Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Прогноз крупных месторождений нефти и газа в Баренцево-Карском регионе России
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых
Автореферат диссертации по теме "Прогноз крупных месторождений нефти и газа в Баренцево-Карском регионе России"
0046151 /У
На правах рукописи
ВОВК Владимир Степанович
ПРОГНОЗ КРУПНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В БАРЕНЦЕВО-КАРСКОМ РЕГИОНЕ РОССИИ
Специальность 25.00.12 - «Геология, поиски и разведка
горючих ископаемых»
- 2 ЛЕН 20Ю
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание учёной степени доктора геолого-минералогических наук
Москва 2010
004615179
Работа выполнена в ОАО «Газпром»
Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, профессор по кафедре литологии и системных исследований литосферы, академик РАН Дмитриевский Анатолий Николаевич, Институт проблем нефти и газа РАН
доктор геолого-минералогических наук, доцент по кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых Ступакова Антонина Васильевна, МГУ им. М.В. Ломоносова
доктор геолого-минералогических наук Прищепа Олег Михайлович, ВНИГРИ
Ведущая организация ОАО «Севморнефтегеофизика»
Защита состоится «30» ноября 2010 г. в 15.00. ауд. 232 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.200.02 при Российском Государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу:
119991, Москва, В-296, ГСП-1, Ленинский проспект, 65 Т) $ '
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина
Автореферат разослан_
Ученый секретарь диссертационного совета
Е.А.Леонова
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность исследований. Исследования направлены на решение одной из наиболее важных и наименее изученных проблем нефтяной геологии — разработку научно-методических основ и реализацию прогноза крупных месторождений углеводородов в условиях информационно ограниченного начального этапа изучения и освоения морских недр.
В 1983-2009 г.г. на шельфе Баренцева и Карского морей и на Печорском шельфе было открыто 21 месторождений, в том числе 11 крупных. В последующий период вплоть до настоящего времени геологоразведочные работы на северных шельфах России ограничивались исключительно геофизическими съёмками.
Продолжение поисково-разведочных работ и подготовка для этой цели соответствующего обоснования в виде комплексного прогноза присутствия, местоположения и фазового состава вероятных крупных месторождений УВ является весьма актуальной задачей. Открытие новых объектов нефтегазонакопления не только увеличит ресурсную базу акваторий Баренцево-Карского региона, но и будет способствовать промышленному развитию сопредельных территорий и укреплению позиций России в Арктике.
Цель работы. Целью диссертационной работы является прогноз крупных месторождений углеводородов в Баренцево-Карском регионе России.
Основные задачи исследований:
1. Проанализировать состояние прогноза и поисков крупных месторождений УВ, природно-климатических условий и результатов ГРР на нефть и газ на шельфе российских морей Западной Арктики.
2. Изучить особенности строения и формирования крупных месторождений УВ, выявленных в регионе.
' Под «крупными» понимаются месторождения УВ, которые имеют геологические запасы нефти от 60 до 300 млн. т, газа от 75 до 500 млрд. куб.м.
3. Систематизировать геологические, геофизические и геохимические признаки наличия крупных месторождений УВ на общем и региональном уровнях.
4. Разработать методическую схему прогноза крупных морских месторождений УВ, основанную на нефтегазогеологическом районировании и присутствии региональных нефтегазовых комплексов в изучаемом регионе.
5. Обоснование размещения базовых участков прогноза крупных месторождений УВ на основе результатов количественного зонального прогноза и ресурсно-геологической оценки.
6. На основе разработанной методической схемы дать прогноз размещения и фазового состава УВ в базовых ЗНГН Баренцево-Карского региона.
7. Выделить первоочередные долгосрочные объекты эффективного освоения с учетом природных и технических возможностей проведенной геолого-экономической оценки прогнозируемых крупных месторождений.
Фактические материалы.
Диссертация является результатом 35-летних исследований освоения морских углеводородных месторождений, выполненных автором сначала в системе Министерства геологии СССР (до 1993 года) по южным морям, а затем по российскому шельфу Западной Арктики и Дальнего Востока в системе ОАО «Газпром».
В основу работы положены фактические данные геологических, геофизических и геохимических исследований, а также результаты глубокого бурения в экваториальных частях, на островах и на сопредельной суше Баренцево-Карского региона, результаты оценки прогнозных ресурсов УВ по выявленным зонам нефтегазонакопления и перспективным локальным структурам-ловушкам.
Автор принимал непосредственное участие в разработке комплексных программ по изучению нефтегазоносности недр российского шельфа
Баренцева (включая Печороморский шельф) и Карского (включая Обскую и Тазовскую губы) морей.
Защищаемые научные положения:
• Научно-методическая схема прогноза крупных нефтегазовых месторождений, включающая прогнозную оценку фазового состава ожидаемых скоплений УВ.
• Количественные прогнозно-поисковые признаки крупных морских объектов нефтегазонакопления с оценкой их ресурсов и местоположения в границах НГБ.
• Необходимым этапом прогноза крупных месторождений УВ, позволяющим существенно снизить площадь планируемых ГРР, является выделение и обоснование базовых элементов - ограниченных участков перспективной территории (акватории), содержащих локальные очаги вероятного нефтегазонакопления, по своим признакам соответствующих крупным месторождениям.
• Наиболее рациональный путь выбора перспективных базовых участков на акватории Баренцева и Карского морей, состоит в проведении предваряющего зонального прогноза крупных очагов нефтегазонакопления на шельфе региона.
Научная новизна. К настоящему времени проблема прогноза крупных и гигантских месторождений нефти и газа, особенно на акваториях приобретает особое значение по вышеуказанным причинам. В то же время, на сегодняшний день, фактически отсутствуют однозначные прогнозно-поисковые признаки таких месторождений, лишь начинает оформляться геофизическое направление их поисков, неясны пространственные закономерности их размещения и в этой связи подходы к определению их местоположения в НГБ, проблематичны попытки определения размеров прогнозируемых месторождений, а также фазового состава предполагаемых залежей УВ и т.п.
В работе представлена сводка установленных признаков крупных месторождений УВ, включая впервые разработанные автором количественные прогнозно-поисковые признаки для морских объектов, синтезированы геофизические признаки их обнаружения, предложена методическая схема прогноза, включая оценку фазового состава ожидаемых скоплений УВ по разработанным геохимическим моделям. Прогноз крупных объектов нефтегазонакопления, включая оценку ресурсов УВ и их местоположения в границах НГБ, проводится на основе предшествующего количественного зонального прогноза и комплексного изучения возможных ловушек нефти и газа. Детальное изучение природных условий морских работ на нефть и газ, особенностей технического оснащения с учетом существующих ограничений, и геолого-экономическая оценка прогнозируемых крупных месторождений позволяют выбрать оптимальные направления их поисков и последующего освоения.
Предложенная методическая схема прогноза крупных месторождений УВ в условиях акваторий ранее не применялась в поисковых целях. Как показано в работе, она позволяет реально определять в ЗНГН вероятные участки присутствия, размеры и фазовый состав прогнозируемых месторождений УВ.
Практическая значимость. Анализ начальных суммарных ресурсов УВ шельфов показывает, что наибольшая доля - около 67% приходится на моря Западной Арктики. Прогноз, поиски и последующее освоение крупных месторождений на российском шельфе морей Западной Арктики является приоритетным направлением развития морской нефтегазовой подотрасли страны.
Обоснование высокой эффективности морского поискового бурения с прогнозом открытых крупных месторождений углеводородов и особенно нефти - основная практическая составляющая настоящей работы. Наряду с обоснованием вероятного потенциала УВ и тем самым укреплением минерально-сырьевой и добычной базы акваторий региона, прогноз
мотивирует промышленно-экономическое развитие сопредельных территорий Северо-Запада России и способствует разработке и обоснованию выгодного для России варианта делимитации глубоководной зоны Северного Ледовитого океана.
Реализация результатов работы.
Результаты прогноза крупных месторождений газа и нефти в Баренцево-Карском регионе использованы при корректировке «Программы освоения ресурсов углеводородов на шельфе РФ на период до 2030 г.», утвержденной постановлением правления ОАО «Газпром» в 2005г., а также при составлении «Генеральной схемы развития газовой отрасли до 2030 г.».
В рекомендованном варианте «Генеральной схемы развития газовой отрасли до 2030 г.» освоение ресурсов крупных месторождений УВ предусматривается:
- в Баренцевом море с 2013 до 2025 г. достижение годовой добычи УВ до 95,4 млрд.м3;
- в Обской и Тазовской губах Карского моря с 2014 до 2030 г. достижение годовой добычи УВ до 75 млрд.м3;
- на Приямальском шельфе с 2026 по 2030 г. достижение годовой добычи У В до 60 млрд.м3.
Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на международных и российских конференциях, симпозиумах, в том числе на RAO-2005, RAO-2007, RAO-2009 в Санкт-Петербурге.
Результаты исследований по теме диссертации опубликованы в 34 работах.
В процессе подготовки диссертации автор пользовался консультацией докторов наук Б.А. Никитина, В.А. Холодилова, Е.В. Захарова, В.П. Гаврилова, В.В. Поспелова, А.Д. Дзюбло, Д.А. Мирзоева, М.Н. Мансурова, и др.
Всем им автор выражает искреннюю и глубокую благодарность.
Объём и структура диссертационной работы.
Диссертация состоит из введения, шести глав и заключения. Она содержит 203 страницы машинописного текста, включая 28 таблиц, и 45 рисунков. В списке литературы 251 наименование.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Рассматриваемый регион состоит из двух геологически различных частей: западной - Восточно-Баренцевоморский ГНБ и морская часть Тимано-Печорского НГБ, и восточной - морская часть Западно-Сибирского НГБ. Первая входит в состав Восточно-Европейской древней дорифейской платформы, а вторая - молодой эпипалеозойской Западно-Сибирской плиты. Вследствие этого они отличаются геологическим строением, условиями формирования и стратиграфическим диапазоном установленных и предполагаемых перспективных на нефть и газ отложений в разрезе осадочного чехла.
В первой выделено 8 НТК в палеозойских терригенных и карбонатных и 2 ГК в терригенных триасовых и среднеюрских отложениях. Во второй тоже выделено 10 НТК: 1 ГК - в триасово-палеозойских осадочно-вулканогенных и 9 НТК - в терригенных мезозойских отложениях.
В рассматриваемом регионе установлено наличие крупных очагов генерации углеводородов и благоприятных геологических условий формирования крупных зон нефте- и газонакопления, а также локальных структур-ловушек и связанных с ними крупных месторождений, таких как нефтяные Медынское и Долганское в Печорском море, Приразломное нефтяное, Штокмановское газоконденсатное, Ледовое и Мурманское газовые в Баренцевом море, а также Ленинградское, Русановское, Каменномысское-море, Семаковское газовые, Северо-Каменномысское газоконденсатное и Юрхаровское нефтегазоконденсатное в южной части Карского моря (рис. 1).
В первой главе «Состояние прогноза и поисков крупных месторождений УВ в регионе» кратко освещены открытия наиболее значительных месторождений Баренцево-Карского региона и сопровождавшие их научные разработки. К настоящему времени в основном раскрыта общая геологическая структура шельфовых зон региона, выявлены главные нефтегеологические элементы акваторий, изучена мощность и латеральное распределение осадочной толщи, важнейшие черты её строения и нефтегазоносности. Намечены первоочередные районы освоения углеводородных ресурсов арктического шельфа: Штокмановско-Лудловская седловина в западной части российского сектора Баренцева моря (Штокмановское месторождение), восточная часть Печорского моря (месторождения Долганское, Приразломное, Медынское-море), западноямальский шельф и Обско-Тазовский узел губ и заливов Карского моря /B.C. Вовк, М.Ю. Басаргин, Д.А. Мирзоев и др. 2005/. Установлено свыше 500 перспективных локальных объектов, пробурено 75 скважин, открыто 21, в том числе 11 крупных морских месторождений УВ, а также 11 прибрежно-морских месторождений. Среди открытых известны крупные месторождения - Штокмановское в Баренцевом море, Русановское, Ленинградское и Каменномысское-море - в Карском море, Долганское - на Печорском шельфе.
В главе охарактеризована крупность этих месторождений, извлекаемые запасы категорий С1 и С2, ресурсы СЗ невскрытых пластов. Определены фазовый тип месторождений, а также приведена краткая история их открытий, современное состояние изученности, характеристика залежей и глубины их размещения.
Результаты геологоразведочных работ реально подтверждают возможность успешных поисков в регионе крупных скоплений нефти и газа /Б.А. Никитин, B.C. Вовк, А.Я. Мандель и др. 2003/. По результатам ГРР оказалось возможным выделить и ресурсно оценить в Баренцево-Карском
регионе 64 зоны нефте- или газонакопления, что стало важным звеном в прогнозе крупных локальных объектов.
Научное сопровождение ГРР по поискам крупных месторождений нефти и газа достаточно зримо проявилось только в 80-90е годы минувшего столетия.
Одними из первых были работы A.A. Бакирова, И.В. Высоцкого, В.И. Ермакова, И.П.Жабрева, Е.В.Захарова и др. (1984), Б.А. Никитина и Л.И. Ровнина (1996), в которых возможность открытия крупных месторождений увязывалась с программой работ на шельфах арктических морей России до 2010 г.
Закономерности распределения нефтегазовых скоплений, а вместе с ними и крупных месторождений на севере Западной Сибири и на континентальном шельфе южной части Карского моря с разных исходных позиций рассматривались в работах A.A. Бакирова, Н.Ю. Успенской,
А.Э. Конторовича, И.И. Нестерова, Ф.К. Салманова с соавторами (1975, 2003, 2005), И.С. Грамберга, О.И. Супруненко (1999), В.А.Дедеева и П.К. Куликова (1977), И.И. Нестерова Ф.К. Салманова, К.А. Шпильмана (1980), М.Д. Белонина, И.С. Гольдберга, Г.П. Евсеева, В.Д. Наливкина с соавторами (1983), B.C. Суркова, JI.B. Смирнова, Ф.Г. Гурари (1987, 1997, 1999), Н.Х. Кулахметова с соавторами (1986), A.B. Рылькова (2003), М.Я. Рудкевича с соавторами (1988), A.A. Плотникова и O.J1. Клапчука (2003), С.Г. Неручева, Е.В. Захарова и П.Б. Никитина (2003), A.M. Брехунцова с соавторами (2004), В.А. Холодилова (2005).
В связи с глобальными и региональными аспектами нефтегазоносное™ континентальных окраин возможности присутствия крупных месторождений в регионе рассматривались И.С. Грамбергом, Б.В. Сениным и И.Ф. Глумовым, Ю.Н. Григоренко и М.Д. Белониным.
Вопрос прогноза числа ожидаемых открытий крупных месторождений на основе математического моделирования изучался коллективом исследователей под руководством А.Э. Конторовича, группой геологов-
нефтяников ВНИГРИ (М.Д. Белонин, Ю.В. Подольский) и некоторыми другими учеными. Вопросами размещения крупных месторождений в северных областях провинции занимались Ф.С. Ульмасвай с соавторами, T.JI. Виноградова и С.А. Пунанова и некоторые другие исследователи.
Прогноз ресурсов в юрско-нижнемеловых, пока невскрытых бурением, пластах Ленинградского и Русановского месторождений, а также оценка возможности открытия крупных месторождений в ряде структур западноямальского шельфа были выполнены автором настоящей работы /B.C. Вовк 2008/. Позднее были оценены проявления признаков их присутствия по геофизическим данным /B.C. Вовк и др. 2009/.
Таким образом, прогноз и поиски крупных месторождений в северозападных акваториях России не являются новой проблемой и, несомненно, имеют вполне весомые результаты. Тем не менее, предваряющий прогноз ограничивался, преимущественно, заключениями экспертного характера, либо базировался на ограниченном количестве признаков. Наряду с интересными исследованиями отдельных, главным образом, региональных аспектов проблемы неразработанной оказалась методическая составляющая прогноза крупных углеводородных скоплений.
Собственно поисковая часть вопроса решалась до сих пор в составе общей задачи открытия месторождений без целевой установки на выявление крупных объектов нефте- или газонакопления и преимущественно без привлечения геофизических критериев оценки их присутствия и величины.
В связи с этим, автор посчитал необходимым сосредоточить внимание на разработке методической схемы целенаправленного прогноза крупных морских месторождений, последовательность реализации которой предусматривает комплексное изучение геолого-геофизических и геохимических признаков, непосредственно связанных с выявлением в различных по величине начальных суммарных ресурсов УВ зонах нефтегазонакопления крупных месторождений.
Во второй главе «Природно-климатические особенности и работы на нефть и газ в акваториях Арктики» рассмотрены природно-климатические условия региона и связанные с ними особенности проведения морских работ на нефть и газ. Характеристика сопровождается поэтапными схемами изменений ледовой обстановки в акваториях Баренцева и Карского морей.
Главными свойствами, определяющими в том числе и различия этих морей, являются глубины и рельеф дна, а также ледовый режим акваторий.
В Баренцевом море глубины меняются от 50 м на юго-востоке до 600 м во внутренних впадинах и окраинношельфовых желобах на западе и севере. На большей части акватории преобладают глубины 300-400 м.
В Карском море глубины дна на обширных мелководных участках в южной, юго-восточной и центральной частях моря составляют порядка 50 м. Они занимают почти 40% площади моря. Максимальные глубины до 200400 м установлены в Приновоземельской впадине на западе моря и в двух глубоководных желобах на севере: Св. Анны (600 м) и Воронина (450 м). Характерно множество глубоко врезанных в сушу и больших по площади губ и заливов, приуроченных к крупным рекам Западной Сибири: Байдарацкая, Обская, Гыданская, Тазовская губы, а также Енисейский и Таймырский заливы.
Различия в уровне и режиме развития льдов в Баренцевом и Карском морях показаны в таблице 1.
Карское море выступает как существенно ледовая акватория: открытая вода, занимающая немногим более 50% морской площади, существует здесь только в августе-сентябре; все остальное время море занято льдами.
В Баренцевом море, напротив, участки с открытой водой существуют постоянно, причем треть года они доминируют по площади.
14
Таблица 1
Особенности ледовых условий на Баренцевом и Карском морях
акватория временной интервал Баренцево море Карское море
свободная вода, % битый лед с водой, % однолетний сплошной лед, % свободная вода, % битый лед с водой, % однолетний сплошной лед, %
декабрь - апрель 24 41 35 - - 100
май - июль 33 53 14 - 24 76
август - сентябрь 87 13 - 50 48 2
октябрь - ноябрь 71 26 3 - 89 И
Исходя из особенностей ледового режима в Баренцевом море намечаются четыре участка. Первый - юго-западный характеризуется круглогодичным отсутствием льда; на втором (центральная часть моря) открытая вода существует полгода - с июля по ноябрь; третий участок -Печорское море закрыт льдами с ноября по май включительно (7 месяцев) и, наконец, четвертый - север - северо-восточный район акватории - свободен ото льда всего три месяца - с июля по сентябрь.
Карское море можно оценивать как единый район, близкий по условиям деловитости к предыдущему - четвертому району Баренцева моря.
С учетом ледового режима и технологических возможностей бурения и добычи нефти и газа следует заметить, что освоение месторождений УВ в северо-восточных районах Баренцева моря и значительной части Карского моря возможно только с применением подводных буровых установок и подводных добычных комплексов /Вовк, 2005/.
Ресурсный потенциал УВ Арктического нефтегазового пояса Земли, включая характеризуемые акватории оценивается от 180 до 260 млрд. т.н.э. При этом Арктика является источником почти 10% мировой добычи нефти и 25% мировой добычи газа. Из шести северных морей добыча нефти и газа
организована пока только в двух. Наиболее трудно и медленно осваиваются ледовые акватории (табл. 2).
Таблица 2
Нефтегазовый потенциал и состояние освоения шельфовых бассейнов
Северного Ледовитого океана
№ п/п НГП (акваториальные районы) НСР геол., млрдт Запасы УВ (геол.) Количество месторождений на акватории всего/крупных Накопленная добыча, млн т/млрд м3 Лицензирование в % от площади НГБ
величина, млн т % от НСР
1 Барепцево-Карская НГП (российский сектор) 32,3 4504,6 14,0 5/4 - 2,2
2 Тимано-Печорская НГП (Печорское море) 10,7 1568,8 14,7 6/3 -
3 Баренцево-Карская НГП (норвежский сектор) 2,5 204 8 19/1 6 млрд м3* 7
4 ЗападноСибирская НГП (южная часть Карского моря, губы и заливы) 62,3 3865,0 6,0 6/4 - 1
5 НГБ Северного склона Аляски (море Бофорта) 22,0 7823 35 18/2 160 млн т** 65
6 НГБ Бофорта-Маккензи 7,1 275,0 4,0 30/5 - 80
7 НГБ Свердруп 7,2 706,6 10,0 16/4 - 70
* Total Announces Fierst Production From Snohvit Gas Field in Narway // OilVoice. 2007.
September 21.
**По состоянию на 01.01.2005г. (DOE/NETL/2007*1280 Summary Report 2007).
Россия является пионером в изучении и освоении Арктики. В период с 1983 по 2009 г. в западноарктических акваториях России открыто 21 месторождение, включая 11 крупных, выявлено и подготовлено значительное количество локальных структур.
Открытие в Тимано-Печорской, Баренцево-Карской и ЗападноСибирской провинциях 11 крупных морских месторождений УВ обеспечило
прирост запасов по нефти 384,2 млн.т, по газу 7,74 трлн.м3. Три особенности характеризуют почти все открытые месторождения: значительная доля предварительно оцененных запасов С2, достигающая 78% и составляющая в среднем около 40% на месторождение, отсутствие освоения (ни одно из месторождений не разрабатывается) и недостаток нефтяных открытий, которые составляют менее трети всех выявленных крупных объектов.
Норвегией в Баренцевом море открыто 19 месторождений, включая одно крупное месторождение Сновит. Для комплексного освоения месторождений Сновит, Альбатрос и Аскеладд в рамках единого проекта созданы уникальные комплексы для подводной добычи, переработки и транспортировки газа и продуктов его сжижения, включая завод СПГ.
На акваториях США и Канады в провинции Северного склона Аляски, нефтегазоносных бассейнах Бофорта-Маккензи и Свердруп преимущественно в неглубоких водах - на глубинах до 50-100 м пробурено более 400 скважин. Бурение проводилось с ледяных и гравийных островов, а в благоприятные сезоны с буровых судов.
На сегодня в акваториях трех вышеназванных бассейнов открыто 64 месторождения УВ, среди которых 11 являются крупными.
На 7 из 18 месторождений, в мелководной экваториальной части НГП Северного склона Аляски к началу 2007 г. добыто 160 млн т нефти. Это пока единственный пример экономически выгодного освоения морских месторождений в условиях ледовых акваторий. Работы в двух других арктических НГБ - Бофорта-Маккензи и Свердруп в 90х годах остановлены, несмотря на открытие месторождений.
Характерным показателем активности освоения морских зарубежных нефтегазоносных бассейнов является состояние лицензирования. В большинстве из них суммарная площадь участков недропользования различного вида оказывается более 60% всей площади бассейна.
Главнейшими проблемами освоения морских месторождений в ледовых условиях Арктики определились транспортная и техническая -
конструирование оптимальных буровых и добывающих систем. Зарубежные аналитики считают, что эти и другие проблемы освоения углеводородного потенциала морских арктических бассейнов будут преодолены в течение ближайших 10-15 лет.
В третьей главе «Научно-методическая основа прогноза и поисков крупных морских месторождений нефти и газа» рассмотрены прогнозно-поисковые, в том числе геофизические признаки крупных месторождений, ранг и значение признаков и методические аспекты прогноза крупных морских месторождений нефти и газа.
Природа и значение прогнозно-поисковых признаков крупных скоплений нефти и газа рассматривались многими исследователями. Среди них Н.Ю.Успенская (1972), A.A. Бакиров (1972, 1973), М. Хэлбути (1973), И.И. Нестеров (1975), В.В. Потеряева (1976), И.П. Лаврушко (1982, 1984, 1988 г.г.), С.П. Максимов (1986), A.A. Трофимук (1985), В.Ф. Раабен (1987), X. Клемме (1983), А.Э. Конторович (1975, 1988), Е.В.Захаров (1991), К.Н.Кравченко и Б.А.Соколов (1999), Ю.Н. Григоренко (2002), В.А.Холодилов (2006), B.C. Шеин (2006), и др.
Геологами-предшественниками найдено и охарактеризовано большое количество - свыше 50 предполагаемых признаков крупных месторождений, часть которых - около 30 выбрано нами в качестве возможных индикаторов существования таких объектов.
В ходе рассмотрения значительного количества показателей присутствия, величины (класса), фазового состава и размещения крупных месторождений выяснилось их четкое подразделение на общие и региональные признаки. В качестве общих, т.е. действующих по всем НГБ, выступают:
- ресурсные предпосылки присутствия крупных месторождений -плотность и величина ресурсов в НГБ и в зонах нефтегазонакопления;
- близость ловушки к очагу генерации УВ;
- крупность (объем) ловушки;
- наличие надежной покрышки и хорошие ФЕС коллекторов;
- минимальные величины ресурсов зоны нефтегазонакопления или нефтегазоносного района, обеспечивающие возможность присутствия крупнейшего месторождения.
Региональные признаки, как это видно из названия, справедливы только в объеме одного или нескольких НГБ. Примером типично регионального признака является степень траппонасыщенности осадочного чехла Сибирской платформы, регулирующая в числе других признаков появление и, особенно, размещение крупных месторождений в этом регионе.
Кроме общих и региональных оказалось необходимым различать прогнозные признаки крупных месторождений в целом безотносительно их состава (единые признаки) и раздельно поисковые признаки скоплений нефти и газа (газоконденсата), а также признаки прямого обнаружения таких месторождений.
В качестве признаков прямого обнаружения крупных месторождений предложены: дебиты нефти и газа в первых оценочных скважинах, разница горного и пластового давления менее 19,5 МПа; наличие АВПД в залежах глубже 2-2,3 км, особенно для газовых месторождений; серия геофизических аномалий. Успешность применения последних определяется большими объемами УВ в крупных месторождениях, что обеспечивает достаточно яркое проявление признаков. В сейсморазведке наличие месторождений фиксируется: отражением от контакта УВ - вода («плоское пятно»), усилением динамической яркости отражений в кровле залежи и над ней при наличии утечки газа («яркие пятна»), понижением интервальных и средних скоростей с эффектом «уплощения» или «обрушения» свода структуры. В качестве признаков возможно использование сейсмической характеристики подложки - экрана в породах, подстилающих ловушки. В гравитационном поле всем крупным месторождениям УВ соответствуют локальные отрицательные аномалии Дg амплитудой более 1 мГл, четко фиксируемые высокоточной съемкой. Автором совместно с В.В. Колесовым,
A.A. Черновым и А.Д. Дзюбло эти признаки рассмотрены на примерах месторождений, известных в Обской и Тазовской губах Карского моря /B.C. Вовки др. 2008/.
Необходимо различать многочисленные качественные и имеющие превалирующее значение количественные признаки. Среди них доля запасов крупных месторождений в общих ресурсах УВ НГБ, прогноз количества и распределения по классам скоплений УВ в бассейнах, определение величины и фазового облика месторождений в соответствии с ресурсными особенностями зон нефтегазонакопления и некоторые другие.
Анализ состояния вопроса, в частности определяющего значения признаков, показал отсутствие среди них абсолютных, т.е. гарантирующих прогноз и обнаружение крупных месторождений. Каждый из них в отдельности является необходимым, но недостаточным для заключения о присутствии крупного месторождения, что предполагает их групповое использование.
Наиболее значимые ресурсно-геологические признаки крупных месторождений приведены в таблице 3.
Предлагаемые методические решения в сфере прогноза крупных морских месторождений УВ с дополнением системой признаков продолжают методические разработки предшественников.
До настоящего времени в качестве наиболее сложных и нерешённых вопросов оставались разделы количественной и фазовой оценок прогнозируемых месторождений и, что особенно важно, определение их местонахождения в границах НГБ.
Основные составляющие прогноза крупных месторождений нефти и газа представляются в следующем виде.
Первый этап предполагает оценку возможности присутствия и числа крупных месторождений в рассматриваемом НГБ. Этот этап прогнозирования выполняется на сравнительной основе с учетом особенностей углеводородонакопления в разнотипных НГБ, особенно
принадлежащих континентальным окраинам, в том числе с учетом присутствия крупных нефтегазовых скоплений только в НГБ с плотностью ресурсов не менее 30-35 тыс. т/км2 и преимущественно в высокоресурсных бассейнах. Заключение о числе возможных крупных открытий формируется на основе их количественного соотношения с ресурсами НГБ или результатов нормативно-имитационного моделирования.
Таблица 3
Наиболее значимые ресурсно-геологические прогнозные признаки крупных _месторождений__
№ п/п Содержание признака Тип признака
1 Сопряженность оцениваемой ловушки с крупным очагом нефтегазообразования. Качественный
2 Концентрация большинства КМ в диапазоне глубин 1000— 2500 м. Качественный
3 Ассоциация нефтяных КМ с нефтяными зонами; газовых КМ со смешанными по составу, чаще газонефтяными зонами. Качественный
4 Присутствие крупных месторождений УВ при бассейновой плотности не менее 30-35 тыс. т/хм2**. Зависимость величины наибольшего месторождения от величины и плотности ресурсов УВ в НГБ. Количественный
5 Присутствие крупных месторождений УВ в зонах нефтегазонакопления с геологическими ресурсами не менее 320 млн т нефти или 140 млрд м3 газа**. Зависимость крупности наибольшего в зоне месторождения от НСР УВ зоны. Количественный
6 Минимальная мощность покрышки 40-60 м. Количественный
7 Контролируемое типом и размером НГБ соответствие запасов ожидаемого месторождения величине, амплитуде и объему оцениваемой ловушки. Количественный
8 Наличие АВПД с коэффициентом аномальности 1,7 для газоконденсатных залежей 1,1 для газонефтяных на глубинах от 2100-2500 м. Количественный
** - прогнозные признаки регионального значения
Содержание второго этапа прогноза - обоснование так называемых базовых элементов, которые очерчиваются близко к границам предварительно выделенных и оцененных зон нефтегазонакопления или близких им по размерам участков с перспективными ловушками УВ. Статус базовых элементов им приписан согласно наиболее вероятному присутствию
крупных месторождений, что может быть установлено исходя из ресурсов зон, а также потому, что в целом небольшие по площади зоны и участки локализуют в своих границах и, таким образом, конкретизируют размещение, месторождений в НГБ.
Число и размещение базовых элементов определяются результатами предшествующих регионального и зонального прогнозов. По графику соотношения ресурсов зоны и ее наибольшего месторождения определяются запасы последнего, в свою очередь указывающие на возможность открытия в пределах участка крупнейшего месторождения.
Третий по существу локальный этап прогноза состоит в подтверждении присутствия и определении размеров месторождения, предполагаемого в базовом элементе. Для выполнения этой задачи привлекаются геологические (преимущественно количественные) и геофизические признаки.
Уже упоминавшийся выше график дает представление не только о наибольшем в зоне месторождении, но и о его соответствии классу крупных. Ключевым является определение его величины. Запасы УВ, выявленные в локальной структуре, равные или превышающие 140 млн м3 и 320 млн т, являются показателем присутствия в составе базового элемента объекта с возможностью открытия крупного месторождения, соответственно газа или нефти.
Другим источником для определения принадлежности того или иного объекта в пределах базового участка к категории крупных являются локализованные ресурсы (категорий СЗ и Д1л).
Наконец, изучение соответствия оцененных локальных объектов остальным признакам крупных месторождений и определение возможного фазового состояния залежей также проводится в рамках рассматриваемого третьего этапа и составляют его важнейший содержательный элемент.
В четвертой главе «Ресурсно-геологическая основа детального прогноза нефтегазоносности Баренцево-Карского региона»
сконцентрированы данные, определяющие возможность осуществления детального прогноза нефтегазоносности акваторий - выделение и оценку зон нефтегазонакопления и прогноз крупных месторождений нефти и газа в регионе. Частично глава содержит материалы обобщения, но её основной объём посвящен результатам оригинальных разработок. В пяти разделах главы последовательно рассматриваются: литолого-стратиграфические, морфологические и структурно-тектонические особенности региона, осадочные бассейны и связанные с ними палеозойские и мезозойские очаги генерации нефти и газа, нефтегазоносные комплексы чехла, региональные элементы нефтегазонакопления и их углеводородные ресурсы.
Вопросы стратиграфии осадочной толщи акваторий, в том числе по результатам изучения морских скважин и геотраверзов, островов и побережий изложены в работах В.И. Устрицкого, Т.М. Пчелиной, Н.Г. Бро, В.А. Басова, Л.В. Василенко, С.А. Чирвы, Ю.С. Репина, A.A. Красилыцикова, Н.М. Ивановой, S.N. Ehrenberg et al, G.B. Larssen и др.
Осадочная толща рассматриваемого региона сложена рифей-вендскими, палеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями, которые распространены по площади в разном стратиграфическом объеме. Толщина осадков достигает 18-20 км.
Верхний - раннеокеанический комплекс чехла, адекватный времени формирования глубоководной впадины Евразийского бассейна, на обрамляющих ее шельфах развит слабо и неповсеместно. Верхнемеловые -эоценовые отложения практически отсутствуют на шельфе и обнаруживаются только в Южно-Карском регионе и на северо-западной окраине Баренцева моря (Западно-Шпицбергенский прогиб). В позднемеловое время на баренцевоморском шельфе происходил крупнейший региональный подъем, в ходе которого эрозионный срез достиг кровли юрских и даже триасовых пород. Неоген-четвертичные осадки, отвечающие последней стадии новейшего этапа развития региона, с угловым и
стратиграфическим несогласием повсеместно перекрывают докайнозойские породы.
Допозднемеловые породы составляют основную, доминирующую по мощности часть осадочного чехла, которая сформирована отложениями седиментационных бассейнов, возникших ранее современной окраины. По составу они достаточно разнообразны: в раннепалеозойском интервале превалируют терригенные образования, в среднем и значительной части верхнего палеозоя широким распространением пользуются карбонаты, верхнепермский и почти весь мезозойский разрез слагают обломочные и глинистые породы.
Вероятно, наиболее существенной особенностью строения осадочной толщи является ее различная полнота и морфология в четырех главных акваториях региона — на печорском, баренцевом, северокарском и южнокарском шельфах. В печорском разрезе основная роль принадлежит палеозойским отложениям; в Баренцевом море палеозойские и мезозойские отложения достаточно близки по своему значению; в южнокарской акватории и на полуостровах, разделяющих губы и заливы Карского моря, определяющее, ведущее место принадлежит мезозойским и особенно юрско-меловым образованиям.
В работе приведена краткая характеристика рифейско-вендских и фанерозойских образований региона.
Основной объем сложнопостроенной, значительно варьирующей по мощности и возрастному диапазону осадочной толщи региона, сконцентрирован в пяти осадочных бассейнах (ОБ): Южно-Баренцевском (главный комплекс осадочного чехла - мезозойский), Северо-Баренцевском (пермо-триасовый), Предсевероземельском (рифей-среднепалеозойский), Карско-Ямало-Гыданском (меловой), Тимано-Печорском (верхний палеозой-триас). Выделенные бассейны отличаются разным положением в разрезе доминантных материнских свит.
В Южно-Баренцевском ОБ терригенно-карбонатные по составу нефтематеринские свиты на умеренных (не выше МК3-МК4) стадиях катагенеза имеют в основном, девонско-позднетурнейский (тип 1д) и кунгурско-среднепермский а также, возможно, среднетриасовый (тип Нм) возраст. Нижне-среднепалеозойский возраст, как и в Тимано-Печорской НГП, имеют нефтематеринские свиты в Предсевероземельском ОБ, в составе которых по содержанию ОВ и битуминозных компонентов выделяется альбановская свита среднего девона (тип Нм). В Северо-Баренцевском бассейне основную роль в генерации нефти и газа сыграли среднетриасовые терригенные отложения, а также выделяющиеся высокими значениями водородных индексов керогена верхнепермские отложения. В Карско-Ямало-Гыданской классической газоконденсатной НТО нефтегазоматеринские свиты связаны с глубокозалегающими юрскими и возможно триасовыми отложениями. Превалирующие по мощности меловые отложения здесь служат главным образом вмещающей толщей.
В пределах ОБ с учётом границ распространения нефтегазоматеринских свит, особенностей катагенеза и геотермических полей намечены палеозойские и мезозойские очаги генерации УВ. Выделены 5 газонефтяных, 1 нефтегазовый и 1 нефтегазо-конденсатный очаги генерации УВ. В районах интенсивного осадконакопления и аномально высоких мощностей, прежде всего юрско-триасового субугленосного терригенного комплекса - пять конденсатно-газовых очагов. Все 12 действующих палеоочагов, наряду со специализацией генерированных УВ, охарактеризованы площадью, временем действия и фазово-генетическим типом УВ в сопряжённых с ними зональных скоплениях.
Каждая из провинций региона - Тимано-Печорская, Восточно-Баренцевская и север Западно-Сибирской НГП характеризуется индивидуальным набором нефтегазоносных комплексов (НТК). Их максимальное число свойственно Баренцевской и Карской провинциям, где, кроме пяти комплексов в Южно- и Северо-Баренцевской НТО, автономный
набор рифейско-палеозойских комплексов представлен в Северо-Карской ПНГО. Основная последовательность НТК провинции включает: ордовикско-среднедевонский, верхнедевонско-каменноугольный, пермский, триасовый и юрско-меловой НТК.
Существенная роль мезозойских отложений в строении чехла и накоплении УВ объединяет все три наиболее мощных ОБ региона - Южно- и Северо-Баренцевский, а также Карско-Ямало-Гыданский. В последнем при общем преобладании в разрезе мелового комплекса он оказывается главным и в отношении нефтегазоносности. Меловой НТК подстилается юрским и палеозойско-триасовым, причём мезозойские образования содержат 96% прогнозных ресурсов УВ, тогда как подстилающий палеозой только 4%.
Наибольшей продуктивностью палеозойские комплексы характеризуются в Тимано-Печорском ОБ. Позднефранско-нижнепермский комплекс на территории НАО и сопредельном шельфе содержит 44% всех углеводородных ресурсов, верхнепалеозой-триасовая часть верхнего НТК предполагается главной на акватории Печорского моря. Важные значения имеет подстилающий ордовикско-верхнефранский НТК (40% ресурсов).
Поскольку НТК выделялись как трёхэлементные секции разрезов в составе источника УВ, разнообразных по строению толщ пород-коллекторов и, наконец, флюидоупора, их литологический состав, морфология, экранирующие горизонты и мощности существенно различаются. Наиболее важные отличия определяются составом толщ-коллекторов: в регионе представлены терригенные и карбонатные НТК.
В разделе, посвященном тектоническим особенностям региона, изложены результаты нефтегазогеологического районирования и дана развёрнутая характеристика локальных структурных элементов как основных объектов детального прогноза.
Локальные структуры, количество которых приближается к 500, осложняют практически все виды крупных тектонических элементов региона. Их наибольшее количество свойственно обширным синеклизам и
мегавпадинам, несколько меньшее - мегаподнятиям и структурным областям, существенно меньшее структурам нейтрального знака -моноклизам и ступеням.
Среди известных структур доминируют брахиантиклинальные складки с полутора-четырехкратным превышением длинной оси над поперечным размером структуры (85%). Куполовидные структуры достаточно редки, составляя до 15% общего числа изученных поднятий. Наиболее удлиненные и интенсивно проявляющиеся структуры свойственны валам, в пределах которых они группируются в антиклинальные зоны иногда значительной протяженности. В то же время не меньшая часть локальных поднятий концентрируется в природных группировках, не располагающих определенной ориентировкой и линейными формами. Такие группировки составлены близрасположенными объектами небольшой интенсивности и длины и представлены, главным образом, в Карском и, особенно, в Баренцевом морях.
Отчетливо проявляется направленное снижение плотности структур в акваториях по сравнению с сушей при несомненном возрастании их размеров и амплитуды. Наконец, предполагается, что значительная часть структур характеризуется конседиментационным развитием.
Анализ прогнозно-поисковых признаков крупных месторождений свидетельствует, что первыми среди них, определяющими само появление и величину локальных скоплений УВ, являются ресурсные показатели провинций и областей - значения региональной плотности и величины НСР УВ.
Нефтегазогеологическую основу строения региона составляют три нефтегазоносные провинции с 24 нефтегазоносными областями: Тимано-Печорская, Баренцево-Карская и северная часть Западно-Сибирской.
Печорский и Южно-Карский шельфы являются фрагментами континентальных плит, а Баренцево-Карская НГП соответствует краевой
плите пассивной раннеокеанической окраины и является таким образом крупнейшей провинцией переходной зоны на стыке континента и океана.
Пять из двадцати четырех НТО - Штокмановско-Лудловская, ЮжноКарская, Пайхойско-Таймырская, Ямало-Гыданская и Варандей-Адзьвинская содержат все выявленные крупные месторождения и более 60% ресурсов УВ региона. Величины плотности (100-600 тыс. т/км2) и ресурсов (2,525,9 млрд т) в каждой из них намного превосходят предельно возможные показатели НГБ, гарантирующие присутствие крупных месторождений. К этой же категории относятся НТО, в которых еще не открыты крупные локальные скопления УВ - Северо-Баренцевская и Восточно-Печорская.
Концентрация ресурсов УВ в морских структурах Тимано-Печорской НГП, как и в акваториях Западно-Сибирской провинции, выше, нежели в нефтегазогеологических элементах окраины. Присутствие здесь крупных месторождений находит подтверждение в зональных плотностях ресурсов УВ, оцененных до 304 тыс. т/км2. Провинция выделяется стратиграфически наиболее широким диапазоном нефтегазоносности - от ордовика до триаса и общим преобладанием жидких УВ над газообразными в доказанных запасах и ресурсах. С достаточной долей уверенности нефтеносность морских недр прогнозируется в Центральной и Северо-Карской ПНГО Баренцево-Карской провинции. Четыре НТО Западно-Сибирской НГП, учтенные в расчетах и являющиеся главным образом газоносными, по сумме ресурсов -62250 млн т н.э. превосходят таковые в Баренцево-Карской и Тимано-Печорской НГП. Следует подчеркнуть определяющую роль триасовых источников в распределении региональной газоносности крупных структур. Эта принципиальная позиция хорошо согласуется с результатами компьютерного бассейнового моделирования ТО.
Начальные суммарные ресурсы УВ региона (акватории) по состоянию на 01.01.2002 г. были оценены почти в 110 млрд т н.э. Однако, прогнозные ресурсы, оцененные в настоящей работе, оказались несколько выше прежде
всего за счет слабо изученной Северо-Карской ПНГО в составе Баренцево-Карской НГП.
Выявленные в регионе 11 крупных месторождений составляют основную часть (65%) всех открытых на акватории локальных нефтегазоносных объектов. При составления схемы перспектив нефтегазоносности Баренцево-Карского региона установлено, что практически все выявленные в нефтегазоносной провинции крупные морские месторождения расположены на участках с региональной плотностью нефтегазовых ресурсов более 100 тыс. т/км2 (от 100 до 500 тыс. т/км2 и более).
Достаточно четкое совпадение участков с наиболее высокой плотностью нефтегазовых ресурсов и крупных месторождений может рассматриваться в качестве критерия их размещения и использоваться в прогнозе.
В пятой главе «Базовые элементы и результаты прогноза крупных месторождений в северо-западных акваториях России» рассмотрены главные составляющие завершающей фазы прогноза. Это особенности формирования крупных месторождений в регионе, обоснование базовых участков (элементов) прогноза и поисков крупных месторождений и результаты прогноза.
В части формирования крупных месторождений, выявленных в регионе, прежде всего, обращает внимание достаточно ограниченный временной интервал их концентрации в разрезах каждой из НГП. В акваториях Западно-Сибирской НГП это меловые отложения, в Баренцево-Карской НГП - триасовый и юрский интервалы нефтегазонакопления, в Печорском море - средне-верхнепалеозойский интервал. Вторая особенность, четко определившая формирование крупных скоплений УВ в недрах региона, - наличие значительных по мощности региональных покрышек в каждой из провинций. В экваториальной части Тимано-Печорской НГП на печорском шельфе роль регионального флюидоупора принадлежит верхнеюрско-
нижнемеловой глинистой толще мощностью до 1000 м; в южнокарской акватории - палеоценовым глинам (420 м), вместе с туронской покрышкой образующими мощный экран для крупных газовых залежей северных районов Западной Сибири, и, наконец, в Баренцево-Карской НГП -верхнеюрским и сеноман-туронским отложениям мощностью 150 и 200 м.
Определяющее значение имело подтверждение открытиями главных источников формирования месторождений в провинциях и областях Баренцево-Карского региона. В качестве таковых определены силурийские и позднедевонские доманикиты, контролировавшие формирование нефтяных месторождений в Тимано-Печорской провинции; позднедевонско-каменноугольная битуминозная терригенно-карбонатная толща как источник УВ в вероятных нефтяных и газонефтяных залежах Баренцева моря, там же -два источника газовых залежей - рифейско-нижнепалеозойский и верхнепалеозойско-среднетриасовый и, наконец, источник в юрских отложениях (большехетская серия), формировавший мощные газовые (низкогазоконденсатные) скопления в Карском море.
Следует также обратить внимание на значительную, до 6-7 км, мощность осадочной толщи ниже месторождений, отделяющей их от фундамента.
В целом важнейшие генетические признаки наиболее значительных локальных нефтегазовых скоплений, несомненно, имели определяющее значение в прогнозе крупных месторождений Баренцево-Карского региона.
Последующий раздел главы посвящен обоснованию базовых элементов - необходимому этапу прогноза крупных месторождений. Базовый элемент -предельно ограниченный по площади участок перспективной акватории (территории), где целесообразны поисковые работы с целью открытия крупного месторождения и где существуют локальные объекты вероятного нефтегазонакопления, по своим признакам соответствующие таким месторождениям. Следовательно в ходе выбора и картирования базовых участков уже выявляются предпосылки и возможности открытия крупных
месторождений и существенно - до размеров базового элемента сужается площадь для ГРР.
Для выделения базовых участков привлекается максимально возможный набор прогнозно-поисковых признаков и прежде всего те, что установлены в оцениваемом регионе. Главными, определяющими среди них, являются ресурсные - концентрация и объем УВ в границах участков, и морфологические признаки - наличие необходимого количества ловушек соответствующего размера. Немаловажным является представление о фазовом составе УВ в недрах.
Наиболее эффективно и в максимально полном объеме эти данные могут быть получены при зональном прогнозе и по итогам изучения крупных месторождений, уже открытых в оцениваемом регионе. Зоны нефтегазонакопления являются тем минимально возможным природным объектом, который определяет размеры и ресурсы соответствующих базовых участков и одновременно способствует осуществлению дальнейших целенаправленных работ по выявлению крупного месторождения в их пределах.
В ходе зонального прогноза, предшествующего выбору базовых участков, предусматриваются достаточно четкое выделение и количественная ресурсная, а также фазовая оценки зон нефтегазонакопления (ЗНГН). Они очерчиваются как естественные природные группировки закономерно связанных различных по крупности месторождений или ловушек (доказанные или прогнозные зоны), ограниченные областями их отсутствия или значительного (в среднем около 10 км) удаления друг от друга.
В случаях удовлетворительной изученности ловушек нефти и газа количественная оценка зон нефтегазонакопления выполнялась, в том числе, с привлечением и суммированием ресурсов локальных структур в их составе, но с учетом коэффициента открытий в эталонах. Оптимальный набор показателей зонального нефтегазонакопления для доказанных и
прогнозируемых объектов включал: число месторождений в зоне, ее площадь, геологические ресурсы и фазовый состав УВ, плотность (концентрацию) ресурсов, этаж нефтегазоносности, основной интервал накопления и возраст коллектора. Учитывались количество и размещение таких зон в НГБ, их позиция по отношению к очагам нефтегазообразования и др. Поскольку базовые участки очерчиваются как оконтуривающие зоны, перечисленные данные становились одновременно ресурсно-геологическими признаками и соответствующих базовых элементов.
На акваториях Баренцево-Карского региона оценено 64 ЗНГН; 19 из них или 30% подтверждены открытиями месторождений. Суммарные геологические ресурсы этих зон насчитывают более 25,4 млрд. т н.э., или 24% нефтегазовых ресурсов всех акваторий в составе Тимано-Печорской, Баренцево-Карской и Западно-Сибирской НГП.
Выделенные зоны представляют собой группировки преимущественно структурных ловушек; объекты неструктурного типа встречены главным образом в доказанных и прогнозируемых зонах печорского шельфа. Количество локальных объектов достигает 16-ти, однако наиболее распространены зоны, состоящие из 5-6 структурных ловушек.
Среди зональных объектов представлены группировки с различным составом УВ в прогнозируемых и установленных месторождениях. Зоны преимущественного нефтенакопления и зоны газонефтяного профиля составляют 35% общего числа рассматриваемых объектов. Они представлены главным образом в морской части Тимано-Печорской НГП и, возможно, в прибортовых частях Восточно-Баренцевского мегапрогиба.
Зоны, объединяющие газовые и газоконденсатные месторождения, выявленные или предполагаемые составляют 65% и достаточно редко сопровождаются нефтяными залежами. Несомненно, главными областями распространения таких зон являются депрессионные структуры нефтегазоносных провинций - Южно-Карская и Надым-Тазовская синеклизы, а также Восточно-Баренцевский мегапрогиб.
С учетом параметров доказанных бурением зон углеводородонакопления этаж нефтегазоносное™ большинства аналогичных по рангу прогнозных объектов должен вероятно оцениваться в диапазоне значений 300-800 м. Одновременно те же данные свидетельствуют о возможности значительно больших величин интервала нефтегазоносности в некоторых зонах, что может быть связано с лучшей разбуренностью объектов.
Очерченным зонам свойственны значительные колебания величины геологических ресурсов - от 14 до 8180 млн. т.н.э. и плотности ресурсов - от 22 до 2500 тыс. т/км2. Существенно варьируют площади предполагаемого нефтегазонакопления - от 350 до 5000 км2.
Наиболее распространены зоны с геологическими ресурсами УВ до 500 млн. т.н.э.; они составляют 75% общего числа прогнозируемых объектов. Зоны нефтегазонакопления с ресурсами от 600 до 800 млн. т.н.э. среди намеченных 64 объектов практически отсутствуют. Объекты свыше 800 млн. т.н.э. составляют наиболее интересную группу среди выделенных зон, к которым как правило приурочены крупные месторождения нефти и газа.
Определение еще одного, наиболее важного для прогноза, параметра зон углеводородонакопления - величины наибольшего месторождения проводилось исходя из значения ресурсов УВ в каждой зоне. Эти зональные характеристики связаны друг с другом при коэффициенте корреляции 0,95.
Было установлено, что минимальные граничные величины зональных геологических ресурсов, обеспечивающие присутствие в зонах хотя бы одного крупного месторождения с извлекаемыми запасами 60 млн. т нефти или 75 млрд.м3 газа, составляют, соответственно, 320 млн. т и 140 млрд.м3, наряду с региональными значениями бассейновой плотности ресурсов УВ >100 тыс. т/км2. Эти данные использовались для оценки соответствия выявленных зон базовым участкам с возможным присутствием крупных месторождений. Более серьезные ограничения - зональные ресурсы не менее
450 млрд.м3 были установлены для базовых участков с вероятными газовыми или низкогазоконденсатными месторождениями в экваториальной части Западно-Сибирской НГП.
В итоге по результатам анализа ресурсно-геологических показателей 64 зон углеводородонакопления и их соответствия районам с бассейновой плотностью ресурсов > 100 тыс. т/км2 только 13 оказались отнесенными к базовым участкам с возможным присутствием крупных месторождений нефти и газа.
Тринадцать базовых элементов, выделенных в трех нефтегазоносных провинциях Баренцево-Карского региона являются перспективными участками дальнейших поисков крупных месторождений УВ. Они очерчены с учетом расположения и размеров соответствующих им самых значительных зон доказанного и вероятного нефтегазонакопления и располагаются в геологически и ресурсно наиболее привлекательных НТО на участках с региональной плотностью от 100 до 500 тыс. т/км2 и более. Средняя величина геологических ресурсов базового участка, которые варьируют от 270 до 1743 млн. т.н.э., составляет 740 млн. т.н.э. Это более чем в два раза превышает контрольную величину ресурсов в 320 млн. т.н.э., установленную в качестве минимальной для возможного открытия крупного месторождения.
Суммарные геологические ресурсы 13 выделенных базовых участков насчитывают 9,6 млрд. т.н.э. или 9% НСР УВ региона.
Согласно анализа пространственных размеров базовых участков региона средняя величина немногим более 2000 км2, но общая акватория, занятая всеми тринадцатью объектами составляет всего 2% площади региона. Большая часть базовых элементов адекватна зонам нефтегазонакопления в мезозойских отложениях и только на двух из них газовые или газоконденсатные скопления предполагаются, наряду с триасовым, в верхнепалеозойском НТК. Особняком рассматривается участок П-2 на
морском продолжении Хорейверской впадины (Тимано-Печорская Н111), где углеводороды ожидаются в ордовикско-нижнедевонском НТК.
Намеченные участки (рис. 2) достаточно разнообразны по фазовому составу ожидаемых углеводородных скоплений. Два участка, выделенные в пределах восточной акватории Тимано-Печорской провинции, вероятно, могут рассматриваться как объекты перспективные для поисков скоплений жидких УВ. Преимущественно газонефтяные месторождения следует ожидать на базовых участках вдоль западной границы российского сектора Баренцева моря - Б-3 и Б-4. Остальные девять участков рекомендованы в областях распространения низкоконденсатных газов, господствующих в недрах глубоких баренцевоморских впадин (Южно- и Северо-Баренцевской) и в Южно-Карском регионе. Только в Восточно-Карской ПНГО и вдоль Обской губы от Геофизического до Утреннего месторождения и, вероятно, севернее, наряду с газовыми возможно открытие количественно подчиненных залежей жидких УВ. Тем не менее, свыше 25% ресурсов, ассоциированных с первыми предложенными 13 участками, нацелены на открытие залежей жидких УВ в недрах Баренцево-Карского региона.
Заключительный раздел главы освещает результаты прогноза. При этом характерные количественные признаки крупных месторождений в каждой из НГП дополняются кратким изложением качественных показателей их вероятного присутствия. Особое внимание было уделено геологическим предпосылкам размещения прогнозируемых крупных месторождений.
Так, в Тимано-Печорской НГП, где уже открыты 3 таких месторождения, прогнозируется возможность открытия еще двух аналогичных по крупности нефтяных месторождений в двух различных по строению НТО и разновозрастных интервалах разреза.
Первая - Восточно-Печорская НТО отвечает системе краевых структур Печорской плиты на границе с Пайхойско-Новоземельским орогеном. Базовый участок П-1 оконтурен у западной границы Южно-Новоземельского
прогиба вблизи Долгинского месторождения - в одноименной структурной зоне, ограничивающей прогиб с запада.
Оценка Папанинской зоны вероятного нефтегазообразования учитывающая, в том числе и благоприятное положение участка П-1, а также параметры крупной структурной ловушки в составе зоны, позволяют рассчитывать на открытие крупного газонефтяного месторождения в верхнепалеозойско-триасовом интервале разреза (табл. 4).
1 Границы нефгегазо-геологических элементов
•е <е „еэ
2 Месторождения УВ
3 Степень конценюации НСР У В 4 Бесперспективные земли [* б в г л ж з и к] [-1
5 Земли без оценки
СИ
Прочие обозначения_
'В »о 9ЕЗ юга
6 Базовые элементы - участки прогноза и поисков гаупнейших месторождений
Рис. 2 Базовые участки прогноза и поисков крупных месторождений
Северный Ледовитый океан
Второе месторождение прогнозируется в принципиально отличной стабильной части Печорской плиты на восточном склоне Болыиеземельского палеосвода в пределах Хорейверской НТО и одноименной наложенной впадины. Крупное месторождение, прогнозируемое на базовом участке П-2 (Мадачагская зона), предполагается близким по строению и условиям формирования расположенным невдалеке крупным нефтяным месторождениям им. Р. Требса и А. Титова. Оно прогнозируется в нижнем ордовикско-нижнедевонском НТК Тимано-Печорской НГП (Ю.Ф. Федоровский, В.Е. Захаров, В.Н. Хоштария и др., 2008).
Два геологически различных района Баренцева моря включают две индивидуальные по своим особенностям группировки предполагаемых крупных объектов углеводородонакопления. Первая включает два базовых участка Б-5 и Б-6 в Северо-Баренцевской ПНГО на склонах одноименной впадины, содержащей в верхней половине чехла глубоководные верхнепалеозойские образования и мощную терригенную толщу мезозоя. Ресурсы базовых участков, региональные показатели концентрации УВ и характеристики структурных ловушек позволяют ожидать здесь достаточно крупные, возможно гигантские месторождения.
Вторая группа включает участки прогноза и поисков крупных месторождений в пределах Центральной ПНГО. Особенности строения и развития свода Федынского, к восточному склону которого приурочен участок Б-3, и свода Маловицкого (участок Б-4) позволяют прогнозировать здесь месторождения со значительным содержанием жидких УВ и с большими запасами УВ. Среди двух ожидаемых месторождений одно в Центральной зоне оценивается как уникальное (рис. 3).
Семь базовых участков в акваториях Западно-Сибирской НГП также естественным образом подразделяются на две группы.
II Западносибирская НГП (акватория)
Штокмановское Ледовое Лудповское Мурманское Долгинсхое Приразломное Медынское м Русзновское Ленинградское Северо-Каменномысское Каменномысское-море
Размещение прогнозируемых крупных месторождений (по базовым участкам нефт етээонакоппения)
Б-3 - Центральная Ь-4 - Свод Маловицкого Б-5 - Средняя Б-6 - Адмиралтейский П-1 - Папанинская П-2 - Мадачагскзя К-1 - Шараповская К-8 - Нярмейская
К-7 - Кропоткинская К-13 - Вилькицкого К-9 - Анабарская К-12 - Корпачееская К-11 - Геофизическая
Рис. 3 Примеры прогноза крупных месторождений УВ в составе базовых участков региона
Таблица 4
Результаты прогноза крупных месторождений в Баренцево-Карском регионе
Элементы нефтегеологического районирования Базовый элемент (участок) прогноза Прогнозируемые месторождения
НГП нго Зона (участок) углеводородонакопления Индекс Площадь, км! Ресурсы (геол.), млн т/млрд м3 Ожидаемые запасы (величина наибольшего м-ния в зоне), млн т/млрд м3 Категория крупности* Фаза** Возможный интервал нефтегазонакопления Количество месторождений
Печорское море
Тимано-Печорская НГП Восточно-Печорская Папанинская П-1 1240 545 120 Г ГН С-Т 1
Хорейверская Мадачагская П-2 771 390 75 К н О-Э, 1
Баренцево море
Баренцево-Карская НГП Центральная Центральная (Федынского) Б-3 2250 1353 406 У Н+ГН 03-Т 1
Участок свода Маловицкого Б-4 1250 425 250 г ГН или НГ С-Т 1
Северо-Баренцевская Средняя Б-5 1690 367 105 г НГ J 1
Лунинский участок Б-6 2700 270 135 г ГК К-1 1
южная акватория Карского моря
Акваториальная часть ЗападноСибирской НГП Южно-Карская Кропоткинская К-7 4000 1525 960 У ГК К-1 1
Нярмейская К-8 3750 1743 1056 У ГК К-1 1
Анабарская К-9 2500 450 256 г ГК к 1
Шараповская К-10 1837 460 140 г Г к 1
Ямало-Гыданская Геофизическая К-11 1870 495 288 г НГК К,-К2 1
Пайхойско-Таймырская Корпачевская К-12 3750 590 240 г НГК к,-; 1
Восточно-Карская Вилькицкого К-13 3375 990 380 г НГК К,-1 1
* Категории крупности: У - уникальные, К - крупные месторождения;
** Фазовый состав: Н - нефтяные, Г - газовые, ГК - низкогазоконденсатные, ГН - газонефтяные, НГ - нефтегазовые, НГК - нефтегазоконденсатные месторождения
Участки К-7-10, выделенные в границах Южно-Карской НТО, объединяет их структурно-геологическая общность. Все они располагаются в пределах наиболее изученной части Южно-Карской синеклизы и, за исключением участка К-9 (Анабарская зона), приурочены к однотипно построенным валам — Скуратовскому и Шараповскому. Вместе с сопредельным Ленинградско-Русановским мегавалом эти структуры являются главными перспективными элементами так называемой Западно-Ямальской структурно-фациальной зоны, высоко оцениваемой в отношении газоносности /Вовк, 2008/. Фазовый анализ зон углеводородонакопления на базовых участках К-7-9 свидетельствует о том, что все они, как и Ленинградско-Русановская с уже открытыми уникальными месторождениями, относятся к группе низкогазоконденсатных скоплений. Возможность количественной оценки на основе близрасположенных эталонов позволила достаточно уверенно прогнозировать вероятное присутствие на участках характеризуемой группы уникальных месторождений.
Вторая группа участков однородна по их строению и особенностям нефтегазоносное™. Каждый из трех базовых элементов К-11-13 принадлежит отдельной ИГО, которые объединяет возможность присутствия в месторождениях подчиненного количества жидких УВ. Все три объекта могут рассматриваться как восточная полоса северной части провинции. Повышение мористости верхнеюрских фаций - аналогов баженовской свиты и притоки нефти в скважине на о-ве Белый позволяют предполагать здесь в нижних юрско-неокомских горизонтах разреза на глубинах 2,8-3,2 км наличие нефтяных пластов или крупных оторочек легкой нефти конденсационного типа.
Материал заключительного раздела настоящей главы позволяет подытожить результаты ресурсно-геологического прогноза крупных месторождений УВ в регионе.
Общее число предполагаемых к открытию месторождений составляет
В соответствии с региональными и зональными ресурсами и плотностями на оцененных базовых участках извлекаемые ресурсы локальных объектов варьируют от 75 до более чем 1000 млн. т.н.э. Следовательно, среди прогнозируемых месторождений представлены объекты всех классов - от собственно крупных до уникальных. Крупное месторождение ожидается в Тимано-Печорской НГП - в Хорейверской впадине одноименной НТО, главным образом на мегавалах и во впадинах всех трех провинций, уникальные месторождения - на валах Южно-Карской НТО Западно-Сибирской НГП и на своде Федынского в Центральной ПНГО Баренцево-Карской НГП.
Среди ожидаемых месторождений превалируют газоконденсатные (точнее низкогазокондексатные) и нефтегазоконденсатные (70%); нефтяных и газонефтяных значительно меньше и они прогнозируются исключительно в Тимано-Печорской НГП, а также на восточных склонах Центрального поднятия.
Почти все крупные месторождения предполагаются в мезозойских толщах и только в Центральной ПНГО Баренцево-Карской провинции и зонах нефтегазонакопления Тимано-Печорской НГП они ожидаются в верхнем палеозое - триасе, в единичных случаях (Хорейверская НТО) в нижнем ордовикско-нижнедевонском НТК.
Извлекаемые запасы всех 13 прогнозируемых крупных месторождений оценены в 4,4 млрд т н.э.
Содержание шестой главы «О поисках и освоении крупных месторождений углеводородов» составляет оценка возможности реализации нефтегазового потенциала прогнозируемых объектов или, что то же, освоения тринадцати предполагаемых крупных морских месторождений в Баренцево-Карском регионе. В условиях ледовых акваторий с почти полным отсутствием береговой промышленно-транспортной инфраструктуры
сложности освоения могут кардинальным образом сказаться на времени и последовательности проведения предшествующих ГРР в намеченных базовых участках нефте- и газопоисков.
В главе рассмотрена возможность круглогодичных работ на базовых участках прогноза, ограничения по глубинам моря и расстоянию до берега, продолжительности ледового периода, состоянию технических средств освоения, в том числе для подводно-подледного бурения и заканчивания скважин и т.п.
Анализ природных и технологических условий освоения разделил все прогнозируемые объекты на четыре группы. Первые три группы объединяют объекты на базовых участках, разведка и освоение которых возможны в настоящее время или в ближайшей перспективе. Базовые участки четвертой группы, очерченные по контуру Средней, Лунинской и Западно-Шараповской зон, исходя из наиболее суровых условий их освоения и пока отсутствия необходимых технических средств, рассматриваются как объекты ГРР на дальнюю перспективу.
Дополнительные сложности освоения крупных месторождений Баренцево-Карского региона оценены в связи с проблемами транспорта и экспорта УВ.
Геолого-экономическая оценка 13 прогнозируемых крупных месторождений также уточняет подходы к опоискованию, а при положительных результатах, и последующему освоению объектов. Выполненная оценка показала, что при цене нефти бОдолл./бар. и газа 400 долл./тыс. м3 высокорентабельными оказываются Центральная зона предполагаемого нефтенакопления в западной полосе Баренцева моря и две уникальные по ресурсам низкогазоконденсатные зоны Карской акватории -Нярмейская и Кропоткинская. К нормально рентабельным относятся предположительно газонефтяные ресурсы свода Маловицкого и Мадачагской зоны нефтенакопления, а также менее значительные ресурсы низкогазоконденсатных зон Карского и северной части Баренцева моря.
Анализ экономической эффективности освоения прогнозируемых крупных месторождений нефти и газа показал, что эффективность освоения громадного углеводородного потенциала Печорского, Баренцева и Карского морей зависит от ряда факторов, главными из которых являются техническое обеспечение работ по освоению ресурсной базы УВ, цены на нефть и газ и уровень издержек на поиски, разведку и транспортировку добытой продукции. В свою очередь на издержки оказывают свое влияние крупность и продуктивность месторождений, а также глубины и ледовая обстановка акваторий в участках их размещения.
Таким образом, учет природных, технических и экономических факторов существенно ограничивает перечень объектов ближайшего освоения и тем самым сокращает количество базовых участков, вводимых в поисковое бурение в ближайшей перспективе.
Заключение
Результаты исследований, включая целый ряд практических рекомендаций, представляют собой решение крупной народнохозяйственной задачи по наращиванию энергетической сырьевой базы северо-западных областей России путем прогноза наиболее реальных объектов концентрации запасов нефти и газа в Арктике - крупных морских месторождений УВ. Реализация этой важнейшей задачи достигнута на основе нестандартной технологии детального прогноза нефтегазоносности акваторий, разработанной в ходе подготовки диссертационной работы.
Проведенные исследования позволяют сделать следующие выводы и рекомендации.
1. Разработаны научные основы и осуществлен прогноз
возможного открытия 13 крупных месторождений У В в северозападных акваториях российской Арктики: в Печорском море -двух, в Баренцевом - четырех, в Карском - семи месторождений нефти и газа.
2. Прогноз крупных объектов углеводородонакопления учитывал широкий спектр ресурсно-геологических, природно-климатических и технико-экономических факторов, контролирующих формирование и размещение соответствующих по рангу месторождений УВ. Впервые эти данные были предметно сопоставлены с базовыми участками прогноза крупных месторождений и использованы для оценки целесообразности поисков и освоения месторождений в различающихся по доступности районах северо-западных акваторий России.
3. Большое значение имела подготовка ресурсно-геологической основы прогноза, которую составили: ранее отсутствовавшие и подготовленные в рамках выполненной работы стратиграфические схемы фанерозойского чехла акваторий, уточненное структурно-тектоническое районирование, систематизация и анализ локальных структур, нефтегеологическое районирование осадочной толщи акваторий с выделением нефтегазоносных комплексов и очагов генерации УВ в палеозое и мезо-кайнозое, уточнение количественной оценки перспектив нефтегазоносности отдельных НТО и фазовой структуры углеводородных ресурсов региона.
4. С учетом морфологии и особенностей формирования структур и параметров залежей У В в 11 крупных ранее установленных морских месторождениях Баренцево-Карского региона, а также с привлечением данных по 840 наиболее значительным месторождениям Мира, разработан комплекс характерных прогнозно-поисковых признаков крупных месторождений. В их числе: плотность ресурсов УВ в НГБ не менее 30-35 тыс. т/км2, плотность ресурсов УВ в районе предполагаемого присутствия крупного месторождения не менее 100 тыс. т/км2, величина геологических ресурсов в зонах нефтегазонакопления, где ожидается прогнозируемый крупный объект, - минимально для газа
140 млрд м3, для нефти - 320 млн т. Были использованы также количественные признаки ловушек УВ крупных месторождений разных классов: площадь и объем структур, амплитуда, соподчиненность с тектоническими элементами более высокого ранга и т.п.
5. Уточнены и дополнены признаки крупных залежей углеводородов в геофизических полях. Они проявляются в усилении динамической яркости сейсмозаписи, понижении интервальной скорости в пределах залежи, выраженности в сейсмических полях углеводородо-водяных контактов и т.п. В том или ином виде геофизические аномалии зафиксированы на Штокмановском, Руса новском газоконденсатных, Лудловском газовом и Приразломном нефтяном месторождениях в Баренцевом, Карском и Печорском морях, а также отчетливыми минимумами в полях высокоточной гравиметрической съемки на ряде уникальных газовых и нефтегазовых месторождений Ямало-Гыданской НТО (Новопортовское, Каменномысское-море и др.).
Разработанная система качественных и количественных прогнозно-поисковых признаков крупных месторождений является важнейшей научной составляющей настоящей работы.
6. Методическая схема прогноза предусматривала несколько этапов его выполнения. Начальный этап - это оценка возможности присутствия и количества крупных месторождений в НГП (НТО) на основе подготовленных ресурсно-геологических и статистических данных, аналогий с другими лучше изученными бассейнами и имитационных технологий. На следующем этапе предусматривается обоснование базовых наиболее перспективных участков локализации ожидаемых месторождений, которые выделяются по результатам прогноза зон нефтегазонакопления в его количественной модификации. Содержание третьего этапа -
конкретизация расположения на базовом участке прогнозируемого месторождения как наибольшего в адекватной зоне, оценка его ресурсов и фазового состава залежей и соответствия общим качественным признакам углеводородных скоплений этого ранга.
7. Количественные показатели выполненного прогноза сводятся к следующему:
В Баренцево-Карском регионе, где установлены 64 зоны углеводородонакопления, в дополнение к 11 ранее выявленным морским месторождениям прогнозируются еще 13 крупных месторождений. Базовые участки локализации прогнозируемых месторождений средней площадью немногим более 2000 км2 выделены на акваториях с плотностью ресурсов УВ более 100 тыс. т/км2.
Локальные объекты с реальными признаками крупных месторождений как правило имеют двойной структурный контроль, площадь до 1250 км2 и амплитуды, достигающие 300 м и более. Ранг прогнозируемых скоплений УВ в этих структурных ловушках с извлекаемыми ресурсами от 75 до 1056 млн т соответствует крупным и уникальным месторождениям.
8. Среди ожидаемых месторождений в мезозойских комплексах Южно-Карской и Северо-Баренцевской НТО прогнозируются газоконденсатные месторождения, в Пайхойско-Таймырской и Восточно-Карской НТО - нефтегазоконденсатные, а в палеозойских отложениях восточных районов Тимано-Печорской провинции и в Центральной ПНГО Баренцева моря - главным образом нефтяные месторождения.
9. Учет влияния природных, технических и экономических факторов на разведку и разработку прогнозируемых месторождений в ледовых условиях северных акваторий ограничивает перечень объектов ближайшего освоения. По результатам геолого-
экономической оценки к прогнозируемым крупным высокорентабельным месторождениям Баренцево-Карского региона, освоение которых возможно и целесообразно в настоящее или самое ближайшее время, относятся только четыре из тринадцати намеченных объектов: это два нефтяных Мадачагский и Центральный (или нормально-рентабельный объект в своде Маловицкого) и два низкогазоконденсатных - Кропоткинский и Нярмейский в Карском море.
10. Таким образом, прогноз крупных месторождений УВ в акваториях Баренцево-Карского региона подтверждает возможность и целесообразность ГРР по поискам крупных месторождений УВ с достаточно обоснованной высокой эффективностью их результатов. Поиски и освоение крупных объектов нефте- и газонакопления должны осуществляться с обеспечивающим развитием технической базы и промышленно-транспортной инфраструктуры в наиболее перспективных районах арктического шельфа и побережий. Наряду с пополнением ресурсной базы УВ морских регионов и существенным приростом запасов нефти эти работы будут способствовать промышленному развитию сопредельных территорий Северо-Запада России. Продолжение работ по поискам и освоению крупных месторождений в российских акваториях западной Арктики несомненно будет способствовать укреплению позиций нашей страны в решении геополитических проблем освоения спорных акваторий и делимитации Северного Ледовитого океана.
Основные работы, опубликованные по теме диссертации:
1. Подводно-технические работы на морских месторождениях Арктики // Газовая промышленность.-1997.-№1. (Соавторы: А.Г. Лахов, Б.П. Иваницкий, А.Ф. Чернышов).
2. Основные итоги ТЭО Штокмановского газоконденсатного месторождения // Материалы КЛО-95.-М., 1997.-С. 91-100. (Соавторы: Б.А. Никитин, В.Н. Присяжный, Г.А. Шемраев, Н.И. Наконечный, А.К. Дерцакян).
3. Основные концепции освоения углеводородных ресурсов Печорского шельфа // Материалы НТС РАО «Газпром» «О концепции Генеральной схемы развития работ в РАО «Газпром» по освоению газовых и нефтяных месторождений на континентальном шельфе до 2000 года и на перспективу до 2010 года».-М„ ИРЦ Газпром, 1997.-С. 72-84.
4. Основные положения генеральной схемы развития работ в РАО «Газпром» по освоению газовых и нефтяных месторождений на континентальном шельфе до 2000 года и на перспективу до 2020 года // Материалы НТС РАО «Газпром» «О концепции Генеральной схемы развития работ в РАО «Газпром» по освоению газовых и нефтяных месторождений на континентальном шельфе до 2000 года и на перспективу до 2010 года».-М., ИРЦ Газпром, 1997.-С. 3-10. (Соавторы: Б.А. Никитин, Е.В. Захаров).
5. Концепция освоения углеводородных ресурсов шельфа России // Материалы ЯАО-97. (Соавторы: Б.А. Никитин)
6. Экономико-математическое обоснование концепции освоения углеводородных ресурсов печорского шельфа // Нефтепромысловое дело.-1997.-№ 6-7.-С. 10-15.
7. Основные технико-технологические решения разработки Штокмановского газоконденсатного месторождения Н Освоение шельфа арктический морей России: Труды 11АО-97. - СПб., 1997.-С. 95-113. (Соавторы: Б.А. Никитин, М.Е. Рыков и др.).
8. Основные концепции освоения углеводородных ресурсов Печорского шельфа // Научно-техническая конференция «Проблемы разработки газовых и газоконденсатных месторождений», т. 1: Доклады.-М., 1998.-С. 68-86.
9. Комплексирование данных глубоководной сейсморазведки ЗД и сейсморазведки в переходной зоне суша-море для решения геологических задач на месторождении Варандей-море // Труды Четвертой Международной
конференции «Освоение шельфа Арктических морей России».-СПб., 1999.-С. 165-171. (Соавторы: Б.А. Никитин, А.Д. Дзюбло, И.Г. Агаджанянц, В.Н. Мартиросян, И.В. Рабеи).
10. Геологическое строение акватории Обской и Тазовской губ по результатам сейсморазведочных работ 1995-1998 гг. // Теория и практика морских геолого-геофизических исследований. - Геленджик, 1999.-С. 126127. (Соавторы: А.Д. Дзюбло, И.Г. Агаджанянц).
11. Концепция освоения углеводородных ресурсов шельфа Печорского моря II Освоение шельфа арктических морей России: Труды RAO-99. - СПб., 1999.-С. 45-50. (Соавторы: Б.А. Никитин, А.И. Гриценко и др.).
12. Состояние и перспективы выявления и освоения новых месторождений газа и нефти на шельфе наиболее перспективных морей России // Освоение шельфа арктических морей России: Труды RAO-99. - СПб., 1999.-С. 91-100. (Соавторы: Б.А. Никитин, Е.В Захаров.).
13. Подготовка сырьевой базы на арктическом шельфе И Газовая промышленность.-1999.-№7.-С. 6-10. (Соавторы: Б.А. Никитин, А.Д. Дзюбло и др.).
14. Программа «Арктик-газ» // Газовая промышленность.-2001.-№2. (Соавторы: Б.А. Никитин, Д.А. Мирзоев, A.C. Цветинский).
15. Подводный буровой комплекс // Нефть и капитал (Спец. при л. «Бурение»).-2001 .-№ 11.
16. Проблемы создания объектов обустройства нефтегазовых месторождений арктических морей // Конференции, совещания, семинары.-М., ИРЦ Газпром, 2001. (Соавторы: Д.А. Мирзоев, К.Б. Колмыков).
17. Освоение нефтегазовых месторождений арктического шельфа // Газовая промышленность.-2002.-№ 12.
18. Освоение кладовых Арктического шельфа — будущее нефтегазовой отрасли России // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков.- 2002.-№1. (Соавторы: И.М. Сидоренко).
19. Результаты геологоразведочных работ ОАО «Газпром» и перспективы поисков месторождений углеводородов на арктическом шельфе России И Труды RAO-03. - СПб., 2003.-С. 42-45. (Соавторы: Б .А. Никитин, А.Я. Мандель и др.).
20. Функциональные мобильные установки для условий мелководного шельфа замерзающих морей // Труды RAO-03. - СПб., 2003.-С. 157-159. (Соавторы: А.Я. Мандель, С.Г. Рассохин и др.).
21. Результаты геологоразведочных работ ОАО «Газпром» на арктическом шельфе и перспективы поисков новых месторождений углеводородного сырья // «000»Газфлот» - 10 лет на арктическом шельфе».-М., 2004.-С. 9-13. (Соавторы: Б.А. Никитин, А.Я. Мандель, В.А. Холодилов).
22. Основные направления деятельности ОАО «Газпром» по освоению углеводородных месторождений на шельфе Карского и Баренцева морей // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений,-2004.-№9.-С. 51-52. (Соавторы: Б.А. Никитин, А.Я. Мандель, В.А. Холодилов).
23. Результаты работ ОАО «Газпром» и подготовка к освоению запасов газа в акваториях Обской и Тазовской губ Карского моря и перспективы разработки месторождений // Труды RAO/GIS OFFSHORE. - СПб., 2005.-С. 139-141. (Соавторы: Б.А. Никитин, А.Я. Мандель и др.).
24. Состояние и перспективы освоения нефтегазовых месторождений на российском шельфе // Газовая промышленность.-2005.-№ 1.-С. 79-81. (Соавторы: М.Ю. Басарыгин, Д.А. Мирзоев и др.).
25. Технико-технологические аспекты подводной добычи углеводородов и рациональные зоны их применимости в условиях арктических морей // Труды RAO-05. - СПб., 2005.-С. 553-557. (Соавторы: Б.А. Никитин, Д.А. Мирзоев и ДР-)-
26. Технико-технологические аспекты подводной добычи углеводородов и рациональные зоны их применимости в условиях арктических морей //
Eurasia Offshore.-200S.-№ 9.-P. 46-53. (Соавторы: Б.А. Никитин, Д.A. Мирзоев и др.).
27. Результаты геологоразведочных работ ОАО «Газпром» на Арктическом шельфе // Газовая промышленность..-2005,-№2.-С. 19-21. (Соавторы: Б.А. Никитин, А.Я. Мандель, В.А. Холодилов).
28. Шельф Карского моря - одно из главных направлений геологоразведочных работ ОАО «Газпром» // XI Координационное совещание ОАО «Газпром».-М., 2006.-С. 12-18.
29. Основные результаты геологоразведочных работ ОАО «Газпром» на Арктическом шельфе за 2005-2006 гг. и дальнейшие перспективы // Science&Technology in the Gas Industry.-2007.-№4.-C. 53-56. (Соавторы: А.Я. Мандель, В.А. Холодилов, М.Л. Цемкало).
30. Перспективы создания новых районов нефтегазодобычи по результатам работ ОАО «Газпром» на арктическом шельфе // Труды RAO-07. - СПб., 2007.-С. 52. (Соавторы: Н.И. Кабанов, С.М. Карнаухов, и др.).
31. Перспективы освоения нефтегазовых ресурсов Западно-Ямальского шельфа// Нефтяное хозяйство.-2008.-№6.-С. 38-41.
32. Повышение экономической привлекательности разработки морского газового месторождения // Газовая промышленность.-2008.-№6.-С. 58-62.
33. Особенности проявления тектонических элементов и месторождений углеводородов района Обской и Тазовской губ в аномалиях потенциальных полей // Нефтяное хозяйство.-2008.-Х»8.-С. 28-33. (Соавторы: В.В. Колесов, A.A. Чернов и др.).
34. Прогноз нефтегазоносности Долганской площади, полученный в результате моделирования на оптически активных материалах // Геология нефти и газа.-2008.-№3. (Соавторы: А.Д. Дзюбло, T.B. Дмитриевская, С.Г. Рябухина, A.B. Зайцев).
Подписано в печать 20.10.2010. Формат 60x90/16.
Бумага офсетная Усл. п.л.
Тираж 100 экз. Заказ №348
Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, 65 Тел.: 8(499)233-95-44
Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Вовк, Владимир Степанович
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ ПРОГНОЗА И ПОИСКОВ КРУПНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ В РЕГИОНЕ
ГЛАВА 2. ПРИРОДНО-КЛИМАТИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ И РАБОТЫ НА
НЕФТЬ И ГАЗ В АКВАТОРИЯХ АРКТИКИ
2.1. Природно-климатические условия
2.2. Основные результаты работ на нефть и газ в акваториях Арктики
ГЛАВА 3. НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКАЯ ОСНОВА ПРОГНОЗА И ПОИСКОВ
КРУПНЫХ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
3.1. Прогнозно-поисковые признаки круппых месторождений УВ
3.2. Геофизические признаки крупных месторождений нефти и газа
3.3. Ранг и значение признаков
3.4. Методические аспекты прогноза крупных морских месторождений УВ
ГЛАВА 4. РЕСУРСНО-ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНОВА ДЕТАЛЬНОГО
ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
4.1. Стратиграфия и морфология осадочной толщи региона
4.2. Осадочные бассейны и возможные очаги генерации нефти и газа в Баренцево-Карском регионе
4.3. Нефтегазоносные комплексы осадочного чехла
4.4. Структурно-тектонические особенностирегиона
4.5. Региональные элементы нефтегазонакопления
ГЛАВА 5. БАЗОВЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОГНОЗА КРУПНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ В СЕВЕРО-ЗАПАДНЫХ АКВАТОРИЯХ РОССИИ
5.1. Особенности формирования крупных месторождений УВ в регионе
5.2. Обоснование базовых элементов прогноза и поисков крупных хместорождений УВ — зон нефти- и (или) газонакопления
5.3. Результаты прогноза крупных месторождений УВ
ГЛАВА 6." О ПОИСКАХ И ОСВОЕНИИ КРУПНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УГЛЕВОДОРОДОВ
6.1. Оценка природных и технических возможностей поисков и освоения крупных месторождений УВ в регионе
6.2. Геолого-экономическая оценка прогнозируемых крупных месторождений нераспределенного фонда недр Баренцево-Карского региона
6.3. Вопросы освоения
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Прогноз крупных месторождений нефти и газа в Баренцево-Карском регионе России"
В настоящей работе рассматриваются научно-методические основы и результаты прогноза крупных месторождений нефти и газа в Баренцево-Карском регионе (Печорское, Баренцево и Карское моря).
Актуальность исследований.
Исследования направлены на решение одной из наиболее важных и наименее изученных проблем нефтяной геологии - разработку научно-методических основ и реализацию прогноза крупных месторождений углеводородов в условиях информационно ограниченного начального этапа изучения и освоения морских недр.
В 1983—2009 г.г. на шельфе Баренцева и Карского морей и на Печорском шельфе было открыто 21 месторождение, в том числе 11 крупных. В последующий период вплоть до настоящего времени геологоразведочные работы на северных шельфах России ограничивались исключительно геофизическими съёмками.
Продолжение поисково-разведочных работ и подготовка для этой цели соответствующего обоснования в виде комплексного прогноза присутствия, местоположения и фазового состава вероятных крупных месторождений УВ является весьма актуальной задачей. Открытие новых объектов нефтегазонакопления не только увеличит ресурсную базу акваторий Баренцево-Карского региона, но и будет способствовать промышленному развитию сопредельных территорий и укреплению позиций России в Арктике.
Цель работы.
Целью диссертационной работы является прогноз крупных месторождений углеводородов в Баренцево-Карском регионе России.
Основные задачи исследований.
1. Проанализировать состояние прогноза и поисков крупных месторождений У В, природно-климатических условий и результатов ГРР на нефть и газ на шельфе российских морей Западной Арктики.
2. Изучить особенности строения и формирования крупных месторождений УВ, выявленных в регионе. Под «крупными» понимаются месторождения УВ, которые имеют геологические запасы нефти от 60 до 300 млн. т, газа от 75 до 500 млрд. куб.м.
3. Систематизировать геологические, геофизические и геохимические признаки наличия крупных месторождений У В на общем и региональном уровнях.
4. Разработать методическую схему прогноза крупных морских месторождений УВ, основанную на нефтегазогеологическом районировании и присутствии региональных нефтегазовых комплексов в изучаемом регионе.
5. Обоснование размещения базовых участков прогноза крупных месторождений УВ на основе результатов количественного зонального прогноза и ресурсно-геологической оценки.
6. На основе разработанной методической схемы дать прогноз размещения и фазового состава УВ в базовых ЗНГН Баренцево-Карского региона.
7. Выделить первоочередные долгосрочные объекты эффективного освоения с учетом природных и технических возможностей проведенной геолого-экономической оценки прогнозируемых крупных месторождений.
Фактические материалы.
Диссертация является результатом 35-летних исследований освоения морских углеводородных месторождений, выполненных автором сначала в системе Министерства геологии СССР (до 1993 года)« по южным морям, а затем по российскому шельфу Западной Арктики и Дальнего Востока в системе ОАО «Газпром».
В основу работы положены фактические данные геологических, геофизических и геохимических исследований, а также результаты глубокого бурения в экваториальных частях, на островах и на сопредельной суше Баренцево-Карского региона, результаты оценки прогнозных ресурсов УВ по выявленным зонам нефтегазонакопления и перспективным локальным структурам-ловушкам.
Автор принимал непосредственное участие в разработке комплексных программ по изучению нефтегазоносности недр российского шельфа Баренцева (включая Печороморский шельф) и Карского (включая Обскую и Тазовскую губы) морей.
Защищаемые научные положения.
• Научно-методическая схема прогноза крупных нефтегазовых месторождений, включающая прогнозную оценку фазового состава ожидаемых скоплений УВ.
• Количественные прогнозно-поисковые признаки крупных морских объектов нефтегазонакопления с оценкой их ресурсов и местоположения в границах НГБ.
• Необходимым этапом прогноза крупных месторождений УВ, позволяющим существенно снизить площадь планируемых ГРР, является выделение и обоснование базовых элементов - ограниченных участков перспективной территории (акватории), содержащих локальные очаги вероятного нефтегазонакопления, по своим, признакам соответствующих крупным • месторождениям.
• Наиболее рациональный путь выбора перспективных базовых участков на акватории Баренцева и Карского морей, состоит в проведении предваряющего зонального прогнозакрупных очагов нефтегазонакопления на шельфе региона.
Научная новизна.
К настоящему времени проблема прогноза крупных и гигантских месторождений нефти и газа, особенно на акваториях приобретает особое значение по вышеуказанным причинам. В то же время, на сегодняшний день, фактически отсутствуют однозначные прогнозно-поисковые признаки таких месторождений, лишь начинает оформляться геофизическое направление их поисков, неясны пространственные закономерности их размещениям и в этой связи подходы к определению их местоположения в НГБ, проблематичны попытки определения размеров прогнозируемых месторождений, а также фазового состава предполагаемых залежей УВ и т.п.
В. работе представлена сводка установленных признаков!крупных месторождений УВ, включая впервые разработанные автором количественные прогнозно-поисковые признаки для морских объектов, синтезированы геофизические признаки их обнаружения, предложена методическая схема прогноза, включая оценку фазового состава ожидаемых скоплений УВ по разработанным геохимическим моделям. Прогноз крупных объектов нефтегазонакопления, включая оценку ресурсов УВ и их местоположения в границах НГБ, проводится на основе предшествующего количественного зонального прогноза и комплексного изучения возможных ловушек нефти и газа. Детальное изучение природных условий морских работ на нефть и газ, особенностей технического оснащения с учетом существующих ограничений, и геолого-экономическая оценка прогн6зйруемь1Х крупных месторождений позволяют выбрать оптимальные направления их поисков и последующего освоения:
Предложенная методическая схема прогноза крупных месторождений УВ в условиях акваторий ранее не применялась в поисковых целях. Как показано в работе, она позволяет реально определять в ЗНГН вероятные участки присутствия, размеры и фазовый состав прогнозируемых месторождений УВ.
Практическая значимость.
Анализ начальных суммарных ресурсов УВ шельфов показывает, что наибольшая доля - около 67% приходится на моря Западной Арктики. Прогноз, поиски и последующее освоение крупных месторождений на российском шельфе морей Западной Арктики является приоритетным направлением развития морской нефтегазовой подотрасли страны.
Обоснование высокой эффективности морского поискового бурения с прогнозом открытых крупных месторождений углеводородов и особенно нефти — основная практическая составляющая настоящей работы. Наряду с обоснованием вероятного потенциала УВ и тем самым укреплением минерально-сырьевой и добычной базы акваторий региона, прогноз мотивирует промышленно-экономическое развитие сопредельных территорий Северо-Запада России и способствует разработке и обоснованию выгодного для России варианта делимитации глубоководной зоны Северного Ледовитого океана.
Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Вовк, Владимир Степанович
Основные выводы сводятся к следующему:
1). Перспективы поисков крупных скоплений нефти и газа следует связывать с ордовикско-среднедевонским НГК в Харасавэйской впадине и на Печороморском шельфе верхнедевонско-каменноугольным НГК - в районах Адмиралтейского вала, свода Федынского и поднятия «Центральной банки, пермским и триасовым НГК - на западном борту Восточно-Баренцевского мегапрогиба.
2). Крупные газовые низкоконденсатные месторождения, в основном, будут приурочены к среднеюрской части юрско-мелового НГК в пределах центральных районов Восточно-Баренцевского мегапрогиба.
Нефтегазоносные комплексы акваторпальной части Западно-Сибирской НГП.
Выделение НГК в этой' части региона имеет давнюю историю и обычно обосновывалось в масштабе всей Западно-Сибирской НГП. С разных позиций источники нефти и газа, объемы НГК выделялись и оценивались в капитальных работах И.И. Нестерова, А.Э. Конторовича, В.Д. Наливкина, A.A. Трофимука, B.C. Суркова, Л.И. Ровнина, H.H. Ростовцева, Г.П. Сверчкова, A.B. Рылькова, Н.Х. Кулахметова, М.Я. Рудкевича, в которых заложены основы прогноза и освоения одной из богатейших в мире нефтегазоносных провинций.
Выявление уникальных и крупных газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений на севере Западной Сибири, Ямале, Гыдане, в Обско-Тазовском мелководье и на шельфе Карского моря превратило этот регион в долгосрочный источник удовлетворения? внутренних и внешних (экспорт) потребностей России в газовом сырье.
Результаты обобщения и анализа геолого-геохимических и ресурсно-геологических материалов-по Ямалу и Гыдану с рассмотрением-особенностей формирования-крупных скоплений УВ! в отдельных НГК и их подкомплексах изложены в работах В.А. Скоробогатова, JI.B. Строганова и В1Д. Копеева /174, 175/. В основу обобщения положен большой фактический материал, хотя базовая, идея о сингенетичности углеводородов вмещающим комплексам, и определяющей роли содержащихся в них углей в генерации газов является дискуссионной. В одной из работ, посвященной акваториям, на базе изотопно-геохимических и биомаркерных показателей была подтверждена точка зрения А.Э. Конторовича, В.Д. Наливкина, С.Г. Неручева и многих других исследователей о решающей роли юрских прибрежно-морских и глубоководных толщ в генерации нефти и газа Западно-Сибирской НГП /72/.
В разрезе Южно-Карской части НГП возможно выделение палеозойско-триасового, юрского и мелового НГК. Судя по данным отдельных вскрывших этот комплекс скважин его отличает достаточно сложный терригенно-карбонатный состав и весьма прихотливое латеральное распределение. Это подтверждается и результатами сейсмопрофилирования /130/. Два нижних комплекса в пределах этого региона изучены недостаточно. В пределах мелового в акваториях отчетливо прослеживаются два подкомплекса — неоком-аптский и альб-сеноманский, разделенные ярангской (нижний, альб) глинистой региональной покрышкой.
Палеозойско-триасовый НГК. В пределах Южно-Карской НГО эти отложения залегают на больших (свыше 5-7 км) глубинах и, по-видимому, могут рассматриваться только как возможные дополнительные источники углеводородов. По мнению В.А. Скоробогатова перспективы нефтеносности «коренного палеозоя» в пределах суши, губах и заливах Ямала — проблематичны из-за повышенного катагенеза (Ro - 1,25-1,30%) пород, кроме того поисковые критерии газоносности в трещиноватых карбонатных породах палеозоя пока не выработаны /175/. По оценке прогнозных ресурсов на 01.01.2005 г. комплекс содержит в Южно-Карской НГО не более 4% или 1186 млн т н.э. ресурсов УВ категории D2. В пределах Ямало-Гьтданской НГО по изотопным данным некоторыми исследователями допускается участие глубокопреобразованных отложений палеозоя в формировании углеводородного потенциала мезозойских образований /150/.
Изучив динамику катагенеза ОВ палеозойских и мезозойских отложений по 355 разведочным площадям и всем параметрическим сверхглубоким скважинам по витриниту А.Э. Конторович пришел к выводу о наличии резкого углефикационного скачка между юрой и размытой поверхностью нижележащих отложений - (ARo = 1-4%). Это позволяет предположить завершенность к мезозою процессов формирования и начало разрушения палеозойских залежей /77/. Такой скачок или катагенетическое несогласие зафиксировано в северных районах провинции, где- в аргиллитах триаса Восточно-Бованенковской скважины №1Г, в частности, зафиксирована-стадия катагенеза АК4.5 (Ro = 5,2-6,2%). По, мнению рада исследователей вне зависимости от возраста отложений поисковый интерес на нефтяные залежи могут представлять толщи, не вышедшие из «нефтяного окна». На севере Западно-Сибирской НГП такая позиция соответствует современным глубинам не более 3,6-4,2 км (рис. 28). В толщах с катагенезом МК3-АК1, в условиях Западной Сибири могут быть получены только притоки газа, а при катагенезе стадий АК2-АК3 — полностью исключается возможность сохранения сингенетических скоплений углеводородов. Базальные горизонты ранне- и среднеюрских отложений на севере Западной Сибири также находятся на высоких стадиях катагенеза - выше МК3 (Ro = 1,15-1,55), что заставляет оценивать их на предмет выявления нефтегазоносности в отличие от южных районов Западно-Сибирской НГП с большой осторожностью /77/.
Основываясь на выявлении промышленных скоплений газоконденсата и нефти в палеозойских карбонатных толщах на юге Западной-Сибири, а также на Новопортовеком и Бованенковском крупных месторождениях (основные залежи в двух последних случаях связаны, с юрско-меловыми толщами) A.A. Плотников, A.B. Подгорнов, C.B. Смирнов, А.М: Брехунцов; Г.С. Казанин, полагают, что за.промежуточным триасово-палеозойским комплексом - большое будущее/75, 142, 144, 145/.
Однако в южной части Гыданского п-ова, где кровля палеозойских отложений близка к 4 км, а перерыв между палеозоем и мезозоем не столь значителен, A.M. Брехунцов, B.C. Бочкарев и H.A. Дещеня (2004), предполагают возможность обнаружения скоплений нефти и газа.
Юрский НГК. По данным В.А. Скоробогатова с соавторами /175/ основные перспективы нефтегазоносности тюменской свиты (горизонты Ю2-3) ограничиваются глубинами залегания 3200-3000 м (пластовые температуры 100—105°С), степень катагенеза МК1-МК2 и переход к МК3 (Ro = 0,55-1%). Подобные условия авторами предполагаются в основном1 на суше в юго-западной части Ямала (восточные склоны Нурминского и Новопортовского валов). Однако и здесь проблема газонефтеносности юры должна решаться в комплексе с меловыми горизонтами новопортовской свиты (пласты НП1-НП12) и нижней части вышележащей танопчинской свиты (пласты ТП17-ТП26), что в сочетании и определяет масштаб крупности и этаж нефтегазоносности прогнозируемых месторождений.
Рис. 28. Интенсивность изменения отражательной способности витринита с глубиной в мезозойских отложениях Западно-Сибирского мегабассейна области с разным возрастом консолидации фундамента: 1 - добайкальский. 2 - герцинский. каледонский: 3 - над гранитными массивами, флюидопроводящими разломами, триасовыми рифтами
По данным О.И. Супруненко с соавторами (2004) в пределах Ямало-Гыданской НГО возможно выделение нижне-, средне- и верхнеюрского подкомплексов, залегающих на глубинах 2500-3700 м и содержащих небольшие скопления газа на Харасавэйской и Бованенковской площадях. Однако в Южно-Карской НГО эти подкомплексы залегают на глубинах более 4,5 км (катагенез МК4-АК) и являются, в основном, источниками углеводородного газа. Об этом говорят и геохимические материалы Тюменской сверхглубокой скважины. Исключение, по О.И. Супруненко с соавторами (2004), будут составлять средне- и нижнеюрский подкомплексы в северной и северо-западной прибрежных зонах Южно-Карской синеклизы (глубины залегания 1—3 км), где они однако 4 еще не вскрыты скважинами и их литологический состав не изучен.
Меловой НГК. Для альб-сеноманского, аптского и неокомского подкомплексов мелового НГК, выделяемых В.А. Скоробогатовым с соавторами /174, 175/ и многими другими исследователями, определяющими факторами размещения > крупных месторождений в пределах Гыдана и Ямала являются тектонический (наличие межграбеновых мегавалов, сводов, выступов и структурных дислокаций в приразломных зонах) и литологический (песчанистость разреза, средние мощности литологически однородных прослоев, региональные и зональные покрышки не менее 15 м), в меньшей степени - геотермические и геохимические параметры разреза. По указанным критериям крупные зоны преимущественного газонакопления с переменными значениями конденсатных факторов на Ямале предполагаются исследователями в северной части Обской губы, северной части Тамбейского и западной части Геофизического мегавалов.
Несомненно, одним из основных факторов сохранения газовых богатств на суше, в губах и заливах севера Западной Сибири при этажах газоносности до 2,5—3 км явилось наличие субрегиональной позднемеловой (турон-палеогеновой) покрышки, мощностью 300-700 м.
На шельфе Карского моря в меловом НГК прослеживаются с суши два газоносных подкомплекса — неоком-аптский и альб-сеноманский, разделенные глинистой ярангской свитой (альб), мощностью свыше 100 м. Стадии катагенеза пород не выше МКо. Оба подкомплекса заключают в себе уникальные низкоконденсатные залежи на Русановском и Ленинградском месторождениях. Мощности их (порядка 500—2000 м) колеблются в тех же пределах, что и на месторождениях п-ова Ямал. По данным А.К. Гудковой и В.М. Комарницкого (1993) продуктивные горизонты готерив-апта (танопчинская свита) в виде пачек переслаивания алевритов и алевритистых песчаников мощностью до 5-10 м имеют средние значения пористости 15,2%, тогда как в альб-сеноманском подкомплексе марресалинской свиты их пористость возрастает до 24,3—26,9%. Значения проницаемости л л от долей до 33-10" мКм соответствуют коллекторам IV-III класса, по классификации A.A. Хаиина, т.е. пониженной и средней проницаемости. Во всем вскрытом разрезе меловых отложений породы содержат OB, богатое унифицированным растительным детритом при Сорг = 0,85% (Русановская площадь) и 1,3% (Ленинградская площадь). Пластовые воды указанных газоносных подкомплексов характеризуют закрытость недр, которая подчеркивается1 значениями коэффициента метаморфизации (2-4), хлор-бромного коэффициента (236 единиц) при повышенном содержании^ микрокомпонентов: йод — 3,37 мг/л, бром — 6,92 мг/л /57/.
В составе сухого газа обоих вышеназванных месторождений при содержании метана от 91,05 до 99,31 - незначительные содержания гелия (0,003-0,011%), углекислого газа (0,12-0,94%), а в конденсате плотностью 0,769-0,772 - смолы (следы 0,54%) и парафина (0,009-0,13%). По классификации И.С. Старобинца (1986) они могут быть отнесены к классу вторично миграционных газоконденсатов, сформировавшихся в результате протяженных путей миграции.
Н.В. Еремеев и В.В. Еремеев (2008) рассмотрели механизм и стадии изменений меловых отложений комплекса на примере материалов по скважинам месторождений Каменномысское-море и Медвежье. Установлено многообразие и многоэтапность постседиментационных изменений, в особенности заметных глубже 2 км под влиянием литофациальных особенностей разреза, активного прогибания и теплового воздействия плюма.в Карском, море. Эти изменения приводят к резкому снижению фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов.
В транзитном мелководье, губах и заливах в нижнем- неокомском подкомплексе наблюдается четкая расчлененность в чередовании песчаных тел с зональными и локальными покрышками, что обеспечивает благоприятные условия для формирования многопластовых месторождений. На Ямале неокомский подкомплекс залегает на глубинах от 1200-1600 до 1500-1800 м и имеет мощность до 800-1000 м и более; на Гыдане - на глубинах 2000-2300 м и его мощность достигает 1500-1600 м. К этому подкомплексу приурочены более половины ресурсов жидких УВ и примерно такое же количество ресурсов газа. Большинство залежей газоконденсатные. В них содержатся основные запасы конденсата Западно-Сибирской НГП. Нефть выявлена в основном в виде оторочек, в отдельных случаях образует самостоятельные скопления. Залежи свободного газа открыты на 18 месторождениях, а нефти — на 11 месторождениях приэкваториальной-части провинции. В этих залежах фиксируются аномально высокие и повышенные пластовые давления, которые вместе с распространением в этой части разреза низкоминерализованных подземных вод (менее 5 г/л) конденсационного происхождения, являются показателями вертикальных перетоков углеводородов в северных районах Западной Сибири. Газ неокомских залежей этаново-метанового состава. Содержание преобладающего компонента - метана превышает 80-85%. Содержание тяжелых гомологов достигает 8-10%.
Залежи, углеводородов в некомском подкомплексе пластово-сводовые, а также структурно-литологические. Большинство- последних связано, с региональным выклиниванием пластов в присводовых частях локальных поднятий.
Аптский и альб-сеноманский подкомплексы на большей части Южно-Карского региона рассматриваются как исключительно газоносные.
Верхний нефтегазоносный подкомплекс неповсеместно изолирован от неокомского, и резко отличается по характеру продуктивности. Он является основным газоносным объектом Западной Сибири и продуктивен преимущественно в ее северной части (севернее широты Большого Уренгоя). В подавляющем большинстве залежи углеводородов сосредоточены в кровле сеномана (пласт ПК1), непосредственно под туронско-палеогеногюй региональной покрышкой. Залежи газа открыты более чем на половине месторождений (на. 44 из 75) северной части провинции и на 50% месторождений, расположенных в приэкваториальной зоне. Самые крупные сеноманские залежи содержали до начала разработки: на Уренгойском месторождении — 7,8 трлн м3,
Л -J -J
Ямбурском - 5,5 трлн м , Заполярном — 2,7 трлн м , Медвежьем - 2,2 трлнм газа. К- числу крупных" относятся'также залежи на Крузенштернском (1,2 трлн м ) и Бованенковском (0,9 трлн м3) месторождениях. Залежи пластово-массивного типа. Высота их составляет от десятков до первых сотен метров. Дебиты скважин достигают — 2—3" млн м3/сут. Газ сеноманских залежей сухой. Содержание метана 95-99%, тяжелых углеводородов, представленных в основном этаном, до 0,7-0,9% (в среднем 0,3-0,4%). Газ отличается низкими содержаниями азота, кислых газов - соответственно 1—2% и десятые доли процента, гелия — сотые доли процента. Конденсат присутствует в небольших количествах -до 10-30 г/см3.
Анализ изотопных данных по углеводородным и неуглеводородным газам Э.М. Прасолова (1990) показал, что доля газов из автономных источников в мезозойских, домезозойских отложениях может быть ориентировочно оценена в пропорции'75:15%. Около 10% запасов метана, однако, по-видимому, формируется на ранних стадиях катагенеза морского ОВ самой покурской серии /72/. Разработанная на эталонных объектах фазово-генетическая модель формирования залежей УВ позволила B.C. Соболеву в пределах северной части Западно-Сибирской НГП, включая и ее экваториальное продолжение (Южно-Карская НГО), выделить области развития залежей с разным фазовым состоянием УВ для юрского и мелового НГК /176/. Эти области условно были ограничены, соответственно, глубинами залегания кровли основной нефтематеринской баженовской свиты юрских отложений: более 3,6 км -газоконденсатно-нефтяные и газонефтяные залежи; 3,0—3,6 км - газоконденсатные и нефтегазоконденсатные залежи; менее 3,0 км - газовые и газоконденсатные залежи. В альб-сеноманском подкомплексе повсеместно развиты низкоконденсатные газовые залежи. Распределение залежей УВ по месторождениям показывает, что вниз по разрезу количество жидких УВ заметно возрастает, тогда как по свободному газу существует обратная зависимость /75/.
Комплексный анализ обширного фактического материала по очаговой фазово-генетической зональности, изотопным характеристикам и компонентному составу газов, индивидуальному составу низкокипящих УВ нефтей и конденсатов, а также расчет реальных соотношений жидкой и газовой фаз в разведанных запасах по месторождениям позволяют наметить общую тенденцию в фазовой специализации НГК и недр ЮжноКарского региона. Предполагается- максимальная концентрация жидкой фазы (до 27% НСР) в южной части Ямала при близком содержании нефти и газоконденсата в юрском и меловом НГК; ресурсы нефти здесь,выше, чем конденсата.
Севернее предполагается постепенное снижение доли жидкой фазы в структуре НСР до 22-20% при сохранении ведущей роли мелового НГК в их концентрации; в составе жидкой фазы доля конденсата преобладает над нефтью.
Из 27 выявленных в меловом НГК крупных месторождений лишь два пока выявлены на открытом шельфе, остальные расположены в мелководной части губ р. Обь и Таз, а также на суше п-вов Ямал и Гыдан. В их числе 8 — газовых с продуктивными горизонтами в альб-сеноманской части мелового комплекса, 6 нефтегазоконденсатных с оторочками нефти в пяти и крупным нефтяным скоплением лишь в одном (Новопортовское) месторождении. Остальные 13 крупных месторождений — газоконденсатные с теми или иными величинами конденсатного фактора (от 2,5—50 до о
200-366 г/см ), нарастающими вниз по разрезу продуктивного интервала. Из 16 крупных газоконденсатных месторождений всей Западно-Сибирской провинции 12 с общими начальными извлекаемыми запасами 9,2 млрд т н.э. выявлены в Южно-Карском регионе. По современным оценкам М.И. Лоджевской (2005) до глубин 7 км в пределах ЮжноКарского региона 96% прогнозных ресурсов будет связано с мезозойскими, включая триасовые, отложения и- лишь 4% - с палеозойскими образованиями переходного комплекса.
4.4. Структурно-тектонические особенности региона
При значительных объемах исследований структурного плана северо-западных акваторий России многие вопросы тектоники региона трактуются неоднозначно, что вполне объяснимо его недостаточной изученностью. Остаются до конца невыясненными строение и условия формирования акваторий севернее 78° с.ш.
Большое значение имело выполнение в рамках федеральной программы опорного профилирования четырех комплексных морских геотраверзов общей протяженностью 6000 км/130/.
В итоге этих работ установлены: 1) наличие грабенообразных структур в разрезе осадочного чехла и фундамента, ограниченных крупными разломными зонами с дизъюнктивами листрического типа; 2) исключительно большая мощность осадочного чехла в этих структурах (15-18 км); 3) присутствие в нижней части грабенов мощной высокоскоростной толщи (с граничными скоростями в кровле до 5,6-6,2 км/с) осадочно-вулканогенных образований; 4) наличие магматических образований, наибольшее количество которых сосредоточено в верхнепалеозойской и триасовой частях разреза; 5) сокращенная мощность гранито-гнейсового комплекса до 3-8 км и, в целом, земной коры до 31-36 км в Северо-Баренцевской впадине, до 33-35 км в Ноябрьском и Чекинском грабенах Южно-Карской синеклизы; 6) наличие мантийных куполов, самые крупные из которых фиксируются под осевой частью Ноябрьского грабена и в пределах восточного борта Северо-Баренцевской впадины в зоне его наиболее интенсивного обрушения /73/. На этой основе рифтогенез рассматривался исследователями в качестве важнейшего процесса формирования современной структуры Баренцево-Карского региона /73/. Однако процессы взаимовлияния континентального и океанического блоков остались вне рассмотрения.
С использованием опубликованных и фондовых материалов общая схема районирования Баренцево-Карского региона представляется в следующем виде (рис. 29): внешняя приокеаническая часть — континентальный склон и узкая приокеаническая полоса шельфа с Поморским периокеаническим прогибом и частично компенсированным желобом, осадки в котором достигают мощности 8 км; Окраинношельфовое мегаподнятие, представляющее собой вытянутую полосой серию блоков — Стаппенбанкен, Свальбард, Земля Франца-Иосифа, Уединения, Северная Земля и рассекающих ее наложенных поперечных желобов Франц-Виктория, Св. Анны и др.; аквальная, краевая Баренцево-Карская плита охватывающая всю центральную и внутреннюю область КО; и, наконец, примыкающая с юга, юго-запада и с востока область
5 Шб Шм /2 ЕЕЬ Шн ЕЗ/5
Рис. 29. Схема геодинамического районирования
1-4 - Евразийский глубоководный бассейн СЛО (1 - абиссальные котловины - области спрединга и погружения, 2 -средний хребет - зона воздымания и спрединга, 3 - осевой рифт - дивергентный шов, 4 - континентальный склон и подножие - эпиконтинентальный пояс флексурно-разломного обрушения); 5, 6 - Амеразийский глубоководный бассейн СЛО (5 - останец эпиконтинентапьного оседания - хр. Ломоносова, 6 - область террасированного многоступенчатого оседания эпиконтинентапьных прогибов и поднятий); 7-11 - седиментационные бассейны подводной континентальной окраины, области эпиконтинентапьного прогибания (7 - Баренцево-Северокарский, 8 - условные границы суббассейнов Баренцево-Северокарского бассейна - суббассейны Бр - Баренцевский, Пч - Печорский, СК - Северо-Карский, 9 - ЮК -Южно-Карский, 10-Лаптевский, 11 -Восточносибирско-Чкуотский); 12-островныеподнятия(Шп-Шпицбергенское, НЗ - Новоземельское, СЗ - Североземельское, ЗФИ - Земля Франца-Иосифа, НС - Новосибирское, ВГ - Врангелевско-Гзрапьдское); 13 - погребенные поднятия СС - Северо-Сибирский порог, Дл-Делонгское; 14 - области материковых гор и равнин - внутриконтинентапьные поднятия и прогибы (нерасчлененные); 15 - условные границы геодинамических обстановок ю 00 собственно континентальных структур. Последняя включает: Балтийский щит и участки его подводного окончания - Финмаркенскую и Кольскую моноклинали; Тиманский кряж; Печорскую плиту, ограниченную с севера — со стороны-окраины Куренцовским уступом; Пайхойско-Новоземельскую складчатую систему; продолжающую его структуру Северного порога; северное окончание Западно-Сибирской плиты, в составе ЮжноКарской синеклизы, Пайхойско-Таймырскую мегаседловину и, наконец, Таймыро-Североземельскую складчатую систему.
В приведенном варианте интерпретации основная часть региона — переходная область на стыке Евразийского континента и Северного Ледовитого океана наилучшим образом отвечает типовой схеме строения пассивной окраины на ранней стадии развития системы «континент-океан» /72/. Ей свойственны все характерные признаки пассивной раннеокеанической окраины, в том числе широкие шельфы, незначительная мощность коррелятных во времени осадков, присутствие обширных унаследованных бассейнов с мощными отложениями предшествующих эпох, блоковый разнородный по возрасту фундамент и др. /17, 43, 211/. Естественным для данной разновидности окраин является присутствие в ее тыловой, удаленной от океана части эпиконтинентальных элементов, соответствующих печорскому и южнокарскому шельфам и сопредельной-суше.
Историко-геологические и морфологические особенности региона определили шйрокую гамму представленных здесь тектонических элементов. Почти всю площадь шельфа занимают наиболее важные в отношении нефтегазоносностш надпорядковые мегаструктуры: экваториальные окончания Печорской, Западно-Сибирской- и Баренцевской плит. Северные части двух последних плит, по мнению автора могут быть отнесены к переходной зоне (рис. 30)
Переходный характер этой крупной структурной зоны определяется воздействием геодинамических процессов, инициированных спредингом в Евразийском бассейне. Это подтверждается- в частности повышенными значениями теплового поля баренцевоморского шельфа /91/. Она характеризуется нарастанием мощности осадочного слоя к своим внутренним районам и почти повсеместным распространением в верхней части разреза терригенных осадков позднего палеозоя и мезозоя /93/. В составе гетерогенного фундамента можно ожидать массивы • древних кристаллических пород, спаянных байкальской и каледонской складчатыми системами. Н.И. Павленкова указывает на присутствие субокеанической коры с сейсмическими скоростями до 7 км/сек в Южно-Баренцевской впадине и на редкий тип коры в Северо-Баренцевской впадине с аномально низкими значениями сейсмических скоростей 5,8-6,6 км/сек. /133/.
Рис. 30 Структурно-тектоническая схема Баренцево-Карского региона
Составлена по материалам ВНИИОкеангеологии, СЕВМОРГЕО и ВНИГРИ (Вайполин Ю В 1983 ф, Гурееим Г С 2003, Рослое Ю В 2004. Зуйкова ОН. 2007;
Шкарубо С И. Шилилое Э В , 2007.) с изменениями и дополнениями
U> О
Подрисуночные подписи к рисунку 30. Структурно-тектоническая схема Баренцево-Карского региона Составлена с использованием материалов ВНИИОкеангеологии, СЕВМОРГЕО и ВНИГРИ (Вайполин Ю.В., 1983; Гуревич Г.С., 2003; Рослов Ю.В., 2004; Зуйкова О.Н., 2007; Шкарубо С.И., Шипилов Э.В., 2007). .
Океан: 1. срединно-океанический хребет, 2. рифтовые долины, 3. абиссальная колтовина, 4. континентальное подножие. Континентальный блок: 5. платформы, 6. складчатые орогены, 7. сииеклизы н наиболее прогнутые участки плит, 8. нейтральные участки плит (ионоклизы, моноклинали, мегаседловины). Границы структур и их обозначения: 9. надпорядковых (ЗСП.), 10. региональных (I, II.), 11. I порядка (1, 2.), 12. II-III порядка (а, б.). Переходная область системы «континент - океан» (континентальная окраина). Структуры внешней зоны (краевой части окраины): 13. континентальный склон, 14. окраинно-шельфовое мегаподнятие, 15. новейшие окраинно-шельфовые желоба. Структуры краевой плиты (центральная и внутренняя части окраины): 16. прогибы и впадины, 17. нейтральные структуры (перемычки, пороги), 18. относительные поднятия. Границы структур и их обозначения для переходной области: 19. надпорядковых (БКП.), 20. региональных (I, II.), 21. . I порядка (1, 2.), 22. II-III порядка (а, б.). Тектонические нарушения: 23. выходящие на поверхность и трансформные рахюмы, 24. скрытые под вышележащими образованиями. Месторождения УВ. 25. газ, 26. нефть, 27. газоконденсат, 28. нефтегазоконденсат Прочие обозначения: 29. бровка шельфа, 30 граница Российской Феднрации, 31. граница зоны спорной юрисдикции России и Норвегии. ,
Список тектонических структур: структуры переходной системы «континент - океан» (КО): БАРЕНЦЕВО-КАРСКАЯ ПЛИТА (БКП): I Медвежинско-Надеждинская ступень: I.a впадина Серкапп, 1.6 поднятие Гардарбанкен, И Синеклиза Бьярмеланд: II. 1 Нордкапский прогиб, II.2 впадина Тромсе, II.а поднятие JIonna, 11.6 впадина Хаммерфест, III Центральное поднятие: Ш.1 Свод Федынского, III.2 Поднятие Центральной банки, III.а. Ферсмановская терраса, II 1.3 Демидовская седловина, 111.6 прогиб Варангер, Ш.в Западно-Кольская седловина, IV Медвежинско-Эджинский меганрогиб: IV. 1 Ольгинский прогиб, 1V.2 Медвежинский прогиб, V Поднятие Персея: V.a Южно-Псрсеевское поднятие, V.6 Малыгинская седловина, К в Мегавал Пинегина, У.г Вал Виктории, V.d Северо-Персеевский вал, V.e Впадина короля Карла, VI Восточно-Баренцевский меганрогиб: VI. 1 Южно-Баренцевская впадина, VI.I.a Мурманско-Куренцовская моноклиналь, VI. 1.6 Андреевская ступень, VI. 1.в Бритвинская ступень, VI. 1.г Надеждинско-Туломская ступень, VI. 1.д Арктическая депрессия, VI.2 Северо-Баренцевская впадина, VI.2.а Восточно-Пинегинская ступень, VI.2.б Западио-Альбановская ступень, VI.2.в Северная впадина, VI.2. г Лунинский выступ, VI.2.d Выступ Вернадского, VI.2.C Южно-Лунинская впадина, VI.3 Лудловская перемычка, VI.3.а Штокмановско-Ледовый порог (включая Штокмановский и Ледовый выступ), VI.3.б Медвежинско-Лудловский порог, VI.3.e Северо-Штокмановская депрессия, VII Предновоземельская структурная область: VII. 1 Северо-Бареицевское поднятие, VII.2 Мегавал Адмиралтейства, VII.а Прогиб Седова, VII.6 Гусиноземельская терраса, VIII Альбановско-Горбовский порог: VIII. 1 прогиб Конрада, VIII.2 Вильчевская ступень, VIII. 3 Североземельская терраса, IX Восточно-Карская структурная область: IX. 1 Присевероземельская впадина, IX.2 Широтный вал, IX.3 Прогиб Уединения. ОКРАИННОШЕЛЬФОВОЕ МЕГАПОДНЯТИЕ (ОП1МП): XXIII Поднятие Стаппенбанкен, XXIV Поднятие Свальбард, XXV Поднятие Земли Франца-Иосифа, XXVI Поднятие Уединения, XXVII Прогиб Франц-Виктория, XXVIII Прогиб Святой Анны.
Структуры континентального блока: ПЕЧОРСК/Ш ПЛИТА (77/71: X Северо-Колгуевская моноклиналь, XI Предновоземельско-Предпайхойский прогиб: XI. 1 Южно-Новоземельский прогиб, XI.2 Вашуткина-Талотинская структурная зона, XI.3 Коротаихинская впадина, XI.4 Предновоземельская терраса, XII Долгинско-Адзьвинская мегазона: XII. 1 Долгинская структурная зона, XII. I.a Долгинский вал, XII. 1.6 Алексеевский вал, XII. 1.в Гуляевский вал, XII.2 Варандей-Адзьвинская структурная зона, XII.2.а вал Сорокина, Х11.2.6 Медынский вал, XII.2.в Талотипский вал, XII.а Полярная впадина, XIII Хорейверская мегавнадина, XIV Печоро-Колвинский авлакоген: XIV. 1 Колвинский мегавал, XIV.а Денисовский прогиб, XIV.6 Поморский вал, XV Малозе.нельско-Колгуевская моноклиналь: XV.а Песчаноозерский вал, XV.6 Таркский вал, XV.в Сенгейский вал; ЗАПАДНО-СИБИРСКАЯ ПЛИТА (ЗСП): XVI Северо-Сибирский порог: XVI.1 Новоземельско-Таймырский выступ, XVI.2 Сейсмическая ступень, XVI.а Северный вал, XVII Принайхойско-Приновоземельская моноклиза: XVII. 1 Приновоземельская моноклиналь, XVII. 2 Припатойская моноклиналь, XVIII Южно-Карская синеклиза: XVIII. 1 Западно-Карская терраса, XVIII. La Обручевский вал, XVHI.1.6 Вал Минина, XVIII. 1.в Вал Литке, XVIII. 1.г Университетский вал, XVUl.l.d Поднятие Нансена, XVIII.2 Карская депрессия, ХУШ.2.а Ленинградский свод, XVIII.2.6 Скуратовский вал,
XVIII.2.в Ноябрьский прогиб, XVIII.2.г Пекинский грабен, XV¡II.2.д Прогиб Благополучия, XVIII.2. в Белоостровский прогиб, XVIII.2.ж Северо-Ямальский вал, XVI1I.2.3 Рогозинский вал, XVIIL2.ii Восточно-Свердрупская впадина, XVIII.2.K Западно-Свердрупская впадина, XVIII.2.л Флиссингский выступ, XVIII.2.M Выступ Шокальского, XVIII.2.и Пухучанская впадина, XIX Восточно-Карская структурная область:
XIX. 1 Каменноостровская моноклиналь, XIX.2 Восточно-Карская терраса, XX Пайхойско-Таймырская мегаседловина: XX. 1 Северо-Гыданский мегавал, XX.2 Нурминский мегавал, XX. а Средне-Ямальский свод,
XX.б Преображенский вал, ХХ.в Центрально-Ямальский вал, ХХ.г Тиутейская впадина, XXIНадым
Характерной особенностью краевой Баренцево-Карской плиты является, преобладание в чехле формаций предшествующих доокеанических эпох развития региона. Синокеанические позднемеловые(?)-кайнозойские отложения региона составляют ничтожную1 долю чехла, что подчеркивает принадлежность рассматриваемой геоструктуры к раннеокеанической окраине /43/.
Морские продолжения шельфово-материковых плит — Тимано-Печорской и Западно-Сибирской не несут каких-либо принципиальных отличий от наземных их частей.
Значительная по площади — около 450 тыс. км2 экваториальная часть ЗападноСибирской плиты ограничена с севера продолжением Пайхойско-Новоземельского пояса - Северо-Сибирским порогом, тогда как с запада через Припайхойско-Приновоземельскую моноклизу ее ограничением является собственно названный складчатый пояс. Южная граница условна и в качестве района, где еще продолжаются с севера губы и заливы Карского моря, следует назвать Ямало-Гыданскую зону с ярко очерченным Мессояхским мегавалом.
Северное окончание плиты характеризуется трехслойной структурой — фундамент, переходный комплекс, мезозойский осадочный чехол. Ярко выражена блоковая делимость основания /5/. Разделяющие блоки рифтогенные желоба группируются в системы, часть которых служит субмеридиональными продолжениями аналогичных образований Западной Сибири.
Столь же преемственно и шельфовое продолжение эпибайкальской Тимано-Печорской плиты, повсеместно располагающее континентальной корой. В отличие от северного продолжения Западно-Сибирской плиты в составе ее осадочной толщи отсутствует промежуточный слой и важное значение имеют палеозойские звенья разреза. Возрастание на шельфе регионального уклона сопровождается, по крайней мере, в западной части плиты трансформацией валов в гемивалы, некоторым увеличением размеров и снижением плотности локальных структур.
Среди структур регионального значения в составе плит представлены впадины, прогибы, моноклинали, пороги (седловины), поднятия, структурные области и зоны.
Прогибы представлены в двух модификациях: унаследованные мегапрогибы палеозойского заложения, субмеридионально и субширотно рассекающие плиты — соответственно, Восточно-Баренцевский и Медвежинско-Эджинский, и осложняющие шельфовый край более молодые структуры, формирование которых инициировано развитием Арктического океана (прогибы Св. Анны и Франц-Виктория) и т.п. Медвежинско-Эджинский мегапрогиб и прогиб Св. Анны соответствуют значительным по ширине межблоковым зонам фундамента. Восточно-Баренцевский мегапрогиб располагает наиболее вероятной и значительной по площади областью развития^ безгранитной коры в основании.
К рассматриваемой категории тектонических элементов принадлежат и многочисленные моноклинали. Среди них отчетливо обособляются более крупные элементы, вытянутые вдоль надпорядковых структур (Припайхойско-Приновоземельская моноклиза), и моноклинали на бортах крупных депрессий типа Мурманско-Куренцовской в Южно-Баренцевской впадине.
Среди структур регионального значения поднятия и структурные области составляют группу положительных тектонических элементов. Различаются краевые приграничные мегаструктуры - уже упоминавшееся Окраинношельфовое мегаподнятие, состоящее из структур положительного знака, и внутриплитные мегаструктуры — поднятия Персея и Центральное. В качестве структур меньшего ранга выделены поднятия в составе структурных областей.
Самостоятельной категорией тектонических элементов среди региональных структур положительного знака являются структурные области и зоны - Восточно-Карская и Предновоземельская. В' составе Предновоземельской структурной области представлены мегавал Адмиралтейства, Северо-Баренцевское 'поднятие, прогиб Седова и Гусиноземельская терраса. Второй разновидностью рассматриваемых элементов являются приразломные структуры. В их числе Вашуткина-Талотинская принадвиговая структурная« зона, а также Долганская и Варандей-Адзъвинская структурные зоны в восточной части Печорской плиты, сформированные при активном участии дизъюнктивной тектоники.
Крупнейшее Пайхойско-Таймырское поднятие регионального значения, разделяющее две синеклизы Южно-Карскую и Надым-Тазовскую, определено в предшествующих работах как мегаседловина /214/. В ее составе представлены четыре вала, в т.ч. Нурминский мегавал с крупнейшими месторождениями Западной Сибири, Средне-Ямальский свод, и несколько значительных по размерам впадин. Протяженность структуры более 550 км при трехкратно меньшей ширине в 175 км.
Не меньшее значение в Баренцево-Карском регионе принадлежит многочисленным и разнообразным по типу структурам третьего порядка. Около 40 мегавалов и валов установлено непосредственно на плитах или в качестве осложняющих крупные тектонические элементы. Выделены более 15 различных по величине впадин, в том числе как наиболее глубокие участки мегапрогибов (Северо- и Южно-Баренцевская впадины). Чрезвычайно интересны в отношении тектонического строения и нефтегазоносности разнообразные седловины, разделяющие крупные осадочные депрессии региона. В их числе Лудловская - между Южно- и Северо-Баренцевской впадинами, в которой установлено три крупных месторождения - уникальное Штокмановское и Лудловское и Ледовое. В составе седловины выделяются два порога - Штокмановско-Ледовый и Медвежинско-Лудловский, которые разделены Северо-Штокмановской депрессией.
Кроме охарактеризованных тектонических элементов структурный план Баренцево-Карского региона осложняют уступы, ступени, выступы и террасы.
Значительные по площади ступени присутствуют на склонах древних блоковых поднятий (Шпицбергенское, Земля Франца-Иосифа и т.п.) или осложняют борта крупных впадин и мегапрогибов.
Широко представленные выступы, наименьшие по рангу и площади тектонические элементы, тем не менее, чрезвычайно важны поскольку они непосредственно сопряженны с глубокими депрессиями — возможными источниками У В. Именно на выступах расположены крупнейшие месторождения — Штокмановское и Ледовое.
Столь же важны значительно реже встречающиеся своды. Однако, на трех из них в Карском море - Русановско-Ленинградском, Гыданском и Средне-Ямальском -установлены крупные месторождения, а свод Федынского оценивается как одна из наиболее перспективных структур Баренцева моря.
Данные по локальным структурам особенно важны, поскольку они являются главными объектами детального прогноза и поисков нефтегазовых месторождений. Как уже указывалось в начале раздела, при весьма значительном числе выявленных на акваториях структур их характеристика и обобщающие сведения крайне немногочисленны.
Сведения из таблицы 10 дают представление о количестве и параметрах рассматриваемых объектов по трем акваториям региона — Печорскому, Карскому и Баренцевому морям. Отчетливо видно направленное снижение плотности структур в акваториях при несомненном возрастании их размеров и амплитуды.
Достаточно интересны и показательны вариации размеров и морфологии локальных объектов. Среди них доминируют брахиантиклинальные складки с полутора-четырехкратным превышением длинной оси над поперечным размером структуры (85%). Куполовидные структуры достаточно редки, составляя до 15% общего числа изученных поднятий. Наиболее удлиненные и интенсивно проявляющиеся структуры свойственны валам, в пределах которых они группируются в антиклинальные зоны иногда значительной протяженности. Именно такие соотношения свойственны большинству структур Печорского моря, чем и объясняются наиболее высокие средние показатели их
Локальные структуры Баренцево-Карского региона (количество, плотность размещения и основные параметры) п/п Район и оцениваемая площадь Количество локальных структур Плотность структур на 100 км2 Параметры локальных структур площадь средняя от . до (км2) амплитуда средняя от . до (М) удлинение (отношение поперечника к длине) интенсивность (отношение амплитуды к площади)
1 Баренцево море 431000 км2 (до 74° с.ш.) 129 0,03 467 30-3000 180 10-1000 1,4 0,52
2 Карское море 497ООО км с юга до Северного порога 219 0,05 362 50-1800 65 15-175 2,4 0,32
3 Печорское море 101250 км2 до меридиана западнее о. Колгуев 133 0,13 107 8-920 200 25-900 4,0 6,0
4 Север ТПП (суша) по М.Г. Бахтину, 2006 > 100 0,59 22 1-240 40-90 более 2,0 данные не приводятся удлинения и интенсивности (табл. 10). В то же время не меньшая часть локальных поднятий концентрируется в группировках, не располагающих определенной ориентировкой и линейными формами. Такие группировки составлены близрасположенными объектами небольшой интенсивности и длины и представлены в Карском и, особенно, в Баренцевом морях.
Достаточно сложным образом варьируют и размеры рассматриваемых объектов. Региональные графики демонстрируют двухвершинный характер распределения по величине площадей локальных поднятий в Карском, Баренцевом и Печорском морях. При этом самые крупные по размерам локальные объекты установлены на сводах (Русановско-Ленинградском, Федынском) ряде мегавалов, а также в Предновоземельской структурной области. Менее крупные, но все же превышающие модальные значения структуры, характерны для выступов и ступеней по обрамлению глубоких депрессий. На Печорском море крупные структуры развиты на участках наибольшей тектонической напряженности в Долгинской и Варандей-Адзьвинской структурных зонах и в Вашуткина-Талотинской структурной принадвиговой зоне.
Почти аналогичную приуроченность к названным мегаструктурам демонстрируют высокоамплитудные локальные складки. На Баренцевом море локальные объекты с амплитудами более 200 м представлены на выступах (Штокмановском, Ледовом, Вернадского) и на своде Федынского. В Карском море крупнейшими амплитудами характеризуются расположенные на Русановско-Ленинградском своде Русановская и Ленинградская структуры, а складки с амплитудами более 65 м встречаются и на других крупных валах. Наконец, в экваториальной части ТПП объекты с амплитудой от 600 и более метров, также как и максимальные по площади структуры, приурочены исключительно к восточным зонам антиклинальных поднятий — Варандей-Адзьвинской и Долгинской.
Для нефтепоисковых целей важно, что значительная часть структурных ловушек УВ в Баренцево-Карском регионе развивалась конседиметационно. Уместно привести данные по некоторым участкам западноарктических акваторий для иллюстрации разнообразия строения и особенностей формирования локального структурного плана региона.
Так, для локальных поднятий мобильных областей Тимано-Печорской провинции характерны унаследованность и преобладание сквозных соотношений разновозрастных структурных планов, а также выдержанность простирания в линейных системах складок.
Для структур относительно стабильных областей напротив, отмечены отсутствие четко выраженной унаследованности, акценты проявления в отдельных интервалах осадочного чехла, смещение сводов, неправильная форма и различия в простирании.
Структурный план в экваториальной части Тимано-Печорской провинции характеризуется в целом усилием контрастности локальных структур, возрастанием их удлинения, амплитуды, интенсивности, уменьшением доли сквозных объектов при увеличении относительного количества навешенных и погребенных, но особенно комбинированных. При этом обнаруживается специфичность локального структурного плана транзитного мелководья, отличающая его от сопредельной суши и углубленного шельфа. Здесь существенно усиливается дифференциация локальных структур на мало- и высокообъемные с увеличением количества первых (55%). Время заложения самых северных структур на западных валах - пермь - мезозой, а в восточной части ТПП — от позднего девона до мезозоя. Для большинства локальных поднятий Хорейверской впадины (погребенного Болыпеземельского свода) свойственно девонское время заложения; немногочисленные локальные поднятия Коротаихинской впадины сформировались в мезо-кайнозое /58/.
В Южно-Баренцевской впадине помимо фундамента нижние и средние части разреза до триаса включительно также характеризуются значительной блоковой раздробленностью. Структурный план кровли юрских отложений отличается здесь от более древних разделов в осадочном чехле. Вероятно, по этой поверхности выражено подавляющее число локальных поднятий, представленных по кровле карбонатного комплекса (Р1-С) структурными носами (Штокмановское, Ледовое), или вообще не имеющих корней типа Арктической, Туломской, Андреевской или Ахматовской структур.
В южной и центральных частях Предновоземельской структурной области в Баренцевом море преобладают мелкие и средние по размеру разноамплитудные асимметричные брахиантиклинали, приуроченные к фронтальной части надвигов, которые связаны с Пайхойско-Новоземельской горно-складчатой системой. Они хорошо выражены в среднем структурном ярусе (Е)з-Т1), но не отражаются или очень слабо проявлены в юрских и меловых отложениях. Второй тип локальных поднятий — высокоамплитудные складки. Здесь они приурочены к горстам, отражены в большинстве горизонтов осадочного чехла, но затухают в триасовых и юрских отложениях. Третий тип локальных объектов — унаследованно развивавшиеся крупные высокоамплитудные изометричные поднятия встречены на мегавале Адмиралтейства, в центральных и северных районах Предновоземельской структурной области /6/.
С начала средней юры вплоть до современной эпохи в Лудловской седловине, расположенной между Южно- и Северо-Баренцевскими впадинами выполняла роль структурного барьера с обширными ловушками для УВ, мигрировавшими из смежных впадин /228/. В качестве завершающей фазы развития локальных складок на Лудловской перемычке Э.В. Шипилов и А.Ю. Юнов (1995) называют позднеюрское — раннемеловое время.
Три структурных яруса — верхнепротерозойско-нижнепермский, верхнепермско-юрский, меловой-четвертичный и ряд локальных структур, включая крупные поднятия типа «свода» Маловицкого, были установлены сейсмическими работами в западной полосе Баренцева моря вблизи границы зоны спорных интересов России и Норвегии (В.Н. Мартиросян, 2006).
Сейсмическими работами на Приямальском шельфе и в зоне сочленения Обской и Тазовской губ выявлены локальные объекты, представляющие интерес для нефтегазопоисковых работ.
Как преимущественно крупные, чаще осложненные небольшими куполами или разбитые разломами на блоки определились локальные поднятия Средне-Мессояхского мегавала - Адерпаютинское, Антипаютинское, Каменномысское, Северо-Каменномысское и другие /128/.
Строение и величина^ крупных локальных структур Русановско-Ленинградского свода- определены его унаследованным развитием над древним выступом1 фундамента. При этом отмечены значительные изменения формы и размеров структуры в разных горизонтах разреза/28, 100/. Согласно данным (табл.11, 12) Русановское и Ленинградское локальные поднятия увеличили свою площадь к концу мела (КгБ! и К^) по сравнению с поздней юрой более чем в два раза. Возрастание площади происходило одновременно с убыванием (Русановская антиклиналь) или, напротив, увеличением (Ленинградская складка) амплитуды.
Завершая краткий обзор;локальной составляющей структурного плана Баренцево-Карского региона следует обратить внимание на значительное число установленных и даже детально изученных локальных поднятий, их сосредоточение в линейных или ареальных группировках, заметное число достаточно крупных структур в каждой из трех акваторий региона — Карском, Баренцевом! и Печорском морях и, наконец, их относительно .простое устройство, способствующее дальнейшему развитию ГРР на нефть и газ.
Распределение локальных поднятий по крупным тектоническим элементам Баренцево-Карского региона
Крупные тектонические элементы отрицательного знака: синеклизы и впадины Относительно нейтральные по знаку тектонические элементы: моноклинали, террасы, ступени Крупные тектонические элементы положительного знака: мегаподнятия, структурные области, (зоны) седловины
Название Количество локальных структур Название Количество локальных структур Название Количество локальных структур
Восточно-Баренцевский мегапрогиб 49 Северо-Колгуевская моноклиналь 10 Долгинская и Варандей-Адзьвинская структурные зоны 20-27
Мурманско-Куренцовская моноклиналь 7 Предновоземельская структурная область 48
Карская синеклиза 55 Надеждинско-Туломская сейсмическая ступень И Пайхойско-Таймырская мегаседловина 29
Западно-Карская терраса (исключая Обручевский вал) 31 Скуратовский, Мессояхский мегавалы, Обручевский вал 8-20
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Выполненными исследованиями разработаны научные основы и осуществлен прогноз открытия крупных месторождений нефти и газа в северо-западных акваториях российской Арктики — Печорском, Баренцевом и Карском морях.
Прогноз крупных объектов нефте- и газонакопления учитывал широкий спектр природно-климатических, ресурсно-геологических и технико-экономических факторов, контролирующих формирование, размещение и даже возможность освоения соответствующих по рангу месторождений УВ.
В результате детального анализа ледового режима акваторий (природный фактор) для всех районов будущих нефтегазопоисков установлены динамика взаимосмен и продолжительность существования обстановок свободной воды, битого льда с водой и однолетнего сплошного льда.
Впервые эти данные были предметно сопоставлены с участками прогноза крупных месторождений и использованы в оценке целесообразности поисков и освоения таких объектов в различных районах северо-западных акваторий России.
Геологические аспекты прогноза крупных месторождений УВ в регионе включают в себя помимо анализа традиционных литолого-стратиграфических, тектонических и геофизических данных по каждому из выделенных бассейнов, специальное рассмотрение причин формирования фазово-генетической зональности, а также ресурсное обоснование всего латерального ряда нефтегеологического районирования: провинция — область — зоны нефтегазонакопления - месторождения. По каждой из трех НГП, представляющих Баренцево-Карский регион, последовательно рассмотрен весь указанный ряд разноранговых нефтегеологических элементов, а также уточнены, а для зон оценены их нефтегазовые ресурсы.
Нефтегеологическая оценка и, особенно, оптимальное выделение НГК оказались возможными после создания для каждой из акваторий ранее отсутствовавших стратиграфических схем фанерозойского чехла. Принципиально новое содержание заложено в тектоническое районирование с обособлением в регионе континентального и океанического геоблоков и разделяющей их переходной зоны, а также с представлением о раннеокеанической стадии эволюции и соответствующей номенклатуре структур континентальной окраины. Такой подход позволил широко использовать статистические данные по разведанным бассейнам Мира для уточнении величины и плотности ресурсов УВ в разноранговых элементах Баренцево-Карского региона.
На фоне рассмотрения морфологии и особенностей формирования? структур и нефтегеологических параметров залежей УВ 17 морских крупных месторождений Баренцево-Карского региона с привлечением базы данных по 840 наиболее значительным месторождениям Мира, которые содержат в общей сложности более 75% разведанных запасов нефти и газа, разработан комплекс характерных поисковых количественных признаков, присущих уникальным, гигантским и крупным месторождениям. В их числе: плотность ресурсов НГБ не менее 30-35 тыс. т/км2, плотность ресурсов в районе л предполагаемого присутствия крупнейшего месторождения не менее 100 тыс. т/км, величина геологических ресурсов в зонах нефтегазонакопления, где ожидается л прогнозируемый крупный объект, - минимально для газа 140 млрд м, для нефти — 320 млн т и т.п.
Достаточно конкретные количественные показатели разработаны и для вероятных ловушек УВ крупных месторождений разных классов: площадь и объем структуры, амплитуда, соподчиненность со структурой более высокого ранга и т.п.
Наряду с количественными, синтезированы многочисленные качественные признаки крупных месторождений, установлены их ранг и значение. Среди них классифицированы общие и региональные, прогнозные и поисковые, а также признаки разнофазовых месторождений.
Специальный раздел работы посвящен признакам крупных залежей УВ в геофизических полях; они выражаются в усилении динамической яркости сейсмозаписи, понижении интервальной скорости в пределах залежи, выраженности в сейсмических полях углеводородо-водяных контактов и т.п. В том или ином виде геофизические аномалии зафиксированы на Штокмановском, Русановском газоконденсатных, Лудловском газовом и Приразломном нефтяном месторождениях, а также отчетливыми минимумами в полях высокоточной гравиметрической съемки на ряде уникальных газовых и нефтегазовых месторождений Ямало-Гыданской НГО (Новопортовское, Каменномысское-море и др.).
Разработанная система качественных и количественных прогнозно-поисковых признаков крупных месторождений является важнейшей научной составляющей настоящей работы и может использоваться в прогнозе аналогичных по классу объектов в других НГП и НГО акваторий.
Проведенное рассмотрение геологических и геофизических признаков крупных месторождений нефти и газа предполагает совершенствование научно-методической базы их прогноза, в первооснове разработанной специалистами ВНИГРИ. Предложенная в работе схема прогноза крупных месторождений включает несколько этапов: этап оценки возможности присутствия и количества крупных месторождений в* оцениваемом НГБ (НГП); этап обоснования так называемых базовых элементов (участков), выделяемых по результатам предшествующего прогноза зон нефтегазонакопления в его количественной' модификации; этап пространственного обозначения прогнозируемого месторождения как наибольшего в зоне, оценка величины его ресурсов ^ фазового состава УВ и соответствия общим качественным признакам нефтегазовых скоплений искомого ранга.
Важное значение при этом имеет анализ фазового состава УВ в предполагаемом месторождении, для выполнения которого осуществлен предваряющий прогноз палеозойских и мезозойско-кайнозойских очагов нефте- и газообразования в регионе и разработаны модели формирования газовых, нефтяных и газонефтяных крупных месторождений.
Методическая схема прогноза крупных месторождений УВ с предварительным выделением в НГП и НГО базовых участков; а затем в их пределах конкретных количественно обоснованных объектов поисковых работ, является первой схемой, локализующей поиски крупных месторождений УВ: Она может быть использована в прогнозных целях - для оценки добычного потенциала НГБ или их отдельных районов и собственно при поисках крупных месторождений УВ.
Основной- итог прогнозно-поисковой части работы состоит в выделении и обосновании 13'базовых участков» и 13 приуроченных к ним локальных поднятий в качестве объектов'с прогнозируемым присутствием крупных месторождений:
Последовательность и количественные показатели прогноза сводятся к следующему:
В Баренцево-Карской и в морских районах Тимано-Печорской и ЗападноСибирской провинций, исходя из особенностей их нефтегазоносности и результатов зонального ресурсно-геологического прогноза акваторий выделено 13 базовых участков (элементов), наиболее перспективных для поисков крупных месторождений УВ. Площади
У "У участков варьируют от 771 до 4000 км , составляя-в среднем немногим более 2 тыс. км . Геологические ресурсы участков, определяемые присутствующей в каждом из них зоны нефте- или газонакопления, варьируют от 270 до 1743 млн т н.э., составляя в среднем около 740 млн т н.э. Региональная плотность ресурсов УВ в акваториях, на которых выделены базовые участки, составляют 100-500 тыс. т/км2. Большая часть базовых элементов включает зоны, углеводородонакопления в. мезозойских отложениях, в двух из тринадцати нефтегазоносность, наряду с триасовым, предполагается в верхнепалеозойском НТК, в одном участке на морском продолжении Хорейверской мегавпадины (ТПП) углеводороды ожидаются в ордовикско-девонском НГК.
В каждом из 13 участков, в среднем располагающими не менее чем пятью локальными структурами, исходя из размеров ловушек и ресурсов УВ выделен наибольший локальный объект с реальными признаками присутствия крупнейшего месторождения. Такие объекты, как правило, имеют двойной структурный контроль, их площадь варьирует от 139 до 1250 км2, амплитуды достигают 300 и более метров. Ранг прогнозируемых открытий» в этих структурных ловушках, измеряемых величиной локализованных извлекаемых ресурсов от 75 до 1056 млн т н.э., варьирует от крупных до гигантских и уникальных. Извлекаемые запасы 13 намеченных объектов составляют в сумме около 5 млрд т н.э. При этом в мезозойских комплексах в Южно-Карской и Северо-Баренцевской НГО ожидаются преимущественно низкогазоконденсатные месторождения, в Пайхойско-Таймырской и Восточно-Карской — нефтегазоконденсатные, а в палеозойских отложениях восточных районов ТПП и Центральной ПНГО в Баренцевом море - главным образом нефтяные. Количество крупных месторождений с залежами преимущественно жидких углеводородов при подтверждении прогноза таким образом существенно возрастет, добавив к ожидаемым приростам по объектам 1983-2000 г. еще не менее 300 млн т.
Учет влияния природных, технических и экономических факторов на разведку и разработку прогнозируемых месторождений в ледовых условиях северных акваторий существенно ограничивает перечень, объектов, ближайшего освоения. По» результатам выполненной- геолого-экономической' оценки к крупнейшим высокорентабельным месторождениям Баренцево-Карского региона, освоение которых возможно в настоящие или самое ближайшее время, относятся только 4 из 13 прогнозируемых объектов. Это — две нефтяных Мадачагская и Центральная структуры (или нормально-рентабельный объект в своде Маловицкого) и два низкогазоконденсатных - Кропоткинское и Пярмейское поднятия в Карском море.
В итоге проведенного прогноза и последующего открытия крупных месторождений ресурсная база Баренцево-Карского региона может вырасти: по результатам нефте- и газопоисков на четырех высокорентабельных участках на 2,3 млрд т н.э., при открытии прогнозируемых месторождений на всех 13 участках, как уже указывалось, на 4,4 млрд т н.э., включая не менее 750 млн т (извл.) жидких УВ.
Таким образом, можно заключить о достаточно благоприятных, хотя и сложных условиях и целесообразности продолжения работ по поискам и освоению крупных месторождений УВ в Баренцево-Карском регионе. Наряду с пополнением ресурсной базы морских регионов и существенным приростом запасов жидких УВ эти работы будут способствовать промышленному развитию сопредельных северо-западных территорий
России и оптимальному решению проблемы геополитического районирования глубоководной части Северного Ледовитого океана.
Поиски и освоение крупных объектов нефте- и газонакопления должны осуществляться с обеспечивающим развитием технической базы и промышленно-транспортной инфраструктуры в наиболее перспективных районах арктического шельфа и побережий.
Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора геолого-минералогических наук, Вовк, Владимир Степанович, Москва
1. Анализ схем формирования месторождений и прогноз нефтегазоносности структур (с применением математических методов и ЭВМ) / Л.З. Аминов, Г.А. Амосов, М.Д. Белонин и др.: Тр. ВНИГРИ, вып. 389. Л.: Недра, 1977.-187 с.
2. Артюшков Е.В., Беэр М.А. Механизм образования нефтегазоносных бассейнов Персидского залива// Изв. АН СССР. Сер.: Геол.-1987.-№ 1.-С. 106-122.
3. Артюшков Е.В., Беэр М.А. О ¿механизме образования нефтегазоносных бассейнов Западно-Сибирской плиты и Русской платформы // Геология и геофизика. 1987.-№ 11 — С. 25-35.
4. Астафьев Д.А., Скоробогатов В.А., Радчикова A.M. Грабен-рифтовая система и размещение зон нефтегазонакопления на севере Западной Сибири // Нефть, газ Арктики / Под ред. д. г.-м. н., проф. В.П. Гаврилова. М.: Интерконтакт; Наука, 2007.-С. 201-212.
5. Баренцевская шельфовая плита / Под ред. И.С. Грамберга: Тр. ВНИИОкеангеология. Т. 196. Л.: Недра, 1988.-263 с.
6. Басов В.А., Василенко Л.В., Куприянова Н." В. Меловой осадочный бассейн Баренцевского шельфа: стратиграфия и палеогеография // Российская Арктика: геологическая история, минерагения, геоэкология. СПб., 2002.-С. 70-79.
7. Басов В.А., Ронкина З.В. Граница юры и мела на шельфах северной Европы: стратиграфический и палеогеографический аспекты // Стратиграфия и палеонтология мезо-кайнозоя Советской Арктики. Л.: ПГО Севморгеология, 1990.-С. 6-13.
8. Белонин М.Д., Григоренко Ю.Н., Соболев B.C. Нефтегазовый потенциал северных и дальневосточных морей России и проблемы его освоения // Разведка и.охрана недр.-1999.-№ 2.-С. 24-27.
9. Белонин М.Д., Новиков Ю.Н., Соболев B.C. Концепция и предварительные результаты прогноза крупных месторождений нефти и газа на арктическом шельфе
10. России // Освоение шельфа арктических морей России: Труды RAO-99. СПб., 1999.-С. 101-108.
11. Белонин М.Д., Подольский Ю.В. Нефтегазовый потенциал России и возможности его реализации.(оценки и прогнозы на основе имитационных технологий). — СПб.: Недра, 2006.-376 с.
12. Белонин М.Д., Прищепа,О.М. Ресурсная база и сценарий развития ТЭК СЗФО // Нефтегазовая вертикаль.-2004.-№ 4.-С. 36-40.
13. Биостратиграфия юры и нижнего мела шельфа Баренцева моря / В.А. Басов, J1.B. Василенко, Н.В. Куприянова и др. // Юрская система России: проблемы стратиграфии и палеогеографии: Тез. докл. Ярославль, 2007.-С. 13-16.
14. Богданов H.A., Хаин В.Е. Пассивные континентальные окраины, // Российская Арктика: геологическая история, минерагения,1 геоэкология / Под ред. Д.А. Додина, B.C. Суркова. СПб.: ВНИИОкеангеология, 2002.-С. 42-48.
15. Бро Е.Г. Нефтегазоносные комплексы в палеозойских и мезозойских отложениях на шельфе Баренцева моря // Нефтегазоносность Баренцево-Карского шельфа (по материалам бурения на море и островах): Сб. тр. СПб.: ВНИИОкеангеология, 1993.-С. 17-37.
16. Василенко JI.B. Комплексы фораминифер из меловых отложений острова Белый (Карское море) // Стратиграфия и палеонтология Российской Арктики. СПб.: ВНИИОкеангеология, 1997.-С. 143-152.
17. Василенко JI.B. Позднемеловая фауна фораминифер Южно-Баренцевского бассейна — ее биостратиграфическое и палеогеографическое значение // Стратиграфия и палеонтология мезо-кайнозоя Советской Арктики. — JI.-1990.-C. 14-31.
18. Вахнин М.Г. Особенности распределения плотности и морфологии локальных структур севера Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и их прогноз на шельфе Печорского моря // Нефть, газ Арктики: Тез. докл. — М., 2006.-С. 99-101.
19. Вахнин М.Г., Машин Д.О., Разманова О.Ф. Анализ морфологии локальных структур севера Тимано-Печорской провинции с применением ГИС // Эволюция взглядовна геологию и нефтегазоносность Тимано-Печорской провинции: Сб. докл. Ухта, 2008.-С. 119-120.
20. Вержбицкий Е.В. Геотермический режим, тектоника дна и температурные условия генерации углеводородов восточной части Баренцева моря // Геотектоника.-2002.-№ 1.-С. 86-96.
21. Вероятные источники и зоны нефтегазонакопления Баренцева моря / Ю.Н. Григоренко, B.C. Соболев, Е.В. Герман и др. // Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море T.I: Сб. докл. СПб., 1996.-С. 100-106.
22. Виноградова О. Штокман без СПГ? // Нефтегазовая вертикаль.-2006.-№ 15.-С. 52-55.
23. Виноградова Т.Л., Пунанова С.А. Закономерности размещения углеводородных скоплений в верхнем продуктивном комплексе Севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2007.-№ 7.-С. 22-32.
24. Вовк B.C. Освоение нефтегазовых месторождений арктического шельфа // Газовая промышленность.-2002.-№12.
25. Вовк B.C. Перспективы освоения нефтегазовых ресурсов Западно-Ямальского шельфа// Нефтяное хозяйство.-2008.-№6.-С. 38-41.
26. Вовк B.C. Повышение экономической привлекательности разработки морского газового месторождения // Газовая промышленность.-2008.-№6.-С. 58-62.
27. Вовк B.C. Экономико-математическое обоснование концепции освоения углеводородных ресурсов печорского шельфа // Нефтепромысловое дело.-1997.-№ 6-1.-С. 10-15.
28. Вовк B.C., Дзюбло А.Д., Агаджанянц И.Г. Геологическое строение акватории Обской и Тазовской губ по результатам сейсморазведочных работ 1995-1998 гг. // Теория и практика морских геолого-геофизических исследований. Геленджик., 1999.-С. 126-127.
29. Вовк B.C., Сидоренко И.М. Освоение кладовых Арктического шельфа — будущее нефтегазовой отрасли России // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков.- 2002.-№1.
30. Временное положение об этапах и стадиях ГРР на нефть и газ (Приложения 1, 2, 3 к приказу МПР России № 126 от 07.02.2001). М., 2001.
31. Высоцкий И.В., Ермаков В.И., Жабрев И.П., Захаров Е.В. и др. «Карта перспектив нефтегазоносности ССР и сопредельных прибрежных окраин», масштаба 1:2500000 с объяснительной запиской на 16 е., М., 1984.
32. Вьппемирский B.C., Дмитриев А.Д., Трофимук A.A. Поисковые признаки гигантских нефтяных месторождений // VIII Мировой нефтяной конгресс: Сб. докл. М.: ВНИИОЭНГ, 1971. - СД - 8.
33. Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., Грищенко А.И., Захаров Е.В., Никитин П.Б. «Актуальность выявления и освоения месторождений газа, и нефти на шельфе России», М., Газойл-пресс, 2000 г., с. 108.
34. Геология и полезные ископаемые России. В шести томах. Т. 5. Арктические и дальневосточные моря. Кн. 1. Арктические моря / ред. И.С. Грамберг, B.JI. Иванов, Ю.Е. Погребицкий. СПб.: ВСЕГЕИ, 2004.-468 с.
35. Геолого-технические аспекты разработки углеводородов печорского шельфа на примере месторождения^Варандей-море / Б.А Никитин, B.C. Вовк, А.Я. Мандель и др. // Освоение шельфа арктический морей России: Труды RAO-97. СПб., 1997.-С. 271-278.
36. Геотемпературная модель земной коры Баренцева моря: исследования вдоль геотраверзов / М.Д. Хуторской, К.Г. Вискунова, JI.B. Подгорных и др. // Геотектоника.-2008.-№ 2.-С. 55-67.
37. Гравиразведка среднего масштаба как основа открытий нефтегазовых провинций / И.Н. Михайлов, А.К. Веселов, A.B. Извольский и др. // Разведка и охрана недр.-2002.-№ З^.-С. 33-36.
38. Грамберг И.С. Глобальный аспект нефтегазоносности континентальных окраин океанов // Геология нефти и газа.-1998.-№ 10.-С. 27-32.
39. Грамберг И.С. Осадочные бассейны континентальных окраин Мирового океана (время становления, стадии развития, масштаб нефтегазоносности // ДАН.-1998.-Т. 362.-№4.-С. 525-529.
40. Григоренко Ю.Н. Зональный прогноз нефтегазоносности в условиях акваторий: специфика и новые базовые критерии // Проблемы развития морских геотехнологий, информатики и геоэкологии: Тез. докл. — СПб., 1994.-С. 49-50.
41. Григоренко • Ю.Н. Нефтегазоносность Печорского моря // Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море: Сб. докл. СПб., 1994.-С. 42-47.
42. Григоренко Ю.Н. О нефтегазонакоплении на окраинах континентов // Теория и практика нефтегеологического прогноза: Сб. докл. СПб.: ВНИГРИ, 2008.-С.161-183.
43. Григоренко Ю.Н., Андиева Т.А. Базовые критерии прогноза нефтегазоносности и главные линии эволюции континентальных окраин // Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР: Тез. докл. М., 1990;
44. Григоренко Ю.Н., Гуревич Г.С. Основные составляющие детального прогноза нефтегазовых скоплений в недрах континентальных- шельфов // Настоящее и будущее сырьевой базы морской нефтегазовой промышленности России: Тез. докл. СПб.: ВНИГРИ^ 2004.-С. 21 -22.
45. Григоренко Ю.Н., Соболев B.C. Вероятные источники углеводородонакопления на окраинах континентов // Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов: Сб. докл. СПб.: ВНИГРИ, 19981-С. 113-118.
46. Григорьев М.Н. Баренцевское направление транспортировки: перспективы и условия развития экспорта нефти // Нефть, газ, промышленность.-2006.-№ 2.-С. 20-23.
47. Григорьев М.Н. Рынки нефти Северо-Запада России // Нефтяное хозяйство.-2008.-№ 10.-С. 30-36.
48. Гудкова А.К., Комарницкий В.М. Нефтегазоносность южной части Баренцева и Карского шельфов // Нефтегазоносность Баренцево-Карского шельфа (по материалам бурения на море и островах). — СПб.: ВНИИОкеангеология, 1993.-С. 5-16.
49. Гуревич Г.С. Нефтегеологические особенности и перспективы поисков нефти и газа на севере Тимано-Печорской провинции. СПб.: Недра, 2003.-116 с.
50. Демидов В.А. Особенности нефтегазоносности бассейна Персидского залива // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 1994.-№ 11.-С. 14-18.
51. Деулин Ю.В. Конодонты и корреляция продуктивных на нефть верхнедевонских отложений Севера Тимано-Печорской провинции. Архангельск: ГИН РАН, 2006.-253 с.
52. Дзюбло А.Д. Коллекторский потенциал рифогенных палеозойских отложений юго-восточной части Печорского шельфа//Газовая промышленность.-2008.-№6.-С. 62-65.
53. Дмитриевский А.Н., Баланюк И.Е., Каракин A.B. Механизм формирования гигантских скоплений нефти и газа // Приоритетные направления поисков крупных и уникальных месторождений нефти и газа. М.:000 Геоинформмарк, 2004-С. 3-7.
54. Долгунов К.А., Мартиросян В.Н. Состояние и перспективы нефтегазового потенциала шельфа российской Арктики // Труды RAO-Ol'. СПб., 2001.-С. 112-115.
55. Западно-Арктическая нефтегазоносная провинция на пороге промышленного освоения / В.Д. Каминский, B.JI. Иванов, 0:И Супруненко и др. // Разведка и охрана недр.-2005.-№ 6.-С. 5-9.
56. Захаров Е.В. «Прогнозирование нефтегазоносности континентальных шельфов геотектонически различных областей», дисс. на соиск. учен.ст. д.-г.-м.н., М., 1991., 141 с.
57. Захаров Е.В. Углеводородный потенциал зон нефтегазонакопления основа определения стратегии работ по выявлению и освоению месторождений нефти и газа // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2003.-№1.-С. 6-11.
58. Захаров Е.В. «Зоны нефтегазонакопления — основной объект сквозных долгосрочных лицензий на выявление и освоение сырьевой базы российского шельфа». Нефть, газ и бизнес, 2005 г., №1, с.29-31
59. Захаров Е.В. «Необходимость и методика раздельной оценки прогнозируемых ресурсов нефти и газа категорий СЗ и Д1 в российских условиях недропользования». Сб. ВНИГРИ «Теория и практика нефтегазогеологического прогноза». С.-Пб, 2008., с.151-161.
60. Захаров Е.В., Кулибакина И.Б. Геотермический режим недр — один из основных факторов, определяющих степень перспективности нефтегазоносных бассейнов // Геология нефти и газа.-1997.-№12.-С. 31-36.
61. Захаров Е.В., Холодилов В.А., Мандель К.А. Прогноз зон нефтегазонакопления и нефтегеологическое районирование на Печороморском шельфе // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2004.-№5.-С. 4-8.
62. Зоны нефтегазонакопления окраин континентов / Ю.Н. Григоренко, И.М. Мирчинк, М.Д. Белонин и др. М.: Геоинформцентр, 2002. - 432 с.
63. Иванова Н.М., Сакулина Т.С., Рослов Ю.В. Особенности глубинного строения Баренцево-Карского региона и перспективы нефтегазоносности // Нефть и газ Арктического шельфа: Тез. докл.: Мурманск, 2004.
64. Казанин Г.С., Тарасов Г.А., Кириллова-Покровская Т.А. Предпосылки освоения нефтегазового потенциала доюрских отложений Карского моря // Нефть и газ арктического шельфа: Тез. докл. — Мурманск, 2006.
65. Карогодин Ю.Н. Пространственно-временные закономерности концентрации гигантских скоплений нефти и газа Западной Сибири (системный аспект) // Георесурсы.-2006.-№1(18).-С. 28-30.
66. Катагенез органического вещества мезозойских и палеозойских отложений Западной Сибири / А.Э: Конторович, А.Н. Фомин, В.О. Красавчиков и др. // Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности: Сб. докл. СПб.: ВНИГРИ, 2008.-С. 68-77.
67. Киреев Г.И. Особенности строения отложений среднего триаса на Мурманской площади // Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР: Тез. докл. Мурманск, 1989.-С. 76-78.
68. Кириллова-Покровская Т.А., Дьяченко А.Б. Предпосылки освоения нефтегазового потенциала Карского моря // Разведка и охрана недр.-2007.-№9.-С. 69-78.
69. Кирюхина Т.А., Ступакова А.В Качественный прогноз флюидов в месторождениях Печорского моря // Геология нефти и газа—2001.-№3.-С. 28-35.
70. Клименко С.С. Катагенез органического вещества осадочных толщ Коротаихинской впадины в аспекте перспектив нефтегазоносности // Вестник.-2008.-№9.-С. 28-32.
71. Конторович А.Э., Демин В.И., Краснов О.С. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности как основа перспективного планирования // Проблемы количественного прогнозирования нефтегазоносности недр. -М.: Наука, 1984.-С. 61-65.
72. Концепция освоения углеводородных ресурсов шельфа Печорского моря / Б.А. Никитин, B.C. Вовк, А.И. Гриценко и др. // Освоение шельфа арктических морей России: Труды RAO-99. СПб., 1999.-С. 45-50.
73. Костюченко. Глубинная тектоника земной коры континентального кольца Баренцево-Карского региона // Актуальные проблемы региональной" геологии Баренцево-Карского шельфа и прилегающей зоны: Тез. докл. — СПб., 1997.-С. 34-37.
74. Котляр Г.В., Коссовая O.JL, Журавлев A.B. Межрегиональная корреляция основных событийных рубежей пермской системы // Тихоокеанская геология.-2004.-Т. 23.-№ 4.-С. 25-42.
75. Кравченко К.Н., Соколов Б.А. Общее и особенное в формировании нефтяных месторождений-гигантов // Нефтегазоносные бассейны как саморазвивающиеся нелинейные системы. М.: МГУ, 1999.-С. 140-142.
76. Красильщиков A.A., Лившиц Ю.Я. Тектоника о. Медвежий // Геотектоника.-1974.-№4.-С. 39-51.
77. Крылов H.A. Общие тектонические условия нефтегазонакопления на молодых плитах // Глобальные тектонические закономерности нефтегазонакопления. М.: Наука, 1985.-С. 81-95.
78. Кузин A.M. Условия сохранения как поисковый критерий для крупных месторождений флюидального генезиса // Приоритетные направления поисков крупных и-уникальных месторождений нефти и газа. М.: ООО Геоинформмарк, 2004.-С. 192-211.
79. Кузнецова С.Ю. Закономерности заполнения ловушек в осадочном чехле Варандей-Адзьвинской структурной зоны // Геология и нефтегазоносность Тимано-Печорского бассейна. Ухта, 2008.-С. 98-101.
80. Кутинов Ю.Г., Чистова З.Б. Евроазиатская ветвь Арктической окраинно-континентальной зоны. Ее геодинамические особенности // Общие и региональные проблемы, тектоники и геодинамики. Матер. XLI Тектонич. совещ. Том 1. — М.: ГЕОС, 2008.-С. 468-472.
81. Лаврушко И.П. Решающие факторы формирования и критерии поиска крупных месторождений нефти и газа. М.: ВИЭМС, 1988.-47 с. (Обзор/ВИЭМС. Сер.: Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа; вып. 4.).
82. Лазуркин Д.В. Геологическое строение осадочного чехла шельфа Северного Ледовитого океана (Арктический супербассейн) // Геология полярных областей земли. Матер. XLII Тектонич. Совещ. Том 1. М.: ГЕОС, 2009.-С. 343-346.
83. Лачининский В.А., Стрекалова И.В. Проблемы освоения нефтегазовых ресурсов Аляски и Канадского Севера// Вестник ЛГУ: Геология, география.- 1979,-Вьш. 3.-№ 18.-С. 90-99.
84. Левашкевич В.Г. Геотермические условия акватории Баренцева моря и перспективы его нефтегазоносности // Нефть, газ Арктики: Тез. докл. M., 2006.-С. 44-46.
85. Легенда Печорской серии листов Государственной геологической карты Российской Федерации масштаба 1:200 ООО (издание второе). Ухта: ОАО Полярноуралгеология., ООО Геолог-1, 1999.
86. Ледовская Г.И. Особенности нефтегазонакопления в Южно-Каспийской впадине // Формирование, поиск и разведка газовых залежей. — М.: ВНИИГАЗ, 1988.-С. 59-66.
87. Максимов С.П., Золотов А.Н., Лоджевская М.И. Условия нефтегазообразования на больших глубинах в нефтегазоносных бассейнах различных геотектонических типов // Эволюция нефтегазообразования в истории Земли. М.: Наука, 1986.
88. Максимов С.П., Лаврушко И.П. Условия формирования крупных зон нефтегазонакопления // Месторождения нефти и газа: 27-й МГК. Т.13. M., 1984.-С. 1421.
89. Мартиросян В.Н., Васильева Е.А. Перспективы нефтегазоносности Приямальского шельфа Карского моря в свете результатов сейсморазведочных работ MOB ОГТ // ООО Газфлот 10 лет на арктическом шельфе. - M., 2004.-С. 130-139.
90. Мартиросян В.Н., Сапожников Б.Г. Перспективы нефтегазоносности и основные направления поисково-разведочных работ в пределах западной части российского сектора Баренцева моря // Нефть и газ Арктического шельфа: Тез. докл.-2006.-С. 1-6.
91. Мезозой Баренцевоморского седиментационного бассейна / Ю.С. Репин, A.A. Федорова, В.В. Быстрова и др. // Стратиграфия и ее роль в развитии нефтегазового комплекса России. СПб.: ВНИГРИ, 2007.-С. 112-162.
92. Мельников C.B. Конодонты ордовика и силура Тимано-Североуральского региона. СПб., 1999.-136 с.
93. Микрофоссилии и биостратиграфия юрско-меловых отложений Баренцевоморского шельфа / Г.Э. Козлова, С.П. Яковлева, В.А. Федорова и др. // Биостратиграфия нефтегазоносных бассейнов: Тез. докл. СПб., 1994.-С. 49-50.
94. Милов В. Ямал не раньше 2015 года // Нефтегазовая вертикаль.-2009.-№1-2.-С. 3031.
95. Михайлов И.Н. Гравитация и гравиразведка. Физические основы и практическая реализация // Геофизика.-2005.-№ 1.-С. 38-49.
96. Морские нефтегазовые промыслы для освоения углеводородных месторождений арктического шельфа / Б.А. Никитин, B.C. Вовк, Д.А. Мирзоев и др. // Труды RAO/GIS OFFSHORE. СПб., 2005.-С. 520-525.
97. Моря Советской Арктики // Геологическое строение СССР и закономерности размещения полезных ископаемых. Т.9. JL: Недра, 1984.-279 с.
98. Мусатов Е.Е. Кайнозойская тектоника и геодинамика западно-арктической зоны перехода // Актуальные проблемы региональной геологии Баренцево-Карского шельфа и прилегающей зоны: Тез. докл. СПб., 1997.-С. 46-47.
99. Мусатов Е.Е. Неотектоника Баренцево-Карского шельфа // Изв. ВУЗов. Геология и разведка.-1990.-№5.-С. 20-27.
100. Мусатов Е.Е. Неотектонические критерии нефтегазоносности Баренцево-Карского шельфа // Изв. ВУЗов. Геология и разведка.-1997.-№ З.-С. 43-51.
101. Неволин Н.В. Возраст структур и их нефтегазоносность // Геология нефти и газа. 1999.-№11-12.-С. 9-12.
102. Нестеров И.И., Потеряева В. В., Салманов Ф. К. Закономерности распределения крупных месторождений нефти и газа в земной коре. М.: Недра, 1975.-278 с.
103. Нефтегазоносность Арктического супербассейна / И.С. Грамберг, О.И. Супруненко, К.Г. Вискунова и др. // Разведка и охрана недр.-2000.-№ 12.-С. 24-30.
104. Нефтегазоносность Западно-Сибирской супсрпровинции / А.Э. Конторович, B.C. Сурков, И.И. Нестеров и др. // Месторождения нефти и газа: 27-й МГК. Т. 13. М., 1984.-С. 33-37.
105. Нефтегазоносные бассейны морей России: сравнительно-геологические и геолого-экономические аспекты освоения / Ю.Н. Григоренко, М.Д. Белонин, Т.А. Андиева и др. // Нефть и газ шельфовой зоны СНГ: Тез. докл. СПб., 1996.
106. Никитин Б.А., Вовк B.C., Захаров Е.В. Состояние и перспективы выявления и освоения новых месторождений газа и нефти на шельфе наиболее перспективных морей России // Освоение шельфа арктических морей России: Труды RAO-99. СПб., 1999.-С. 91-100.
107. Никитин Б.А., Ровнин Л. И. Программа нефтегазопоисковых и разведочных работ АО «Росшельф» и РАО «Газпром» на шельфе морей российской Арктики до 2010 г. // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление.-1996.-№ З.-С. 12-17.
108. Никонов В.Ф. Некоторые важные критерии поисков нефтяных и газовых месторождений-гигантов // Геология нефти и газа.-1975.-№ 4.-С. 10-14.
109. Новая Земля и остров Вайгач. Геологическое строение и минерагения / Под ред. Ю.Е. Погребицкого. СПб.: ВНИИОкеангеология, 2004.-174 с.
110. О связи углеводородных скоплений Южно-Каспийской впадины с объемом осадочных пород и глубиной их залегания / Ш.Ф. Мехтиев, С.Г. Салаев, Г.П. Тамзарян и др. // Условия нефтегазообразования на больших глубинах. М.: Наука, 1988.-С. 67-73.
111. Обметко В.В. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности экваториальной части Печоро-Колвинского авлакогена // Нефтегазовая геология, освоение ресурсов и запасов углеводородов. М., 2004.-С. 100-114.
112. Обоснование возраста границ осадочных секвенций мезозоя на шельфе Баренцева моря / В.А. Басов, Т.М. Пчелина, Л.В. Василенко и др. // Стратиграфия и палеонтология Российской Арктики. СПб.: ВНИИОкеангеология, 1997.-С. 35-49.
113. Основные результаты геологоразведочных работ ОАО «Газпром» на Арктическом шельфе за 2005-2006 гг. и дальнейшие перспективы / B.C. Вовк, А .Я. Мандель, В.А. Холодилов, М.Л. Цемкало // Science&Technology in the Gas Industry.-2007.-№4.-C. 53-56.
114. Основные технико-технологические решения разработки Штокмановского газоконденсатного месторождения / Б.А. Никитин, B.C. Вовк, М.Е. Рыков и др. // Освоение шельфа арктический морей России: Труды RAO-97. СПб., 1997.-С. 95-113.
115. Особенности проявления тектонических элементов и месторождений углеводородов района Обской и Тазовской губ в аномалиях потенциальных полей / B.C. Вовк, В.В. Колесов, A.A. Чернов и др. // Нефтяное хозяйство.-2008.-№8.-С. 28-33.
116. Павленкова Н.И. Типы земной коры осадочных бассейнов северо-западной окраины Евразии // Геология полярных областей земли. Матер. XLII Тект. совещ. Том 2. — М.: ГЕОС, 2009.-С. 93-96.
117. Павлов С.П., Шлыкова В.В., Григорьева Б.М. Перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений восточного борта Северо-Баренцевской впадины // Нефть и газ Арктического шельфа: Тез. докл. Мурманск, 2008.
118. Параметрические скважины на острове Колгуев / Е.Г. Бро, Э.Н. Преображенская, 3.3. Ронкина и др. // Советская геология.-1988.-№ З.-С. 82-88.
119. Перродон А. История крупных открытий нефти и газа. М.: Мир, 1994.-255 с.
120. Перспективы и пути освоения нефтяных и газовых месторождений арктических акваторий США и Канады // Геология и разведка месторождений на континентальном шельфе. М.: ВНИИЭгазпром.-1988.-С. 1-40. (Обзор / ВНИИЭгазпром. Вып. 3).
121. Перспективы создания новых районов нефтегазодобычи по результатам работ ОАО «Газпром» на арктическом шельфе / Н.И. Кабанов, С.М. Карнаухов, B.C. Вовк и др. // Труды RAO-07. СПб:, 2007.-С. 52.
122. Плотников A.A., Подгорнов A.B. Промежуточный комплекс палеозоя новое направление поиска крупных зон газонакопления в Арктике // Нефть, газ Арктики: Тез. докл.-М.-2006.-С. 78-79.
123. Подготовка сырьевой базы на арктическом шельфе / B.C. Вовк, Б.А. Никитин, А.Д. Дзюбло и др. // Газовая промышленность.-1999.-№7.-С. 6-10.
124. Постановления Межведомственного стратиграфического комитета и его постоянных комиссий. Вып. 36.-2006.
125. Потеряева В.В. Геологические особенности размещения крупных скоплений нефти и газа в нефтегазоносных бассейнах // Геология нефти и газа.-1971.-№ 8.-С. 28-32.
126. Прасолов Э.М. Изотопная геохимия и происхождение природных газов. Л.: Недра, 1990.-283 с.
127. Приразломное // Нефть и капитал. Спец. вып. — 2008.-№ 8.-С.,132.
128. Прогноз крупных морских месторождений У В (оценка возможностей и первые результаты) / Ю.Н. Григоренко, B.C. Соболев, Т.А. Андиева и др. // Теория и практика нефтегеологического прогноза. СПб.: ВНИГРИ, 2008.-С. 341-363.
129. Прогноз месторождений нефти- и газа / А.Э. Конторович, Э.Э. Фотиади,
130. B.И. Демин и др. М.: Недра, 1981.-350 с.
131. Пчелина Т.М. Новые материалы по стратиграфии мезозоя архипелага Шпицберген //Геология Шпицбергена. Л.: ПГО Севморгеология, 1983.-С. 121-141.
132. Пчелина Т.М. Пермские и триасовые отложения о. Эдж (Свальбард) // Стратиграфия и палеонтология докембрия и палеозоя Севера Сибири. Л.: НИИГА, 1977.1. C. 59-71.
133. Пчелина Т.М. Стратиграфия и особенности вещественного состава мезозойских отложений центральной части Западного Шпицбергена // Материалы по геологии Шпицбергена/ Под ред. В.И. Соколова. Л.: НИИГА, 1965.-С. 127-147.
134. Раабен В.Ф., Булатов H.H. Связь некоторых показателей нефтегазоносности и ресурсов УВ в бассейнах // Советская геология. — 1987.-№ 8.-С. 13-15.
135. Региональные стратиграфические схемы триасовых и юрских отложений Западной Сибири. Новосибирск, 2004.
136. Результаты геологоразведочных работ ОАО «Газпром» и перспективы поисков месторождений углеводородов на арктическом шельфе России / Б.А. Никитин, B.C. Вовк, А.Я. Мандель и др. // Труды RAO-03. СПб., 2003.-С. 42-45.
137. Решения Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы с региональными стратиграфическими схемами. Каменноугольная система. Л., 1990.-48 с.
138. Решения Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы с региональными стратиграфическими схемами. Девонская система. Л., 1990.-58 с.
139. Решения Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы с региональными стратиграфическими схемами. Пермская система. Л., 1990.-58 с.
140. Салманов Ф.К., Немченко-Ровенская A.C. Предпосылки формирования крупных и уникальных месторождений газа на арктическом шельфе Западной Сибири // Труды RAO-03.-СПб., 2003.-С. 108-109.
141. Самолетов М.В., Шапошников К.К., Овсепян M.JI. Прогноз нефтегазоносности локальных объектов в Западной Сибири-по комплексу геолого-геофизических показателей // Прогноз месторождений нефти и газа. М.: ВНИГНИ, 1988.-С. 126-134.
142. Сапун А. Приодетый Штокман // Нефтегазовая вертикаль.-2006.-№ 7.-С. 42-43.
143. Северная Земля. Геологическое строение и минерагения / В.Г. Кузьмин, В.В. Авдюничев, A.B. Гавриш и др. Под ред. И.С. Грамберга, В.И. Ушакова. СПб.: ВНИИОкеангеология, 2000.-188 с.
144. Семенович В.В. Поиски нефти и газа в Европейской России — важная стратегическая задача // Приоритетные направления поисков крупных и уникальных месторождений нефти и газа. М.: ООО Геоинформмарк, 2004.-С. 178-184.
145. Сенин Б.В., Глумов И.Ф. Геологические предпосылки открытия крупных скоплений нефти» в морях российской Арктики // Нефть, газ Арктики: Тез. докл. М.: Интерконтакт; Наука, 2007.-С. 91-100.
146. Силантьев Ю.Б., Халошина Т.О. Тектонодинамические особенности формирования нефтяных скоплений Печороморской акватории // Современные проблемы геологии нефти и газа. М., 2001 .-С. 354-359.
147. Скоробогатов В.А., Строганов^ JI.B. Гыдан: геологическое строение, ресурсы углеводородов, будущее. -М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2006.-261 с.
148. Скоробогатов В.А., Строганов J1.B., Копеев В1А. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала. — М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2003.-352 с.
149. Соболев* H.H. Использование конодонтов для стратиграфического расчленения! верхнефранских-турнейских кремнисто-карбонатных отложений губы Безымянной (север Южного острова Новой Земли) // Геология и стратиграфия Новой Земли. Л., 1979.-С. 106-113.
150. Соловьев H.H. О причинах уникальной концентрации нефти (и газа) в нефтегазоносном бассейне Персидского залива // Геология нефти и газа. 1980.-№ 8.-С. 48-54.
151. Состояние и перспективы освоения нефтегазовых месторождений на российском шельфе / B.C. Вовк, М.Ю. Басарыгин, Д.А. Мирзоев и др. // Газовая промышленность.-2005.-№ 1.-С. 79-81.
152. Справочник по геохимии нефти и газа. СПб.: ОАО Недра, 1998.-576 с.
153. Стасюк М.Е. Принципы поиска высокопродуктивных нефтегазоносных зон в отложениях баженовской свиты // Локальный прогноз нефтегазоносности ЗападноСибирской геосинеклизы: Тр. ЗапСибНИГНИ.-Тюмень, 1989.-С. 155—159.
154. Стратиграфические схемы Урала (докембрий, палеозой). Четвертое Уральское Межведомственное совещание. Екатеринбург, 1994.-85 с.
155. Стратиграфический словарь Шпицбергена / ред. И.С. Грамберг. Л.: Недра, 1990.-203 с.
156. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Кайнозой Западной Сибири. Новосибирск: СО РАН. Филиал ГЕО, 2002.-243 с.
157. Стратиграфия триасовых и юрских отложений Баренцева моря / С.А. Чирва, Е.Д. Мораховская, Н.К. Куликова и др. // Геологическое строение и нефтегазоносность арктических островов. Л.: ВНИГРИ, 1990.-С. 15-30.
158. Ступакова A.B. Развитие бассейнов Баренцевоморского шельфа и их нефтегазоносность. М.: ЗАО Геоинформмарк. - 1999.-62 с. (Обзор / ЗАО Геоинформмарк. Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья. Вып. 6).
159. Ступакова A.B., Кирюхина Т.А. Нефтегазоносность Баренцевоморского шельфа. -М.: ЗАО Геоинформмарк.-2001.-62 с. (Обзор/ЗАО Геоинформмарк. Геология. Методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья. Вып. 6.).
160. Тектоника арктического шельфа России в исследованиях Геологического института РАН / М.Г. Леонов, A.C. Балуев, А.Б. Кузьмичев и др. // Нефть, газ Арктики / Под ред. д. г.-м. н., проф. В.П. Гаврилова. М.: Интерконтакт; Наука, 2007.-С. 12-35.
161. Тектоническая карта морей Карского и Лаптевых и севера Сибири. М. 1:2500000 / Ред.: H.A. Богданов, В.Е. Хаин. М.: Институт литосферы окраинных и внутренних морей РАН, 1998.
162. Термическая томография Западно-Арктического бассейна и прогноз нефтегазоносности / М.Д. Хуторской, Л.В. Подгорных, Ю.Г. Леонов и др. // Нефть, газ Арктики: Тез. докл. M., 2006.-С. 60-63.
163. Технико-технологические аспекты подводной добычи углеводородов и рациональные зоны их применимости в условиях арктических морей / Б.А. Никитин, B.C. Вовк, Д.А. Мирзоев и др. // Труды RAO-05. СПб., 2005.-С. 553-557.
164. Технико-технологические аспекты подводной добычи углеводородов и рациональные зоны их применимости в условиях арктических морей / Б.А. Никитин, B.C. Вовк, Д.А. Мирзоев и др. // Eurasia Offshore.-2005.-№ 9.-Р. 46-53.
165. Тимонин А.Н. Крупные зоны нефтегазонакопления на шельфе Западной Арктики — приоритетные объекты поисково-разведочных работ // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2004.-№ 8.-С. 4-12.
166. Трофимук A.A., Молчанов В.И., Параев В.В. Особенности геодинамических обстановок формирования гигантских месторождений нефти и газа // Геология! и геофизика.-1998-т. 39.-№ 5. С. 673-682.
167. Трутнев Ю.П. О повышении эффективности освоения углеводородных ресурсов континентального шельфа Российской Федерации // Минеральные ресурсы России.
168. Экономика и управление. Спец. выпуск: Минеральные ресурсы российского шельфа — 2006.-С. 4-11.
169. Углеводородный потенциал арктических бассейнов будущее энергетики Мира / Ф.К. Салманов, И.С. Грамберг, К.А. Клещев и др. // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление.-1993.-№ 6.-С. 10-17.
170. Уралов Н.С., Леонтьев O.K. Баренцево море // Большая Советская Энциклопедия. Т.2. М.: БСЭ, 1970.-С. 629-631.
171. Условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления на умеренных и больших глубинах Севера Западной Сибири / В.М. Матусевич, И.Н. Ушатинский, В.А. Рыльков и др. // Нефть и газ.-2008.-№1.-С. 4-11.
172. Успенская Н.Ю. Месторождения-гиганты, их значение в оценке ресурсов нефти и газа и особенности формирования // Геология«нефти и газа—1972.-№ 8.-С. 1-8.
173. Устинов Н.В., Вискунова К.Г., Супруненко О.И. Перспективы нефтегазоносности юрских отложений Карского моря // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. К созданию общей теории нефтегазоносности недр. Кн. 2. — М.: ГЕОС, 2002.-С. 253-256.
174. Устрицкий В.И. Возраст и генезис Восточно-Баренцевского мегапрогиба // Геология полярных областей земли. Матер. XLII Тект. совещ. Том 2. — М.: ГЕОС, 2009.-С.253-256.
175. Федоровский Ю.Ф., Захаров Е.В. Локализованные ресурсы нефти и- газа — главный фактор выделения участков при лицензировании недропользования (на примере российского шельфа Баренцева моря) // Геология нефти и газа.-2008.-№4.-С. 9-12.
176. Фефилова Л.А. Палинологичекая • характеристика триасовых отложений южной части Баренцева моря по материалам параметрического бурения // Стратиграфия и палеонтология мезо-кайнозоя Советской Арктики. Л.: ПГО Севморгеология, 1990.-С. 7488.
177. Функциональные мобильные установки для условий мелководного шельфа замерзающих морей / B.C. Вовк, А.Я. Мандель, С.Г. Рассохин и др. // Труды RAÛ-03. -СПб., 2003.-С. 157-159.
178. Халиулин И.И. Прогноз залежей нефти и газа на акваториях Западной Сибири // Нефть и газ арктического шельфа: Тез. докл. Мурманск, 2008.
179. Холодилов В.А. Геология, нефтегазоносность и научные основы стратегии освоения ресурсов нефти и газа Баренцева и Карского морей: Дисс. на соиск. уч. ст. докт. г.-м. н.-М., 2006.-217 с.
180. Хэлбути М. Геология гигантских месторождений нефти и газа. Науки о земле. Т.49.-М. : Мир, 1973 .-440 с.
181. Цемкало М.Л. Нефтегазоносность Печороморского шельфа в свете распространения перспективных нефтегазоносных комплексов // Нефть. Газ. Промышленность.-2007.-№4(32).-С. 36-37.
182. Цемкало М.Л. Нефтегеологическое районирование и перспективы освоения сырьевой базы Западно-Ямальского шельфа // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2008.-№4.-С. 10-12.
183. Черкесова C.B. Унифицированная региональная схема нижне-среднедевонских отложений Новой Земли // Геология и стратиграфия Новой Земли. Л., 1979.-С. 83-92.
184. Чермньтх В.А. Стратиграфия карбона севера Урала. Л.: Наука, 1976.-303 с.
185. Чесноков А. Эксперты обсуждают технологии освоения Баренцева моря // Нефть и газ Евразия.-2008.-№ 10.-С.40-49:
186. Чирва С.А., Куликова Н.К. Состояние стратиграфической изученности мезозоя Тимано-Печорской провинции и задачи дальнейших исследований // Стратиграфия фанерозоя нефтегазоносных регионов России. СПб., 1993.-С. 78-91.
187. Шамалов Ю.В. Нефтегазовый потенциал и территориальное развитие Северо-Запада России // Нефть, газ, промышленность.-2008.-№ 5.-С. 20-23.
188. Шарданов А.Н. Зональность размещения скоплений нефти и газа в Западной Сибири // Отечественная геология.-1993.-№ 9.-С. 72-81.
189. Шеин B.C. Геология и нефтегазоносность России. М.: ВНИГНИ, 2006.-С. 569579.
190. Шельф Баренцева и Карского морей — новая крупная сырьевая база России (особенности строения, основные направления дальнейших работ) / А.В. Борисов, B.C. Винниковский, И.А. Таныгин, и др. // Геология нефти и газа.-1995.-№1.-С. 4-8.
191. Шипилов Э.В., Тарасов ГА. Региональная геология нефтегазоносных осадочных бассейнов Западно-Арктического шельфа России. Апатиты: КНЦ РАН, 1998.-306 с.
192. Штокмановское // Нефть и капитал. Спец. вып. 2008.-№ 8.-С. 146.
193. Штокмановско-Лунинский структурный порог Баренцевоморского шельфа — новый крупный нефтегазоносный район России / А.В. Борисов, И.А. Таныгин, B.C. Винниковский и др. // Геология нефти и газа.-1995.-№7.-С. 10-15.
194. Шульгина Н.И., Бурдыкина М.Д. Биостратиграфические схемы юры и нижнего мела шельфов- Баренцева, Норвежского и Северного морей // Геологическая история Арктики в мезозое и кайнозое. — СПб.: ВНИИОкеангеология, 1992.-С. 106-114.
195. Шульгина Н.И., Михайлов ЮЛ. Новые данные по стратиграфии' мезозойских отложений Земли Франца-Иосифа)// Верхний палеозой, и мезозой островов и побережья Арктических морей СССР: Тр. НИИГА. Л., 1979.-С. 5-9.
196. Шумовский С. Терминалы на Новой Земле: альтернатива БТС-2? // Нефтегазовая вертикаль.-2009.-№7.-С. 18-21.232: Якуцени В.П. Интенсивное газонакопление в недрах. Л.: Наука, 1984—124 с.
197. Alaska North Slope Oil and Gas. A promising future or an area in decline? // DOE/NETL-2007/1280. Summary Report. August 2007.-77 p.
198. Beauregard-Tellier F. The Arctic: Hydrocarbon Resources // Publications List. Library of Parliament Parliamentary Information and Research Service.-2008.-4 p.
199. Bolle L. Troll Field Norway: Giant Offshore Gas Field // Giant Oil&Gas Fields of the Decade 1978 1988 // AAPG Memoir 54, 1992.-P. 447-458.
200. Groves J.R., Wahlman G.P. Biostratigraphy and evolution of Late Carboniferous and Early Permian smaller foraminifers from the Barents Sea (offshore Arctic Norway) // Journal of Paleontology, 71.-1997.-P. 758-779.
201. Hochuli P., Colin J.P., Vigran J.Os. Triassic biostratigraphy of the Barents Sea area // Correlation in Hydrocarbon Exloration. Norwegian Petroleum Society.-1989.-P. 131-153.
202. Klemme H.D. Field size distribution related to basin characteristic // Oil and Gas Journal.-1983.-V.81 .-№ 52.-P. 168-176.
203. Nakrem H.A. Conodonts from the Permian succession of Bjornoya (Svalbard) // Norsk Geologisk Tidsskrift 71.-1991.-P. 235-248.
204. Nottvedt A., Johannessen E.P., Surlyk F. The Mesozoic of Western Scandinavia and East//Greenland Episodes.-2008.-Vol. 31.-№ l.-P. 59-65.
205. Outline of the Geology of Svalbard. Sverre Ola Johnsen NTNU, Atle Mork SINTEF Petroleum Research, Henning Dypvik University of Oslo, Jeno Nagy University of Oslo.
206. Pettingill H.S. Lessons from 43 turbidite giant fields // Oil & Gas Journal.-1998.-V. 96.-№ 4l.-P. 93-95.
207. Petzet A. The unexplored Arctic // Oil & Gas Journal, 2008.-Vol. 106.-№29.-P. 17.
208. Silurian and Devonian strata on the Severnaya Zemlya and Sedov archipelagos (Russia) / P. Mannik, V.V. Menner, R.G. Matukhin et al. // Geodiversitas 24 (l).-2002.-P. 99122.
209. Sobolev N.N., Nakrem H.R. Middle Carboniferous Lower Permian conodonts of Novaya Zemlya // Norsk Polarinstitutt, Skrifter N. 199. - Oslo, 1996.-115 p.
210. Triassic rocks in Svalbard, the Arctic Soviet islands and the Barents Shelf: bearing on their correlations / A. Mork, M.V. Vigran, Korchinskaya et al. I I Arctic Geology and Petroleum Potential. NPF Spec. Publ. 2.-1992.-P. 457-479.
211. Tyson R. Arctic: industry's last oil and gas frontier // Petroleum News.-2007.-v. 12.-№ 41.
212. Upper Palaeozoic lithostratigraphy of the southern Norwegian Barents Sea / G.B. Larssen, G. Elvebakk, L.B. Henriksen et al. 2002.
213. Van den Bark E, Thomas O.D. Ekofisk: First of the Giant Oil Fields in Western Europe // Giant Oil & Gas Field's of the Decade 1968-1978/ Edited by M. T. Halbouty // AAPG Memoir, 1980.-P. 195-224.
214. Worsley David. The post-Caledonian geological development of Svalbard and the Barents Sea // NGF Abstracts and Proceedings.-2006.-№ 3.-P. 5-21.
-
Вовк, Владимир Степанович
-
доктора геолого-минералогических наук
-
Москва, 2010
-
ВАК 25.00.12
- Перспективы нефтегазоносности карбонатных верхне-среднепалеозойских отложений на российском шельфе Баренцева моря
- Геология, нефтегазоносность и научные основы стратегии освоения ресурсов нефти и газа Баренцева и Карского морей
- Перспективы нефтегазоносности палеорифтовых систем Баренцево-Карского региона
- Сейсмостратиграфический анализ осадочного чехла арктической континентальной окраины
- Историко-генетические предпосылки перспектив нефтегазоносности северо-восточной части Баренцева моря
