на российской акватории зон и лицензионных участков открывает прямой путь к использованию зональных характеристик в нефтегеологических оценках объектов лицензирования. В Баренцево-Карской и Западно-Сибирской НГП (экваториальная часть) были выделены и ресурсно оценены предполагаемые и доказанные зоны нефтегазонакопления.
Апробация работы
Материалы по теме проведенного исследования докладывались на международных конференциях: «Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море» (С-Петербург, 1996г.), «Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы Дальневосточного экономического района, углеводородных ресурсов шельфа морей Северо-Востока и Дальнего Востока России» (Хабаровск, 1998), «Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы Северо-Западного экономического района Российской Федерации» (С-Петербург, 1998), «Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы Северо-западного экономического района Российской федерации», (С-Петербург, 2000), «Exploration and Production Operations In Difficult and Sensitive Areas» - VNIGRI/AAPG regional international conference (St.-Petersburg. July 15-18. 2001), «Арктическая нефть» (Мурманск, 2002), 32-nd International Geological Congress, Florence (August 20-28, 2004), «Нефть, газ Арктики» (Москва, 2006), включены в монографию «Зоны нефтегазонакопления окраин континентов» и опубликованы в 9 статьях, в том числе в рекомендуемом ВАК журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений».
Структура и объем диссертации
Работа состоит из введения, шести глав, заключения и списка литературы из 94 наименований. Общий объем диссертации составляет 142 страницы, включая 10 таблиц и 23 рисунка.
Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Метлина, Татьяна Леонидовна
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Выделение и анализ семидесяти пяти зон доказанного и предполагаемого нефтегазонакопления в НГБ Северного, Норвежского, Баренцева и Карского морей проведен с учетом новейших материалов по геологии и нефтегазоносности зарубежных и отечественных акваторий, на основе учения о континентальных окраинах как главных поясах нефтегазообразования и нефтегазонакопления Земли. Наиболее ориентированной в практических целях является созданная при этом система эталонов, которые были применены и могут применяться в дальнейшем при зональном прогнозе нефтегазоносности морей России.
Установлено, что масштабы, свойства и размещения зон нефтегазонакопления определяются как их собственной природой, так и особенностями строения и формирования более крупных нефтегеологических элементов - нефтегазоносных бассейнов и нефтегазоносных провинций, а также типом и стадийностью развития вмещающих их окраин континентов. Следовательно, для зонального прогноза шельфовых НГБ необходимо сложное комплексное эталонирование, которое включает подготовку и анализ геолого-статистического (группового) и регионального (бассейнового), а также прямого зонального эталонов с определением серии показателей зональных скоплений нефти и газа в НГБ соответствующего этапа эволюции КО. Система базовых данных также включает модели размещения и фазового состава зон углеводородонакопления в эталонных НГБ.
Базовое значение для зонального прогноза на Российской акватории имели данные по хорошо изученным НГБ современной раннеокеанической окраины Евразии и Северной Америки, особенно по Северному и Норвежскому морям. Выполненная для этих акваторий оценка количественных параметров зон нефтегазонакопления составила главную часть настоящей работы. Теперь они могут быть использованы в нефтегеологической практике не только для уточнения результатов зональной оценки в Баренцевом и Карском морях, но и по другим акваториям России. В Североморском НГБ, выбранном по результатам ресурсно-геологического группирования как наиболее близкий для прогнозных оценок нефтегеологический объект, показатели зонального нефтегазонакопления следующие: средняя величина геологических ресурсов - 814 млн. т., средняя площадь зоны - 1100 км ; количество месторождений в зоне - 7. Плотность ресурсов составляет в среднем 700 тыс. У т/км . Наиболее распространенная зона имеет ресурсы в диапазоне 350-400 млн. т н.э.
На обширном фактическом материале были охарактеризованы наиболее универсальные факторы зонального нефтегазонакопления. Проанализировано влияние этих факторов на формирование, размещение и фазовое состояние УВ в зонах нефтегазонакопления окраин континентов. В качестве основных факторов, влияющих на ресурсный потенциал зон нефтегазонакопления, определены историко-геологический, литолого-палеогеографический, структурно-морфологический факторы.
Впервые для акваторий Баренцева моря и Южно-Карского региона осуществлен количественный прогноз нефтегазоносности на зональном уровне и с использованием результатов выполненной оценки обосновано минимальное количество ожидаемых к открытию крупных и уникальных месторождений. Всего выделено и оценено 42 доказанных и прогнозных зон нефтегазонакопления, в наиболее значительных из которых ожидается открытие не менее 17 крупных и 6 уникальных месторождений нефти и газа. Результаты оценки представлены в таблицах и на схемах зон нефтегазонакопления.
Диссертант надеется, что выполненная работа окажется полезной для развития научных основ зонального прогноза на акваториях вообще и для зонального прогноза нефтегазоносности акваторий России в частности.
Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Метлина, Татьяна Леонидовна, Санкт-Петербург
1. Актуальные проблемы прогноза и освоения УВ ресурсов северо-западных акваторий России Белонин М.Д., Григоренко Ю.Н. и др. - В Сб. II Межд. Конф. "Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море", СПб, 1996 г. - С.9.
2. Анализ схем формирования месторождений и прогноз нефтегазоносности структур (с применением математических методов и ЭВМ) / Под ред. К.А. Черникова, Г.П. Сверчкова. -Л.: Недра, 1977.-188 с.
3. Апплонов C.B. Гипотетический раннемезозойский палеоокеан в северной части Западно-Сибирской низменности, Океанология, T.XXVI, вып.3,1986. - С.467-473.
4. Арбатов A.A. Некоторые критерии для определения нефтегазоносного потенциала пород. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. (Обзор / ВНИИОЭНГ. Сер.: Нефтегазовая геология и геофизика) - 37 с.
5. Белонин М.Д., Григоренко Ю.Н., Назаров В.И. Результаты и эффективность морских геологоразведочных работ на нефть и газ в России. Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. -№2,2005. - С.44-53.
6. Белонин М.Д., Подольский Ю.В. Нефтегазовый потенциал России и возможности его реализации: СПб, Недра, 2006. 375 с.
7. Богданов Н. А., Хаин В. Е., Шипилов Э. В. Раннемезозойская геодинамика Баренцево-Карского региона //ДАН, 1997, т. 357, № 4. С. 511-515.
8. Богданов H.A., Хаин В.Е. Пассивные континентальные окраины. В кн. «Российская Арктика: геологическая история, минерагения, геоэкология», СПб., 2002, С.42-47.
9. Борисов A.B., Таныгин И.А., Винниковский B.C., Борисова И.А. Штокмановско-Лунинский структурный порог Баренцевоморского шельфа новый крупный нефтегазоносный район России // Геология нефти и газа, №7,1995. - С.10-15.
10. Верба М.Л. Краткая характеристика типичных нефтяных и газовых месторождений Северного моря (обзор зарубежных исследователей), Мурманск, 1977 год.
11. Верба М.Л., Иванова Н.М. Перспективный в нефтегазоносном отношении нижнепалеозойский комплекс осадочного чехла Баренцевской шельфовой плиты // Разведка и охрана недр, №12,2000, С.30-34.
12. Вероятные источники и зоны нефтегазонакопления Баренцева моря /Григоренко Ю.Н., Соболев B.C. и др.: Сб. Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море. Докл. II межд. Конф., т.1, СПб, 1996, С. 100-106.
13. Высоцкий В.И., Высоцкий И.В., Оленин В.Б. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран. -М.: Недра, 1981.-479 с.
14. Геология и полезные ископаемые России. В шести томах. Т. 5. Арктические и дальневосточные моря. Кн 1. Арктические моря Под. Ред. Грамберга И.С., Иванова В.Л., Погребицкого Ю.Е. - СПб., 2004. - 468 с.
15. Геолого-минерагеническая карта Мира. Масштаб 1 : 15 000 000. Объяснительная записка. Часть 1. Геология и минерагения континентов, транзиталей и Мирового океана: СПб, 2000.-295 с.
16. Глубинное строение и перспективы нефтегазоносности северо-западного шельфа России по геолого-геофизическим данным. И.С. Грамберг, О.И. Супруненко и др. // Разведка и охрана недр, 1999 г., № 9-10. С. 41-44.
17. Грамберг И.С. Баренцевоморский пермско-триасовый рифтинг и его значение для проблемы нефтегазоносности Баренцево-Карской плиты, ДАН, геология, 1997, том 352, № 6, С.789-791.
18. Грамберг И.С. Осадочные бассейны континентальных окраин Мирового океана (время становления, стадии развития, масштаб нефтегазоносности) // ДАН. 1998. - Т. 362. - №4. -С. 525-529.
19. Грамберг И.С. Глобальный аспект нефтегазоносности континентальных окраин океанов // Геология нефти и газа. -1998. №10. - С. 27-32.
20. Грамберг И.С., Супруненко О.И., Шипелькевич Ю.В. Структурные седловины (мегаседловины) Баренцевоморского шельфа как высокоперспективные объекты поисков месторождений нефти и газа. // ДАН, том 374,2000, №5, С. 654-656.
21. Грамберг И.С., Супруненко О.И., Шипелькевич. Ю.В. Штокмановско-Лунинская мегаседловина высокоперспективный тип структур Баренцево-Карской плиты / // Геология нефти и газа, №1,2001.-С. 10-16.
22. Григоренко Ю.Н. Тектоника и прогноз нефтегазоносности подводных континентальных окраин // Проблемы геологии нефти и газа: Тез. докл. Л.: ВНИГРИ, 1979. -С. 52-56.
23. Григоренко Ю.Н. Зональный прогноз нефтегазоносности в условиях акваторий: специфика и новые базовые критерии // Проблемы развития морских геотехнологий, информатики и геоэкологии: Тез.докл. IV Межвед.конф. СПб., 1994. - С. 49-50.
24. Григоренко Ю.Н. Зональный прогноз нефтегазоносности подводных континентальных окраин России: Автореф. дисс. д-ра геол.-минер, наук. СПб., 1996. - 67 с.
25. Григоренко Ю.Н. К ресурсно-геологической оценке перспектив нефтегазоносности транзитного мелководья. // Транзитное мелководье континентального шельфа как ближайший резерв УВ сырья для РФ и ее объектов: Тез. Докл., СПб, ВНИГРИ, 2002. С. 1819.
26. Дараган-Сущова Л.А. История геологического развития Баренцево-Карского региона в раннем фанерозое. II Межд. Конф. «Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море», СПб, 1996 г.
27. Драновский Я.А. Критерии и показатели прогноза нефтегазоносности кайнозойских складчатых областей востока СССР // Проблемы нефтегазоносносности кайнозойских осадочных бассейнов Дальнего Востока СССР: Тр. ВНИГРИ Л., 1985. -С. 4-10.
28. Захаров Е.В., Кулибакина И.Б. Перспективы нефтегазоносности триасового комплекса на шельфе Баренцева и Печорского морей, Геология нефти и газа, №10, 1999, С. 21-25.
29. Захаров Е.В. Основные геологические предпосылки нефтегазоносности недр арктических морей России: Геология, геофизика и разведка нефтяных месторождений, №3, 2002.-С. 9-15.
30. Захаров Е.В. Углеводородный потенциал зон нефтегазонакопления основа определения стратегии работ по выявлению и освоению месторождений нефти и газа, -Геология, геофизика и разведка нефтяных месторождений, №1,2003. - С. 6-11.
31. Зоны нефтегазонакопления окраин континентов / Ю.Н. Григоренко, И.М. Мирчинк, М.Д. Белонин, B.C. Соболев и др. // Под ред. Ю.Н. Григоренко, И.М. Мирчинка. М.: ООО "Геоинформцентр", 2002. - 432 с.
32. Иванов B.JI. Арктическая континентальная окраина России: достигнутый уровень знаний и нерешенные проблемы. Разведка и охрана недр, № 6,2005 г., С. 27-32.
33. Каминский В.Д., Иванов B.JI. и др. Западно-Арктическая нефтегазоносная провинция на пороге промышленного освоения Разведка и охрана недр, №6,2005. - С. 5-9.
34. Козырев В.Д. Важнейший геотектонический признак нефтегазоносности новых территорий: Тр. ВНИГРИ-Л., 1972. -Вып. 308. -С. 152-158.
35. Козырев В.Д. Основные геотектонические признаки нефтегазоносности малоизученных территорий. Л.: Недра, 1977. -132 с.
36. Корчагин В.И. Закономерности размещения месторождений нефти и газа по площади и разрезу // Геология нефти и газа. -1994. № 8. - С. 17-23.
37. Крылов H.A., Бурлин Ю.К., Лебедев Л.И. Нефтегазоносные бассейны континентальных окраин. М.: Наука, 1988. - 248 с.
38. Левченко В.А. Некоторые закономерности распределения ресурсов нефти и газа в недрах Мирового океана // Нефтегазоносность Мирового океана. М.: СЭВ, 1984. - С.234-266.
39. Левченко В.А., Востоков E.H. Изучение разломных и блоковых структур акваторий. -М., 1979,71 с.
40. Метлина Т.Л. Зоны нефтегазонакопления шельфа Северной Атлантики и Западной Арктики. // «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», №3, 2007. -С. 38-41.
41. Методические указания по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата. -М.: ВНИГНИ, 1983 215 с.
42. Методы оценки перспектив нефтегазоносности / М.Д. Белонин, Н.И. Буялов, Е.В. Захаров и др. / Под ред. проф. Н.И. Буялова и чл.-корр. АН СССР В.Д. Наливкина. М., Недра, 1979.-332 с.
43. Наливкин В.Д., Лазарев B.C., Сверчков Г.П. Влияние особенностей тектонического строения молодых платформ на их нефтегазоносность // Тектоника молодых платформ. М.: Наука, 1984.-С. 16-23.
44. Объяснительная записка к тектонической карте Баренцева моря и северной части Европейской России масштаба 1 : 2 500 ООО / В.И. Богацкий, Н.А.Богданов, С.Л.Костюченко и др. М.: Институт литосферы РАН, 1996. 94с.
45. Объяснительная записка к Государственной геологической карте Российской федерации. Масштаб 1:1 000000 (новая серия). Лист S-38-40 Маточкин Шар. - С.И. Шкарубо, В.В. Орго и др., СПб, 1998.
46. Объяснительная записка к Государственной геологической карте Российской федерации. Масштаб 1:1 000000 (новая серия). Лист S-41-43 о. Белый.: СПб, Изд-во ВСЕГЕИ, 2002.
47. Особенности зонального прогноза нефтегазоносности в условиях акваторий / Григоренко Ю.Н., Коц В.Г. и др. Актуальные проблемы нефтегазовой геологии. - Л., Недра. 1991. С. 117-124.
48. Перродон А. История крупных открытий нефти и газа.- М,: Мир, 1994. 255 с.
49. Полякова И.Д. Некоторые факторы, определяющие геохимическую характеристику нефтей и газов осадочно-породных бассейнов пограничного типа // Геология и геофизика. -1982.-№11.-С. 26-32.
50. Происхождение и прогнозирование скоплений газа, нефти и битумов / М.Д. Белонин, И.С. Гольдберг, А.Е. Гуревич и др.: Под. ред. В.Д. Наливкина. Л.: Недра, 1983.-272 с.
51. Салманов Ф.К. и др. Предпосылки формирования крупных и уникальных месторождений газа на арктическом шельфе Западной Сибири. // Геология нефти и газа, №6, 2003 г.-С. 2-11.
52. Сейсмогеологическая модель литосферы Северной Европы: Баренц, регион, часть 1, Апатиты, 1998г.-С. 14.
53. Скоробогатов В.А., Строганов Л.В., Копеев В.Д. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.-352 с.
54. Сравнительный анализ структуры надсолевого комплекса Североморской и Прикаспийской впадин / Л.Г. Кирюхин, И.Н. Капустин, Л.В. Каламкаров и др. //
55. Особенности строения фундамента ПВ по данным комплексной геолого-геофизической интерпретации: Тр. МИНХ и ГП -М., 1978. Вып. 137.
56. Строганов J1.B. Генетические критерии и прогноз зон нефтегазонакопления на Ямале // Геология нефти и газа, №10,1990. С. 2-4.
57. Строганов J1.B., Скоробогатов В.А. С новым газом // Нефть России, №4,2004. С. 4245.
58. Ступакова А.В. Развитие бассейнов Баренцевоморского шельфа и их нефтегазоносность: Автореф. дисс.докт. геол.-мин.наук. М., 2001.-41 с.
59. Сурков B.C. Главные нефтегазоносные комплексы осадочных бассейнов Сибири XXI века. Доклады юбилейной конференции «Нефтегазовая геология на рубеже веков», том 1 «Фундаментальные основы нефтяной геологии», СПб, 1999, С. 34-43.
60. Условия формирования крупных зон нефтегазонакопления / Под. ред. С.П. Максимова, В.В. Пайразяна, Н.М. Сардонникова. -М.: Наука, 1985. 184 с.
61. Холодилов В.А. Геология, нефтегазоносность и научные стратегии освоения ресурсов нефти и газа Баренцева и Карского морей. Дисс.докт. геол.-мин. наук, 2006.-217 с.
62. Шаблинская И.В. Новая крупнейшная структура севера Западной Сибири -погребенный Ямало-Пуровский авлакоген. Докл. АН СССР. Геология, 1976, т. 227, № 3.
63. Шипилов Е.В., Тарасов Г.А. Региональная геология нефтегазоносных осадочных бассейнов Западно-Арктического шельфа России. Апатиты: Изд-во КНЦ РАН, 1998.306 с.
64. Шипилов Е.В., Мурзин P.P. Месторождения углеводородного сырья Западной части Российского шельфа Арктики: геология и закономерности размещения. // Геология нефти и газа, №4,2001 г., С. 6-19.
65. Bolle L. Troll Field. Norway's giant offshore gas field // Giant oil and gas fields of the decade 1978-1988. Edited by Michel T. Halbouty. AAPG Memoir 54,1992, P.447-458.
66. Dawers N.H., Underhill J.R. The role of fault interaction and linkage in contrrolling synrift stratigraphic sequences: Late Jurassic Statfjord East Area, Northern North Sea //AAPG Bull, v.84, N1,2000.-P. 45-64.
67. Ehrenberg S.N., Gjerstad H.M., Hadler-Jacobsen F. Smorbukk field, a gas condensate fault trap in the Haltenbanken province, offshore Mid-Norway //Giant oil and gas fields of the decade 1978-1988. Edited by Michel Halbouty. P. 323-349/
68. Fact sheet, The Norwegian Continental Shelf, 1992 (Published by The Royal Ministry of Petroleum and Energy Norway). -121 p.
69. Facts 2004. The Norwegian petroleum sector. Ministry of Petroleum and Energy. 2004.
70. Fjaran Т. Exploration history and data availability of the Norwegian Barents shelf // Материалы советско-норвежского симпозиума по сейсмостратиграфиии. Предпринт. Мурманск, 1989.
71. Fugelli Е.М., Olsen T.R. Screening for deep-marine reservoir in frontier basins: Part 1 -Examples from offshore mid-Norway. // AAPG Bulletin. Vol. 89, N 7. 2005.
72. Grigorenko Y., Andieva T. Historical-geological factor for petroleum forecast of sedimentary basins in Pacific region // 29 th Intern.Geol.Congress. Japan. - Kyoto, 1992. -Abstracts. - V. 3 of 3. - P. 804.
73. Grigorenko Yu.N. New methods and results of search for oil and gas in the Arctic Shelf: Exploration and production operations in difficult and sensitive areas AAPG Regional conference - St.-Petersburg, 2001/ - Pl-12.
74. Heritier F.E., Lossel P., Wathne E. Frigg field large submarine-fan trap in Lower Eocene Rocks of North Sea Viking Graben. //AAPG Bull, v.63, N11,1979. - P. 1999-2020.
75. Hollander N.B., Evaluation of the hydrocarbon potential Offshore mid-Norway, 1982 // Oil and gas J. v.80 N15, P. 168-172.
76. Karlsson J. Sedimentology and diagenesis of Jurassic sediments offshore mid-Norway. // Petroleum geology of the North European margin. Norwegian petroleum society (Graham & Trotman, 1984) P. 389-396.
77. Koch J.-O., Heum O.R. Exploration trends of the Halten Terrace, // Petroleum exploration and exploitation in Norway edited by S. Hanslien NPF Special publication 4, 1995, Elsevier, Amsterdam-P. 235-251.
78. Metlina T.L., Structural factors controlling oil and gas accumulation on passive continental margins. The North and Barents Sea.: Abstracts of 32-nd International Geological Congress, Florence August 20-28,2004.
79. Oil and gas fields of the North Sea // Atlas by Robinson Group, London, 1989.
80. Nielsen O.B., Sorensen S., Thiede J., and Skarbo O., Cenozoic differencial subsidence of North Sea. //AAPG Bull. V.70, N3,1986, P. 276-298.
81. Pegrum R.M., Rees G., Naylor D. Geology of the North-West European Continental Shelf, v.2. North Sea: Graham Trotman Dudley Ltd, London, 1975.
82. Royden L., Sclater J., von Herzen R. Continental margin subsidence and heat flow: important parameters in formation of petroleum hydrocarbons // AAPG Bulletin. 1980. - V. 64. -№ 2. -P.173-187.
83. Ronnevik H., Hagevang Т. Basin development and hydrocarbon occurrence offshore Mid-Norway.: Future Petroleum Province of the World, AAPG Memoir 40 -1986, P. 599-613.
84. Skjervoy A., Source rocks and maturation modeling burial, uplift and thermal history Norwegian-Barents shelf Материалы советско-норвежского симпозиума по сейсмостратиграфии. Предпринт. Мурманск, 1989, Р. 5.
85. The petroleum resources of the Norwegian continental shelf, 1999. Published by Norwegian Petroleum Directorate.
86. Watson J.M., Swanson C.A. North Sea Major Petroleum Province. - 1982.
87. Whitley P.K. The geology of Heidrun.// Giant oil and gas fields of the decade 1978-1988. Edited by Michel Halbouty. P. 383-406.
88. Ziegler P.A. Factors controlling North Sea hydrocarbon accumulations // World Oil, v. 189, N6, 1979.-P. 46-54.
-
Метлина, Татьяна Леонидовна
-
кандидата геолого-минералогических наук
-
Санкт-Петербург, 2007
-
ВАК 25.00.12
- Перспективы нефтегазоносности карбонатных верхне-среднепалеозойских отложений на российском шельфе Баренцева моря
- Развитие бассейнов Баренцевоморского шельфа и их нефтегазоносность
- Прогноз крупных месторождений нефти и газа в Баренцево-Карском регионе России
- Нефтегеологические особенности и перспективы поисков нефти и газа на севере Тимано-Печорской провинции
- Перспективы газонефтеносности мезозойских отложений на российском шельфе центральной части Баренцева моря
