Детальные сейсморазведочные работы МОВ ОГТ 2D в транзитной зоне Баренцева моря
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
?ает низменные места. Берега губы окаймлены обсыхающими отмелями. Грунт в губе представлен глинистым песок и илистым песками. Колебания уровня воды в губе обусловлены приливными и сгонно-нагонными явлениями. Величины приливов составляли 0.3-1.6 метра, а при сильных ветрах западного и северо-западного направления, совпадающих по времени с приливом, может достигать 2.0-2.5 метров.
Скорость течения в губе при приливных явлениях достигает 3.5-7.0 км/час. Сгонными ветрами в Перевозной Губе являются ветра восточного, северо-восточного и юго-восточного направлений. Со второй половины сентября наблюдается неустойчивый тип погоды. Он характеризуется неустойчивыми по направлению сильными ветрами (штормовые ветра 17-25 м/сек), понижением температуры. Продолжительность штормовых ветров (скорость ветра 15м/с и более) составляла, в среднем 10-16 часов в сутки.
Дороги и причалы отсутствуют. Ближайший населенный пункт - п. Варандей (50 км) с посадочной площадкой для самолета Ан-2 и вертолетов. Ближайшим морским портом, оборудованным погрузочно-разгрузочными механизмами, является г. Нарьян-Мар (290 км), здесь же имеется аэропорт, нефтебаза. Ближайшие железнодорожные станции и аэропорты - г. Воркута (250км), г. Инта (300км), г. Архангельск (950 км).[10]
1.2 Геологическая и геофизическая изученность района
Современная геолого-геофизическая изученность акватории Печорского шельфа, по сравнению с другими акваториями, оценивается как относительно высокая. Количественные данные по изученности всего шельфа на настоящее время составляют более 100 тыс. пог. км сейсмопрофилирования и 21 скважина. При этом все месторождения углеводородного сырья на шельфе Печорского моря были открыты в 80-90-х годах прошлого века.[3]
В истории развития геологоразведочных работ можно выделить несколько основных этапов:этап (1929-1960 гг.). За 30 лет объем опорного, поискового и разведочного бурения составил 669 тыс. пог. м, выявлено 5,5% от начальных суммарных ресурсов нефти и 5,1% газа, что позволило нефтяникам и газовикам извлечь из недр 7,2 млн. т нефти и 12,2 млрд. м3 газа.этап (1961-1980 гг.). В течения второго этапа значительно расширилась площадь поисков новых месторождений и стратиграфический диапазон новых открытий.этап (1981-1990 гг.). Одним из наиболее важных факторов целенаправленного проведения поисково-разведочных работ этого этапа, обеспечившего дальнейшее развитие сырьевой базы и совершенствование структуры размещения разведанных запасов, явилась систематически проводимая научная обработка всей накопленной геолого-геофизической информации.этап (начало 90-х гг. - настоящее время). Итоги на этом этапе освоения ресурсов отличаются аномальным снижением объемов как в Республике Коми, так и, особенно, в Ненецком автономном округе, что привело к исключительно низким темпам роста разведанности начальных суммарных ресурсов нефти и газа. Однако, в будущем регион обладает значительным потенциалом для расширения сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности.[10]
1.3 Геологическое строение района
.3.1 Стратиграфия
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза дается по результатам обобщенных данных бурения, ГИС и анализа керна, выполненных производственными организациями: Коминефть, Ухтанефтегазгеология, Архангельскгеология, Печорагеофизика и др. На рисунке 1.2 приведена литолого-стратиграфическая колонка для акваториальной части Тимано-Печорской провинции.
Рисунок 1.2 - Нефтегазоносные комплексы и мегакомплексы осадочного чехла акваториальной части Тимано-Печорской провинции [По Ю.Н. Григоренко]
-8 - литология: 1 - глины, аргиллиты, 2 - алевролиты, 3 - песчаники, 4 - известняки, 5 - доломиты, 6 - мергели, 7 - ангидриты, гипсы, 8 - размывы; 9-10 - покрышки: 9 - региональная, 10 - зональная; 11-13 - залежи: 11 - нефти, 12 - газа, 13 - конденсата; 14-15 - проявления: 14 - нефти, 15 - газа; 16 - предполагаемое распределение НСР УВ по комплексам, %.
На неё представлена не только литолого-стратиграфическая разбивка, но и интервалы нефтегазоносности и соответствующие интервалы покрышек.[4]
Шельф Печорского моря большинством исследователей относится к числу наиболее перспективных в отношении нефтеносности среди арктических акваторий РФ, в силу своей изученности.
Характерной чертой нефтегазоносного бассейна является широкий стратиграфический диапазон нефтегазоносности, охватывающий отложения от ордовика до триаса включительно. При этом большинство открытых в настоящее время месторождений нефти и газа на шельфе Печорского моря относится к транзитной зоне.[10]
Фундамент сложен верхнепротерозойскими породами. Осадочное выполнение представлено палеозойскими и мезозойскими отложениями с максимальной мощностью от нескольких сотен метров (Тиман) до 6-8 км (платформенные прогибы) и до 10-12 км (Предуральский прогиб).
На Печорском шельфе регионально распространенные тимано-саргаевская, кунгурская и триасовая (ангуранская) покрышки разделяют три крупных нефтегазоносных мегакомплекса с реально установленными запасами и прогнозными ресурсами, преобладающими в преимущественно карбонатном франско-нижнепермском комплексе (50 %); нижний терригенно-карбонатный ордовикско-нижнефранский комплекс содержит около 15% ресурсов, верхний терригенный среднепермско-мезозойский (триасовый) - 35 % (рисунок 1.2).
Вероятное размещение основных очагов генерации углеводородов для района исследований показано на рисунке 1.3.
Рисунок 1.3 - Вероятное размещение основных о