Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Состояние прогноза и поисков крупных месторождений ув в регионе 13
Глава 2. Природно-климатические особенности и работы на нефть и газ в акваториях арктики 27
2.1. Природно-климатические условия 27
2.2. Основные результаты работ на нефть и газ в акваториях Арктики 31
ГЛАВА 3. Научно-методическая основа прогноза и поисков крупных морских месторождений нефти и газа 36
3.1. Прогнозно-поисковые признаки крупных месторождений УВ 36
3.2. Геофизические признаки крупных месторождений нефти и газа 47
3.3. Ранг и значение признаков 58
3.4. Методические аспекты прогноза крупных морских месторождений УВ 62
ГЛАВА 4. Ресурсно-геологическая основа детального прогноза нефтегазоносности 71
4.1. Стратиграфия и морфология осадочной толщи региона 72
4.2. Осадочные бассейны и возможные очаги генерации нефти и газа в Баренцево-Карском регионе 88
4.3. Нефтегазоносные комплексы осадочного чехла 106
4.4. Структурно-тектонические особенностифегиона 127
4.5. Региональные элементы нефтегазонакопления 140
ГЛАВА 5. Базовые элементы и результаты прогноза крупных месторождений ув в северо-западных акваториях России 150
5.1. Особенности формирования крупных месторождений УВ в регионе 150
5.2. Обоснование базовых элементов прогноза и поисков крупных хместорождений УВ — зон нефти- и (или) газонакопления 169
5.3. Результаты прогноза крупных месторождений УВ 190
ГЛАВА 6. О поисках и освоении крупных месторождений углеводородов 209
6.1. Оценка природных и технических возможностей поисков и освоения крупных месторождений УВ в регионе 209
6.2. Геолого-экономическая оценка прогнозируемых крупных месторождений нераспределенного фонда недр Баренцево-Карского региона 217
6.3. Вопросы освоения 225
Заключение 228
Список литературы 2
- Основные результаты работ на нефть и газ в акваториях Арктики
- Геофизические признаки крупных месторождений нефти и газа
- Осадочные бассейны и возможные очаги генерации нефти и газа в Баренцево-Карском регионе
- Обоснование базовых элементов прогноза и поисков крупных хместорождений УВ — зон нефти- и (или) газонакопления
Введение к работе
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 1983–2000 г.г. на шельфе Баренцева и Карского морей и на Печорском шельфе было открыто 17 месторождений, в том числе 11 крупных. В последующий период вплоть до настоящего времени геологоразведочные работы на северных шельфах России ограничивались исключительно геофизическими съёмками.
Возобновление 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. Анализ состояния прогноза и поисков крупных месторождений УВ, природно-климатических условий и результатов ГРР на нефть и газ на шельфе российских морей Западной Арктики.
2. Изучение особенностей строения и формирования крупных месторождений УВ, выявленных в регионе.
3. Систематизация геологических, геофизических и геохимических признаков наличия крупных месторождений УВ на общем и региональном уровнях.
4. Региональные нефтегазоносные комплексы и нефтегазогеологическое районирование – основа прогноза крупных месторождений УВ.
Общая характеристика условий генерации и аккумуляции региональных нефтегазоносных комплексов.
5. Разработка методической схемы прогноза крупных морских месторождений УВ в регионе.
6. Обоснование размещения базовых участков прогноза крупных месторождений УВ на основе результатов количественного зонального прогноза и ресурсно-геологической оценки.
7. Прогноз размещения крупных месторождений и их фазового состояния в базовых ЗНГН Баренцево-Карского региона.
8. Выделение первоочередных долгосрочных объектов эффективного освоения на основе учета природных и технических возможностей работ и результатов геолого-экономической оценки прогнозируемых крупных месторождений УВ в Баренцево-Карском регионе.
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 акваториальных 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:
Природные, технические и экономические ограничения ориентируют нефте- и газопоиски и последующее освоение месторождений в ледовых акваториях Арктики исключительно на крупные объекты нефтегазонакопления.
Прогноз крупных месторождений опирается на систему региональных, зональных и локальных признаков нефтегазоносности, сформированную на основе обобщения фактических геолого-геофизических данных. Система построена на ресурсно-геологических, геофизических и геохимических признаках общего и регионального значения, среди которых количественные признаки являются ведущими.
Разработанная автором методическая схема прогноза крупных месторождений УВ предполагает выполнение серии обязательных операций: на региональном уровне – выделение очагов генерации УВ, анализ катагенетической истории и температурного поля НГБ, обоснование НГК и возможного числа открытий в НГБ крупных месторождений (по имитационной технологии); на зональном уровне – выделение и количественную ресурсно-геологическую и фазовую оценки зон вероятного нефтегазонакопления; на локальном уровне – выявление крупных месторождений в каждой из зон.
Собственно прогноз крупных месторождений в наиболее перспективных базовых участках региона, выбранных по результатам предваряющего зонального прогноза, указал на возможность присутствия 13 крупных локальных объектов нефтегазонакопления. Два существенно нефтяных месторождения прогнозируются на мелководье и шельфовом участке северо-восточного сектора Тимано-Печорской НГП, четыре в Баренцево-Карской НГП – два преимущественно нефтяных в ее западной части, и два - газовое и нефтегазовое в Северо-Баренцевской НГО; семь низкоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений прогнозируются в акватории Западно-Сибирской НГП. Их основная часть ассоциирует с коллекторами мезозойских и верхнепалеозойско-мезозойских резервуаров, одно месторождение предполагается в отложениях нижнего палеозоя.
Научная новизна. Прогноз крупных месторождений нефти и газа – одно из наименее разработанных направлений нефтегазогеологической науки, особенно применительно к акваториям. 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, необходимости технического оснащения с учетом существующих ограничений и геолого-экономическая оценка прогнозируемых крупных месторождений позволяют выбрать оптимальные направления их поисков и последующего освоения.
В целом 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 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.
Прогноз, обосновывающий высокую эффективность морского поискового бурения с открытием 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, он 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.» 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 УВ 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, 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.
Основные результаты работ на нефть и газ в акваториях Арктики
Ледовое газоконденсатное месторождение открыто в 1992 г. Оно приурочено к двухкупольнои антиклинали, в разрезе которой в юрских отложениях установлены две газовые и две газоконденсатные залежи. Залежи вскрыты двумя скважинами; эффективная газонасыщенная толща варьирует по мощности от 8,2 до 53,24 м. Пористость пород-коллекторов составляет 16-21%.
Содержание стабильного конденсата в залежах в среднем — 5,3 г/м . Дебиты газа, полученные при испытании, изменялись от 273 до 414 тыс. м /сут.
На акватории Печорского шельфа открыты три крупных (Приразломное - 1989, Медынское-море - 1997 и Долгинское — 1999) нефтяных: месторождения. Все месторождения недоразведаны, однако нижнепермско-каменноугольная залежь на Приразломном месторождении подготовлена к разработке. Нефтеносные отложения крупных морских месторождений Печорского шельфа имеют палеозойский возраст, относятся к верхнеордовикско-нижнедевонскому (Медынское), верхневизейско-нижнепермскому (Долгинское, Приразломное, Варандейское, Медынское), и верхнепермскому НГК (Долгинское) и залегают в интервале глубин 1162— 3325 м. Основной продуктивный интервал — пермско-каменноугольный — сложен - терригенными (верхнепермские) и карбонатными породами (ассельско-артинские отложения). Для терригенных продуктивных отложений характерны пластовые залежи; присутствуют 2—4 нефтеносных пласта эффективной толщиной 7,6-16,8 м; на Долгинском месторождении их нефтеносная площадь достигает 164,9 км , нефтенасыщенность — 0,7, коэффициент извлечения — 0,33. Породы-коллекторы обладают средними по качеству фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Залежи нефти в карбонатных отложениях массивные (Приразломное) или пластово-сводовые (Долгинское, Медынское-море). Они содержат 2—3 нефтеносных горизонта, достигающих эффективной мощности 36 м (месторождение Медынское-море) — 50,4 м (Приразломное). Для пород-коллекторов - характерна пористость в 15—19%, редко до 22% и проницаемость до 0,12 мкм2. Активное изучение акваториальных объектов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП) привело к открытию 6 собственно морских и 11 прибрежно-морских газовых и газоконденсатных месторождений. Открытие собственно морских месторождений происходило в два этапа. В 1989-90 гг. на открытом шельфе Карского моря были установлены два крупных по запасам месторождения — Русановское и Ленинградское. Спустя 10 лет с началом работ ООО «Газфлот» в Карском море в Обской губе были- выявлены еще два крупных месторождения Северо-Каменномысское и Каменномысское-море и два мелких — Обское и Чугорьяхинское. Начиная с семидесятых годов минувшего века на побережьях губ и заливов Карского моря, а также на морском побережье Ямала с продолжением в акваторию были открыты еще 11 месторождений, среди которых крупные Харасавэйское и Крузенштернское месторождения и ряд перспективных структур-ловушек. /28/.
Приразломное нефтяное месторождение (рис. 36, 37) открыто в 1989 году на шельфе Печорского моря и расположено на расстоянии 60 км к северо-востоку от п. Варандей и в 320 км от г. Нарьян-Мар. Месторождение открыто ГПК «Арктикморнефтегазразведка» бурением в сводовой части антиклинальной складки поисковой скв. 1 на глубину 3100 м.
При испытании нижнепермских-верхнекаменноугольных биокластических известняком в интервалах 2369-2438 и 2447-2487 м после проведения соляно-кислотной обработки был получен промышленный приток нефти дебитом 393 мЗ/сут. За период с 1989 по 1994 годы на месторождении пробурено 5 поисково-разведочных скважин, из которых 4 вскрыли продуктивные отложения.
Продуктивный горизонт представлен двумя карбонатными пластами-коллекторами различного генезиса. Верхний высокопористый пласт сложен биокластическими известняками, перекрыт глинами кунгурского яруса. Нижний пласт представлен относительно плотными известняками каменноугольного возраста. Общая мощность известняков основного продуктивного пласта I (по данным бурения и сейсморазведки) изменяется в пределах 43-85м, эффективная толщина - 42-85 м.
Русановское газоконденсатное месторождение открытое в 1989г. (рис.38) составляют семь газоконденсатных залежей в аптских терригенных отложениях танопчинской свиты. Залежи пластовые сводовые с суммарной эффективной газонасыщенной мощностью продуктивных пластов 166,4 м. Пласты-коллекторы представлены преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями алевролитов и глин, характеризуются пространственной неоднородностью и невысокими ФЕС. Иногда -пористость отложений достигает 22%. Пластовое давление составляет 20,2—27,4 МПа. - Дебиты газа достигают 554 тыс. м /сут. Месторождение недоразведано.
Ленинградское газоконденсатное месторождение (1990 г.) представлено одной залежью в нижнемеловых отложениях и четырьмя в альб-сеноманских отложениях верхнемелового возраста (рис. 39). Одна из пяти залежей месторождения — газоконденсатная. Все залежи пластово-сводовые. Пласты-коллекторы сложены слаболитифицированными, преимущественно алевритистыми песчаниками с пористостью 25-27%. Дебиты газа, полученные при испытании, колеблются от 250 до 400 тыс. м3/сут. Месторождение недоразведано.
Каменномысское-море газовое месторождение (2000 г.) открыто в южной части Карского моря — в Обской губе.
На месторождении пробурено 7 скважин, которыми установлена и изучена массивная газовая залежь в сеноманском ярусе верхнемелового возраста. Пласты-коллекторы представлены песчано-алевритовыми породами с высокой пористостью. Пластовое давление более ЮМПа. Дебиты газа варьируют в диапазоне 196— 423 тыс. м3/сут. Сеноманская залежь разведкой завершена.
Северо-Камснномысское газоконденсатное месторождение (2000 г.) подобно предыдущему открыто в Обской губе и изучено 7 скважинами. Массивная залежь газа установлена в терригенных отложениях сеноманского возраста; в нижележащих (готерив-валанжинские) отложениях выявлены ещё три газоконденсатные залежи пластового типа. Повсеместно пласты-коллекторы представлены песчано-алевритовыми породами с высокой пористостью. Давление в пластах составляет от 10,2 до 25,6 МПа. Дебиты газа при различных условиях отбора варьировали от 208 до 492 тыс. м3/сут. В настоящее время разведкой завершена только наиболее крупная сеноманская залежь газа.
Открытие крупных месторождений показало ведущее значение Баренцево-Карского региона: установленные здесь запасы УВ составляют почти 80% промышленных запасов нефти и газа российского шельфа. Следует однако иметь в виду, что выполненные-ГРР не были нацелены на открытие собственно крупных месторождений и осуществлялись согласно общим программам нефтегазопоисковых работ.
Ниже приведены карты перспектив нефтегазоносности Печерского моря с выявленными крупными месторождениями УВ (рис. 2), Баренцева моря (рис.3) и Южно-Карского шельфа (рис.4).
Геофизические признаки крупных месторождений нефти и газа
Баренцево и Карское моря вместе с островами составляющие характеризуемый регион, относятся к наиболее крупным по площади (Баренцево — 1424 тыс. км , Карское — 880 тыс. км2) окраинным шельфовым бассейнам Северного Ледовитого океана /202/. Их общая черта, определяющая сложные природно-климатические условия региона -близость к Атлантическому океану и относительно свободный доступ его теплых вод при одновременно постоянном влиянии Северного Ледовитого океана.
Моря отличаются друг от друга глубинами и рельефом дна, ледовым режимом, а также своеобразием климата.
В Баренцевом море (включая Печорское море) глубины меняются от 25 м на юго-востоке (Долгинское месторождение) до 600 м во внутренних впадинах и окраинношельфовых желобах на западе и севере. На большей части акватории преобладают глубины 300-400 м (Штокмановское месторождение).
Достаточно мягкий климат формируется здесь под влиянием Нордкапской ветви теплого Северо-Атлантического течения: Самый холодный месяц в Баренцевом море -март. Средняя температура в это время с севера на юг меняется от -22 до -14С. Средняя температура августа на севере составляют +4 — +6, на юго-востоке — +7.
Характерна активная циклоническая деятельность. В среднем за один месяц в зимнее время над акваторией Баренцева моря может наблюдаться до 3—4 циклонических центров. Интенсивные и глубокие циклоны сопровождаются усилением ветра до штормового, иногда - до ураганного. Летние циклоны достаточно редки.
В открытых частях моря скорость ветра может достигать 35 м/сек. В "районе побережья арх. Новая Земля с ноября по апрель наблюдаются местные ветры — «бора» с возрастанием скорости ветра до 100 м/сек и продолжительностью до 5 суток /164/. Сильные волнения прослеживаются в период с ноября по март. Зимой преобладают волны до 3 м, редко достигая 6 м. В летнее время волнение в основном менее 3 м.
Теплое Нордкапское течение с запада, в свою очередь, порождает систему постоянных теплых течений. Вдоль Кольского полуострова на юго-восток идет прибрежное Мурманское течение. Канинское течение направлено к проливам Карские Ворота и Югорский Шар. На юге Баренцева моря прослеживается Колгуевское течение.
28-Вдоль арх. Новая Земля проходит Новоземельское течение. Скорости постоянных течений невелики и меняются от 0,10 до 0,25 м/сек.
Одна из главных составляющих динамики водных масс Баренцева моря -приливные течения. Их скорости меняются от 0,20-0,50 м/сек., возрастаядо 0,70 м/сек. в Канинско-Колгуевском районе достигая 1,50 м/сек. при входе в воронку Белого моря. На востоке Баренцева моря величина приливов от 0,5 до 4 м. Здесь в мелководной части моря наибольшее влияние на изменение уровня моря оказывают сгонно-нагонные явления. Колебания уровня при этом достигают 3-4 м. Наибольшие нагоны наблюдаются в районе Печорской губы. При сгонах происходит обнажение дна и обмеление фарватеров, при нагонах - затопление островов, берегов и разрушение портовых сооружений:
Особенности климата региона отражаются в изменениях температуры поверхностных и глубинных вод акватории. В Баренцевом море зимой на юге и юго-западе температура составляет +4 — +5 с понижением в центре до +3 — 0, а в северной и северо-восточной частях моря она имеет отрицательные значения и близка к температуре замерзания. С глубиной, температура воды варьирует в зависимости от распределения теплых атлантических вод и рельефа дна.
Баренцево море, хотя и относится к ледовым, но полностью никогда не замерзает. Его юго-западная часть даже в очень суровые зимы свободна от льда. На севере моря льдообразование начинается обычно в сентябре. К апрелю оно достигает максимального развития. В это время плавучие льды занимают около 75% всей площади моря /202/. С учетом активности зимних циклонов, под действием часто меняющихся по силе ветров, течений и повторяющихся приливов ледяные поля подвергаются разрушению и снова смерзаются. В юго-восточной части моря к апрелю толщина льда достигает 70-80 см; в прикромочной зоне в конце зимы толщина льда около 30 см, отсутствуют сплошные поля и преобладает битый лед. На всей акватории моря преобладают плавучие льды и встречаются айсберги. В мае — июне начинается процесс таяния и разрушения ледового покрова. В июле западные берега арх. Новая Земля, и юго-восточная часть моря освобождаются от льда. Северная часть акватории освобождается от льда только к середине августа.
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 200—400 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 крупнейшим рекам Западной Сибири: Байдарацкая, Обская, Гыданская, Тазовская губы, а также Енисейский и Таймырский заливы.
На юго-западе Карского моря вторжение теплого воздуха с циклонами способствует неустойчивой зимней погоде. Однако к северо-востоку среднемесячные температуры значительно понижаются — в январе от -16 до -24С. Минимальная температура может достигать —48 —-52С. Часты вьюги, метели и штормовые ветры. Средние скорости ветра 7-8 м/сек. Штормовые ветры (16 м/сек. и более) характерны для западной части моря, их частота увеличивается в октябре. У о-вов Новая Земля нередко образуются ветры типа «бора», со скоростью до 50 м/сек. Лето короткое и холодное с пасмурной дождливой погодой. Даже летом возможны снегопады, часты туманы. В июле температура воздуха в среднем у поверхности моря меняется от +8 на юге до +2 на севере. В сентябре наблюдается максимальный прогрев воды. Однако в октябре месяце температура воды почти на всей площади моря становится отрицательной и оно покрывается дрейфующими льдами. В осенне-зимнее время оно полностью замерзает.
Разрушение и таяние льда в Карском море начинается в конце мая, а окончательное разрушение припая на западе и юго-западе моря происходит, в середине июня. Разрушение льдов в весенне-летнее время зависит от преобладания ветров и течений віморе. В августе и сентябре море максимально очищается ото льда. Однако на севере моря лед сохраняется, поскольку сюда подходят отроги океанических ледяных массивов.
Сильные волнения характерны для юго-западной и северо-западной частей Карского моря. На юго-западе максимальная, высота волн может достигать 8 м. Центральная часть акватории, где глубины и разгоны довольно ограничены, отличается незначительным волнением.
- Влияние приливов в Карском море незначительно. Колебания уровня моря по всему побережью в среднем составляют 0,5-0,8 м, в Обской губе - до -1 м. Сгонно-нагонные колебания на материковом берегу могут составлять 1 м, а в заливах и губах достигать 2 м и более. Скорости постоянных течений невелики, около 0,02-0,05 м/сек., но при длительных и сильных ветрах они значительно возрастают.
Различия в уровне и режиме развития льдов в Баренцевом и Карском морях отчетливо видны в таблице 2. 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.
Осадочные бассейны и возможные очаги генерации нефти и газа в Баренцево-Карском регионе
Вероятно, периоды быстрого погружения при сохранении достаточного прогрева недр, накопление и преобразование высокобитуминозных пород и хорошие условия консервации, а также неотектоническую активность локальных поднятий можно рассматривать в качестве определяющих признаков формирования крупных скоплений нефти и газа в НГП Персидского залива.
В Волго-Уральской НГП, где открыто 22 крупных месторождения УВ достаточно уверенно выяснены особенности их размещения и формирования. Все гигантские месторождения установлены только на сводах, тогда как крупные приурочены к структурам второго и третьего порядков. Подавляющее число месторождений ассоциирует с конседиментационными структурами вблизи предполагаемых очагов углеводородообразования в системе Камско-Кинельских прогибов /114/.
Сопоставление особенностей строения коры и распределения нефтяных месторождений показывает, что они концентрируются в области существования волновода и крупных надвигов в земной коре. Субвертикальные аномалии находятся под или вблизи месторождений /56/.
Приведенные данные находятся в русле представлений А.Н. Дмитриевского с соавторами (2004), предложившими оригинальную трактовку формирования гигантских скоплений нефти и газа. Исследователи полагают, что воздействие флюидов и энергия глубоких недр (волноводов) на осадочный чехол имеет направленный характер и позволяет концентрироваться рассеянным углеводородам в относительно небольших объемах пористо-проницаемых пород, формируя тем самым их гигантские скопления /62/.
В Южно-Каспийской НГП, где также известно много крупных месторождений УВ, отмечено их тяготение к участкам максимальных мощностей осадочной толщи. Ш.Ф. Мехтиев с соавторами (1988), обращает внимание на концентрацию плиоценовых залежей в зонах с мощностью чехла 17—24 км, а миоценовых, палеогеновых и меловых — на участках распространения мощностей в 7—11 км /124/. Кроме того отмечена близость ареалов максимальной нефтенасыщенности" продуктивных толщ и" распространения крупных месторождений к горноскладчатым районам Балхана и Большого Кавказа /97/.
Среди более 700 месторождений Западно-Сибирской НГП 120 являются крупными скоплениями нефти и газа. Они составляют 17% всех промышленных скоплений в провинции, что значительно превышает аналогичный показатель по России.
При чрезвычайно разносторонних и обстоятельных исследованиях по геологии и нефтегазоносное Западно-Сибирской НГП (А.Э. Конторович, Ф.К. Салманов, B.C. Сурков, И.И. Нестеров, А.А. Трофимук, В.И. Шпильман, В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов и др.) чётко обоснованные поисковые признаки крупных месторождений относительно немногочисленны.
К северным районам провинции приурочен так называемый «планетарный узел газонакопления» с уникальным по запасам Уренгойским месторождением. Ещё один узел приурочен к северным районам п-ова Ямал и сопредельной акватории Карского моря /173/. Территория полуострова и ближайших районов на севере провинции перспективны на обнаружение крупных залежей газа в палеозойских отложениях на глубинах 3,5-6,5 км /143/. Согласно А.Н. Шарданову (1993) уникальная газоносность северных территорий и акваторий НГП связана с особенностями строения и энергетики мантии и литосферы. Исследователь обращает внимание на волноводы и крупнейший, достигающий поверхности Мохо астенолит, над которым и размещается Уренгойский узел крупных месторождений. Предполагается простирание астенолита далеко на север вдоль зон глубинных разломов /223/.
В качестве характерных особенностей провинции, контролирующих ее уникальную нефтегазоносность, кроме аномального строения коры и мантии, называются относительно локализованное во времени быстрое погружение в конце позднее юры, связанное с ним формирование на большей части бассейна относительно глубоководной кремнисто-глинистой по составу баженовской свиты — главного нефтепроизводящего горизонта провинции, существенно повышенный тепловой поток (до-1,5 с.т.п.), а также локальная тектоника. Интенсивность последней выше, чем в платформенных областях и обеспечивается развитием в центральной части провинции крупных куполов и антиклиналей, занимающих более 40% территории /3/.
Наиболее значительные скопления, такие как Самотлор, Мамонтовское, Федоровское (нефть) и Уренгойское, Ямбургское, Медвежье, Бованенковское, Харасавэйское месторождения приурочены к крупным сводам и структурам первого и второго порядка.
Применительно к Пур-Тазовской НГО К.Р:Сахончик иВ.А. Скоробогатов (2003)" указывают на развитие гигантских и крупных газовых и нефтегазовых месторождений в кровле альб-сеноманского подкомплекса и в таркосалинской пачке на крупных валах и куполовидных поднятиях, а также крупных и крупных месторождений в верхнеюрских горизонтах группы Юі (васюганская - сиговская свита). Исследователи считают, что для прогнозирования наличия и местонахождения новых крупных месторождений УВ в этой НГО наиболее важное прогностическое значение имеет изучение аккумуляционных и эволюционно-консервационных-условий газонефтеносности /168/.
Зоны повышенной продуктивности в регионально нефтенасыщенных породах баженовской свиты круговой, полосовидной или изометричной формы имеют площадь от нескольких до сотен квадратных километров. Анализ имеющегося материала показал, что они обусловлены расслоенностью и трещиноватостью пород и АВПД. На основании геолого-промысловых данных установлено, что рассматриваемые зоны характеризуются: пластовыми температурами 100С; высокими электрическими сопротивлениями пород 500 Ом м; содержанием ОВ не менее 10-15%; пониженными значениями энергии отраженных волн; повышенными значениями относительной деформации пород; наличием каверн в разрезе баженовской свиты. Автор разработки М.Е. Стасюк считает, что все перечисленные признаки могут быть использованы для целей локального прогноза /182/. Подтвердившаяся открытиями приуроченность крупных месторождений к областям быстрого погружения (в Западной Сибири 0,2-0,3 км/млн лет при 4 некомпенсированном погружении), удовлетворительные условия консервации и неотектоническая активность видимо могут рассматриваться в качестве признаков присутствия таких месторождений в Западно-Сибирской НГП.
В двух нефтегазоносных провинциях Восточной Сибири — Лено-Тунгусской и Хатангско-Вилюйской открыто 16 крупных месторождений УВ. В Лено-Тунгусской НГП открыты 11 месторождений: 1 уникальное, 10 крупных; в Хатангско-Вилюйской — 5 крупных.
Вопросы прогноза и размещения крупных месторождений УВ на Сибирской платформе рассматривались в работах А.А. Трофимука (1969, 1998), А.Э. Конторовича (1975, 1988), B.C. Старосельцева (1975), В.В. Самсонова (1975, 1986), Н.В.Мельникова (1975, 1985), Ю.А.Притулы (1975), В.В. Забалуева (1972, 1980), Э.А. Базанова (1977, - 1999), Т-.К-. Баженовой (1983, 1992), B.C. Ситникова (1985; 1986),В:В:Харахинова с соавторами (2003) и др.
Обоснование базовых элементов прогноза и поисков крупных хместорождений УВ — зон нефти- и (или) газонакопления
Геолого-геофизические приемы прогноза и поисков крупных месторождений УВ разрабатываются достаточно активно. Однако при всех позитивных результатах отечественных и зарубежных исследователей приходится признать недоработанность значительной части проблемы и отсутствие всесторонне обоснованной методики прогноза. В качестве достаточно сложных оставались разделы количественной- и фазовой оценок и, что особенно важно, - локализации прогнозируемых месторождений.
В наиболее полном варианте научные и методические основы прогноза крупных месторождений представлены., в исследованиях ВНИГРИ710, 72, 152/. С необходимыми дополнениями, касающимисяї особенностей прогноза и поисков таких скоплений УВ в Баренцево-Карском регионе, они использованы нами в настоящей работе.
Знакомство с упомянутыми методическими решениями свидетельствует о том, что результаты прогноза крупных месторождений УВ, его необходимая конкретика и достоверность достигаются в значительной степени на основе предшествующего количественного изучения зон нефтегазонакопления.
Количественная модификация зонального прогноза сама по себе является достаточно новой и требующей хотя бы кратких пояснений. В наиболее полной форме она изложена в нескольких публикациях её авторов: Зональный прогноз нефтегазоносности в условиях акваторий; специфика и базовые критерии /45/; Зоны нефтегазонакопления окраин континентов /72/; Методические аспекты количественной ресурсной оценки морских объектов! детального прогноза /47/. Её главные особенности: выделение зон нефтегазонакопления как природных совокупностей сближенных месторождений или "перспективных ловушек, оценка на основе геолого-статистических мировых данных и через внутрибассейновые эталоны зональных ресурсов. УВ с определением! величины наибольшего месторождения в зонах. При- достаточных кондициях, т.е. величине извлекаемых запасов нефти более 60 млн т или газа более 75 млрд м такой локальный объект уже может рассматриваться в качестве прогнозируемого на открытие крупного месторождения. Относительно небольшая площадь выделяемых зон нефтегазонакопления - в среднем 500-1000 км2 и ресурсно-геологическая оценка ловушек в их составе позволяют конкретизировать, расположение прогнозируемого объекта в границах зоны /47/.
Естественно, научное и методическое содержание прогноза, особенно в условиях акваторий, существенно более сложное, однако изложенная операционная канва достаточно проста и позволяет решать основную задачу даже применительно к недостаточно изученным перспективно нефтегазоносным бассейнам.
Важное значение имеет оценка фазовой специализации прогнозируемых месторождений, в целом наименее разработанная применительно к детальным объектам углеводородонакопления. Так, например в широко используемом ныне бассейновом моделировании, причём во всех его модификациях, соответствующие характеристики крупных месторождений не приводятся.
B.C. Соболев - главный разработчик фазовых оценок прогнозируемых детальных объектов в рамках методического комплекса ВНИГРИ обозначил предложенный им подход как изотопно-биомаркерно-палеогеографический /152/. Его смысловыми особенностями являются: использование разработанной авторами классификации доминантных материнских свит и автономных источников газа, привлечение результатов фазового анализа УВ в зональных объектах /72/, синтез эталонных данных в рамках углеводородных систем, использование в прогнозе специально, созданных фазово-генетических моделей - нефтяной и газоконденсатной /152/.
Выделены четыре класса углеводородных систем (УВС): 1ый класс — нефтяные УВС, сформированные на базе НМС доманикового типа; IIой класс — газонефтяные УВС, сформированные на базе НМС шельфового генезиса; IIIий класс — газонефтяные УВС, сформированные на базе НМС озерного и авандельтового генезиса; IVми класс — преимущественно нефтегазовые и газоконденсатные УВС, созданные на базе угленосных НМС /72/.
Подавляющая часть крупных месторождений нефти и газа контролируется-УВС 1ого и Пого класса, но геологические условия нахождения конкретных месторождений нефти и газа в земной коре чрезвычайно разнообразны, что и учитывается предлагаемыми ниже моделями.
При составлении нефтяной фазово-генетичсской модели (табл. 5) учтён материал по 75-80% месторождений Мира. Модель предполагает формирование крупных нефтяных скоплений главным образом на базе УВС 10Г0-Ц0Г0 классов В результате очагово-миграционных процессов при сравнительно близких путях восходящей ступенчатой латеральной миграции. Месторождения отличаются многопластовостью в результате её многократного проявления.
В ареалах УВС IIoro-IVoro классов характерно формирование полифазных крупных месторождений с преобладанием жидких компонентов при Рнас /Рпласт близких к единице. В закрытых нефтяных системах в нижних термобарических зонах на глубинах более 3,0 км благоприятным фактором формирования является АВПД с коэффициентом аномальности 1,5-1,9.
В соответствии с моделью при реализации потенциала УВС 1ого класса преобладают первичные утяжеленные слабо газонасыщенные нефти, тогда как УВС Пого-IVoro классов генерируют скопления лёгких и средних газонасыщенных нафтено-ароматических нефтей /152/.
