Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Перспективы газонефтеносности мезозойских отложений на российском шельфе центральной части Баренцева моря

ВАК РФ 25.00.18, Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Перспективы газонефтеносности мезозойских отложений на российском шельфе центральной части Баренцева моря"

Общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ»

УДК 553.98 (98)

На правах рукописи

ТОЛСТИКОВ Алексей Владимирович

ПЕРСПЕКТИВЫ ГАЗОНЕФТЕНОСНОСТИ МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НА РОССИЙСКОМ ШЕЛЬФЕ ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ БАРЕНЦЕВА МОРЯ

Специальность: 25.00.18 - Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых (геолого-минералогические науки).

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва 2005

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ»

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

Захаров Е.В.

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, профессор

Защита состоится 14 декабря в 15.30 часов в аудитории 1817 на заседании диссертационного совета Д 212.200.11 в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М.Губкина по адресу: 119991, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект, д.65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М.Губкина.

Журавлев Е.Г.

доктор геолого-минералогических наук Старосельский В.И.

Ведущая организация: ООО «Газфлот» ОАО «Газпром»

Автореферат разослан «/^ » ноября 2005 года.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, доцент

Литвин И.Е.

инею

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. По нефтегазовому потенциалу недр шельф Баренцева моря занимает второе место (после Карского моря) среди всех морей России.

Основными перспективными нефтегазоносными комплексами (НТК) на шельфе Баренцева моря являются терригенные среднеюрские, а также средне- и нижнетриасовые отложения. В первых из них выявлены такие месторождения, как уникальное по запасам Штокмановское газоконденсатное месторождение, крупные Ледовое ГКМ и Лудловское газовое месторождение. Во втором НТК выявлены Северо-Кильдинское и Мурманское газовые месторождения в акватории, а также Песчаноозерское и Тарское нефтегазоконденсатные месторождения на острове Колгуев.

С 1989 года объем поисково-разведочных работ (ПРР) в этой акватории (как и в целом по стране) резко сократился. В настоящее время предпринимаются меры по их продолжению, однако, слабая геолого-геофизическая изученность мезозойских отложений в центральной части шельфа Баренцева моря очень затрудняет возможности эффективного ведения целенаправленных ПРР.

Комплексное изучение пространственного изменения геологических критериев и уточнение оценки перспектив нефтегазоносности этих отложений в рассматриваемом регионе позволяет повысить обоснование выбора первоочередных направлений и объектов ПРР, что и определяет актуальность исследований.

Цель и задачи исследований. Выделение первоочередных направлений и объектов поисково-разведочных работ по результатам анализа геологических критериев и оценки перспектив газонефтеносности мезозойских отложений центральной части российского шельфа Баренцева моря.

Основные задачи исследования:

1. Уточнить геологическое строение мезозойских отложений в

центральной части российского шельфа Баренцева моря 2. Провести корреляцию разрезов продуктивных частей мезозойских

отложений по геолого-геофизическим данным в целях определения пространственного распространения пород-коллекторов и слабопроницаемых пород-покрышек, а также характера изменения их качества -----

3. Обосновать основные геологические критерии нефтегазоносное™ нижне-среднетриасовых и среднеюрских отложений и провести их комплексный анализ.

4. Выполнить анализ результатов количественной оценки перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений, выполненной на 01.01.2002 г.

5. Обосновать основные направления и объекты дальнейших ПРР.

Научная новизна

В работе впервые совместно проанализированы геологические критерии перспектив газонефтеносности нижне-среднетриасовых и среднеюрских отложений в цешральной части российского шельфа Баренцева моря.

Уточнены пространственное распространение и характер изменения качества пород коллекторов и пород покрышек.

Дано научное обоснование выделения перспективных объектов зонального и локального уровней для поиска и разведки залежей в выявленных месторождениях и новых углеводородных месторождений в мезозойских отложениях в рассматриваемом регионе.

Основные защищаемые положения

1. Прогноз пространственного распространения и изменения качества пород-коллекторов и пород-поьфышек на основе уточнения геологического строения мезозойских отложений и корреляции продуктивных и реперных (флюидоупорных) горизонтов с наиболее четко регионально прослеживаемыми сейсмическими горизонтами при учете соотношения их толщин.

2. Анализ основных геологических критериев газонефтеносности продуктивных нефтегазоносных комплексов в мезозойских отложениях.

3. Обоснование выделения перспективных зон и участков, в которых нижне-среднетриасовые и среднеюрские отложения представляют совместный или раздельный интерес для выявления месторождений УВ.

4. Карта перспектив газонефтеносности мезозойских отложений в центральной части российского шельфа Баренцева моря как основа приоритетных направлений и первоочередных объектов дальнейших ПРР.

Практическая значимость. В изучаемом регионе выделены наиболее перспективные зоны и участки газонсфтепакопления для выявления углеводородных месторождений в нижне-среднетриасовых и среднеюрских отложениях.

Определены объекты разведки на выявленных месторождениях и поиска их на перспективных локальных структурах-ловушках, а также очередность проведения этих работ.

Результаты работы частично уже внедрены в ООО «Газфлот».

Апробация работы. Результаты исследований и основные положения диссертационной работы докладывались на V научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» на секции «Эффективные геолого-геофизические методы и технические средства поиска, разведки и контроля за разработкой месторождений нефти и газа» в 2003 году, а так же на секции «Освоение морских нефтегазовых месторождений шельфа» ООО «ВНИИГАЗ» в 2005 году.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 4 работы в журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», в трудах ООО «ВНИИГАЗ», в которых раскрываются основные теоретические положения и результаты проведенных исследований.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения. Содержит 108 страниц машинописного текста, 22 рисунка и 7 таблиц.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю доктору геолого-минералогических наук Е.В.Захарову за постоянную поддержку и всестороннюю помощь в написании данной работы.

В процессе работы автор пользовался ценными советами и консультациями докторов наук, профессоров В.В.Стрельчснко, П.Б.Никитина, Л.Г.Кульпина, кандидатов наук А.Н.Тимонина, Я.И.Штейна, старших научных сотрудников Т.А.

Толстиковой, Н.В.Реутской и других, которым выражает свою благодарность и признательность.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Большой вклад в изучение особенностей геологического строения и нефтегазоносности, в т.ч. и мезозойских отложений, в пределах центральной части российского шельфа Баренцева моря внесли: А.В.Борисов, Е.Г.Бро, М.Л.Верба, В.С.Винниковский, В.П.Гаврилов, И.С.Грамберг, К.А.Долгунов, Е.В.Захаров, Я.П.Маловицкий, Л.С.Маргулис, В.А. Мартиросян, Л.И.Ровнин, Б.В.Сенин, И.А.Таныгин, Ю.А.Тронов, Ю.Ф. Федоровский, О.О.Шеремета, Э.В.Шипилов, И.В.Школа, А.Ю.Юнов и многие другие исследователи.

Глава I. Основные особенности геологического строения мезозойских отложений

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Представления о литолого-стратиграфическом разрезе слагающих чехол Восточно-Баренцевского мегапрогиба осадочных образований основываются на данных бурения параметрических (на островах), поисковых и разведочных скважин как на акватории Баренцева моря, так и на прилегающей суше, результатах геологической съемки островов Новой Земли и материалах морских геофизических работ.

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза палеозойских отложений региона кратко изложена по результатам предыдущих исследований.

Описание мезозойских отложений могло бы быть составлено по результатам предыдущего их литолого-стратиграфического изучения в рассматриваемом регионе. Однако, за прошедшие с начала ГТРР более 45 лет произошли существенные изменения в стратиграфии триасовых и, особенно, юрских отложений и соответственно в привязке таких сейсмоотражающих горизонтов (СОГ), как В1 и А2. Так, например, интервал юрского разреза, к которому приурочены основные продуктивные горизонты Ю0, Юь Ю2 и Ю3, относимый ранее к верхнеюрскому возрасту, отнесен к средней юре. Нижняя часть прежнего разреза верхнего триаса отнесена к среднему триасу. Эти изменения учтены автором при корреляции разрезов по пробуренным в разное время скважинам.

Триасовые отложения полностью выклиниваясь на древних поднятиях -Балтийском щите, Тимане и Новой Земле (за исключением полуостровов Адмиралтейства и Гусиная Земля), достигают толщины в 7-9 км в районе Южно-Баренцевской впадины. Они вскрыты морскими поисково-разведочными скважинами на Северо-Кильдинской, Мурманской, Куренцовской, Арктической, Крестовой и

6

Адмиралтейской площадях, а также на всех площадях, пребывающих в бурении на Печороморском шельфе. Установлено, что триасовые отложения с угловым несогласием перекрывают верхнепермские.

В рассматриваемом районе в разрезе нижнего триаса выделяются две свиты: нижняя чаркобожская и верхняя шапкинская (нижняя ее часть). Чаркобожская свита представлена песчаниками полимиктовыми, иногда с карбонатным цементом с прослоями гальки и глины. Верхняя ее часть слагается ритмичным переслаиванием глины, алевролита и песчаника. Нижняя часть Шапкинской свиты представлена более тонким переслаиванием глин, алевролита и песчаника, а в целом разрез нижнего триаса может рассматриваться ритмичным в последовательности песчанистых, алевритовых и глинистых фаций.

Разрез среднего триаса составляет верхняя часть шапкинской свиты, которая сложена анизийским и ладинским ярусами. Она представлена ритмичным переслаиванием песчаников алевролитов и глин, накопление которых происходило в более мористой обстановке.

Верхний триас представлен терригенными отложениями карнийского и норийского ярусов. Его разрез в рассматриваемом районе представлен нарьянмарской свитой, которая характеризуется переслаиванием глин, алевролитов и редко песчаников, количество которых уменьшается снизу вверх.

В пределах Южно-Баренцевской впадины по материалам морских сейсмических исследований в триасовых отложениях прослеживаются отражающие горизонты А[ (в нижнем триасе), А2 (в среднем триасе), Аз (в верхнем триасе), Б (в кровле триаса). В Восточно-Баренцевском мегапрогибе в целом предполагается широкое развитие трапповой формации, признаком которой является аномальное поведение сейсмических горизонтов А1 и А2, прослеживающихся в его центральных частях.

Юрские отложения вскрыты во всех морских поисково-разведочных скважинах (кроме скв. № 1 Адмиралтейская, где они отсутствуют).

Нижнеюрские отложения залегают с размывом на верхнетриасовых и представлены, в основном, слабосцементированными песчано-гравийными породами и глинами. Среднеюрские отложения представлены песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Верхнеюрские отложения по литологическому составу резко отличаются от нижне-среднеюрских. Преимущественное значение в их разрезе имеют глинистые отложения с редкими и маломощными прослоями алевролитов.

В юрских отложениях прослежены три сейсмоотражающих горизонта. Первый горизонт В2 приурочен к среднеюрским отложениям, второй В, - к кровле среднеюрских отложений, третий В - к кровле верхнеюрских отложений.

Меловые отложения вскрыты во всех скважинах Баренцевоморского шельфа, где они трансгрессивно залегают на верхнеюрских породах, за исключением скважин на Адмиралтейском и Крестовом поднятиях, где они отсутствуют. Отложения этого возраста представлены только нижним отделом. Разрез неокома сложен плотными темно-серыми до черных мелкозернистыми известняками с включениями пирита, глинами и аргиллитами, свидетельствующими о глубоководных, морских условиях осадконакопления. На Лудловской и Лунской площадях наблюдается большая опесчанистость разреза неокома.

По материалам морских сейсмических исследований на отдельных участках Баренцева моря в отложениях нижнего мела прослеживается отражающий горизонт Г,, отождествляемый с верхней их частью.

Верхнемеловые отложения в районе исследования представлены песчаниками и глинами толщиной от 6 до 74 м. В нижней части разреза прослеживается сейсмоотражающий горизонт Г2.

Неоген-четвертичные отложения залегают на меловых с глубоким размывом В их составе участвуют пески с гравием и галькой, глины, илы, суглинки.

На рисунке 1 приведен сводный литолого-стратиграфический разрез мезозойских отложений рассматриваемого региона, где показаны толщины каждого подразделения, а также стратиграфическая привязка основных продуктивных горизонтов.

Тектоническое строение и история развития. Баренцевоморский шельф занимает наиболее погруженную северо-восточную часть Восточно-Европейской платформы. Акваториальная ее часть относится к Восточно-Баренцевскому мегапрогибу. Основные тектонические элементы сформировались в нем к раннепалеозойскому времени. Современное тектоническое строение мегапрогиба приведено на рисунке 2.

Поверхность докембрийского фундамента наклонена с севера на юг. В Северо-Баренцевской впадине она залегает на глубине около 16 км, а в Южно-Баренцевской впадине - около 20 км.

ч? У / / ЛОТОЛОГИЯ лвтологвя нефте-газоносность

Ш1 оцен че ТВСРШЧН ый 32 14 суглинки гравий гальки, песчаников

мезозой Мг к. К а! 402-479 песчаники пины алевролиты |Ю0 1юР 1 ю

а 4И*5Ь2 пТт ."т* — '''' ' т алевролиты, угленосные пины песчаники

Ьг ж 1«20 '-1. пссчаниги алевролиты, глнны аргиллиты

8 76-175 аргиллиты, алевриты алсаро 1нты

141 236 —г — известшанстые аргнл мты пнны мергели

ь 4-36 алеврктистые ар1иг)шты

] 1, О-У 22 К аргиллиты

I, к 251 291 арги 1 )иты алевролиты, песчаники

Ы 36-44 алевролиты аргнл ж ты

238 273 аргиллиты, алевролиты песчаники

аргиллиты, песчаниги 1 ю, 1 ю, 1' 12 I' м • V ■ IV ■II! 14

1, й-' Л0.»« т^г-.'.т: аргиллиты, гравелиты песчаники

т т, п+к 207-784 аргиллкгы алевролиты песчаники

1 Нк 210-700 аргиллиты, алевролиты,

т, О 1 420 1600 аргиллиты алевролиты песчаники

Рисунок 1 - Литолого-стратиграфический разрез

9

Месторождения:

1 - Штокмановское

2 - Ледовое

3 - Лулловское

4 - Северо-Кильдинсиое

5 - Мурманское

Условные обознчения:

- газокондеисатиое > •газовые

- перспективные структуры

"с ^ изобаты, м ^^ - береговая линия ^ разрывные нарушения

Гранины структурных элеме1ггов: I - порядка ^Ан» II - порядка щщлЗ^т Ш - порядка

Основные тектонические элементы:

1 Вал Виктории

2 Северо-Персейское поднятие

3 Вильчековская ступень

4 ВалПинегина

5 Северная депрессия

6 Поднятое Гимет

7 Восточяо-Альбановска* седловина

8 Центрально-Нансеновская депрессия

9 Восточно-Персейский выступ

10 Лунинский выступ

11 Адмиралтейский вал

12 Прогиб Седова

13 Лудловская седловина

14 Северный прогиб

15 Прогиб Куль

16 Свод Федынского

17 Восточно-Федынский выступ

18 Центральная депрессия

19 Прогиб Самойлова

20 Гускноземельский выступ

21 Надежлинский выступ

22 Южная депрессия

23 Куренцовская ступень

24 Кольско-Канинсха*

моноклиналь

25 Коргинекий выступ

Рисунок 2 - Тектоническая схема шельфа Баренцева моря

10

Накопление всех доверхнемеловых комплексов происходило при региональном наклоне в указанном направлении, а более молодые отложения накапливались в северной части мегапрогиба.

Восточно-Баренцевский мегапрогиб на протяжении пермо-триасового и юрско-нижнемелового времени унаследовано продолжал быть областью максимального прогибания.

Наиболее грандиозные опускания мегапрогиба произошли в триасовое время, с которым связана эпоха интенсивного траппового вулканизма. Лавовые и туфовые извержения устанавливаются в бортовых частях бассейна осадконакопления в разные моменты триасового этапа развития (Приновоземельская ступень).

Этап накопления юрского комплекса, заключенного между сейсмическими горизонтами Б и В характеризуется дальнейшим опусканием региона, более интенсивным в поздней юре.

В раннемеловое время происходило дальнейшее неравномерное опускание региона, причем апт-альбекие осадки отлагались лишь в депрессионных зонах. Наконец, в позднемеловое время сформировалась современная структура Восточно-Баренцевского мегапрогиба.

Наиболее глубокие опускания происходили в юго-западных частях Южно-Баренцевской и Северо-Баренцевской впадин Особенно заметно черты унаследованности структурного плана проявились в западных прибортовых частях этих впадин, сочленяющихся с Центрально-Баренцсвской зоной поднятий.

Нефтегазоносность мезозойских отложений. Установлено, что на шельфе, в отличие от сопредельной суши, возрастает стратиграфический диапазон газонефтеносносш за счет верхней части разреза осадочных отложений. Последняя характеризуется наличием верхней зоны газообразования, весьма ограниченного влияния окислительной обстановки, более высоких, чем на суше, пластовых давлений и температур. Все это обуславливает преобладание на шельфе скоплений газа.

К настоящему времени на шельфе Баренцева моря выявлены Мурманское, Северо-Кильдинское газовые месторождения в отложениях нижнего и среднего триаса. Кроме того, 2 газонефтяных месторождения в этих отложениях открыты на острове Колгуев - Песчаноозерское и Тарское. На них продуктивны нижнетриасовые отложения. В среднеюрских отложениях выявлены Штокмановское и Ледовое газоконденсатные и Лудловское газовое месторождения.

В разрезе среднеюрских отложений установлено от двух до пяти продуктивных горизонтов, в среднем триасе от трех до шести и в нижнем триасе до 5. Наиболее крупные высокодебитные залежи установлены в отложениях средней юры.

Размеры залежей с глубиной уменьшаются, они нарушены, как правило, небольшим числом малоамплитудных разрывных нарушений.

Продуктивность меловых отложений в рассматриваемом регионе еще не установлена. Предполагается возможная газоносность нижнемеловых песчано-алевролитовых пород в пределах Лунинского выступа.

Глава П. Корреляция разрезов продуктивных частей мезозойских отложений по геолого-геофизическим данным

Геолого-геофизическая изученность мезозойских нефтегазоносных отложений еще слабая и весьма неравномерная. В северной части Южно-Баренцевской впадины изучались в основном юрские отложения, а в южной - триасовые.

Относительно изученные участки размещены на большом удалении друг от друга. Очевидно, что в этих условиях корреляция промыслово-геофизических разрезов пробуренных скважин значительно усложнена. Это сопряжено также с:

сложными сейсмогеологическими условиями залегания триасовых отложений, которые усугубляются достаточно обширным полем магматогенных образований (траппов);

неоднородностью разреза (связанной с резкой полифациальностью триасовых отложений, с выклиниванием и литологическим замещением среднеюрских отложений);

различным объемом и качеством промыслово-геофизических исследований. Триасовые отложения изучались в 60-70-е годы отечественной аппаратурой (преимущественно трестом АМНГР) и включали неполный комплекс ГИС; а среднеюрские отложения изучались в 80-90-е года, когда использовалась аппаратура зарубежных компаний - Western и Dresser Atlas, которая включала широкий спектр дополнительных методов ГИС, комплексирование которых существенно облегчает оперативную и количественную интерпретацию по выделению коллекторов и оценки характера их насыщения.

Корреляция разрезов триасовых отложений проводилась в направлении с запада на восток по линии скважин Северо-Кильдинская (скв.80) - Мурманская (скв.24) - Песчаноозерская (скв.17) - Куренцовская (скв.1).

Кровля триасовых отложений проводится по СОГ «Б», однако, этот горизонт не очень уверенно выделяется в центральной части Южно-Баренцевской впадины, где отражение от магматогенных тел (траппов) стратиграфически смещается вверх по разрезу. Подошва триасовых отложений фиксируется по СОГ «А]». При корреляции разреза учитывалось положение этих сейсмоотражающих горизонтов, а возрастные геологические границы определялись при изучении керна и шлама в пробуренных скважинах.

Комплексная геолого-геофизическая корреляция позволяет составить представление о характере изменения литолого-стратиграфического расчленения триасового разреза и распространении в нем газонасыщенных пластов и пород-покрышек. В качестве опорных разрезов приняты разрезы скважин на месторождениях Песчаноозерское и Тарское на острове Колгуев и на Мурманском месторождении. В их разрезе выделены реперные пласты Я) и наиболее уплотненные глинистые породы.

Глинистые отложения нижнего и особенно среднего (ангуранская свита) триаса рассматриваются как регионально выдержанные и надежные флюидоупоры, отчетливо изолирующие сохранение залежей не только в триасовых, но и в верхепалеозойских отложениях.

Выделение пород-коллекторов и определение их толщин в терригенных отложениях триаса выполнялось автором по кривым ГК и ПС, а также по наличию глинистой корки на кривой КВ. Алевролито-песчаные породы в нижне-среднетриасовой части разреза служат коллекторами порового типа.

В среднем триасе продуктивные пласты установлены только на Мурманском месторождении Они представлены переслаиванием песчано-алевритовых пород. Выделяется 3 объекта, суммарные величины общей и эффективной толщин которых составляют 125,4 м и 74,3 м соответственно Коэффициент пористости изменяется в достаточно узком диапазоне от 0,14 до 0,19, а коэффициент газонасыщенности от 0,52 до 0,59.

В верхней части нижнего триаса выделяется один пласт на Мурманском месторождении Он характеризуется достаточно высокими Кп=0,18 д е. и Кг=0,58 д.е

Наибольший практический интерес представляет чаркобожская свита нижнего триаса. Она представлена переслаиванием песчаников и глин. По результатам интерпретации материалов ГИС в ее разрезе на Песчаноозерском месторождении выделено пять продуктивных горизонтов 1-У, разделенных между собой непроницаемыми преимущественно глинистыми пластами. Такие же горизонты выделяются и на Куренцовской перспективной структуре, продуктивность в которых пока не установлена. Общая толщина установленных и предполагаемых газонасыщенных горизонтов на этих локальных объектах составляет 31 м и 81,3 м соответственно, а эффективная толщина - 28,2 м и 60,3 м. Коэффициенты пористости достаточно велики - 0,14-0,17.

На Северо-Кильдинском месторождении выделяется только один газонасыщенный горизонт, который по мнению автора коррелируется с I продуктивным горизонтом на Песчаноозерском месторождении и может бьггь выделен на Куренцовской структуре. Он имеет следующие характеристики: общая и эффективная толщины 19 м и 11,2 м, коэффициент пористости - 0,29, коэффициент газонасыщенности - 0,66.

Корреляция разрезов юрских отложений. В юрских отложениях корреляция производилась в направлении с юго-запада на северо-восток в Штокмановском районе по линии скважин Ферсмановская (скв.1) - Штокмановская (скв.2) - Ледовая (скв.1) - Лудловская (скв.2).

В среднеюрском разрезе достаточно уверенно выделяются три репера - 1*4,

Я5.

Репер 11з залегает над продуктивным горизонтом Ю2 и является покрышкой между продуктивными горизонтами Ю[ и Ю2. Она имеет зональное распространение.

Репер 1*4 залегает над продуктивным горизонтом Ю, и является мощной субрегиональной покрышкой-разделом между продуктивными горизонтами Юо и Ю]. Она также обладает высокими экранирующими свойствами.

Наиболее выдержанным репером, залегающим над продуктивным горизонтом Ю0 и широко распространенным по площади является Этот репер (оксфорд-кимеридж-волжского возраста) является общей основной региональной покрышкой. Она обладает высокими экранирующими свойствами и по материалам ГИС характеризуется высокими показаниями ГК, положительными показаниями ПС и наличием каверн на кавернограмме.

Выделяемые между продуктивными горизонтами Юг и Ю3 пласты и пачки глинисто-алевритистых пород играют роль полупокрышки для горизонта Ю3.

Газоносность терригенных среднеюрских отложений в пределах Штокмановского района установлена на всех трех месторождениях за исключением Ферсмановской структуры, на которой продуктивные пласты из-за некачественного проведения ГИС и отсутствия результатов опробования лишь прогнозируются.

Кровля продуктивного горизонта Ю0, который прослеживается на всех выявленных месторождениях, уверенно выделяется по следующим основным признакам:

высоким кажущимся сопротивлениям по данным электрического метода;

резким снижением показаний гамма-метода и ПС;

изменениям диаметра скважин за счет либо значительных каверн, либо

формирования глинистых корок.

Горизонт Юп представлен преимущественно мелкозернистыми, в единичных случаях среднезернистыми, слабоглинистыми песчаниками и алевролитами. Для них характерно невысокое содержание глинистой и алевритовой фракций, хорошая сортировка обломочного материала.

Горизонт Юп выделяется только на Штокмановском месторождении и представлен песчаниками мелкозернистыми алевритистыми.

Горизонт Ю1 представлен песчаниками мелкозернистыми алевритистыми и алевритовыми, преимущественно слабоглинистыми и алевролитами песчанистыми, реже глинистыми.

Горизонт КЬ также прослеживается на всех четырех рассматриваемых нами объектах. Представлен песчаниками и алевролитами разнозернистыми с тонкими прослоями конгломератов.

Горизонт 1СЦ выделяется только на Штокмановском месторождении и на Ферсмановской структуре. Представлен песчаником мелкозернистым алевритистым и алевритовым с прослоями алевролита крупнозернистого от песчаного до песчанистого и алевролита глинистого.

Значения параметров фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород-коллекторов определялись как по керну, так и по материалам ГИС.

По данным корреляции прослеживается четкая закономерность ухудшения фильтрационно-емкостных свойств пород с увеличением глубины их залегания от горизонта Юо к горизонту Юз вследствие увеличения глинизации разреза. В то же

15

время отмечается ухудшение ФЕС в северо-западном направлении, замещение газонасыщения на водонасыщение или отсутствие нижних продуктивных горизонтов.

Таким образом, несмотря на еще малое число пробуренных морских скважин в результате геолого-геофизической корреляции удалось:

установить, что породы-коллекторы нижнего и среднего триаса характеризуются резким изменением литологического состава, толщины и ФЕС. Именно вследствие этого продуктивная площадь всех выявленных в них залежей составляет менее 30% от площади ловушек.

выполнить прогноз распространения продуктивных горизонтов среднеюрских отложений в Штокмановском районе;

выявить общий характер пространственного изменения эффективных газонасыщенных толщин и ФЕС пород-коллекторов в разрезе нижнего и среднего триаса и средней юры.

Глава III. Комплексный анализ основных геологических критериев нефтегазоносности триасовых и юрских отложений

На сегодняшний день установлено, что потенциально лучшей

нефтематеринской толщей в Баренцевом море являются так называемые «черные

глины» позднеюрского возраста. Однако, согласно результатам многочисленных

работ целого ряда исследователей, на большей части площади Баренцева моря

«черные глины» так и не достигли главной зоны нефтеобразования. Данный факт

подтверждает крайне ограниченную возможность генерации нефтяных углеводородов

юрскими «черными глинами».

Разрезы триаса, обогащенные рассеянным органическим веществом (РОВ)

сапропелевого типа, занимают западные норвежские районы шельфа. В скважинах

же российского сектора установлен преимущественно гумусовый тип РОВ,

обусловленный континентальными и субконтинентальными условиями

осадконакопления. Лишь в самой северной части акватории, возможно, существовали

и морские условия, в ходе которых могли формироваться глинистые толщи (особенно

в низах триаса) обогащенные сапропелевым РОВ. И хотя они могут быть отнесены к

категории нефтепроизводящих, масштабы генерации жидких УВ такими толщами

невелики. Из изложенного следует, что глинистые отложения триаса и юры относятся

к преимущественно газопроизводящим, о чем убедительно свидетельствуют

16

выявленные в нижне-среднетриасовых и среднеюрских отложениях скопления газа и конденсата.

Основные геологические критерии нефтегазоносности перспективных частей разреза триасовых и юрских отложений на современном этапе состоят в учете характера пространственного распространения коллекторов, покрышек и местоположения перспективных локальных структур в пределах крупных поднятий, характеризующихся благоприятными условиями газонефтснакопления.

Практический интерес в качестве основного поискового критерия для триасовых отложений представляет тот факт, что месторождения углеводородов, выявленные в участках континентального накопления этих отложений в Печорской и Южно-Барснцевской впадинах, расположены в непосредственной близости от участков мелководно-морского осадконакопления.

Установлено, что в структурном отношении месторождения нефти приурочены, в основном, к погребенным поднятиям-порогам, разделяющим области древнего (дотриасового) прогибания во внутренних частях шельфа, где чаще развиты локальные складки конседименгационного развития (например, на о.Колгуев). Месторождения газа и газоконденсата наиболее распространены на современных выступах и зонах поднятий во внешних частях шельфа.

В триасовых отложениях вероятно также широкое развитие стратиграфических ловушек, образовавшихся в результате срезания песчаного пласта поверхностью эрозии и последующего перекрытия ее непроницаемой глинистой толщей более молодого возраста.

Анализ палеотектонических и фациальных обстановок позволяет предполагать, что в триасовых отложениях морского генезиса, развитых преимущественно в пределах Южно-Баренцевской и Северо-Баренцевской впадин, будут обнаружены преимущественно месторождения газа.

Эти и другие геологические критерии газонефтеносности нижне-среднетриасовых отложений нанесены на единую карту, которая позволяет выделить наиболее вероятные зоны газо- и нефтенакопления по этим отложениям.

История формирования юрского комплекса в Восточно-Баренцевском ГНБ связана с влиянием Атлантического океана, которое осуществлялось через ряд глубоких прогибов, расчленяющих Центрально-Баренцевскую зону поднятий.

С запада на восток в бассейне сначала уменьшаются толщины и ухудшаются ФЕС коллекторов песчанистых горизонтов средней юры, а затем вообще выклиниваются верхнеюрские и среднеюрские отложения.

Судя по скважинам, пробуренным в южной части Южно-Баренцевской впадины и на Печороморском шельфе в южном и в восточном направлениях происходит заметное последовательное сокращение толщины и песчанистости среднеюрских отложений. Продуктивных горизонтов в их разрезе в южной части мегапрогиба не обнаружено.

Сравнивая строение трех выявленных в средней юре месторождений, можно заметить, что в северном направлении происходит усложнение их строения за счет тектонической нарушенности. В этой связи наблюдается не только усложнение строения самих залежей (экранирование нарушениями, замещение коллекторов слабопроницаемыми породами), но и ухудшение качества регионального верхнеюрского флюидоупора.

Поисковым критерием для среднеюрских отложений может служить тот факт, что накопление среднеюрских отложений на значительной площади происходило в дельтовых и прибрежно-морских условиях, а основной их снос происходил с запада на восток. Это определяет необходимость акцентировать первоочередное внимание на участки шельфа, расположенные в северо-западной части Южно-Баренцевской впадины, т.е. в западных частях Лудловской седловины, Восточно-Федынского выступа и на восточном склоне Центрально-Баренцевской зоны поднятий. Те части этих поднятий и прибортовых участков сопредельных впадин и прогибов, в которых выявлены локальные поднятия конседиментационного развития и распространена региональная верхнеюрская покрышка, могут рассматриваться как перспективные для выявления и освоения новых газовых и газоконденсатных месторождений.

На карте геологических критериев газонефтеносности среднеюрских отложений показана восточная граница вероятного совместного распространения всех четырех продуктивных горизонтов. На этой карте впервые выделены наиболее вероятные зоны газонакопления, по всем четырем горизонтам, совместно по горизонтам Ю0 и Юь а также раздельно по ним.

Продуктивность меловых отложений в рассматриваемом регионе еще не установлена. Предполагается возможная газоносность нижнемеловых песчано-алевритовых пород в пределах Лунинского выступа.

1аким образом, создалась ситуация, настоятельно 1ребующая комплексного анализа геологических критериев нефтегазоносное™, по двум рассматриваемым нефтегазоносным комплексам совместно.

Результаты комплексного анализа геологических критериев нефтегазоносности по упомянутым 11ГК показаны на сводной карте (рисунок 3), на которой нанесены границы наиболее существенных пространственных изменений основных геологических критериев нефтегазоносности или определенных их сочетаний.

На этой карте, в частности, нанесены границы: распространения регионального верхнеюрского флюидоупора; повышенных толщин регионального верхнеюрского и кунгуро-артинского флюидоупоров; области, в которых верхнеюрский флюидоупор тектонически не нарушен; а также последовательною сокращения к депоцентру бассейна осадконакопления возможности вскрытия до глубины 7 км среднего (нижней часта) и нижнего триаса; области проявлений триасового базальтовою магматазма, предполагаемых магматогенных массивов триаса (по СОГ А2).

Это позволило выделить высокоперспекгивные и перспективные участки по: нижне-среднетриасовым отложениям - на своде Федынского, Гусиноземельском и Куренцовском выступах, Надеждинско-Мурманском участке, Северо-Кильдинском выступе, Альбановской седловине, Лунинском выступе;

среднеюрским отложениям - на Восточно-Федынском выступе и в южной части поднятия Гимет;

совместно нижне-среднетриасовым и среднеюрским отложениям - на Лудловской седловине, Ферсмановско-Демидовском и Восточно-Персейском выступах.

Глава IV. Оценка перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений и рекомендации по дальнейшим ПРР

В пределах Южно-Баренцевской НГО выделено два перспективных газонефтеносных района: Федынский газоносный на севере и Мурманско-Кильдинский газоносный на юге. В этих районах выделены крупные перспективные зоны нефтегазонакопления (ЗНГН), представляющие основной интерес для дальнейших ПРР: Восточно-Федынская, Лудловская, Федынская, Демидовско-Ферсмановская, Мурманско-Куренцовская ЗНГН.

I - изобаты, м,

Условные обозначения: 9

Условные обаишкми*

ЕЗ7 ЕИ]13 ЕЕЗв г«5^ 14 О 9 f^l i® О ю гта 16 [3ii E3D12

2 - граница распространения

регионального верхнеюрского флюидоупора.

3 - область повышенных толщин

рег иональыою верхнеюрского флюидоупора;

4 - восточная граница

перспективности среднеюрских отложений

5 - восточная граница вероятного

совместного распространения четырех продуктивных горизонтов - Юр, Ю„ Ю., Ю,;

6 - область, где всрхнсюрскнй

флюидоупор тектонически не нарушен,

7 - граница, от которой к депоцентру

бассейна о сад ко накопления последовательно сокращается возможность вскрытия до 7 км нижнего и нижней части среднего триаса

8 - область повышенных мощностей

регионального кун гуро-артинского флюидоупора

Перспективные и высокоперспективные участки

выявленные и подготовленные локальные структуры

10 - 1азовые и газоконденсатные месторождения

11 - нефтяные месторождения

12 - предполагаемые магматогенные

массивы триаса, выделенные по аномальному поведению сейсмического горизонта А2

13 - область проявлений триасового

базальтового ма1 матизма по 1еологическнм данным

Перспективные н высокопсрспсктивныс участки по:

14 - нижне -среди етриасовым отложениям

15 - среднеюрским отложениям

16 - нижне-среднстриасовым к среднеюрским отложениям

I - Альбановской седловины

II - южной части поднятия Гимет

III - Восточно-Перс ейского выступа

IV - Лунинского выступа

V - Лудловской седловины

VI - Ферсмановско-Демидовского выступа

VH - Восточно-Федынского выступа

VIII - свода Федынского

IX - Гусиноземельского и Куренцовекого

выступов

X - Северо-Кильлинского выступа

XI - Надеждннско-Мурманскин

Рисунок 3 Схематическая карта основных геологических критериев нефтегазоносности нижне-среднетриасовых и

среднеюрских отложений на шельфе Баренцева моря

Первые две и последняя ЗНГН расположены в пределах Южно-Баренцевской впадины (одноименной газонефтеносной области), а две остальные - в Центрально-Баренцевской зоне поднятий (одноименной перспективной нефтегазоносной области).

В недрах Восточно-Федынской ЗНГН, приуроченной к одноименному выступу, перспективны не только терригенные среднеюрские отложения, продуктивность которых установлена на Штокмановском и Ледовом ГКМ, но также терригенные триасовые отложения (особенно в ее юго-западной части, примыкающей к Центрально-Баренцевской зоне поднятий). Глубины залегания перспективных триасовых отложений в пределах этой ЗНГН возрастают в северо-восточном направлении от 1500 м до 4300 м.

В недрах Федынской ЗНГН, приуроченной к одноименной зоне сводового поднятия конседиментационного развития, в мезозойском разрезе представляют интерес терригенные триасовые и в меньшей степени юрские отложения, частично отсутствующие в гипсометрически высоких частях структур. В этих отложениях вероятно преимущественное выявление газовых месторождений.

Демидовско-Ферсмановская ЗНГН рассматривается как перспективная, в пределах которой возможно обнаружение залежей газа. Глубина залегания верхнетриасовых отложений 1300-1550 м.

Изложенная информация качественной оценки перспектив газонефтеносности отражена на сводной карте геологических критериев нижне-среднетриасовых и среднеюрских отложений.

На базе качественной оценки нефтегазоносности была произведена количественная оценка перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений региона, т.е. была осуществлена оценка начальных суммарных и прогнозных ресурсов газа, газоконденсата и нефти в выделенных различных по степени перспективности участках шельфа.

Согласно этой новой оценке в мезозойских отложениях сосредоточено около 80 % от общих начальных суммарных ресурсов углеводородов (НСР УВ) в недрах Баренцева моря, в том числе основная доля разведанных запасов и более достоверной части прогнозируемых ресурсов (категории С3 и Б|). При этом разведанные запасы составляют 18 %, а более достоверные прогнозируемые ресурсы - 20,2% от общей величины НСР УВ.

В мезозойской части осадочного разреза доминируют НСР газа (главным образом, за счет среднеюрских отложений), а небольшая часть НСР нефти содержится, в основном, в нижнетриасовых отложениях. НСР конденсата оцениваются тоже в небольшом объеме и, прежде всего, в среднеюрских отложениях. Аналогичным образом распределяются разведанные запасы, а также наиболее достоверная часть прогнозируемых ресурсов УВ (категорий Сз и Д[).

Весьма важно, что большая часть этих ресурсов оценена в отложениях, залегающих на глубинах до 3 км и в участках шельфа с глубинами дна от 100 до 300 м - 59 % НСР УВ. Наконец, обращает на себя внимание то, что соотношение НСР газа и нефти составляет 86 % к 11% главным образом за счет триасовых от ложений.

На итоговой схематической карте количественной оценки перспектив нефтегазоносное™ мезозойских отложений (рисунок 4) показаны границы основных тектонических элементов, участков различных категорий перспективности (по средней концентрации, НСР УВ в тыс.т у.т./км2), перспективности среднеюрских отложений, а также граница, от которой к депоцентру современного бассейна последовательно сокращается возможность вскрытия до 7 км нижнего и нижней части среднего триаса.

На карте количественной оценки перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений выделены высокоперспективные и перспективные участки шельфа:

1) в Лунинском выступе возможные перспективы связываются со среднеюрскими и нижнемеловыми отложениями;

2) на структурах Вернадского, Средней и в присводовой части Ферсмановской структуры можно предполагать обнаружение залежей газа в пластах Ю0 и Юь а на Демидовской структуре - в пласте Ю0. Обнаружение газовых и газоконденсатных залежей вероятно также на структурах Западно-Штокмановской (в пластах Юо, Юь Ю2 и Ю3) и Западно-Лудловской (в пласте Ю0).

В соответствии изложенным:

- к первоочередным локальным объектам поисковых и разведочных работ следует отнести выявленные перспективные локальные структуры в пределах Восточно-Федынского выступа и Лудловской седловины, причем не только близкие к месторождениям УВ сателлиты, но и структуры, расположенные в западных частях указанных тектонических элементов - в восточной прибортовой части Восточно-Баренцевского мегапрогиба

N.

Месторождения:

1 - ШтоЫановское

2 - Ледовое

3 -Лудловское

4 - Северо-Квльдинское

5 - Мурманское

W - газокояденсатное Ь - газовые

/

во сточная граница версаегпшаостн ереднеюрекнж отложений разрьдаые нарушения

граница, от которой к депоцентру бассейна осадюнакопления последовательно сокращается ^ возможность вскрытая до 7 км нижнего и нижней части среднего триаса

П>шцы структурам мммпв: I - порядка II - порядка ^^^тя 1П - порядка

КАТЕГОРИИ ПЕРСПЕКТИВНОСТИ НЕДР ШЕЛЬФА: ВЫСОКОПЕРСПЕКТИВНЫЕ УЧАСТКИ _ПЕРСПЕКТИВНЫЕ УЧАСТКИ

1 ¡КАТЕГОРИИ \///А ШКАТЕГОРИИ IКАТЕГОРИИ

П КАТЕГОРИИ К\Уч1 IV КАТЕГОРИИ П КАТЕГОРИИ

Основные тектонические элементы*

1 Вал Виктории

2 Северо-Персейское поднятие

3 Вильяековская ступень

4 Вал Пинепгна

5 Северная депрессия

6 Поднятие Гимет

7 Восточно-Альбановская седловина

8 Центр ально-Нансеновская депрессия

9 Восточно-Персейский выступ

10 Лунинский выступ

11 Адмиралтейский вал

12 Прогиб Седова

13 Лудловская седловина

14 Северный прогиб

15 Прогиб Куль

16 Свод Федынского

17 Восточно-Федынский выступ

18 Центральная депрессия

19 Прогиб Самойлова

20 Гусшюземельекий выступ

21 Надеждинский выступ

22 Южная депрессия

23 Куренцовская ступень

24 Кольсю-Канинская моноклиналь

25 Коргинский выступ

П1 КАТЕГОРИИ

Рисунок 4 - Схематическая карта перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений шельфа Баренцева моря 23

- к объектам второй очереди относятся перспективные локальные структуры, выявленные в пределах свода Федынского.

Оценка прогнозируемых ресурсов и возможных запасов газа в мезозойских отложениях по основным перспективным локальным структурам-сателлитам выявленных месторождений убедительно свидетельствует, что эти объекты обладают значительными перспективами. Таким образом, очевидно, что с учетом оценки этих структур-сателлитов становится реальной возможность разработки концепции совместного освоения выявленных месторождений и перспективных структур-сателлитов в центральной части российского шельфа Баренцева моря, что обеспечит эффективность этих работ. Кроме того, имеется реальная возможность прироста запасов газа в объеме до 900 млрд. м3 за счет доразведки месторождений Штокмановское, Лудловское и Ледовое.

В качестве локальных первоочередных объектов последующих геологоразведочных работ в ней определены месторождения Штокмановское, Лудловское, Ледовое и подготовленная к бурению перспективная структура Ферсмановская. Проведение работ на этих объектах планируется до 2010 г.г. На Штокмановском месторождении с целью разведки триасовых отложений предусматривается бурение скважины №7, а для доразведки юрских залежей планируется бурение еще двух скважин. На Лудловском и Ледовом месторождениях для подготовки запасов необходимо бурение на каждом по две разведочных скважины.

В период 2011-2020 г.г. планируется продолжение работ на Медьвежьей, Ферсмановской структурах и ввод в поисковое бурение перспективных структур Демидовская и Западно-Штокмановская.

За 2020 годом планируется ввод в поисково-разведочное бурение структур Западно-Лудловская, Териберская, Терская, расположенных вблизи Штокмановского месторождения.

Высокоперспективным районом на шельфе Баренцева моря является так называемая «серая зона» - зона совместных экономических интересов России и Норвегии. Здесь выявлен ряд крупных структур, которые рассматриваются в качестве возможных крупных месторождений газа. Выход с поисково-разведочным бурением на эти объекты наиболее вероятен за 2020 годом.

Реализация рекомендуемых поисково-разведочных работ позволит не только обеспечить существенный прирост промышленных запасов газа и конденсата из мезозойских отложений, но и осуществить комплексное планирование работ по освоению выявленных месторождений газа и конденсата, т.е. повысить эффективность их освоения. Таким образом, результаты выполненных исследований полностью соответствуют задачам первого этапа технологии освоения морских углеводородных месторождений.

1. Захаров Е.В., Толстяков A.B. Перспективы газоносности средне-нижнетриасовых отложений на российском шельфе Баренцева моря // Сб. ВНИИГАЗа «Основные проблемы и задачи дальнейших работ по поиску, разведке и разработке морских месторождений нефти и газа», М, 2002.-С. 9-14.

2. Захаров Е.В., Толстиков A.B. Перспективы газоносности среднеюрских отложений на российском шельфе Баренцева моря// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, № 7, 2002. - С. 4-8.

3. Захаров Е.В., Федоровский Ю.Ф., Толстиков A.B. Основные направления поиска и разведки углеводородных месторождений в мезозойских отложениях Российской часта шельфа Баренцева моря// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, № 2, 2005,-С. 4-8.

4. Захаров Е.В., Холодилов В.А., Толстиков А В. Перспективы нефтегазоносности нижне-среднетриасовых и среднеюрских отложений Баренцева моря// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, №9, 2004. - С. 7-9.

5. Стрельченко В.В., Толстиков A.B., Захаров Е.В. Использование данных литолого-фациального анализа при оценке перспектив газоносности мезозойских отложений на шельфе Баренцева моря // 5-ая научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» Тез. Докл., М., РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003, с.19.

Опубликованные работы автора по теме диссертации

Соискатель

Толстиков A.B.

Принято к исполнению 08/11/2005 Исполнено 09/11/2005

Заказ N° 1203 Тираж: 100 экз.

ООО «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 Москва, Варшавское ш., 36 (095) 975-78-56 (095) 747-64-70 www.autoreferat.ru

№?2 04J

РНБ Русский фонд

2006-4 17078

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Толстиков, Алексей Владимирович

Введение

Глава I Основные особенности геологического строения мезозойских отложений

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.2 Тектоническое строение и история развития

1.3 Нефтегазоносность мезозойских отложений

Глава II Корреляция разрезов продуктивных частей мезозойских отложений по геолого-геофизическим данным

2.1 Корреляция разрезов триасовых отложений

2.2 Корреляция разрезов юрских отложений

Глава III Комплексный анализ основных геологических критериев нефтегазоносности по отложениям триасового и юрского возрастов

Глава IV Оценка перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений и рекомендации по дальнейшим ПРР

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Перспективы газонефтеносности мезозойских отложений на российском шельфе центральной части Баренцева моря"

По нефтегазовому потенциалу недр шельф Баренцева моря занимает второе место (после Карского моря) среди всех морей России [10]. Здесь к настоящему времени открыто пять месторождений углеводородов в Южно-Баренцевской впадине и шесть месторождений на Печороморском шельфе.

Геолого-геофизические исследования в этой акватории были начаты в 60-е годы XX столетия. К настоящему времени в Баренцевом море объем сейсморазведочных работ 2D составил порядка 350 тыс. пог. км и около 500 км2 3D. Регионально-поисковыми, поисковыми и детальными сейсморазведочными работами российская часть шельфа Баренцева моря изучена весьма неравномерно. В целом современная средняя плотность Л сейсмических наблюдений составляет 1 пог.км/км . При этом в пределах локальных поднятий этот показатель существенно выше, что обеспечивает выявление и подготовку структур, а также позволяет осуществить надежные структурные построения по сейсмоотражающим горизонтам (СОГ) с сечением изогипс 50-100 м.

В результате проведенных в последние годы поисково-разведочных работ (ПРР) удалось уточнить характеристику основных нефтегазоносных комплексов, их стратиграфическую привязку, толщины пород-коллекторов и покрышек, фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород-коллекторов и надежность флюидоупоров, а также фазовое состояние и физико-химические свойства пластовых флюидов.

Основными перспективными нефтегазоносными комплексами (НТК) на шельфе Баренцева моря являются терригенные среднеюрские, а также средне- и нижнетриасовые отложения. В первых из них выявлены такие месторождения, как уникальное по запасам Штокмановское газоконденсатное месторождение, крупные Ледовое ГКМ и Лудловское газовое месторождение. Во втором НТК выявлены Северо-Кильдинское и

Мурманское газовые месторождения в акватории, а также Песчаноозерское и Тарское нефтегазоконденсатные месторождения на острове Колгуев [24].

Однако, как известно, с 1989 года объемы поисково-разведочных работ на нефть и газ в целом по стране резко сократились, в том числе и на шельфе Баренцева моря. Вместе с тем, учитывая высокую степень разведанности и освоения месторождений УВ в сухопутных районах страны, очевидно, что современный континентальный шельф приобретает все более четкое преобладающее значение для дальнейших ПРР.

Оценка начальных суммарных ресурсов (НСР) УВ в недрах шельфа Баренцева моря, выполненная на 01.01.2002 года, еще раз показала высокую их перспективность, поэтому возникла необходимость и актуальность выполнения исследований по обобщению и анализу имеющихся геолого-геофизических материалов для определения основных направлений и. первоочередных объектов дальнейших работ по выявлению новых углеводородных месторождений в акватории.

Этому и посвящена настоящая работа. Основные задачи исследования сводились к следующему:

1. Уточнить геологическое строение мезозойских отложений в центральной части российского шельфа Баренцева моря

2. Провести геолого-геофизическую корреляцию разрезов продуктивных частей мезозойских отложений (по пробуренным в районе скважинам) в целях определения пространственного распространения пород-коллекторов и слабопроницаемых пород-покрышек, а также характера изменения их качества

3. Выявить основные геологические критерии нефтегазоносности по нижне-среднетриасовым и среднеюрским отложениям и провести их комплексный анализ.

4. Проанализировать результаты оценки перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений, выполненной на 01.01.2002 г.

5. Обосновать основные направления и объекты дальнейших ПРР.

В результате изучения основных особенностей геологического строения было уточнено тектоническое строение и палеотектоника российского шельфа Баренцева моря, фациальные условия осадконакопления и литологический состав слагающих мезозойскую часть разреза Восточно-Баренцевского мегапрогиба осадочных образований, а также нефтегазоносность этих отложений в выявленных месторождениях (в разрезе среднеюрских отложений установлено от двух до пяти продуктивных горизонтов; в среднетриасовых отложениях - от трех до шести продуктивных горизонтов; в нижнетриасовых - до 5 продуктивных горизонтов).

Геолого-геофизическая корреляция мезозойских отложений в центральной части российского шельфа Баренцева моря позволила определить литолого-стратиграфическое расчленение среднеюрского и триасового разреза и распространение в нем слабопроницаемых реперов, газонасыщенных пластов, ФЕС пород-коллекторов и характер их пространственного изменения, а также надежность пород-покрышек.

В результате комплексного анализа основных геологических критериев нефтегазоносности составлены схематические карты этих критериев для средне-нижнетриасовых и среднеюрских отложений с выделением на них зон и участков наиболее вероятного нефте- и(или) газонакопления, представляющие интерес для дальнейших ПРР.

На первой из них показаны границы последовательного сокращения к депоцентру бассейна осадконакопления возможности вскрытия до глубины 7 км среднего (нижней части) и нижнего триаса, области проявлений базальтового магматизма, предполагаемых магматогенных массивов триаса (по СОГ Аг). На второй показаны границы области развития глубоководных фаций распространения регионального верхнеюрского флюидоупора, области повышенных его толщин.

Составлена также сводная карта геологических критериев по средне-нижнетриасовым и среднеюрским отложениям, которая позволила выделить высокоперспективные и перспективные зоны нефтегазонакопления (ЗНГН) для мезозойской части разреза осадочных отложений.

На последней карте отражены и результаты выполненной автором качественной оценки перспектив мезозойских отложений Баренцевоморского шельфа. Выделены ЗНГН и участки перспективные раздельно по нижне-среднетриасовым и среднеюрским отложениям и высокоперспективные по этим отложениям совместно. По высокоперспективным и перспективным ЗНГН выполнена количественная оценка перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений. Ее результаты показаны на карте перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений шельфа Баренцева моря, которая послужила основанием при определении приоритетных направлений дальнейших поисково-разведочных работ.

Основные положения проведенных исследований докладывались:

1) на V научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» на секции «Эффективные геолого-геофизические методы и технические средства поиска, разведки и контроля за разработкой месторождений нефти и газа» в 2003 году в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина,

2) на секции «Освоение морских нефтегазовых месторождений» ООО «ВНИИГАЗ» в июне 2005 года.

Наиболее важные результаты опубликованы в четырех статьях в журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений» в №7 2002 г., в №9 2004 г. и в №2 2005 г., а также в сборнике трудов ООО «ВНИИГАЗ» «Основные проблемы и задачи дальнейших работ по поиску, разведке и разработке морских месторождений нефти и газа» 2002 г.

Рекомендации автора по дальнейшим поисково-разведочным работам на мезозойские отложения центральной части Баренцева моря переданы в ОАО «Газпром» для внедрения.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю доктору геолого-минералогических наук Е.В.Захарову за постоянную поддержку и всестороннюю помощь в написании данной работы

В процессе работы автор пользовался поддержкой, советами и консультациями докторов наук В.В. Стрельченко, П.Б. Никитина, Л.Г. Кульпина, кандидатов наук А.Н.Тимонина, Я.И.Штейна, старших научных сотрудников Т.А. Толстиковой, Н.В. Реутской и многих других, которым выражает свою сердечную благодарность и признательность.

Заключение Диссертация по теме "Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых", Толстиков, Алексей Владимирович

Заключение

Комплексное геолого-геофизическое изучение мезозойских отложений российского шельфа центральной части Баренцева моря в аспекте оценки перспектив их нефтегазоносности позволило выявить основные особенности литологической характеристики их разреза и тектонического строения выявленных и прогнозируемых зон нефтегазонакопления. При этом изучались не только открытые месторождения, но и выявленные перспективные локальные структуры, литолого-фациальные карты и промыслово-гео физические материалы (геофизические параметры геологического разреза), полученные с помощью современной аппаратуры, позволяющих за одну спуско-подъемную операцию одновременно регистрировать до четырех геофизических параметров (Dresser Atlas). Использовалась геологическая информация, полученная как по параметрическим скважинам, пробуренным на островах, так и по всем поисково-разведочным скважинам, пробуренным в рассматриваемом регионе, в том числе и на острове Колгуев.

Кроме стратиграфической привязки разрезов скважин учитывались прослеживаемые сейсморазведкой отражающие горизонты в изучаемой части разреза. В качестве тектонической основы использовалась тектоническая карта, составленная во ООО «ВНИИГАЗ» в 2001 году (Е.В. Захаров и др.), на которой были, уточнены границы Надеждинского и Гусиноземельского выступов. Рассматривалась и история развития изучаемого района, а также литолого-фациальные условия осадконакопления. Несмотря на недостаточную изученность рассматриваемого района, выполнена геолого-геофизическая корреляция разрезов по пробуренным скважинам. Основные затруднения такой корреляции были сопряжены: со сложными сейсмогеологическими условиями триасовых отложений, которые усугубляются достаточно обширным полем магматогенных образований (траппов); с неоднородностью их разреза (связанной с резкой полифациальностью триасовых отложений, с выклиниванием и литологическим замещением среднеюрских отложений); а также с различным объемом и качеством промыслово-геофизических исследований. Несмотря на это, удалось получить дополнительную информацию по характеру распространения основных продуктивных горизонтов нижне-среднетриасовых и среднеюрских отложений и определить поинтервальные параметры для нижнего и среднего триаса и средние для средней юры.

По данным промысловой геофизики также удалось выявить общий характер пространственного изменения эффективных газонасыщенных толщин, ФЕС и прогнозировать распространение продуктивных пластов среднеюрских отложений в Штокмановском районе.

Все это позволило выявить основные геологические критерии нефтегазоносности по отложениям нижне-среднетриасового и среднеюрского возрастов. На основании результатов анализа этих критериев составлены схематические карты геологических критериев для указанных отложений и выделены на них зоны и участки наиболее вероятного газо- и(или) нефтенакопления. Последовательное совмещение этих карт друг с другом позволило составить сводную карту геологических критериев, на которой были выделены высокоперспективные и перспективные зоны газонефтенакопления для мезозойской части разреза осадочных отложений: нижне-среднетриасовые отложения - на своде Федынского, Гусиноземельском и Куренцовском, Надеждинско-Мурманском, Северо-Кильдинском выступах, Альбановской седловине, Лунинском выступе; среднеюрские отложения — на Восточно-Федынском выступе и в южной части поднятия Гимет; совместно нижне-среднетриасовые и среднеюрские отложения - на Лудловской седловине, Ферсмановско-Демидовском и Восточно-Персейском выступах.

В пределах центральной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба среди таких зон и участков для средне-нижнетриасовых отложений выделены выступы Северо-Федынский, Гусиноземельский, Годинский и юго-восточная часть Куренцовской ступени. Несомненно заслуживает внимания также свод Федынского, расположенный в зоне совместных интересов России и Норвегии.

Анализ палеотектонических фациальных обстановок и теплового поля позволяет считать, что в этих отложениях будут преобладать скопления газа. Основным поисковым критерием может служить тот факт, что месторождения УВ, выявленные в континентальных триасовых отложениях Печорской и Южно-Баренцевкой впадин, расположены в непосредственной близости от одновозрастных отложений мелководно-морского генезиса.

Высокоперспективные и перспективные участки для среднеюрских отложений выделены в Лудловской седловине (северо-западнее Лудловского месторождения), в северо-восточной и в юго-западной частях Восточно-Федынского выступа, а также в восточной части Восточно-Персейского выступа.

Анализ палеотектонических и фациальных обстановок позволяет считать, что в этих отложениях будут преобладать газовые и газоконденсатные скопления. Основным поисковым критерием может служить тот факт, что месторождения в отложениях этого возраста выявлены в наиболее приподнятых участках, расположенных в западной части района, характеризующихся дельтовыми и прибрежно-морскими условиями осадконакопления, конседиментационным развитием пластовых сводовых ловушек и наличием региональной верхнеюрской покрышки.

В работе показано, что согласно новой оперативной оценке НСР УВ (выполненной во ВНИИГАЗе на 01.01.2002 г.) в мезозойских отложениях рассматриваемого региона сосредоточено около 80% этих ресурсов, в т.ч. основная доля разведенных запасов более достоверной части прогнозируемых ресурсов (категорий Сз и ДО. Следует подчеркнуть, что большая часть этих ресурсов оценена в отложениях залегающих на глубинах до 3 км и в участках шельфа с глубиной дна до 100 м. Важно, что наиболее достоверная часть этих ресурсов в мезозойских отложениях технически доступна для выявления и освоения новых месторождений УВ. Итоги этой оценки отражены на схематической карте оценки перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений шельфа Баренцева моря.

Первоочередными локальными объектами поисково-разведочных работ по всему перспективному разрезу нижне-среднетриасовых и среднеюрских отложений могут служить структуры: Западно-Штокмановская, Западно-Лудловская, Демидовская, Медвежья, Ферсмановская, Вернадского и Средняя. Объектами второй очереди могут служить перспективные локальные структуры, выявленные в пределах свода Федынского.

Рекомендации по дальнейшему изучению мезозойских отложений на российском шельфе Баренцева моря изложены в главе IV.

Таким образом, основные результаты и выводы выполненной работы сводятся к следующему: уточнены особенности геологического, тектонического строения и литолого-фациальные условия осадконакопления мезозойских отложений на российском шельфе центральной части Баренцева моря; выполнен прогноз наличия продуктивных пластов на соседних с выявленными месторождениями перспективных локальных структурах и пространственного изменения ФЕС пород-коллекторов, а также надежности пород-покрышек; выявлены основные геологические критерии газонефтеносности регионально распространенных нижне-среднетриасовых и среднеюрских отложений и осуществлен их комплексный анализ для выделения перспективных участков, в которых они представляют совместный или раздельный практический интерес; проанализированы качественные и количественные оценки перспектив газонефтеносности мезозойских отложений, выделены зоны газонефтенакопления для выявления и освоения новых углеводородных месторождений; геологически обоснованы основные перспективные зональные и локальные объекты дальнейших поисково-разведочных работ и даны рекомендации по их проведению.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Толстиков, Алексей Владимирович, Москва

1. Бакиров А.А. Геологические основы прогнозирования нефтегазоносности недр. М: Недра, 1973. - 344 с.

2. Бакиров А.А., Мальцева А.К. Литолого-фациальный и формационный анализ при поисках и разведке скоплений нефти и газа. М.: Недра, 1985. - 159 с.

3. Баренцевская шельфовая плита. Тр. ВНИИОкеангеология, том 196, Л.: Недра, 1988. - 262 с.

4. Белонин М.Д., Буялов Н.И., Захаров Е.В. и др. Методы оценки перспектив нефтегазоносности. М.: Недра, 1979. — 332 с.

5. Бурлин Ю.К., Соколов Б.А. Флюидодинамическая модель формирования нефти и газа и нефтегазоносность арктических окраин // 4-ая междунар. конференция «Освоение шельфа Арктических морей России», С.-П., 1999.-с. 214-218.

6. Венделыптейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М.: Недра, 1978. - с. 112-131.

7. Волк В.Э., Верба М.Л. и др. Отчет «Структура и основные этапы развития осадочного чехла Баренцево-Кольского шельфа». Л.: ПГО Севморгеология, 1983.

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

9. Геодинамика и нефтегазоносность Арктики / ред. Гаврилов В.П. -М.: Недра, 1993. 323 с.

10. Геологическое строение СССР и закономерности размещения полезных ископаемых. Моря Советской Арктики / Т. 9, ред. Грамберг И.С., Погребицкий Ю.Е. Л.: Недра, 1984. - 280 с.

11. Грамберг И.С., Школа И.В., Бро Е.Г. и др. Параметрические скважины на островах Баренцева и Карского морей. Сов. Геология. 1985. №1, с. 95-98

12. Грамберг И.С., До дин Д. А., Лавров Н.П. и др. Арктика на пороге третьего тысячелетия» (ресурсный потенциал и проблемы экологии). С.-П.: Наука, 2000. - 247 с.

13. Дибнер В.Д. Морфоструктура шельфа Баренцева моря. Тр. НИИГА. Л.: Недра, 1978. - Т.185. 211 с.

14. Захаров. Е.В., Буш Э.А., Кулибакина И.Б. Перспективы нефтегазоносности триасовых отложений европейской части Арктического сектора земли // Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1990, № 3. с. 20-22.

15. Захаров Е.В., Иванов Ю.А. Методика сопоставления комплексных карт критериев перспектив нефтегазоносности / В сб.: Особенности геологического строения и прогнозирования нефтегазоносности некоторых районов СССР. Тр. ВНИГНИ, 1971, вып. 108. - с. 139-145.

16. Захаров Е.В., Кулибакина И.Б., Арефьев О.А. Геолого-геохимические показатели нефтеносности триасового комплекса северо-востока Европейской части СССР / Изв. АН СССР. Серия: Геологическая, М., Наука, 1990, № 3. 136-138 с.

17. Захаров Е.В., Кулибакина И.Б. Перспективы юрского комплекса арктических морей СССР для поисков залежей углеводородов // Советская геология, №5 1989. - 33-37 с.

18. Захаров Е.В., Никитин П.Б. Основные проблемы и задачи выявления и освоения углеводородных месторождений на шельфе Баренцева и Карского морей // конференция «Нефть и газ Арктического шельфа 2002. Перспективы сегодня и завтра». Мурманск, 2002.

19. Захаров Е.В. Особенности прогнозирования нефтегазоносности континентальных шельфов / Обз. инф. серия: Геология и разведка морских нефтяных и газовых месторождений: М.: ВНИИЭГАЗпром, 1986, вып. 1. -44 с.

20. Захаров Е.В. Прогнозирование нефтегазоносности континентальных шельфов геотектонически различных областей// Дисс. д.г.-м.н., М.: 1991 г.

21. Захаров Е.В., Толстиков А.В. Перспективы газоносности среднеюрских отложений на российском шельфе Баренцева моря // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: 2002. - № 7.-с. 4-8

22. Захаров Е.В. Углеводородный потенциал зон нефтегазонакопления основа определения стратегии по выявлению и освоению месторождений нефти и газа // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: 2003. - № 1. - с. 6-11.

23. Захаров Е.В., Холодилов В.А., Толстиков А.В. Перспективы нефтегазоносности нижне-среднетриасовых и среднеюрских отложений Баренцева моря // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: 2004. -№ 9. - с. 7-9.

24. Захаров Е.В., Юнов А.Ю Направления поисков залежей УВ в юрских отложениях на Российском шельфе Баренцева моря // Геология нефти и газа. М.: 1994. -№ 2-е. 13-15.

25. Концепция изучения и освоения УВ ресурсов морской периферии России в новых экономических условиях. М.: 2000: Мин. природн. ресурсов РФ и топлива и энергетики РФ.

26. Малютин Ю.Д., Беляев В.Н. Дополнительные данные о геологическом строении Штокмановского месторождения тектоника, магматизм, плотностная модель // Конференция «Нефть и газ Аркического шельфа 2002. Перспективы сегодня и завтра». - Мурманск, 2002.

27. Маргулис Л.С., Маргулис Л.А. История формирования и нефтегазоносность Баренцевоморского региона // Конференция «Нефть и газ Аркического шельфа 2004. Взгляд в будущее». Мурманск, 2004.

28. Маргулис Л.С. «О геологической природе аномальных отражающих горизонтов в триасовых отложениях Баренцева моря // Доклад АН СССР. 1986. Т.290, №1. с.184-187.

29. Мурзин P.P., Каминский В.Д., Супруненко О.И., Сенин Б.В. Первоочередные направления ГРР на углеводородное сырье наконтинентальном шельфе в свете положений энергетической стратегии России до 2020 годов // Труды РАО-ОЗ. С.-П., 2003. - с.38-41.

30. Никитин Б.А., Ровнин Л.И. Нефтегазоносность арктических шельфов России взгляд в XXI век // 4-ая междунар. Конференция «Освоение шельфа Арктических морей России». - С.-П., 1999. - с. 126-134.

31. Ступакова А.В. Условия формирования и нефтегазоносность пермских и триасовых отложений Тимано-Печорского бассейна. Афтореф. дис. канд.геол-минерал.наук. М., 1990. 19 с.

32. Тектоническая карта Баренцева моря и северной части Европейской России (М 1:2500000) и объяснительная записка к ней/ Ред. Богданов Н.А., Хаин В.Е. М.: ИЛСАН; ПКО «Картография», 1996. - 94 с.

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

34. Шипелькевич Ю.В. Региональные условия формирования коллекторов и покрышек в юрских продуктивных отложениях на Баренцевом море // 4-ая междунар. конференция «Освоение шельфа Арктических морей России». С.-П., 1999. - с. 143-147.

35. Шипилов Э.В., Боголепов А.К. Распределение нефтегазоносности и пористости в продуктивных отложениях Южно-Баренцевского бассейна // Доклад РАН. 1997. Т. 355, №2. с.238-240.

36. Ermakov A.I., Zolotukhin А.В., Gudmestad О.Т., Jakobsen R.A. Cooperation for the future // 4-ая междунар. конференция «Освоение шельфа Арктических морей России» С.-П., 1999.

37. Henriksen L.B., Henriksen Е., Sollid К., Gytri S.R., Ashnton N. Petroleum geology on the Norwegian part on the Barents shelf, Statoil Asa, Norway //4-ая междунар. Конференция «Освоение шельфа Арктических морей России». С.-П., 1999. - с. 90-91.

38. Lyssel F.T. Bjorn Т. G., Senin B.V Play concepts and prospectivity of the Pechora sea and Southern Barents basin: Analogues to the Norvegian Western Barents sea. Arctic shelf oil and gas, Murmansk, 2002.