Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Перспективы поиска месторождений углеводородов в девонских отложениях восточной прибортовой зоны Хорейверской впадины Печороморского шельфа

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Перспективы поиска месторождений углеводородов в девонских отложениях восточной прибортовой зоны Хорейверской впадины Печороморского шельфа"

ХОШТАРИЯ ВЛАДИСЛАВ НИКОЛАЕВИЧ

ПЕРСПЕКТИВЫ ПОИСКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В ДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ ВОСТОЧНОЙ ПРИБОРТОВОЙ ЗОНЫ ХОРЕЙВЕРСКОЙ ВПАДИНЫ ПЕЧОРОМОРСКОГО ШЕЛЬФА

Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

2 4 ОЕЗ 2077

Москва-2011

4856283

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ»

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук

Е.В.Захаров

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук

О.И. Супруненко;

кандидат геолого-минералогических наук К.Э. Халимов.

Ведущая организация: ООО «НИПИморнефтегаз»

Защита диссертации состоится « 02 » марта 2011 г. в 13:30 на заседании диссертационного совета Д 511.001.01, созданного при Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ», по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, ООО «Газпром

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «Газпром

ВНИИГАЗ».

ВНИИГАЗ».

Автореферат разослан < » января 2011г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

Д.Г.-М.Н.

Н.Н. Соловьев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы Воспроизводство углеводородного сырья на суше и, особенно, на сопредельном континентальном шельфе является важнейшей государственной задачей.

По нефтяному потенциалу недр среди наиболее перспективных большинством специалистов рассматривается Печороморский шельф, где выявлены нефтяные месторождения Медынское-море, Варандейское-море, Приразломное и Долгинское.

Основным продуктивным комплексом в них долгое время считался карбонатный нижнепермско-каменноугольный содержащий высоковязкие, тяжелые нефти. Это не способствовало расширению объемов поисково-разведочных работ.

В последние годы на месторождении Медынское-море установлена промышленная нефтеносность карбонатных нижнедевонских отложений. Из овинпармского горизонта локховского яруса получена легкая нефть (плотность 0,816 г/см ) с максимальным дебитом 612 м /сут.

Это обстоятельство существенно повысило интерес к региону, и прежде всего, к морской части восточной прибортовой зоны Хорейверской впадины, в сопредельной сухопутной части которой в карбонатных отложениях нижнего и верхнего девона также выявлены крупные нефтяные месторождения им. Р. Требса, им.А.Титова и Пасседское.

В связи с этим изучение геологических критериев и уточнение оценки перспектив нефтеносности девонских отложений в рассматриваемой зоне представляется актуальным.

Цель работы Научное обоснование перспектив нефтеносности девонских отложений и направлений поисков новых залежей легкой нефти в морской восточной части Хорейверской впадины Печороморского шельфа.

Основные задачи исследований

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

- обобщение, анализ результатов геолого-геофизических исследований и выявление особенностей распространения девонских карбонатных отложений;

- обоснование геологической аналогии между выявленными на суше месторождениями и перспективными ловушками на море в восточной прибортовой зоне Хорейверской впадины;

- определение наличия и характера изменения качества пород коллекторов и надежности слабопроницаемых пород-покрышек;

- оперативное уточнение прогнозных ресурсов нефти в недрах исследуемой зоны в целом и категории Д)л по локализованным объектам в ее пределах;

- разработка рекомендаций по стратегии и тактике проведения дальнейших поисково-оценочных работ.

Научная новизна

Впервые на основе комплексного анализа геолого-геофизической информации выполнена реконструкция особенностей геологического строения транзитной зоны восточной прибортовой части Хорейверской впадины и обосновано геологическое сходство строения девонских отложений в ее шельфовой и более изученной сухопутной частях;

По результатам обобщения и анализа геолого-геофизических материалов автором уточнено тектоническое районирование рассматриваемого района. Полученные новые данные положены в основу уточненной схемы нефтегазогеологического районирования шельфа Печорского моря с выделением перспективных участков разных категорий.

Обоснован прогноз вероятного наличия залежей нефти в отложениях верхнего и нижнего девона как в восточной прибортовой части Хорейверской впадины, так и на месторождении Варандейское-море в пределах вала Сорокина.

Основные защищаемые положения

1. Обоснование по результатам выполненной геолого-геофизической реконструкции сходства геологического строения девонских отложений в ареалах перспективных ловушек морской части восточной прибортовой зоны и открытых ранее нефтяных месторождений на сопредельной суше.

2. Оценка перспектив нефтеносности девонских отложений на шельфе восточной прибортовой зоны Хорейверской впадины и выявленных в ней ловушек, выполненная на основе комплексного анализа геологических критериев нефтеносности.

3. Обоснование приоритетных направлений и очередности проведения поисково-оценочных работ на перспективных локальных объектах рассматриваемой части шельфа Печорского моря.

Практическая значимость работы

В результате проведенного исследования в изучаемой части Печороморского шельфа выделены три перспективных объекта — Западно-Варандей - море, Мадачагская структура и месторождение Варандей-море для проведения поисково-разведочных работ на девонские отложения;

На площади Варандей-море, выделенной в качестве первоочередного объекта, обоснована этапность проведения поисково-оценочного бурения как с суши так и с моря, что позволяет существенно сократить затраты на эти работы;

Рекомендации автора по обоснованию перспектив нефтеносности девонских отложений в указанных выше объектах использовались при проектировании проведения поисково-оценочных работ ЗАО «Арктикшельфнефтегаз» и ФГУП «Арктикморнефтегазразведка».

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались автором на конференциях, симпозиумах, семинарах, в том числе на Международной конференции RAO CIS Offshore 2009 г., Санкт-Петербург.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 6 научных работ, в том числе 3 в журнале, входящем в «Перечень...» ВАК Министерства образования и науки РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения и списка использованной литературы из 45 наименований. Содержание работы изложено на 115 страницах машинописного текста, содержит 24 рисунка и 2 таблицы.

Автор выражает благодарность научному руководителю - д.г.-м.н. Захарову Е.В. за постоянное внимание к работе и предоставленную возможность ее обсуждения на всех этапах выполнения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении изложена общая характеристика работы, обоснована ее актуальность, сформулированы цели и основные задачи исследований, определены методы их решения, изложены защищаемые положения, научная новизна, а также результаты апробации работы.

В первой главе кратко изложена физико-географическая характеристика исследуемого района, в том числе природно-климатические условия проведения геологоразведочных работ (ГРР). Более детально рассматривается перспективная восточная приботовая зона Хорейверской впадины.

Наиболее перспективный локальный объект (далее Западно-Варандей-море) расположен в прибрежной части Печорского моря в пределах острова Песяков на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области, в 300 км северо-восточнее г. Нарьян-Мара - административного центра округа, являющегося крупным речным и морским портом на крайнем северо-востоке Европейской части РФ.

Глубины моря в исследуемой зоне составляют от 2 до 17 метров. Рельеф, представляющий собой прибрежную тундру, слабо всхолмленный, с отметками над уровнем моря 5-15 м.

Из-за сложной ледовой обстановки на участке расположения указанного объекта и возможностей имеющихся в настоящее время специализированных технических средств проведение морских геологоразведочных работ (сейсморазведочные, инженерно-геологические и буровые работы) может осуществляться только с июля по ноябрь.

Большой вклад в изучение геологического строения и нефтегазоносноти недр шельфа рассматриваемого района внесли A.B. Борисов, Е.Г. Бро., МЛ. Верба, В.А. Дедеев, В.П. Гаврилов, Ю.Н. Григоренко, К.А. Долгунов, Е.В. Захаров, Я.П. Маловицкий, Л.С. Маргулис, В.Н. Мартиросян, Б.В. Сенин, О.И. Супруненко, Ю.Ф. Федоровский, Э.В. Шипилов. И.В. Школа, А.Ю. Юнов и многие другие исследователи.

Работая в геологических службах производственных организаций ЗАО «Росшельф», ЗАО «Севморнефтегаз», ЗАО «Синтезморнефтегаз» автор приобрел опыт в изучении особенностей геологического строения ряда перспективных объектов на шельфе Печорского и Баренцева морей.

Определяющее значение на выбор темы оказала настойчивая позиция специалистов ЗАО «Синтезморнефтегаз» Е.В. Захарова, Ю.Ф. Федоровского и В.Н. Хоштария по проведению сейсморазведочных работ по методике 2Д в транзитной зоне, расположенной к юго-западу от месторождения Варандей-море. В результате ее реализации в 2007 году было установлено аналогичное геологическое строение этой зоны с сопредельной сушей, где в отложениях нижнего и верхнего девона выявлены известные нефтяные месторождения им. Р. Требса, им.А.Титова и Пасседское.

Основные перспективные объекты в морской части восточной прибортовой зоны Хорейверской впадины приурочены к нижнедевонским отложениям (овинпармский горизонт), которые выклиниваются в западном направлении, и к отложениям и залежам позднедевонского возраста (доманиковый и евлано-ливенский горизонты), контролирующимися ловушками пластового сводового типа с присутствием рифовых построек.

Автором были обобщены и проанализированы результаты проведенных геологоразведочных работ на шельфе сопредельных участков Печорского моря (в том числе результаты сейсморазведочных и буровых работ).

Схема геолого-геофизической изученности рассматриваемого района представлена на рисунке 1. На Варандейской и Медынской площадях выполнены сейсморазведочные работы на методике ЗД (объем работ соответственно 357,6 км и 419,2 км ), а также сейсморазведочные работы по методике 2Д в объеме 1200 пог.км, морские сейсмические данные съемок 1989 г., 1990 г. и 1994 г. (-490 пог.км), морская мелководная съемка 2007г. (-500 пог.км) и транзитные (суша-море) исследования 2007 г. (-80 пог.км).

В 2007 году в транзитной зоне к юго-западу от месторождения Варандей-море были проведены детальные сейсморазведочные работы по методике 2Д в объеме 260,35 км в результате которых была выявлена перспективная структура Западно - Варандей - море.

Морские сейсмические съемки 1989-1994 гг. (33 профиля) выполнены «Севморнефтегеофизика» на специализированных научно-исследовательских судах. Наземные работы 1989-1990 гг (12 профилей) выполнены ПГО «Севзапгеология» (г. Нарьян-Мар). Объем региональных сейсморазведочных работ прошлых лет (данные, как по морю, так и по суше), которые были проведены также в этой зоне в период с 1988 по 1990 гг. составил 528, 6 км.

Весь объем данных 2Д переобработан в 2008 г. в вычислительном центре компании Севморнефтегеофизика-Центр в г. Мытищи (Московская область). Была проведена увязка сейсмических данных и данных по скважинам. Сейсмический материал в целом характеризуется достаточно хорошим качеством, с видимым отсутствием помех, связанных с технологическими проблемами. Построенные структурные карты, геологические разрезы позволяют составить четкое представление о геологическом строении района работ.

В целом сейсмическая изученность девонских отложений экваториальной части Хорейвеской впадины еще неравномерная и нуждается в завершении на зональном уровне.

Глубокое бурение в пределах морской части Хорейвеской впадины проводилось лишь на Паханческой структуре, расположенной к западу от исследуемой площади. Параметрической скважиной глубиной 4417 м вскрыты нижнесилурийские отложения. В ней было испытано 4 объекта, а именно отложения нижнего и среднего силура, а также верхнего карбона и перми. Однако, в связи с низкими коллекторскимми свойствами пластов промышленных притоков получено не было. Разведанное Приразломное нефтяное месторождение расположено к северо-востоку от исследуемого района в пределах северной части вала Сорокина. Месторождение открыто в 1989 г. Всего на нем пробурено пять скважин, из которых четыре вскрыли нижнепермско-каменноугольные продуктивные отложения, и одна (№ 2) ликвидирована по техническим причинам, не дойдя до кровли продуктивного горизонта.

Помимо пермско-каменноугольного карбонатного нефтегазоносного комплекса, интерес с точки зрения поисков скоплений нефти на месторождении Приразломное представляют также отложения нижележащих комплексов (нижнефранско-средневизейского и ордовикско-нижнедевонского). Промышленные залежи нефти в этих комплексах установлены в пределах сухопутной части вала Сорокина.

К востоку от исследуемой зоны расположены месторождения Варандей-море и Медынское-море, приуроченые соответственно к валу Сорокина и Медынскому валу.

На месторождении Варандей-море пробурено 2 поисковые скважины.В присводовой части южного купола структуры Варандей-море была пробурена поисковая скважина № 1 до глубины 2556 м. Скважиной вскрыт разрез до кровли верхнедевонских отложений включительно. Плотность нефти по устьевым пробам 0,903 г/см .

Месторождение Медынское-море состоит из двух куполообразных поднятий (Медынское-море 1 и Медынское-море 2). В глубокое бурение Медынская площадь введена в 1997 году, всего в ее пределах пробурено 4 скважины, из них 3 скважины на Медынском-море 2 и одна скважина № 3 на месторождении Медынское-море 1. Из нижнеперско-каменноугольных получена тяжелая и высоковязкая нефть.

По результатам испытания поисковой скважины № 2 Медынское- море из нижнедевонских карбонатных отложений (интервал 3080-3097 м) получен приток легкой нефти (плотность - 0,81 г/см3). Пластовое давление 45,75 МПа, пластовая температура +72°С на глубине 3060 м.

Северо-Гуляевское нефтегазовое месторождение находится в 50 км к западу от Приразломного месторождения в пределах Гуляевского вала. На месторождении пробурена одна скважина, которой открыто две залежи. В терригенных отложениях верхней перми содержится залежь нефти, а в карбонатах нижней перми - газоконденсатная залежь.

Буровые работы на суше в пределах Хорейверской впадины были начаты в 1968-1969 гг. В центральной части впадины была пробурена опорная скважина № 1 Хорейвер, которая при глубине 4500 м вскрыла отложения ордовика. После этого были пробурены параметрические и поисковые скважины как на юге (Баганская, Среднемакарихинская, Сандивейская, Веякская и др.), так и на севере впадины (Нямгорхитская, Мядловейяхская), которые позволили изучить разрез платформенного чехла региона и выделить перспективные комплексы и направления проведения нефтегазопоисковых работ. Открытие месторождений нефти на юге, а затем и в других частях впадины послужило толчком к интенсивному изучению района. К настоящему времени на территории Хорейверской впадины пробурено более 200 глубоких скважин.

Варкнавтская площадь, которая является северным продолжением месторождения им. Р.Требса, введена в поисковое бурение в декабре 1986 г. В процессе бурения скважиной № 1 были открыты три залежи нефти: одна в карбонатных отложениях верхнего девона "Дзвгс-П" и две залежи в отложениях нижнего девона: "ДрГ и "ДрП". Скважина Варкнавтская № 5, подтвердившая наличие 2-х залежей в отложениях нижнего девона (залежи "Д|- А" и "Дг1" были представлены как одна "ДгГ) и выклинивание в западном и северозападном направлениях рифогенных отложений в верхнем девоне. В нижнедевоноких отложениях нефти легкие и средние по плотности.

На месторождении им. Р. Требса, с ловушками разного типа, осложненном серией разломов субмеридионального простирания, пробурено 19 скважин: 9 поисковых и 10 разведочных.

В целом, изученность верхне- и нижнедевонских отложений морским бурением в Печорском море пока низкая, однако полученные положительные результаты, как в море, так и прежде всего на сопредельной суше убедительно свидетельствуют о необходимости продолжения поисково-оценочных работ на эти отложения.

Во второй главе рассмотрены литолого-стратиграфическая характеристика разреза девонских отложений и особенности его изменения не только в изучаемой зоне, но и в соседних морских и сухопутных участках.

Разрез осадочного чехла вскрыт морскими и наземными скважинами, характеризующими отложения от четвертичного до силурийского возраста до глубины 4500 м.

Девонские (Ш отложения в объеме всех трех отделов локально прослежены в пределах Медынского участка (южная часть структуры Медынское-море 1 - скв. № 3, Перевозная структура - скв. PR 6), а также в пределах Варандейской структуры - скв. 7. На исследуемом участке их разрез сокращен за счет размыва пород среднего девона.

Нижнедевонские отложения (Di) в объеме всех трех ярусов -лохковского, пражского и эмского выделены в пределах Медынского участка работ. В направлении исследуемого участка происходит сокращение разреза нижнего девона за счет размыва отложений эмского, пражского и верхов лохковского ярусов. Вскрытая мощность отложений полного разреза нижнего девона в скважине 3 - Медынское-море 1 составляет 1244 м, а мощность сокращенного, стратиграфически неполного разреза нижнего девона, вскрытого скважиной №7 Варкнавтская - 160 м.

Лохковский ярус (Dil). Полный разрез яруса состоит из отложений овинпармского и сотчекмыртинского горизонтов. Суммарная мощность их по площади изменяется от 600м (на Перевозной структуре) до 850м (на Медынской-море 1). В пределах Варкнавтской площади мощность лохковского яруса значительно сокращается (до 160м) за счет размыва отложений сотчекмыртинского горизонта. Цитологически отложения лохковского яруса достаточно выдержаны.

Разрез овинпармского горизонта (D;op) представлен карбонатной толщей, которая разделяется на четыре пачки: I, И, III, IV.

Базальная пачка I характеризуется преимущественно глинистым составом: мергели известковые, аргиллиты, известняки глинистые. Пачка II представляет собой серию мощных карбонатных пластов. Толщина их составляет 15-35 м. Наиболее мощные пласты А, Б, В, Г и Д. Пласты относительно чистых карбонатов разделены глинисто -карбонатными отложениями. Пачка III сложена глинистыми мергелями. Подчиненное значение имеют известняки. Пачка IV овинпармского горизонта сложена сероцветными известняками, доломитами, мергелями. Доломиты преобладают в кровельной части пачки.

Сотчемкыртинский горизонт (D/sk). Мощность его изменяется от 330м (скв. PR 6) - 420м (скв. 7-В) до полного отсутствия на западе района работ (Варкнавтская площадь). По литологическому составу горизонт разделяется на две толщи: глинисто-карбонатную и ангидрито-доломитовую. Нижняя часть разреза представлена глинисто-карбонатной толщей, сложенной доломитами, мергелями доломитовыми, известняками, аргиллитами. Верхняя часть разреза сложена ангидрито-доломитовой толщей. Несмотря на увеличенное содержание глинистого материала в породах, выделяются и прослои пористых нефтенасыщенных карбонатов.

Пражский ярус (Dip). Нижняя часть отложений яруса сложена преимущественно терригенными породами. Здесь наблюдается тонкое переслаивание алевролитов, аргиллитов, песчаников, доломитов, ангидритов. Верхняя половина пражского яруса сложена доломитами, ангидритами, доломитовыми мергелями.

Эмский ярус (Die) представлен переслаиванием доломитов, мергелей, песчаников, ангидритов. Область распространения его в районе работ приурочена, главным образом, к Медынскому участку, где мощность отложений эмского яруса колеблется от 72м (скв. № 2-Мед.- море 2) до 224 м (скв. № 3 Мед.- море 1). Во вскрытых разрезах в пределах Варкнавтской площади отложения яруса размыты.

Среднедевонские отложения (D?) распространены на площади работ крайне неравномерно. На большей ее части они эродированы в результате предфранского размыва. Область их присутствия установлена бурением и прослежена по сейсмическим материалам на Медынском участке площади работ и в пределах морской части Варандейского поднятия. Мощность вскрытых разрезов среднего девона колеблется от 50м до 150м.

В разрезе среднего девона преобладают терригенные отложения, представленные переслаиванием песчано-глинистых разностей.

Верхнедевонские отложения (Р{) имеют площадное распространение, выделены во всех вскрытых бурением разрезах в объеме франского и фаменского ярусов. Мощность отложений составляет 814-1020 м.

Франский ярус (Djf) сложен терригенно-карбонатными отложениями, которые расчленяются на четыре горизонта: ппшанско-саргаевский, доманиковый, сирачойский и евлано-ливенский.

Нижне-среднефранский подъярус. В основании разреза франского яруса залегают терригенные отложения, относящиеся к нерасчлененным тиманскому и саугаевскому горизонтам. Ditm+sr). Цитологически они сложены алевролитами, песчаниками и аргиллитами. Карбонатные породы представлены серыми известняками и мергелями; имеют подчиненное значение и распространены, в основном, в верхних саргаевских отложениях.

Доманиковый горизонт (D}dm) имеет повсеместное распространение на площади работ и достаточно выдержанный состав - сложен известняками, тонкозернистыми, массивными, плотными, трещиноватыми.

Верхнефранский подъярус представлен сирачойским и евлано-ливенским горизонтами..

Сирачойские (Djsrc) и евлано-ливенские (D}ev+lv) отложения сложены преимущественно рифогенными известняками. В подчиненном количестве присутствуют терригенные отложения. Известняки пористо-кавернозные, трещиноватые, часто переходящие в доломиты замещения.

Фаменский ярус (Dtfm) разделяется на нижнефаменский и нерасчлененные средний и верхний подъярусы. В состав нижнефаменского подъяруса входят задонский и елецкий горизонты, в средне-верхне-фаменский подъярус: устъ-печорский, зеленецкий и нюмылгский горизонты.

Нижнефаменский подъярус. Задонский и елецкий горизонты (D3 zd+el) выделяются совместно. Представлены единой карбонатной толщей, сложенной известняками перекристаллизованными, доломитизированными.

Средне-верхнефаменский подъярус представлен устъ-печорским +зеленецким+нюмылгским горизонтами (Ds up+zl+mn), которые в нижней части сложены известняками с прослоями глин.

Тектоническое строение исследуемого района

В тектоническом отношении исследуемый район расположен в ареале контакта шельфовой и наземной частей Хорейверской впадины. Хорейверская впадина граничит с Колвинским мегавалом на юго-западе и валом Сорокина на востоке (рис. 2).

Она представляет собой крупную отрицательную структуру северозападной ориентировки и выделяется по верхнедевонским и вышележащим горизонтам осадочного чехла. Границы впадины проходит вдоль систем региональных разломов: Восточно-Колвинской (на западе) и Варандейской (на востоке). На севере впадина распространяется в Печорское море.

Глубина залегания рифейского фундамента в исследуемом районе оценивается в 5-7 км, увеличиваясь с запада на восток.

Формирование преобладающей части отложений осадочного чехла в условиях слаборасчлененного рельефа палеосклона Большеземельского свода, соответствующих по всей видимости обстановке мелководного карбонатного осадконакопления, находит отражение в волновом сейсмическом поле. Так в пределах площади Западно-Варандей-море выделены аномалии типа «Риф». Наиболее благоприятные условия для рифообразования имели место, по-видимому, в евлано-ливенское время. В этой части разреза зафиксировано наибольшее количество предполагаемых рифогенных построек.

Для большинства целевых сейсмоотражающих горизонтов характерно моноклинальное строение с погружением отложений с запада и юго-востока на северо-восток (рис. 3). Строение моноклинали осложняет серия довольно протяженных разломов сбросового типа северо-западной ориентировки, прослеживаемых от основания разреза (ОГ V) вплоть до отложений верхнего девона. В исследуемой зоне по материалам морских сейсмических исследований 1990 года намечено еще 6 небольших малоамплитудных локальных структур.

Инверсионные процессы позднетриасового времени привели к заложению Хорейверской впадины на существовавшем ранее Большеземельском своде.

Обобщение и комплексная интерпретация материалов сейсморазведки и бурения позволила реконструировать главнейшие особенности вещественного состава и структурно-морфологической дифференциации осадочных толщ девонского возраста. Полученные новые данные были использованы автором для уточнения схемы тектонического районирования рассматриваемого района и сопредельных территорий (см. рис. 2). Автором впервые выделена Восточно-прибортовая зона Хорейверской впадины; уточнены простирание и границы морского Медынского вала и границы Алексеевско-Гуляевской антиклинальной зоны; определена восточная граница Лабогейской ступени Каротаихинской впадины.

Рис.2

Рис. 2 Карта тектонического районирования юго-восточной части Печорского моря

BII 7 Колвинский мегавал BII7 1 Поморский гемивал BII7 2 Ходоварихинская седловина ВИ 8 Хорейверская впадина BII8 1 Русская ступень BII8 2 Восточно-Печорская депрессия BII8 3 Восточная прибортовая зона BII8 4 Чернореченская депрессия BII8 5 Садаягинская ступень ВИ 9 Гулявско-Долгинская структурная зона

BII9 1 Алексеевско-Гуляевская антиклинальная зона

BII9 2 Восточно-Алексеевская депрессия BII9 3 Долгинско-Папанинская антиклинальная зона

ВИ 9 4 Южно-Новоземельская депрессия BI110 Варандей-Адзъвинская структурная зона ВЦ 10 1 Вал Сорокина ВИ 10 2 Мореюская депрессия ВЦ 10 3 Медынско-Сарембойская антиклинальная зона

BI110 5 Верхне-Адзъвинская депрессия ВИ 101 6 Талотинский вал Bill Предпайхойский краевой прогиб Bill 2 Коротаихинская впадина

Bill 2 1 Вашуткино-Талотинский надвиг

Bill 2 2 Лабогейская ступень

Bill 2 3 Одиндокская антиклинальная зона

В третьей главе изложены результаты анализа нефтегазоносное™ девонских отложений.

Результаты геохимических исследований, выполненных Т.А. Кирюхиной, A.B. Ступаковой и К.А. Ситар в 2006 г., показали, что в Хорейверской впадине, как и в Восточно-Баренцевоморском мегапрогибе, в качестве нефтегазоматеринских пород могут рассматриваться обогащенные органическим веществом толщи средне-раннепалеозойского возраста.

В Хорейвер-Мореюской нефтегазоносной области (ИГО), в пределах которой находится одна из наиболее перспективных структур - Западно-Варандей - море, выявлено пять регионально-нефтегазоносных комплексов.

Основным продуктивным является силурийско-нижнедевонский терригенно-карбонатный НГК, в котором наиболее перспективен овинпармский горизонт лохковского яруса. Залежи нефти в карбонатах овинпармского горизонта выявлены на ближайших к району работ площадях валов: Сорокина - Наульская, Лабаганская; Медынского - Медынская, Мядсейская, Тобойская, Перевозная.

Коллектора овинпармского горизонта представлены пористо-кавернозными, неравномерно-трещиноватыми, в различной степени доломитизированными, известняками. Пористость составляет 3-12%, проницаемость достигает 500 мД. Необходимо отметить, что коллекторские свойства нижнедевонских отложений, изученных в продуктивной скважине №2 Медынское-море, сходны с коллекторскими свойствами этих отложений в скважинах, пробуренных в пределах Варкнавтской площади (месторождение им. Р. Требса).

В пределах Медынского вала (поднятие Медынское-море 2) в карбонатных отложениях пачки II овинпармского горизонта выявлена залежь нефти (дебит составил 612 м3/сут.). В нижнедевонских отложениях Варкнавтской площади дебиты нефти составляют до 527 м3/сут через 20 мм штуцер.

Плотность нефти изменяется от 0.810 г/см3 (им. Р. Требса) до 0,885 г/см3 (им. А.Титова) в стандартных условиях. Нефть с близкими свойствами получена и в скважине Медынское-море 2.

Рис. 3 Варандейский участок. Срезание нижнедевонских отложений в направлении Большеземельского палеосвода

По компонентному составу нефти от малосмолистых до смолистых (1,61-7,01%), парафинистые (4,59-19,19%), среднесернистые (0,23-0,61%), с содержанием асфальтенов от 0,33% до 8,65% с температурой застывания от -6°С до +24°С.

Для силурийско-нижнедевонского НГК характерны структурные, тектонически экранированные и комбинированные (структурно-стратиграфические) типы ловушек. В отложениях комплекса установлены залежи УВ как массивного, так и пластового типа. Надежной региональной покрышкой служит преимущественно глинистая тиманско-саргаевская толща мощностью до 120 м.

Из-за регионального предфранского размыва отложения среднедевонско-франского терригенного НГК полностью отсутствуют в Хорейвер-Мореюской НГО.

Нефтяная залежь в отложениях среднего девона установлена на Мядсейской и Перевозной структурах Медынского вала. Коллекторами являются кварцевые песчаники эйфельского яруса с пористостью по ГИС равной 11%, проницаемостью по гидродинамике 25 мД. Дебит нефти на Мядсейской структуре составил 82 м3/сут. Плотность нефти 0,882-0.896 г/см3. На Перевозной площади открыта залежь нефти в отложениях таманского горизонта.

Выявленные залежи относятся к пластовым тектонически и литологически экранированным типам. Региональной покрышкой для комплекса служат карбонатно-глинистые отложения тиманско-саргаевского горизонтов мощностью 101-137 м.

Верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК представлен отложениями средне- и верхнефранского подъяруса фаменского яруса верхнего девона, а также отложениями турнейского яруса нижнего карбона. Залежи нефти в данных отложениях установлены на месторождениях Мядсейское, Тобойское и Медынское-море.

На месторождении Медынское-море (скв. № 1) из франских отложений (евлано-ливенский горизонт) получен приток нефти дебитом 1,12 м3/сут. Коллектор представлен рифогенными известняками (пористыми, трещиноватыми и кавернозными). Эффективные толщины изменяются от 17,4 м до 27,0 м, пористость составляет 8-13 %. Признаки нефтеносности фаменских отложений установлены по керну и на структурах как вала Сорокина, так и Медынского вала. Покрышкой для залежей служат карбонатно-глинистые отложения верхнефранского подъяруса.

На Варкнавтской площади (месторождение им. Р. Требса) вскрытые залежи нефти приурочены к рифогенным постройкам франского яруса. Дебиты нефти составляют от 54 - 60 м3/сут до 802 м3/сут (скв. № 3). Пористость кавернозно-трещиноватого типа - 9,6%. Коллекторами являются доломиты, органогенные известняки.

Признаки нефтеносности отложений турнейского яруса в пределах района работ установлены на структуре Медынское-море-2 и на Варандейском поднятии. При испытании в скважине № 1 Медынское-море 2 получен

фильтрат бурового раствора с пленкой нефти. В скважине № 2 Медынское-море-2 турнейские отложения продуктивны по данным ГИС. На Варандейском поднятии нефтенасыщенность отложений турнея отмечена по керну и данным ГИС. Покрышкой верхнедевонско-турнейского НГК служат глины и аргиллиты, залегающие в основании визейского яруса.

В главе 4 изложены результаты сравнительного комплексного анализа геологического строения сухопутных и морских объектов и дано обоснование геологической аналогии между ними.

В процессе геологического изучения автором на основании материалов сейсморазведочных работ 2Д и результатов бурения скважин на месторождениях и структурах (Медынское-море, им. Р. Требса, им. А. Титова, Паханческой структуре) были уточнены:

- границы основных тектонических элементов: восточной прибортовой зоны Хорейверской впадины, валов Сорокина и Медынского, а также Паханческой ступени;

- литолого-стратиграфическая характеристика разреза девонских отложений и особенности его пространственного изменения.

Кроме того были установлены:

- контуры зоны выклинивания нижнедевонских отложений с северо-востока на юго-запад;

- идентичность коллекторских свойств нижнедевонских (овинпармских) карбонатных отложений на Варкнавтской площади (месторождение им. Р. Требса) и на месторождении Медынское - море;

- вероятное распространение рифогенных построек в верхнедевонских отложениях франского яруса;

- присутствие в разрезах надежных региональных глинистых покрышек: тиманско-саргаевского возраста мощностью до 120 метров и более, а также в нижней части визейского яруса мощностью более 100 метров;

- близкие значения плотности нефти выявленных залежей в нижнедевонских (овинпармских) отложениях, а именно 0,810 г/см3 (месторождение им. Р. Требса) и 0,804 г/см3 (месторождение Медынское-море).

Исследуемая зона расположена менее чем в 10 км к северо-западу от Варкнавтской площади, где скважинами вскрыты залежи нефти в верхнефранских рифогенных карбонатах и известняках овинпармского горизонта нижнего девона.

На структуре Западно-Варандей - море (с юго-запада на северо-восток) и месторождения им. Р. Требса (с юго-запада на северо-восток) четко прослеживается выклинивание нижнедевонских отложений и наличие рифовых построек в верхнем девоне.

На составленном автором схематическом геологическом разрезе через скважины месторождений Медынское-море, Варандей-море, Варкнавтской площади и проектной скважины на структуре Западно-Варандей - море, помимо этого выклинивания можно проследить особенности пространственного положения выявленных залежей (Рис.4).

[Цмда-мта

Си1 Cal

Рис. 4 Схематический геологический разрез через месторождения Медынское море, Варандейское море, Варкнавтскую площадь и структуру Западно-Варандей море

На рис. 5 показан временной разрез по линии III-III, проходящей от Варкнавтской площади вблизи скважины № 8, где из овинпармских отложений получен промышленный приток нефти, до экваториальной части участка Западно-Варандей-море.

Наглядно видно сходство строения обеих площадей. Условная линия ВНК (по нижним дырам интервала перфорации скважины VRK №8) с отметкой -4068 м может быть продолжена на значительное расстояние в экваториальную часть.

Вышеизложенное убедительно свидетельствует о наличии геологической аналогии между сухопутными и морскими объектами и указывает на достаточно высокие перспективы нефтегазоносности нижнедевонского разреза на исследуемых объектах.

В главе 5 представлены результаты оценки перспектив нефтегазоносности девонских отложений рассматриваемой зоны (рис. 6). Оценка перспектив нефтегазоносности восточной прибортовой зоны Хорейверской впадины Печороморского шельфа производилась автором на основании обоснования геологической аналогии ее строения с более изученными соседними районами с установленной промышленной продуктивностью того же стратиграфического интервала разреза осадочных отложений с учетом характера изменения изученного комплекса критериев нефтеносности и (или) газоносности. Их совместный анализ позволил сравнить между собой условия нефтегазообразования, нефтегазонакопления и сохранения залежей нефти и газа. Выявлены следующие условия и особенности экваториальной и сухопутной частей рассматриваемого района:

Рис.5 Схематический сейсмогеологический разрез через скважины Варкнавтские 17, 1, 8 по сейсмопрофилям 3077, 3292, УАЯ ТгЗ, УАЯ 0716

- сходство тектонических условий и литолого-стратиграфической характеристики разреза оцениваемых и эталонных объектов;

- наличие ловушек сводовых (частично тектонически и литологически-экранированных) массивных и биогермных (рифов);

- наличие пород-коллекторов (рифогенных в верхнем девоне и пористо-кавернозно-трещиноватых в нижнем девоне) и мощных регионально распространенных преимущественно глинистых пород-покрышек;

- благоприятные гидрогеологические условия (соленость пластовых вод в основных комплексах) и благоприятный для формирования и сохранения сингенетичных залежей нефти элизионный режим.

Уточнение тектонического строения, а также сходство перечисленных условий рассматриваемого райлна обусловили необходимость повышения перспективности нижне- и верхнедевонских отложений, как в восточной прибортовой зоне Хорейверской впадины, так и на валу Сорокина.

На основании имеющихся данных о строении выявленных месторождений (залежей), определения ФЕС пород-коллекторов и подсчета запасов нефти по выявленным месторождениям возможно произвести количественную оценку перспектив нефтегазоносности девонских отложений на локальном объекте Западно-Варандей - море.

о. Новая Земля

Але*сееоскам. Л ^^ Восточно- \ Яг Гул*« ос »ля

Пес n л ноо

УСПОБНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ Границы структурных элементом

гШШЯш \ ■ гюряа.а шАшт И - порядил a^dbn ; ! - ЛОрЛДО —— —_ границы Тимамо

Поморском Провинции

- • — - - ГрЛмИцы НОфТ«<ЗЛОмОС»«*л

областей

мосяэорежбеиия

нвфТ»«МО Ц^ .«.'-фтомх-в!-«' СГ _2> га*>ю*с*о«сзтмые

-^ ихЛаты. w

Структурные элементы А - Мало}смал1*ско-Кс<пгувво>:лй

момоклиндпь Б ■ Гкг^оро- Калвнхжий авлзадчон В - Хореиверсжав впддинл Г • 6ара>«д<?-иАдз».ви>«оая структурная »«л Д - Коротзюкмокля иладимл Е - Псчороморскии сюе%ысгуп

в-&-4J и поднятия

1 • Шзляимсд.о-Юр%.яхинскии »ал

2 • Колвимсхий вол

3 - вал Соровлиа

4 . Медь/нс*ий оал

5 - Гуляевоий вал <i - Долгиноо** алг>

7 • Русс» л я Jona поднятии Нефтега»оносные области

I - Печоро Колвихскл»

II - Хороя*ер-Мор©ю<жая

III • Взрандой-Ад^ьвимская

IV • Корогаидинолв Перспективные участки шельфа (по средним плотностям НСР) высо^олерслоктивмъ*)

■■ I • «атмории } 1 III категории II • категории {ffi/vj IV - категории nopcnoKi ивм WO

ЯП 1 • категории j.;'.•;.л "~j II - категории ^"'•••f--,^ III - категории 1 i млпооерсло«ти»мь*о

порсяо*тив«ыо структуры dZT^ рекомендуемые к

пероочер^ноиу ооо*с«о-олмик>

Рисунок 6

Оценка локализованных прогнозных ресурсов нефти (категории Д!л) производилась объемным методом, согласно действующим нормативным документам. На эталонном месторождении им. Р. Требса при оценке запасов использовался условный ВНК. Поскольку залежи относятся к литологически-экранированному типу, учитывался коэффициент полезной площади. Последний показатель использовался автором и при оценке прогнозных ресурсов нефти по залежам того же возраста в изучаемой зоне.

Среди основных тектонических элементов, определяющих распределение выявленных в девонских отложениях залежей нефти, выделяются морская северная часть Печорской синеклизы и южная часть Восточно-Баренцевского мегапрогиба, контролирующих источники генерации углеводородов. Осложняющие прибортовые части мегапрогиба зоны валообразных поднятий на протяжении многих отрезков времени кайнозоя и мезозоя характеризовались устойчивым развитием.

Для карбонатного силурийско-нижнедевонского НГК характерны пластовые сводовые, тектонически- и литологически экранированные, реже массивные и сводовые залежи УВ. Региональной покрышкой служит преимущественно глинистая тимано-саргаевская толща. Для среднедевонско-франского терригенного НГК характерны тектонически- и литологически экранированные залежи. Региональной покрышкой служит тоже указанная выше толща. Для верхнедевонско-гурнейского карбонатного НГК характерны пластовые сводовые и массивные залежи УВ.

Биогермные рифовые постройки прогнозируются в отложениях верхнего силура, среднего и верхнего девона.

Эффективная емкость карбонатных коллекторов обеспечивается не только пористостью доломитизированных известняков, но также кавернозно -трещинной пустотностью. В целом ухудшение ФЕС пород-коллекторов происходит с увеличением глубины их залегания.

Покрышками служат карбонатно-глинистые отложения верхнефранского подъяруса, а также глины и аргиллиты в основании бобриковского горизонта визейского яруса.

Общая оценка геологических прогнозных ресурсов нефти в недрах морской части восточной прибортовой зоны Хорейверской впадины составляет 390 млн т.

В таблице 1 представлена оценка прогнозных ресурсов нефти структуры Западно-Варандей-море.

Западно- Площадь Средняя Коэф-т Коэф-т Пересчст- Плот- Геологичес- КИН, Извлекае-

Варандсй нефтенос- нефтенасы- открытой нефтенасы- ныи ность кие ед. мые

море ности, км2 щенная пористости, щснности, ед коэф-т, нефти, ресурсы ресурсы

толщина, м ед. ед. г/см3 иефти, нефти,

млн т млн т

144,0 * 30,0 0,04 0,9 0,72 0,824 92,26 0,45 41,52

20,0 7,0 0,08 0,8 0,91 0,88 7,2 0,4 2,88

итого 44^2

В таблице 2 представлена оценка прогнозных ресурсов нефти Мадачагской структуры.

Мадачагская структура Площадь нефтеносности, км2 Средняя нсфтснасы- щенная толщина, м Коэф-т открытой пористости, ед. Коэф-т нсфтенасы-щенности, сд Псресчет-ный коэф-т, ед. Плотность нефти, г/см3 Геологические ресурсы нефти, млн т КИН, ед. Извлекаемые ресурсы нефти, млн т

164,0 х 30,0 0,04 0,9 0,72 105,08 0,45 47,28

15,6 7,0 0,08 0,8 0,91 5,6 0,4 2,24

итого 49,52

х - Площадь овинпармской залежи определена путем умножения общей площади, оцениваемой на участке, на коэффициент полезной площади (0,8), определенный по эталонному месторождению им. Р. Требса.

Геологические прогнозные ресурсы нефти категории Д)л для отложений верхнего и нижнего девона по локальным объектам структур Западно-Варандей-море и Мадачагская составляют 210,14 млн т, извлекаемые 93,72 млн т.

Таким образом, результаты суммарной оценки геологических локализованных прогнозных ресурсов нефти - 210,14 млн т составляют 53,8% от общей оценки прогнозных ресурсов нефти в недрах морской прибортовой зоны Хорейверской впадины. Изученность последней сейсморазведкой пока слабая и весьма неравномерная. При дополнительном проведении сейсморазведочных работ возможно выявление порядка 6 новых локальных структур-ловушек.

В главе 6 изложены рекомендации автора по приоритетным направлениям детальных поисково-оценочных работ.

На более изученном объекте Западно-Варандей - море по результатам обработки данных в интервалах залегания франских отложений установлены аномалии сейсмической записи, которые предположительно связаны с рифогенными постройками. На месторождении им. Р. Требса установлено, что именно к верхнефранским рифогенным постройкам приурочены выявленные нефтяные залежи.

По совокупности имеющейся информации, структурное осложнение, закартированное по кровле овинпармских отложений можно рассматривать как первоочередной объект для проведения поисково-оценочного бурения. Предполагаемая глубина залегания перспективных франского и овинпармского горизонтов на структуре Западно-Варандей - море составляет от 3700 до4000 м.

Часть оцененных локализованных ресурсов нефти находится в пределах досягаемости наклонно-направленными скважинами с берега. Поэтому предлагается ведение поисково-оценочных работ 2-мя направлениями: с суши и с моря.

Первый этап поисково-оценочных работ (СУША).

Вначале целесообразно начать бурение с берега, что в случае положительных результатов позволит провести пробную эксплуатацию. Это обеспечит получение информации о продуктивности коллекторов и повысит обоснование освоения месторождения в морских условиях.

Бурение наклонно-направленных поисково-оценочных скважин с берега по аналогии с проектом Сахалин-1.

Применение новейшей технологии бурения скважин с большим отходом забоя от вертикали позволит, как показал сахалинский опыт, сократить высокие капитальные и эксплуатационные затраты на крупные морские сооружения и заметно снизить отрицательное воздействие на экологически уязвимый прибрежный район.

На участке Западно-Варандей - море возможно осуществлять бурение скважин с использованием буровой установки УРАЛМАШ - ЗД. Строительство скважин можно выполнять со специальным буровым оборудованием Бейкер Хьюз. В рассматриваемом случае при бурении скважин на продуктивные горизонты глубиной 4000 м отход составит до 7 км.

На рис. 7 показан схематический план размещения первых 3-х проектных скважин с берега. По аналогии с результатами испытаний скважин на месторождении им. Р.Требса дебиты и продуктивность скважин ожидаются значительно выше в восточной части месторождения, чем в западной. Это обусловлено лучшими значениями ФЕС коллекторов и присутствием рифовых построек в восточной части месторождения.

При положительных результатах бурения скважин с восточной части острова Песяков в его западной части можно установить еще одну буровую установку с целью охвата всей прибрежной части перспективной зоны. После бурения этих трех скважин представляется целесообразным проведение сейсморазведочных работ ЗД в изучаемой транзитной зоне, которые позволят уточнить геологическое строение и особенности изменения ФЕС коллекторов.

Второй этап поисково-оценочных работ (МОРЕ).

Принимая во внимание, что всю перспективную, а именно северную часть структуры, невозможно охватить бурением с берега, представляется целесообразным на втором этапе бурение 2-х морских поисковых скважин с СПБУ и проведение детальных сейсморазведочных работ по методике 2Д (рис.7).

Отметим, что в точке расположения скважины №1П имеет место плановое перекрытие сейсмических аномалий по двум продуктивным на месторождении им. Р. Требса комплексам.

С целью определения пространственного распространения залежи и сочленения объекта с Мадачагской структурой представляется необходимым заложение второй морской скважины № 2 на профиле 088964.

Рис 7

Структурная карта отражающего горизонта Ш^Ь

---- разрывные нарушения

• срсиние верхней часта лошисшш «руса 01

■ срезание овшшармскнх отложений

• предполагаемые рнфокнные постройки —/ - береговая линия

- пробуренные скважины

■ проехтная скважина

Варандейская губа

В случае положительного результата бурения поисковой скважины №2 необходимо выполнение детальных сейсморазведочных работ 2Д в северной части Мадачагской структуры с целью уточнения ее строения.

В случае выявления предположительно 6-ти новых локальных структур в морской части восточной прибортовой зоны Хорейверской впадины опоискование той части из них, которые расположены ближе к берегу возможно осуществить в два этапа, а остальные только морскими скважинами.

Кроме того представляется целесообразным бурение глубокой скважины №3 на месторождении Варандей-море для изучения нефтеносности разреза девонских отложений (до овинпармского горизонта включительно).

Основные результаты и выводы выполненной работы

Проведенные исследования позволили на основе геолого-геофизических материалов уточнить геологическое строение девонских отложений в рассматриваемой части Печорского моря, оценку углеводородного потенциала недр исследуемой зоны нефтегазонакопления и локальных объектов в ее пределах и дать обоснование стратегии (комплексного подхода) проведения поисково-оценочных работ в пределах морской части прибортовой зоны Хорейверской впадины.

1. На основе геолого-геофизических материалов установлено сходство геологического строения исследуемой зоны с сопредельной сушей, где в отложениях нижнего и верхнего девона выявлены известные нефтяные месторождения им. Р. Требса, А. Титова и Пасседское. Основные перспективные объекты в этой зоне приурочены к нижнедевонским отложениям овинпармского горизонта, которые выклиниваются в западном направлении, и к отложениям верхнедевонского доманикового и франского горизонтов и соответственно представлены пластовыми сводовыми ловушками с присутствием рифовых построек.

2. Выполнен прогноз пространственного распространения и изменения ФЕС карбонатных пород-коллекторов и надежных слабопроницаемых пород-покрышек в отложениях нижнего и верхнего девона.

3. Осуществлен комплексный анализ основных геологических критериев нефтеносности карбонатных девонских отложений.

4. Уточнено тектоническое, а следовательно и нефтегазогеологическое районирование рассматриваемой части Печороморского шельфа.

5. Произведена общая и локализованная оценка прогнозных ресурсов нефти в девонских отложениях морской части исследуемой зоны нефтенакопления и в ловушках выявленных в ее пределах.

6. Разработан комплексный подход к проведению в пределах морской части исследуемой зоны нефтегазонакопления поисково-оценочных работ как с берега, так и с моря, что позволит существенно оптимизировать затраты на их выполнение.

7. В качестве первоочередной для поисково-оценочных работ определена структура Западно-Варандей-море, т.к. ее местоположение позволяет полноценно реализовывать упомянутый подход.

Успешная реализация поисково-оценочных работ обеспечит необходимость создания комплексного проекта разработки выявленных месторождений (залежей) легкой нефти по единой скоординированной концепции, что обеспечит ее эффективность. Это может привести к созданию самостоятельного района добычи легкой нефти из девонских отложений месторождений Печорского моря.

Список работ, опубликованных по теме диссертации

1. Хоштария В.Н. Современный комплексный подход при разработке проекта на строительство скважин с большим отходом от вертикали при освоении арктического шельфа России (первый отечественный опыт) / А.Г. Шеломенцев, А.Ф. Бутузов, Г.С. Оганов, С.А. Обухов, П.А. Макаров, Д.Н. Молчанов, А.З. Агазаде, Ж.В. Гимаева // Освоение ресурсов нефти и газа российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ (RAO-05); труды межд. конф. - С.-П.: 2005. - С. 35-38.

2. Хоштария В.Н. Технико-технологические аспекты проектирования строительства скважин с большим отклонением ствола от вертикали при разбуривании Приразломного нефтяного месторождения / А.Г. Шеломенцев, А.Ф. Бутузов, Г.С. Оганов, С.А. Обухов, Р.В. Иванычев, Д.Н. Молчанов, А.З. Агазаде, Ж.В. Гимаева // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. М.: 2005, №2.-С. 4-10.

3. Хоштария В.Н. Шельф арктических морей: фактор времени при реализации лицензионных соглашений на поиско-оценочном этапе / А.Г. Шеломенцев, Н.В. Чурсина // журнал «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: 2006, № 11. - С. 13-17.

4. Хоштария В.Н. Геологоразведочные работы в Восточно-прибортовой части Баренцева моря могут обеспечить создание нового нефтегазодобывающего района на российском шельфе / Ю.Ф. Федоровский, Е.В, Захаров, В.В. Исаева, В.Н. Мартиросян // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, М,: 2008, № 12. — С. 4-9,

5. Хоштария В.Н. Обоснование проведения поисково-оценочных работ в транзитной зоне северо-восточной части Хорейверской впадины // Освоение ресурсов нефти и газа российской Арктики и континентального

шельфа стран СНГ (RAO-09); труды межд. конф. - С.-П.: 2009. - С. 74-76.

6. Хоштария В.Н. Стратегия и тактика проведения поисково-оценочных работ на девонские отложения в транзитной зоне северо-восточной части Хорейверской впадины // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: 2010, № 2. - С. 4-7.

Подписано к печати «24» января 2011г., заказ №3735, тираж 120 экз. 1 уч.-изд.л. ф-т 60x84/16 Отпечатано в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» По адресу: 142717, Московская область, Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Хоштария, Владислав Николаевич

Введение

ГЛАВА

Физико-географическая характеристика исследуемого района Природно-климатические условия проведения работ Геолого-геофизическая изученность Региональные и детализационные работы Сейсмическая изученность исследуемой площади Глубокое бурение

ГЛАВА

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза Тектоническое строение исследуемого района

ГЛАВА

Нефтегазоносностъ девонских отложений (нефтегазоматеринские породы, регионально выдержанные продуктивные горизонты, коллектора и покрышки). Гидрогеологическая характеристика разреза

ГЛАВА

Результаты сравнительного комплексного анализа, сходных по геологическому строению, сухопутных и морских объектов и проведение геологической аналогии между ними.

ГЛАВА

Качественная и количественная оценка перспектив девонских отложений рассматриваемого участка.

ГЛАВА

Рекомендации по приоритетным направлениям проведения поисково-оценочных работ.

Первый этап поисково-оценочных работ (СУША). Второй этап поисково-оценочных работ (МОРЕ). Основные результаты и выводы выполненной работы

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Перспективы поиска месторождений углеводородов в девонских отложениях восточной прибортовой зоны Хорейверской впадины Печороморского шельфа"

Актуальность темы.

Воспроизводство углеводородного сырья на суше и, особенно, на сопредельном континентальном шельфе является важнейшей государственной задачей.

По нефтяному потенциалу недр среди наиболее перспективных большинством специалистов рассматривается Печороморский шельф, где выявлены нефтяные месторождения Медынское-море, Варандейское-море, Приразломное и Долгинское.

Основным продуктивным комплексом в них долгое время считался карбонатный нижнепермско-каменноугольный, содержащий высоковязкие, тяжелые нефти. Это не способствовало расширению объемов поисково-разведочных работ.

В последние годы на месторождении Медынское-море установлена промышленная нефтеносность карбонатных нижнедевонских отложений. Из овинпармского горизонта локховского яруса получена легкая нефть (плотность 0,816 г/см ) с максимальным дебитом-612 м /сут.

Это обстоятельство существенно повысило интерес к региону, и прежде всего, к морской части восточной прибортовой зоны Хорейверской впадины, в сопредельной сухопутной части которой в карбонатных отложениях нижнего и верхнего девона также выявлены крупные нефтяные месторождения им. Р. Требса, им. А. Титова и Пасседское.

В связи с этим изучение геологических критериев и уточнение оценки перспектив нефтеносности девонских отложений в рассматриваемой зоне представляется актуальным.

Цель работы:

Научное обоснование перспектив нефтеносности девонских отложений и направлений поисков новых залежей легкой нефти в морской восточной части Хорейверской впадины Печороморского шельфа.

Основные задачи исследований:

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи: - обобщение, анализ результатов геолого-геофизических исследований и выявление особенностей распространения девонских карбонатных отложений;

-обоснование геологической аналогии между выявленными на суше месторождениями и перспективными ловушками на море в восточной прибортовой зоне Хорейверской впадины;

-определение наличия и характера изменения качества пород коллекторов и надежности слабопроницаемых пород-покрышек;

-оперативное уточнение прогнозных ресурсов нефти в недрах исследуемой зоны в целом и категории Д1Л по локализованным объектам в ее пределах;

-разработка рекомендаций по стратегии и тактике проведения дальнейших поисково-оценочных работ.

Научная новизна:

Впервые на основе комплексного анализа геолого-геофизической информации выполнена реконструкция особенностей геологического строения транзитной зоны восточной прибортовой части Хорейверской впадины и обосновано геологическое сходство строения девонских отложений в ее шельфовой и более изученной сухопутной частях;

По результатам обобщения и анализа геолого-геофизических материалов автором уточнено тектоническое районирование рассматриваемого района. Полученные новые данные положены в 4 основу уточненной схемы нефтегазогеологического районирования шельфа Печорского моря с выделением перспективных участков разных категорий.

Обоснован прогноз вероятного наличия залежей нефти в отложениях верхнего и нижнего девона как в восточной прибортовой части Хорейверской впадины, так и на месторождении Варандейское-море в пределах вала Сорокина.

Основные защищаемые положения:

1. Обоснование по результатам выполненной геолого-геофизической реконструкции сходства геологического строения девонских отложений в ареалах перспективных ловушек морской части восточной прибортовой зоны и открытых ранее нефтяных месторождений на сопредельной суше.

2. Оценка перспектив нефтеносности девонских отложений на шельфе восточной прибортовой зоны Хорейверской впадины и выявленных в ней ловушек, выполненная на основе комплексного анализа геологических критериев нефтеносности.

3. Обоснование приоритетных направлений и очередности проведения поисково-оценочных работ на перспективных локальных объектах рассматриваемой части шельфа Печорского моря.

Практическая значимость работы:

В результате проведенного исследования в изучаемой части Печороморского шельфа выделены три перспективных объекта — Западно-Варандей - море, Мадачагская структура и месторождение Варандей-море для проведения поисково-разведочных работ на девонские отложения;

На площади Варандей-море, выделенной в качестве первоочередного объекта, обоснована этапность проведения поисково-оценочного бурения как с суши, так и с моря, что позволяет существенно сократить затраты на эти работы;

Рекомендации автора по обоснованию перспектив нефтеносности девонских отложений в указанных выше объектах использовались при проектировании проведения поисково-оценочных работ ЗАО «Арктикшельфнефтегаз» и ФГУП

Арктикморнефтегазразведка».

Апробация работы:

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались автором на конференциях, симпозиумах, семинарах, в том числе на Международной конференции RAO CIS Offshore 2009 г. Санкт-Петербург.

Публикации:

Основные результаты выполненных исследований опубликованы в 9 печатных изданиях, в т.ч. 3 в журналах, входящих в «Перечень.» ВАК Министерства образования и науки РФ.

Объем и структура работы:

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения и списка использованной литературы из 45 наименований. Содержание работы изложено на 115 страницах машинописного текста, содержит 24 рисунка и 2 таблицы.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Хоштария, Владислав Николаевич

Основные результаты и выводы выполненной работы

Проведенные исследования позволили на основе геолого-геофизических материалов уточнить геологическое строение девонских отложений в рассматриваемой части Печорского моря, оценку углеводородного потенциала недр исследуемой зоны нефтегазонакопления и локальных объектов в ее пределах и дать обоснование стратегии (комплексного подхода) проведения поисково-оценочных работ в пределах морской части прибортовой зоны Хорейверской впадины.

1. На основе геолого-геофизических материалов установлено сходство геологического строения исследуемой зоны с сопредельной сушей, где в отложениях нижнего и верхнего девона выявлены известные нефтяные месторождения им. Р. Требса,. А. Титова и Пасседское. Основные перспективные объекты; в этой зоне приурочены к нижнедевонским отложениям, овинпармского горизонта, которые выклиниваются в западном направлении, и к отложениям верхнедевонского доманикового и франского горизонтов и соответственно представлены пластовыми сводовыми ловушками с присутствием рифовых построек.

2. Выполнен прогноз пространственного распространения и изменения ФЕС карбонатных пород-коллекторов и надежных слабопроницаемых пород-покрышек в отложениях, нижнего и верхнего девона.

3. Осуществлен комплексный анализ основных геологических критериев нефтеносности карбонатных девонских отложений.

4. Уточнено тектоническое, а следовательно, и нефтегазогеологическое районирование рассматриваемой части Печороморского шельфа.

5. Произведена общая и локализованная оценка прогнозных ресурсов нефти в девонских отложениях морской части исследуемой зоны нефтенакопления и в ловушках, выявленных в ее пределах.

6. Разработан комплексный подход к проведению в пределах морской части исследуемой зоны нефтегазонакопления поисково-оценочных работ как с берега, так и с моря, что позволит существенно оптимизировать затраты на их выполнение.

7. В качестве первоочередной для поисково-оценочных работ определена структура Западно-Варандей-море, т.к. ее местоположение позволяет полноценно реализовывать упомянутый подход.

Успешная реализация поисково-оценочных работ обеспечит необходимость создания комплексного проекта разработки выявленных месторождений (залежей) легкой нефти по единой скоординированной концепции, что обеспечит ее эффективность. Это может привести к созданию самостоятельного района добычи легкой нефти из девонских отложений месторождений Печорского моря.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Хоштария, Владислав Николаевич, Москва

1. Хоштария В.Н. Стратегия и тактика проведения поисково-оценочных работ на девонские отложения в транзитной зоне северовосточной части Хорейверской впадины // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: 2010, №2. С. 4-7.

2. Шипилов Э.В., Тарасов Г.А. Региональная геология нефтегазоносных осадочных бассейнов, Западно-Арктического шельфа России //Апатиты: КНЦРАН, 1998.- С.241-244 .

3. Ананьев Г.А. Обоснование первоочередных объектов поисков нефти и газа на Печорском шельфе Баренцева моря и разработка программ их геологического доизучения // С.-П.: НТЦ ВНИГРИ; 2009.-С. 12-41.

4. Ступакова A.B. Развитие бассейнов Баренцевоморского шельфа и их нефтегазоносность // М.: Обзорная информация, вып. 6. МПРРФ, 1999.- С. 61.

5. И.В. Рабей, В.Ф, Данченко, В.Г. Левченко Камеральная обработка сейсморазведочных данных 2Д в транзитной зоне Варандей-Медынского участка шельфа Печорского моря // Мытищи: Севморнефтегеофизика-Центр, 2008.- С. 27-80.

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

7. Мартиросян В.Н., Усова Г.А. Обработка и интерпретация сейсморазведочных работ 2Д на Варандей-Медынской площади // Мурманск: Севморнефтегеофизика, 2005. С. 33-52.

8. Борисов A.B., Киреев Г.И., Марьяновкий В.Н. Анализ и обобщение результатов геолого-разведочных работ на этапе геологического изучения недр Медынско-Варандейского лицензионного участка // Мурманск: Арктикморнефтегазразведка, 2005. — С.35-71.

9. Кульпин Л.Г., Акопян P.A. Подготовка геологической основы и разработка технико-экономических и технологических предложений по освоению месторождения Медынское-море и других структур в Печорском море // М: НИПИморнефть, 2004.- С. 6-15.

10. Таныгин И.А., Борисов A.B., Киреев Г.И., Марьяновский В.Н. Проект поисково-оценочных работ на Медынско-Варандейском лицензионном участке дна Баренцева моря // Мурманск: Арктикморнефтегазразведка, 2005.- С. 10-19.

11. Перспективные ресурсы Ненецкого автономного округа // М: НАЦ ВНИГРИ, 2005.- С. 144-161.

12. Пакет геолого-геофизической информации по месторождению им. Р.Требса // Нарьян-Мар: МПР РФ, Комитет природных ресурсов по Ненецкому АО, 2002.- С. 96-132.

13. Пакет геолого-геофизической информации по месторождению им. А.Титова // Нарьян-Мар: МПР РФ, Комитет природных ресурсов по Ненецкому АО, 2002.- С. 86-117.

14. Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом // Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ Тверьгеофизика, 2003.- С.1-2.

15. Григоренко Ю.Н., Мирчинк И.М., Белонин М.Д., Соболев B.C. Зоны нефтегазонакопления окраин континентов // М: Геоинформцентр, 2002.- С. 381-398.

16. Белонин М.Д., Прищепа О.М., Теплов Е.Л., Буданов Г.Ф., Данилевский С.А. Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения // С.-П.:, Недра, 2004. С. 222-227.

17. Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., Гриценко А.И., Захаров Е.В., Никитин П.Б. Актуальность выявления и освоения месторождений газа и нефти на шельфе России // М: Газоил пресс, 2000. С. 81-82.

18. Кирюхина Т.А. Прогноз качества углеводородов на Колоколморской и Поморской структурах экваториальной части Тимано-Печорского бассейна // М: МГУ им.И.М. Ломоносова, 2003. С— 7-15.

19. Таныгин И.А., Астафьев О.В., Киреев Г.И. Комплексная обработка результатов бурения поисковой скважины №2 Медынское-море-2 // Мурманск: Арктикморнефтегазразведка, 2003.- С. 403-409.

20. Мишина И.Е. Гидрогеология Колвинского мегавала и прилегающей части Хорейверской впадины в связи с оценкой перспектив нефтегазоносности и использованием подземных промышленных вод // М: Сб.научных работ молодых специалистов ИГиРГИ, 2002. С. 49-59.

21. Захаров Е.В., Тимонин А.Н. Перспективы освоения нового нефтеносного района в юго-восточной части Печороморского шельфа // М: Сб.научных трудов ВНИИГАЗ, 1998. С. 18-28.

22. Хоштария В.Н., Шеломенцев А.Г., Чурсина Н.В. Шельф арктических морей: фактор времени при реализации лицензионных соглашений на поисково-оценочном этапе// М.: Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2006, №11. С. 14.

23. Таныгин И.А., Киреев Г.И., Марьяновский В.Н. Комплексная обработка результатов бурения скважины №1 Площади Медынская-море 2 // Мурманск: Арктикморнефтегазразведка, 1998.- С. 116-123.

24. Федоровский Ю.Ф., Винниковский B.C., Евсюков В.Г. Коржик В.И. Комплексная обработка результатов бурения скважины 1 -Варандей-море // Мурманск: Арктикморнефтегазразведка, 1996. С. 2847.

25. Таныгин И. А., Киреев Г.И., Марьяновский В.Н. Комплексная обработка результатов бурения скважины №4 месторождения Медынское море // Мурманск: Арктикморнефтегазразведка, 2006. С. 106-139.

26. Кульпин Л.Г., Акопян P.A., Кутычкин Б.К., Обморошева Л.Б., Хубльдиков А.И. Горизонтальные скважины: проектирование и исследование // М.: Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №3, 2005. С. 4-9.

27. Борисов A.B., Винниковский B.C., Таныгин И.А., Федоровский Ю.Ф. Шельф Баренцева моря новая крупная сырьевая база России (особенности строения, основные направления дальнейших работ) // М.: Геология нефти и газа, №1, 1995. - С.4-9.

28. Федоровский Ю.Ф., Захаров Е.В., Оксенойд Б.Е. Нефть Баренцева моря новый этап освоения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, М: 2005 - №12 - С. 4-9.

29. Федоровский Ю.Ф. Перспективы нефтеносностикарбонатных верхнепалеозойских отложений в прибортовых частях113

30. Восточно-Баренцевского мегапрогиба. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, М: 2006 №11 - С. 1824.

31. Программа комплексного освоения ресурсов углеводородного сырья северо-западного региона России до 2020 года (сокращенный вариант) // М.: ВНИГРИ, 2005. 116 с.

32. Никитин Б.А., Мирзоев Д.А., Богатырева Е.В. Морские нефтегазовые промыслы для освоения углеводородных месторождений арктического шельфа// М.: Газовая промышленность, №8, 2005. С. 68.

33. Кирюхина Т.А., Ступакова A.B. Качественный прогноз флюидов месторождений Печорского шельфа Электронный ресурс. / Режим доступа: http://www.neftegaz.ru/science/view/596 18.12.2009:

34. Григоренко Ю.Н., Маргулис Е.А., Новиков Ю.Н., Соболев B.C. Морская база углеводородного сырья России и- перспективы ее-освоения // М: Нефтегазовая геология. Теория и практика: №2. 2007. 33 с.

35. Федоровский Ю.Ф., Захаров Е.В'. Освоение арктического шельфа затирает льды // Мировая энергетика, №7, 2007. .36с.

36. Временное положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ / Министерство природных ресурсов РФ, приложение к Приказу от 7 февраля 2001г. №126.

37. William L. Leffler, Richard Pattarozzi, Gordon Sterling Deepwater Petroleum Exploration and Production // PennWell Corporation, 1421 South Sheridan Tulsa, Oklahoma, 74112 USA, 2003. 166 pp.

38. V. Martirosyan, L. Popova, M. Vepreva The petroleum systems of the Pechora Platform Foreland, Russia // Presented at the EAGE Conference, Amsterdam, 1996. pp. 339-348.