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

Вид материала

Содержание

Рис.2 Базовые участки прогноза и поисков крупных месторождений
Рис. 3. Примеры прогноза крупных месторождений УВ в составе базовых участков
Печорское море
Баренцево море

Подобный материал:

1 2 3 4

** - 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.

На акваториях Баренцево-Карского региона оценено 64 ЗНГН; 19 из них или 30% подтверждены открытиями месторождений. Суммарные геологические ресурсы этих зон насчитывают более 25,4 млрд. т н.э., или 24% нефтегазовых ресурсов всех акваторий в составе Тимано-Печорской, Баренцево-Карской и Западно-Сибирской НГП.

Выделенные зоны представляют собой группировки преимущественно структурных ловушек; объекты неструктурного типа встречены главным образом в доказанных и прогнозируемых зонах печорского шельфа. Количество локальных объектов достигает 16-ти, однако наиболее распространены зоны, состоящие из 5–6 структурных ловушек.

Среди зональных объектов представлены группировки с различным составом УВ в прогнозируемых и установленных месторождениях. Зоны преимущественного нефтенакопления и зоны газонефтяного профиля составляют 35% общего числа рассматриваемых объектов. Они представлены главным образом в морской части Тимано-Печорской НГП и, возможно, в прибортовых частях Восточно-Баренцевского мегапрогиба.

Зоны, объединяющие газовые и газоконденсатные месторождения, выявленные или предполагаемые составляют 65% и достаточно редко сопровождаются нефтяными залежами. Несомненно, главными областями распространения таких зон являются депрессионные структуры нефтегазоносных провинций – Южно-Карская и Надым-Тазовская синеклизы, а также Восточно-Баренцевский мегапрогиб.

С учетом параметров доказанных бурением зон углеводородонакопления этаж нефтегазоносности большинства аналогичных по рангу прогнозных объектов должен вероятно оцениваться в диапазоне значений 300–800 м. Одновременно те же данные свидетельствуют о возможности значительно больших величин интервала нефтегазоносности в некоторых зонах, что может быть связано с лучшей разбуренностью объектов.

Очерченным зонам свойственны значительные колебания величины геологических ресурсов – от 14 до 8180 млн. т.н.э. и плотности ресурсов - от 22 до 2500 тыс. т/км². Существенно варьируют площади предполагаемого нефтегазонакопления - от 350 до 5000 км².

Наиболее распространены зоны с геологическими ресурсами УВ до 500 млн. т.н.э.; они составляют 75% общего числа прогнозируемых объектов. Зоны нефтегазонакопления с ресурсами от 600 до 800 млн. т.н.э. среди намеченных 64 объектов практически отсутствуют. Объекты свыше 800 млн. т.н.э. составляют наиболее интересную группу среди выделенных зон, к которым как правило приурочены крупные месторождения нефти и газа.

Определение еще одного, наиболее важного для прогноза, параметра зон углеводородонакопления – величины наибольшего месторождения проводилось исходя из значения ресурсов УВ в каждой зоне. Эти зональные характеристики связаны друг с другом при коэффициенте корреляции 0,95.

Было установлено, что минимальные граничные величины зональных геологических ресурсов, обеспечивающие присутствие в зонах хотя бы одного крупного месторождения с извлекаемыми запасами 60 млн. т нефти или 75 млрд.м³ газа, составляют, соответственно, 320 млн. т и 140 млрд.м³. Наряду с региональными значениями бассейновой плотности ресурсов УВ ≥ 100 тыс. т/км². Эти данные использовались для оценки соответствия выявленных зон базовым участкам с возможным присутствием крупных месторождений. Более серьезные ограничения – зональные ресурсы не менее 450 млрд.м³ были установлены для базовых участков с вероятными газовыми или низкогазоконденсатными месторождениями в акваториальной части Западно-Сибирской НГП.

В итоге по результатам анализа ресурсно-геологических показателей 64 зон углеводородонакопления и их соответствия районам с бассейновой плотностью ресурсов ≥ 100 тыс. т/км² только 13 оказались отнесенными к базовым участкам с возможным присутствием крупных месторождений нефти и газа.

Тринадцать базовых элементов, выделенных в трех нефтегазоносных провинциях Баренцево-Карского региона являются перспективными участками дальнейших поисков крупных месторождений УВ. Они очерчены с учетом расположения и размеров соответствующих им самых значительных зон доказанного и вероятного нефтегазонакопления и располагаются в геологически и ресурсно наиболее привлекательных НГО на участках с региональной плотностью от 100 до 500 тыс. т/км² и более. Средняя величина геологических ресурсов базового участка, которые варьируют от 270 до 1743 млн. т.н.э., составляет 740 млн. т.н.э. Это более чем в два раза превышает контрольную величину ресурсов в 320 млн. т.н.э., установленную в качестве минимальной для возможного открытия крупного месторождения.

Суммарные геологические ресурсы 13 выделенных базовых участков насчитывают 9,6 млрд. т.н.э. или 9% НСР УВ региона.

Согласно анализа пространственных размеров базовых участков региона средняя величина немногим более 2000 км², но общая акватория, занятая всеми тринадцатью объектами составляет всего 2% площади региона. Большая часть базовых элементов адекватна зонам нефтегазонакопления в мезозойских отложениях и только на двух из них газовые или газоконденсатные скопления предполагаются, наряду с триасовым, в верхнепалеозойском НГК. Особняком рассматривается участок П-2 на морском продолжении Хорейверской впадины (Тимано-Печорская НГП), где углеводороды ожидаются в ордовикско-нижнедевонском НГК.

Намеченные участки (рис. 2) достаточно разнообразны по фазовому составу ожидаемых углеводородных скоплений. Два участка, выделенные в пределах восточной акватории Тимано-Печорской провинции, вероятно, могут рассматриваться как объекты перспективные для поисков скоплений жидких УВ. Преимущественно газонефтяные месторождения следует ожидать на базовых участках вдоль западной границы российского сектора Баренцева моря – Б-3 и Б-4. Остальные девять участков рекомендованы в областях распространения низкоконденсатных газов, господствующих в недрах глубоких баренцевоморских впадин (Южно- и Северо-Баренцевской) и в Южно-Карском регионе. Только в Восточно-Карской ПНГО и вдоль Обской губы от Геофизического до Утреннего месторождения и, вероятно, севернее, наряду с газовыми возможно открытие количественно подчиненных залежей жидких УВ. Тем не менее, свыше 25% ресурсов, ассоциированных с первыми предложенными 13 участками, нацелены на открытие залежей жидких УВ в недрах Баренцево-Карского региона.

Заключительный раздел главы освещает результаты прогноза. При этом характерные количественные признаки крупных месторождений в каждой из НГП дополняются кратким изложением качественных показателей их вероятного присутствия. Особое внимание было уделено геологическим предпосылкам размещения прогнозируемых крупных месторождений.

Так в Тимано-Печорской НГП, где уже открыты 3 таких месторождения, прогнозируется возможность открытия еще двух аналогичных по крупности нефтяных месторождений в двух различных по строению НГО и разновозрастных интервалах разреза.

Первая – Восточно-Печорская НГО отвечает системе краевых структур Печорской плиты на границе с Пайхойско-Новоземельским орогеном. Базовый участок П-1 оконтурен у западной границы Южно-Новоземельского прогиба вблизи Долгинского месторождения – в одноименной структурной зоне, ограничивающей прогиб с запада.

Оценка Папанинской зоны вероятного нефтегазообразования учитывающая, в том числе и благоприятное положение участка П-1, а также параметры крупной структурной ловушки в составе зоны, позволяют рассчитывать на открытие крупного газонефтяного месторождения в верхнепалеозойско-триасовом интервале разреза (табл. 4).

Рис.2 Базовые участки прогноза и поисков крупных месторождений

Второе месторождение прогнозируется в принципиально отличной стабильной части Печорской плиты на восточном склоне Большеземельского палеосвода в пределах Хорейверской НГО и одноименной наложенной впадины. Крупное месторождение, прогнозируемое на базовом участке П-2 (Мадачагская зона), предполагается близким по строению и условиям формирования расположенным невдалеке крупным нефтяным месторождениям им. Р. Требса и А. Титова. Оно прогнозируется в нижнем ордовикско-нижнедевонском НГК Тимано-Печорской НГП (Ю.Ф. Федоровский, В.Е. Захаров, В.Н. Хоштария и др., 2008).

Два геологически различных района Баренцева моря включают две индивидуальные по своим особенностям группировки предполагаемых крупных объектов углеводородонакопления. Первая включает два базовых участка Б-5 и Б-6 в Северо-Баренцевской ПНГО на склонах одноименной впадины, содержащей в верхней половине чехла глубоководные верхнепалеозойские образования и мощную терригенную толщу мезозоя. Ресурсы базовых участков, региональные показатели концентрации УВ и характеристики структурных ловушек позволяют ожидать здесь достаточно крупные, возможно гигантские месторождения.

Вторая группа включает участки прогноза и поисков крупных месторождений в пределах Центральной ПНГО. Особенности строения и развития свода Федынского, к восточному склону которого приурочен участок Б-3, и свода Маловицкого (участок Б-4) позволяют прогнозировать здесь месторождения со значительным содержанием жидких УВ и с большими запасами УВ. Среди двух ожидаемых месторождений одно в Центральной зоне оценивается как уникальное (рис. 3).

Семь базовых участков в акваториях Западно-Сибирской НГП также естественным образом подразделяются на две группы.

Рис. 3. Примеры прогноза крупных месторождений УВ в составе базовых участков

Таблица 4

Результаты прогноза крупных месторождений в Баренцево-Карском регионе

Элементы нефтегеологического районирования	Базовый элемент (участок) прогноза	Прогнозируемые месторождения
НГП	НГО	Зона (участок) углеводородо-накопления	Индекс	Площадь, км²	Ресурсы (геол.), млн т/млрд м³	Ожидаемые запасы (величина наибольшего м-ния в зоне), млн т/млрд м³	Категория крупности*	Фаза**	Возможный интервал нефтегазо-накопления	Количест-во месторож-дений
Печорское море
Тимано-Печорская НГП	Восточно-Печорская	Папанинская	П-1	1240	545	120	Г	ГН	C-Т	1
Хорейверская	Мадачагская	П-2	771	390	75	К	Н	O-D₁	1
Баренцево море
Баренцево-Карская НГП	Центральная	Центральная (Федынского)	Б-3	2250	1353	406	У	Н+ГН	D₃-T	1
Участок свода Маловицкого	Б-4	1250	425	250	Г	ГН или НГ	C-T	1
Северо-Баренцевская	Средняя	Б-5	1690	367	105	Г	НГ	J	1
Лунинский участок	Б-6	2700	270	135	Г	ГК	K-J	1
южная акватория Карского моря
Акваториальная часть Западно-Сибирской НГП	Южно-Карская	Кропоткинская	К-7	4000	1525	960	У	ГК	K-J	1
Нярмейская	К-8	3750	1743	1056	У	ГК	K-J	1
Анабарская	К-9	2500	450	256	Г	ГК	K	1
Шараповская	К-10	1837	460	140	Г	Г	K	1
Ямало-Гыданская	Геофизическая	К-11	1870	495	288	Г	НГК	K₁-К₂	1
Пайхойско-Таймырская	Корпачевская	К-12	3750	590	240	Г	НГК	K₁-J	1
Восточно-Карская	Вилькицкого	К-13	3375	990	380	Г	НГК	K₁-J	1

Blog

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

Содержание

Печорское море

Баренцево море