Прогноз крупных месторождений нефти и газа в Баренцево-Карском регионе России

Размещено на http://www.allbest.ru/

Прогноз крупных месторождений нефти и газа в Баренцево-Карском регионе России

Общая характеристика работы

месторождение нефть газ прогноз

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.

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 НГК в палеозойских терригенных и карбонатных и 2 ГК в терригенных триасовых и среднеюрских отложениях.

Во второй тоже выделено 10 НГК: 1 ГК - в триасово-палеозойских осадочно-вулканогенных и 9 НГК - 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 Долгинское 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.



а) б)

Рис. 1 Карты перспектив нефтегазоносности шельфа Баренцева (а) и западной части Карского (б) морей.

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 Долгинское, Приразломное, Медынское-море), западноямальский шельф и Обско-Тазовский узел губ и заливов Карского моря /В.С. Вовк, М.Ю. Басаргин, Д.А. Мирзоев и др. 2005/. Установлено свыше 500 перспективных локальных объектов, пробурено 75 скважин, открыто 17, 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, Долгинское - на Печорском шельфе.

В главе охарактеризована крупность этих месторождений, извлекаемые запасы категорий С1 и С2 ресурсы С3 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, В.С. 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 80-90^е годы минувшего столетия.

Одними из первых были работы 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 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), В.С. Суркова, Л.В. Смирнова, Ф.Г. Гурари (1987, 1997, 1999), Н.Х. Кулахметова с соавторами (1986), А.В. Рылькова (2003), М.Я. Рудкевича с соавторами (1988), А.А. Плотникова и О.Л. Клапчука (2003), С.Г. Неручева, Е.В. Захарова и П.Б. Никитина (2003), А.М. Брехунцова с соавторами (2004), В.А. Холодилова (2005) .

В связи с глобальными и региональными аспектами нефтегазоносности 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.

Важный прогноз числа ожидаемых открытий крупных месторождений на основе математического моделирования был выполнен коллективом исследователей под руководством А.Э. Конторовича, группой геологов-нефтяников ВНИГРИ (М.Д. Белонин, Ю.В. Подольский) и некоторыми другими учеными. Ю.Н. Григоренко были определены критические показатели присутствия крупных месторождений и выяснена возможность оценки наличия и запасов крупнейшего месторождения, исходя из величины ресурсов вмещающей его зоны нефтегазонакопления. А.Э. Конторовичем, В.Д. Наливкиным, И.И. Нестеровым, С.П. Максимовым, В.И. Ермаковым, Ф.К. Салмановым, В.А. Скоро-богатовым и Л.В. Строгановым, Ю.Н. Карогодиным и другими исследователями много-кратно анализировались различные возможные факторы формирования гигантских месторождений в Западно-Сибирской НГП. Вопросами размещения крупных место-рождений в северных областях провинции занимались Ф.С. Ульмасвай с соавторами, Т.Л. 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 /В.С. Вовк 2008/. Позднее были оценены проявления признаков присутствия месторождений нефти и газа по геофизическим данным /В.С. Вовк и др. 2009/.

Таким образом, прогноз и поиски крупных месторождений в северо-западных 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 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 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 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.

Таблица 1Особенности 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	11

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.

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 ледовитости 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., млрд т	Запасы УВ (геол.)	Количество месторождений на акватории всего/крупных	Накопленная добыча, млн т/млрд м3	Лицензи-рование в % от площади НГБ
			величина, млн т	% от НСР
1	Баренцево-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	Западно-Сибирская 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 Nшrway // OilVoice. 2007. September 21.

** По состоянию на 01.01.2005 г. (DOE/NETL/2007*1280 Summary Report 2007).

Россия является пионером в изучении и освоении Арктики. В период с 1983 по 2000 г. в западноарктических акваториях России открыто 17 месторождений, включая 11 крупных, выявлено и подготовлено значительное количество локальных структур.

Открытие в Тимано-Печорской, Баренцево-Карской и Западно-Сибирской 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 акваториальной 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 90^х 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 главе «Научно-методическая составляющая 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), М. Хэлбути (1973), И.И. Нестеров (1975), В.В. Потеряева (1976), И.П. Лаврушко (1982, 1984, 1988 г.г.), С.П. Максимов (1986), Е.В. Артюшков и М.А. Беэр (1987), А.А. Трофимук (1985), В.Ф. Раабен (1987), Х. 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), В.С. 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 ?g амплитудой более 1 мГл, четко фиксируемые высокоточной съемкой. Автором совместно с В.В. Колесовым, А.А. Черновым и А.Д. Дзюбло эти признаки рассмотрены на примерах месторождений, известных в Обской и Тазовской губах Карского моря /В.С. Вовк и 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/км2**. 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 близкие 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 С3 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, объёмно наиболее крупной 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 посвящён 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, А.А. Красильщикова, 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 Iд) и кунгурско-среднепермский а также, возможно, среднетриасовый (тип IIм) 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 IIм). 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 НГО 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 (НГК). Их максимальное число свойственно Баренцевской и Карской провинциям, где, кроме пяти комплексов в - Южно- и Северо-Баренцевской НГО, автономный набор рифейско-палеозойских комплексов представлен в Северо-Карской ПНГО. Основная последовательность НГК провинции включает: ордовикско-среднедевонский, верхнедевонско-каменноугольный, пермский, триасовый и юрско-меловой НГК.

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 НГК 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 НГК предполагается главной на акватории Печорского моря. Важные значения имеет подстилающий ордовикско-верхнефранский НГК (40% ресурсов).

Поскольку НГК 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 НГК.

В разделе, посвящённом 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 НГО - Штокмановско-Лудловская, Южно-Карская, 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 (2,5-25,9 млрд т) в каждой из них намного превосходят предельно возможные показатели НГБ, гарантирующие присутствие крупных месторождений. К этой же категории относятся НГО, 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 НГО 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 2D.

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 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 акваториальной 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.

...