Геолого-геофизические исследования и модели природных резервуаров баренцево-карского региона с целью наращивания ресурсной базы углеводородов

Вид материала

Автореферат

Содержание Общая характеристика работы Цель работы Основные задачи исследований Научная новизна Защищаемые положения Практическая значимость работы Апробация работы Объем и структура работы 1.2. Баренцево-Карский регион 1.2.2. Юрские коллекторы 1.2.3. Отложения палеозоя 1.2.4. Породы фундамента 2.2. Стратиграфия, литофациальная характеристика 2.3.Нефтегазогенерационный потенциал продуктивных комплексов Нижнемеловые и альб-сеноманские НГМТ 3.1. Принципы моделирования геологических систем 3.2. Геолого-геофизические модели Западно-Сибирской плиты и ее обрамления 3.2.2. Сейсмогеологические модели резервуаров нефти и газа Баренцево-Карского региона 3.3. Литофизические модели 3.3.1. Петрофизические модели терригенных коллекторов ... Полное содержание

Подобный материал:

• Р. Х. Бахтеев (зао «Казанский Рецэн»), 190.97kb.
• Программа заседаний секции «Комплексные геолого-геофизические исследования недр», 87.35kb.
• Адсорбция белка на природных сорбентах, 52.62kb.
• План урока: 1 Общая характеристика природных источников углеводородов. 2 Природный, 37.1kb.
• План урока: 1 Общая характеристика природных источников углеводородов. 2 Природный, 36.74kb.
• Прогноз крупнЫх месторождений нефти и газа в Баренцево-Карском регионе России, 607.91kb.
• Правовые основы экономики и организации геологоразведочных работ, 1002.58kb.
• Примерная тематика дипломных работ по специальности, 141.59kb.
• Елецкий Н. Д., Корниенко О. В. Мировая экономика, 3133.17kb.
• Рабочая программа повышения квалификации Определение геолого-промысловых параметров, 58.58kb.

На правах рукописи




ДЗЮБЛО Александр Дмитриевич


ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ

ИССЛЕДОВАНИЯ И МОДЕЛИ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ БАРЕНЦЕВО-КАРСКОГО РЕГИОНА С ЦЕЛЬЮ НАРАЩИВАНИЯ РЕСУРСНОЙ БАЗЫ УГЛЕВОДОРОДОВ


Специальность: 25.00.12 – Геология, поиски и разведка горючих ископаемых


АВТОРЕФЕРАТ


диссертации на соискание ученой степени

доктора геолого-минералогических наук


Москва – 2009


Работа выполнена в ООО «Газфлот»

Официальные оппоненты:	доктор геолого-минералогических наук Скоробогатов В.А., ВНИИГАЗ
	доктор геолого-минералогических наук, профессор, Золоева Г.М., Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина
	доктор геолого-минералогических наук, профессор, Бурлин Ю.К., Московский государственный университет имени М.В.Ломоносова

Ведущая организация ООО «ТюменНИИгипрогаз»


Защита состоится «______» _____________ 2009 г. в 15:00 в аудитории 232 на заседании диссертационного совета Д 212.200.02 при Российском Государственном университете нефти и газа им И.М. Губкина по адресу: 119991, Москва, В-296, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.


С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.


Автореферат разослан «______» _____________ 2009 г.





Учёный секретарь

диссертационного совета,

_____________ Е.А. Леонова

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы

В Российской Федерации в соответствии с параметрами энергетической стратегии России до 2020 г. нефтедобыча в известных нефтегазоносных провинциях, расположенных в материковой части, даже с учетом развития и освоения ресурсной базы Восточной Сибири в 2013-2015 г.г. перейдет в падающий режим и к 2020 году сократится на 4% (до 470 млн.т.). Расчетный рост добычи природного газа на суше не обеспечивает прогнозируемый объем спроса на него с учетом увеличения потребностей внутреннего рынка и необходимости выполнения международных обязательств по поставкам российского газа на внешние рынки.

Освоение топливно-энергетического потенциала шельфа России призвано сыграть стабилизирующую роль в динамике добычи нефти и газа, компенсируя возможный спад уровней добычи по континентальным месторождениям в период 2015-2030 годов. Западно-арктический шельф (объект исследований) входят в число приоритетов в развитии и расширенном воспроизводстве минерально-сырьевой базы страны и обладает реальной перспективой формирования в его пределах крупных добывающих центров.

По прогнозным оценкам, в пределах континентального шельфа России начальные извлекаемые суммарные ресурсы углеводородов (НСР УВ) составляют около 100 млрд. тонн условного топлива. Основная часть НСР УВ шельфа представлена ресурсами свободного газа – порядка 76 трлн. куб. м.

По оценкам специалистов около 85% начальных суммарных ресурсов углеводородов приходится на моря Западной Арктики – Баренцево, Печорское и Карское, которым принадлежит ведущее место по нефтегазовому потенциалу арктического шельфа.

В диссертации проведен детальный анализ состояния ресурсной базы региона.

Геолого-геофизическая изученность арктического шельфа слабая и, в основном, геологоразведочные работы велись здесь в 80-90-е годы прошлого столетия. Тогда были открыты крупнейшие газовые и газоконденсатные месторождения: в Баренцевом море (уникальное Штокмановское, Ледовое, Лудловское); нефтяные в Печорском море (Приразломное, Долгинское, Варандей-море, Медынское-море); в Карском море на Западно-Ямальском шельфе гиганты Русановское и Ленинградское газоконденсатные, а в Обской губе крупные газовые Северо-Каменномысское, Каменномысское – море (рис. 1).

Значительное число открытых на суше месторождений имеют акваториальное продолжение, в силу этого изучены сейсмической разведкой частично, а бурением в акватории не изучены совсем. К их числу относятся месторождения на Ямале Крузенштернское и Харасавэйское; Семаковское, Антипаютинское, Тота-Яхинское в Тазовской губе; Геофизическое, Утреннее, Преображенское в Обской губе.

По оценке ВНИГРИ, площадь транзитного мелководья арктических морей составляет 526 тыс. км², при этом наиболее изучены и одновременно перспективны для поисков нефти и газа мелководные районы Печорского, Карского морей и моря Лаптевых. Начальные суммарные геологические ресурсы углеводородов только Южно-Карского шельфа оцениваются в 49,7 млрд.т.н.э. Значительная часть ресурсов углеводородов (37 %) Южно-Карского шельфа сконцентрирована в пределах его мелководья, а около 47 % их сосредоточено во внутренних водах, главным образом в акватории Обской и Тазовской губ, а также морском продолжении Харасавэйского и Крузенштерновского месторождений.

Изучение транзитной зоны (суша – море), где глубина воды 0-20 м, требует специальных технологий и транспортных средств, значительных затрат. Однако наличие существенного углеводородного потенциала в транзитном мелководье ставит задачу по постановке здесь работ и прежде всего сейсморазведки 3Д. Такие работы, в том числе по инициативе автора в 1999 г. проводило ООО «Газфлот» на месторождениях Варандей-море в Печорском море, а на месторождении Каменномысское-море в Обской губе работы 3Д идут уже 2 полевых сезона (2007-2008 г.) и будут продолжены.

Поиск и разведка морских месторождений нефти и газа в условиях Арктики требуют значительных инвестиций, поэтому существует проблема минимизации затрат на ГГР на каждой стадии их проведения, в том числе при поиске ловушек и залежей, бурении глубоких скважин, обработке и интерпретации полученных данных. Решение этой важной проблемы определяет актуальность работ.

Цель работы

Дать научное обоснование путей и возможностей наращивания ресурсной базы углеводородного сырья на шельфе Баренцево-Карского региона на основе геолого-геофизических и литофизических исследований их природных резервуаров.

Основные задачи исследований

1. Дать сравнительную характеристику геологического строения, развития и нефтегазоносности региона;
   
2. Выполнить обобщение и анализ результатов изучения литофизических особенностей и коллекторского потенциала продуктивных толщ Баренцево-Карского региона.
   
3. Разработать геологические и литофизические модели коллекторов природных резервуаров месторождений арктического шельфа.
   
4. Разработать и дать научное обоснование современной комплексной технологии поиска, разведки и освоения месторождения УВ на арктическом шельфе.
   
5. Оценить существующие методы петрофизических исследований керна из продуктивных горизонтов изучаемого региона и дать рекомендации по их рациональному комплексу.
   
6. Заложить основы информационной базы и программного обеспечения геолого-геофизической информации по месторождениям арктического шельфа.
   

Рис. 1 Арктические моря России

Научная новизна

Выполненная работа является первым комплексным исследованием природных резервуаров арктического шельфа, в котором проанализирован и обобщен широкий круг вопросов геологии, геофизики, бурения и испытания скважин, петрофизики сложных коллекторов, выполнен ряд специальных петрофизических исследований, рассмотрены вопросы оптимизации и повышения эффективности геолого-разведочных работ.

Проведенные исследования позволили получить следующие научные результаты:

1. В диссертации впервые выполнены многоуровневые региональные геолого-геофизические, петрофизические и геохимические исследования процессов формирования природных резервуаров Баренцево-Карского региона, их коллекторского потенциала и модельных представлений.
   
2. Разработаны и апробированы рациональные комплексы петрофизических исследований продуктивных толщ региона, включающие современные методы изучения их вещества и литофизических характеристик.
   
3. Составлена и внедрена схема современных технологий поиска и разведки месторождений углеводородов на арктическом шельфе.
   
4. Разработаны научные основы комплексных исследований зоны транзитного мелководья шельфа арктических морей.
   
5. Создана и постоянно обновляется информационная база и программное обеспечение геолого-геофизической и промысловой информации для месторождений арктического шельфа. В основу БД положен программный комплекс GeoView, адаптированный к российской геологической шкале и поставленной задаче.
   

Защищаемые положения

1. Геолого-геофизические модели и коллекторский потенциал природных резервуаров арктического шельфа на основе изучения геофизических полей.
   
2. Рациональный комплекс геофизических и петрофизических исследований терригенных и карбонатных пород, включающий специальные методы изучения вещества пород и их структурных характеристик.
   
3. Научное обоснование технологии поисково-разведочных работ на шельфе арктических морей и специфика их применения в зонах транзитного мелководья.
   
4. Модель первичной геолого-геофизической информации для нефтегазовых месторождений шельфа арктических морей.
   

Практическая значимость работы

Результаты исследований автора и сделанные рекомендации использованы в производственной деятельности дочернего предприятия ОАО «Газпром» ООО «Газфлот», которое ведет геологоразведочные работы на арктическом шельфе России с 1994 г. С участием автора ОАО «Газпром» разрабатывалась «Программа геологоразведочных работ на 2002-2008г.г. на объектах Обской и Тазовской губ и Приямальского шельфа».

В период с 1996 г. по настоящее время автор принимает непосредственное участие в организации геологоразведочных работ в Баренцевом, Печорском и Карском морях. Ряд выводов и рекомендаций, изложенных в диссертации, использованы в практической деятельности, что способствовало открытию трех нефтяных месторождений в Печорском море, четырех газовых месторождений в Обской и Тазовской губах. Некоторые методические подходы и технологические решения автора применялись при доразведке уникального Штокмановского ГКМ.

В качестве научного консультанта и специалиста по вьетнамскому шельфу автор в период с 2001 по 2007 г.г. неоднократно направлялся ОАО «Газпром» во Вьетнам, где принимал участие в решение проблемы нефтегазоносности шельфа Северного Вьетнама, организации геологоразведочных работ в заливе Бакбо совместным предприятием России и Вьетнама – СОК «Вьетгазпром». В настоящее время там с учетом научно-методических рекомендаций автора ведутся активные геологоразведочные работы и уже открыто первое газовое месторождение.

Проведенные исследования и научные разработки автора могут быть использованы при поисково-разведочных работах не только в море, но и на суше нефтегазовыми компаниями.

Апробация работы

Основные положения, выводы и практические рекомендации докладывались автором на Международных, Всесоюзных и Всероссийских конференциях, симпозиумах, семинарах, в том числе: на Всесоюзных конференциях «Коллекторы нефти и газа на больших глубинах» (Москва, 1978,1980) и «Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР» (Москва, 1986); научно-технических конференциях «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва 1999, 2001, 2003); «Теория и практика морских геолого-геофизических исследований» (Геленджик, 1999); Всероссийской конференции: «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна» (Тюмень, 2000); на Международных конференциях «Освоение шельфа Арктических морей России-RAO» (С-Пб, 1997, 1999, 2001, 2003, 2005, 2007); «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (Москва, МГУ, 2000); «Транзитное мелководье континентального шельфа как ближайший резерв углеводородного сырья для Российской Федерации и ее субъектов» (С-Пб, 2002); «Стратегия развития и освоения сырьевой базы основных энергоносителей России» (С-Пб, 2004); «Нефть, газ Арктики» (Москва, 2006); «Oil and Gas Habitats of Russia and Surrounding Region» (London, 2006); «Second Conference of Geology of Indochina» (Hanoi, 1991); International Symposium/Workshop of Geology, exploration and development potential of energy and mineral resources of Vietnam and adjoining regions (Hanoi, Vietnam, 1994) и др.

Публикации

Основные результаты исследований автора по теме диссертации опубликованны более чем в 50 научных работах в журналах: «Известия ВУЗов», серия «Геология и разведка»; «Газовая промышленность»; «Геология нефти и газа»; «Геофизика»; «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений»; «Нефть, Газ и Бизнес»; «Нефтяное хозяйство»; монографии, а также в трудах конференций.

Объем и структура работы

Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, содержит 278 страниц текста, в том числе 70 рисунков и 22 таблицы.

За годы работы над диссертацией автор пользовался консультациями, советами и помощью многих ученых: д. г.-м. н. Поспелова В. В, д. г.-м. н. Холодилова В. А., д. г.-м. н. Гаврилова В. П., д. г.-м. н. Захарова Е. В., д. г.-м. н. Шнипа О. А., д. эк. н. Андреева А.Ф., к. г.-м. н. Зонн М. С., к. г.-м. н. Кирюхиной Т. А., д. г.-м. н. Журавлев Е.Г., к. г.-м. н. Тимонина А.Н., д. ф.-м. н. Ампилова Ю.П., к. т. н. Сидорова В. В., к. г.-м. н. Огнева А.Ф., к.г.-м.н. Туренкова Н.А., которым выражает свою глубокую благодарность и признательность.

Содержание работы

Глава 1. Коллекторский потенциал основных продуктивных горизонтов арктических морей

1.1. Арктические моря Западной Европы

Освоение арктического шельфа имеет давнюю историю, связанную с геолого-геофизическими работами, начиная с середины прошлого века, и в первую очередь с ГРР в юго-западной части Баренцева моря и в Северном море (Норвегия, Англия). Среди большого числа открытых в этом районе месторождений наиболее известные нефтяное месторождение Ниниан в 1974 г. и нефтегазоконденсатное месторождение Брент на шельфе Северного моря открыто в 1976 г.

В значительной степени результаты этих работ нашли продолжении в исследованиях российского арктического шельфа. Ряд методических и технологических решений, выработанных в процессе этих работ на европейском шельфе нашли отражение и развитие в работах советских и российских геологов. В результате активных геологоразведочных работ, начиная с 1980 г. в Баренцево-Карском регионе российского шельфа были открыты крупные и гигантские месторождения газа и нефти, упомянутые выше. Эти обстоятельства побудили автора диссертации рассмотреть совместно основные характеристики и модели нефтегазовых резервуаров европейского арктического шельфа и Баренцево-Карского региона России. Как показало изучение имеющихся по этому региону материалов, нефтегазоносность Баренцево-Карского региона российского шельфа связана в основном с теми же терригенными и карбонатными комплексами мезозоя и палеозоя, что и на шельфе северных морей Европы. В частности, на норвежском шельфе коллекторы нефти и газа приурочены главным образом к песчаникам и встречены в разрезе мезо-кайнозоя до олигоценовых отложений. Основные запасы УВ сконцентрированы в юрских песчаниках.

По данным отечественных (А.В. Ступаковой и др.) и зарубежных ( А. М. Spencer, F.G Christiansen и др.) ученых, аналогия в строении нефтегазоносных Западно-Европейских бассейнов и бассейнов Баренцево-Карского региона связана с историей геологического развития арктического шельфа, где известны два типа окраинно-платформенных бассейнов, сформировавшихся на общем древнем основании платформы. Баренцевоморский бассейн в палеозое развивался аналогично Тимано-Печорскому и Свальбардскому бассейнам, для которых характерны три стадии: рифтогенная, синеклизная и инверсионная (А.В. Ступакова 2001г.). Современный структурный план Баренцевоморского бассейна в региональном плане наследует древний палеозойский этап тектонического развития бассейна.

1.2. Баренцево-Карский регион

1.2.1.Меловые коллекторы

К настоящему времени достаточно детально изучены фильтрационно-емкостные свойства меловых отложений севера Западно-Сибирской плиты, в меньшей степени месторождения Приямальского шельфа и Обской и Тазовкой губ. Значительно меньше данных о коллекторском потенциале и способах его изучения для отложений так называемого «нижнего структурного этажа», в первую очередь для юрских образований и, в еще большей степени, - отложений палеозоя.

Неокомский-аптский НГК вскрыт и регионально изучен на месторождениях Крузенштернское, Харасавэйское, Бованенковское, Новопортовское и др. В акваториальной части Южно-Карской НГО комплекс изучен только в верхней части разреза (аптские отложения) на месторождениях Русановское и Ленинградское. Этот комплекс является основным продуктивным комплексом в разрезе большинства известных месторождений полуострова Ямал и на шельфе Карского моря.

Отложения берриас-валанжин-готерива (ахская свита), преимущественно песчано-глинистого состава. В этих отложениях установлены в основном залежи газоконденсатные и нефтегазоконденсатные. Наиболее значимые запасы УВ приурочены к верхнему готериву танопчинской свиты, отложения которой представлены прослоями песчано-глинистых пород. Дебиты газа по лучшим пластам на Харасавэйском месторождении достигали до 1 млн. куб. м/сутки. Коллекторские свойства пород танопчинской свиты изменяются с глубиной и зависят от песчанистости пород-коллекторов.

Альб-сеноманский НГК вскрыт и изучен на месторождениях Русановское и Ленинградское. С этим комплексом связано более 25% выявленных запасов УВ полуострова Ямал, основная часть Ленинградского месторождения, запасы газа в сеномане месторождений газа, открытых в Обской и Тазовской губах. Коллекторы высокопористые (К_п до 40%) песчаники, проницаемость 100-1000мД, что обеспечивает дебиты газа до 500-1500 тыс. куб. м/сут.

1.2.2. Юрские коллекторы

Некоторые данные о фильтрационно-емкостных свойствах юрских коллекторов изучаемого региона и их изменениях с глубиной рассмотрены в работах В.А.Скоробогатова, Н.Н. Немченко, Г.Г. Шемина и др. Отмечено, что в региональном плане на изучаемой территории ФЕС терригенных юрских отложений сохраняются примерно до 3000 м, а затем резко снижаются с глубиной. В то же время наблюдаются и отклонения от этого правила: некоторые литологические разности могут иметь вполне кондиционную емкость (до 15-17 %) и на глубинах более 3500 м. Емкостные и особенно фильтрационные характеристики пород на этих глубинах определяются не межзерновой (интергранулярной) пористостью, а присутствием микро- и макротрещин так, что коллекторы переходят в разряд трещинно-поровых или даже чисто трещинных (в основном для карбонатных пород). Возможность существования пористых и проницаемых зон на глубинах свыше 4 км в осадочном чехле Западно-Сибирской плиты показало бурение Тюменской сверхглубокой скважины. Сохранение ФЕС пород, находящихся на таких глубинах, может быть связано с процессами рифтогенеза и существованием глубинных зон генерации УВ.

Изменения ФЕС юрских терригенных коллекторов определяются не только условиями седиментации и фациальной обстановкой формирования природных резервуаров, но и диагенетическими (вторичными) процессами, интенсивность которых зависит от термобарических условий залегания, распределения геофлюидальных давлений, деструкции керогена и т.п. В результате действия этих факторов наблюдаются метасоматические изменения минерального состава скелета и цемента породы, выпадение кальцита за счет выделения СО₂ при деструкции керогена, быстрое уплотнение песчаных разностей, хотя катагенез органического вещества, входящего в состав породы, может оказывать и некоторое положительное влияние на ФЕС, создавая локальные зоны разуплотнения. В целом эпигенез способствует снижению проницаемости пород и увеличению степени их цементации. Так, в разрезе юры Бованенковского месторождения фоновая проницаемость снижается от 0,5-0,6 мд в пластах Ю_2-3, до 0,2-0,4 мд в пластах Ю_6-7 и до 0,05-0,3 мд в пластах Ю_10-12.

Область распространения АВПД в юрской толще значительно больше, чем в меловой, а в фундаменте должна быть еще больше. Это подтверждается наличием АВПД в уже вскрытых бурением образованиях фундамента на Надымской, Бованенковской, Южно-Русской площадях (С.В.Аплонов, 2001 г.). Обнаружено закономерное уменьшение коэффициента аномальности с удалением от свода структуры, где он достигает максимального значения.

На территории Ямала до глубины 1900 м давления соответствуют гидростатическим и достигают максимальных величин на глубине
3240 м (К_а=1,71). В «переходной» зоне градиент пластовых давлений составляет 0,48-0,84 МПа/10м.

1.2.3. Отложения палеозоя

Раннепалеозойский осадочный бассейн восточной части Баренцева моря по существующим представлениям (Э.В. Шипилов, А.Ю. Юнов и др.) входит в состав единого бассейна, протянувшегося от южного Шпицбергена до Тимано-Печорской области, включая Новоземельскую зону.

В период стабилизации, последовавшим за позднекаледонской фазой активации и рифтогенеза, начали накапливаться главным образом карбонатные фации. Наиболее полно отложения среднего и верхнего карбона мощностью до 470 м изучены в пределах Печоро-Колвинского авлакогена, где они представлены мелководными тонкослоистыми известняками с отдельными линзами высокопористых биогермных известняков. В акватории Печорского моря карбонаты средне-верхнекаменноугольного возраста изучены на Долгинском валу, на Северо-Долгинской и и Южно-Долгинской структурах (отложения среднего карбона и верхнего девона соответственно).

Особую роль в формировании коллекторского потенциала карбонатных образований палеозоя безусловно играют рифовые фации, детально изученные в верхнедевонском комплексе Тимано-Печорской провинции. К ним относятся вторичные реликтово-органогенные и обломочные доломиты, строматолитовые и обломочные известняки различной текстуры. С карбонатными коллекторами в рифовых постройках связаны крупные и часто весьма высокодебитные месторождения нефти и газа. Так, хорошо известны газоносность рифов в Средней Азии, Прикаспийской впадине. Рифовым является резервуар гигантского месторождения Киркук в Ираке, к рифовым относятся месторождения Редуотер, Джуди-Крик в Канаде, группа месторождений Ла-Реформа в Мексике и др. Для большинства месторождений характерные высокие дебиты скважин, плотность запасов и эффективная нефтегазонасыщенная мощность. На месторождении Карачаганак (Прикаспийская впадина) последняя достигает, например, 1500 м.

В пределах Печорской плиты рифовые тела биогермного типа отмечены по ее восточному краю. Рифогенные постройки сложены водорослевыми и строматолитовыми известняками мощностью до 1400 м. Возраст построек – силур - нижний девон. Залежи нефти в рифовых известняках верхнедевонско-нижнефранского карбонатного комплекса установлены на Медынской и Тобойской структурах. В районе Приразломного нефтяного месторождения основной продуктивный комплекс палеозоя (С₁s – Р₁а) сложен рифогенными и органогенными известняками с довольно высокими ФЕС (до 22-24 % пористости и 120-300 мД проницаемости), что обеспечивает дебиты нефти до 600-650 м³/сут. В акватории Печорской плиты в карбонатах пермо-карбона открыт ряд нефтяных и газоконденсатных залежей.

Согласно схеме сейсмофациального районирования, выполненного по данным сейсморазведки 2Д и 3Д в 1997-1998 г.г. в пределах структуры Варандей-море, в ее северной части развиты преимущественно рифогенные фации пермо-карбонового возраста, в центральной – фации биогермных построек. Склоновые фации преобладают на юге структуры. По-видимому, эти же фации распространены на всем протяжении южной части вала Сорокина.

В скважине Северо-Долгинская нижнепермские известняки классифицированы как каркасные биогермные породы, обладающие высокими емкостными показателями (Дзюбло, Зонн, 2004). По ряду диагностических признаков эти отложения, безусловно, относятся к рифогенным. Наиболее высокоемкие их разности приурочены к верхней части разреза ассельско-сакмарских отложений, где распространены так называемые «ситчатые» известняки.

Цепочка рифогенных образований ассельско-сакмарского возраста вытянута с юга на север в западной части Печорской синеклизы. Она проходит с суши на акваторию до острова Колгуев, где прослежен ее поворот в западном направлении. На сейсмопрофилях, выполненных КТЭ ПО «Арктикморнефтегазразведка», выделены аномалии «типа риф», образующие цепочку вдоль Кольской моноклинали. Такие же рифогенные образования нижнепермско-верхнекаменноугольного возраста известны на норвежском шельфе, поэтому цепочка прогнозируется и дальше, огибая Центрально-Баренцевское поднятие в диапазоне стратоизогипс по кровле карбонатов (ОГ «1а»). На острове Колгуев мощность рифогенных тел достигает 200 м. По данным сейсморазведки 3Д, выполненной по заказу ООО «Газфлот» в 2006-2007 г.г., аномалии типа «Риф» обнаружены на Долгинской площади.

Ассельско-сакмарские биогермные постройки Северо-Долгинской структуры и возможно всего Долгинского вала, входящие в состав цепочки аналогичных рифовых массивов вдоль границы мелководного шельфа, позволяют прогнозировать наличие карбонатных резервуаров на локальных структурах Медынского вала (Полярная, Западно-Полярная и др.). Из рифогенных образований сульфатно-карбонатной толщи регионального резервуара (IV комплекса по номенклатуре Е.Г. Бро) получена нефть на Приразломной и Песчаноозерской площадях, а также в скважине Южно-Долгинская №1. Концентрация ОВ в девонских и каменноугольных отложениях достаточно высока, чтобы обеспечить генерацию жидких УВ в наименее погружающихся частях региона и в удалении от стрессовых зон.

1.2.4. Породы фундамента

Анализ отбора и выноса керна из скважин района исследований показал, что освещенность керном разнообразных по литологии, типам пористости, различных по возрасту палеозойских отложений на сегодняшний день - крайне низкая. В интервалах пород, представляющих интерес с точки зрения оценки их коллекторских свойств, освещенность керном еще ниже. Так, на Новопортовской площади на Ямале пройдено с отбором керна всего 12,5% от всего вскрытого разреза палеозойских пород, вынос керна при этом в среднем составил 18,9%, а освещенность керном - всего 2,4%.

На Бованенковском месторождении пройдено с отбором керна в среднем 3,8% от всего вскрытого разреза палеозойских пород, вынос керна при этом в среднем составил 55,4%, а освещенность керном - всего 2,1%.

На Западно-Яротинской площади в скв. № 301 с отбором керна пройдено 1,7% разреза, освещенность керном составила 1,5%.

Анализ изученности палеозойских отложений по керну показал, что отбор керна при поисково-разведочном бурении носил не целенаправленный, а скорее скачкообразный характер. Интервалы проходки с керном в отдельных скважинах составляют 3-7 м на 100-200 м бурения. Даже в интервалах с высоким выносом керна в разнообразных по литотипу породах доюрского возраста привязать керн весьма затруднительно.

Доюрские отложения в изучаемом районе представлены широким спектром пород в зависимости от возраста и типа отложений. Так, на Новопортовском месторождении они сложены гравелитами, брекчией и сильно трещиноватыми доломитами. Девонские и каменноугольные образования здесь представлены почти исключительно карбонатами, в той или иной степени метаморфизованными.

На месторождении Медвежье девонские отложения представлены сланцеватыми известковистыми аргиллитами и известняками, а породы этого же возраста на Надымском месторождении - глинистыми сланцами, туфогенными песчаниками и алевролитами, а также кремнистыми образованиями. На Западно-Яротинском месторождении палеозойские отложения выполнены хорошо сцементированными плотными песчаниками. Протерозойские образования, вскрытые на Новопортовском и Бованенковском месторождениях, сложены зелеными сланцами и порфировидными габбро-диабазами. Характерной общей особенностью разновозрастных палеозойских отложений является их повышенная трещиноватость.

По имеющейся петрофизической информации породы изучаемых отложений обладают плохими фильтрационно-емкостными свойствами, для них характерны низкие значения проницаемости и высокая остаточная водонасыщенность. Среди доюрских отложений наиболее перспективны для поиска коллекторов карбонатные отложения, песчаники, породы коры выветривания и туфогенные породы.

Петрофизическое обеспечение (критерии коллекторов и петрофизические зависимости типа «керн-керн») доюрских отложений позволяет выделять коллекторы, определять пористость и нефтенасыщенность в основном эффузивных пород. Доля исследованных образцов, представленных карбонатными породами и песчаниками, достаточно мала. Для уверенной оценки параметров, необходимых для оценки коллекторских свойств и характера насыщения изучаемых отложений необходимо дальнейшее изучение петрофизических особенностей доюрских отложений на представительной коллекции керна, представленной всеми литотипами доюрских отложений.