авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |

Прогноз крупных месторождений нефти и газа в баренцево-карском регионе россии

-- [ Страница 2 ] --

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 1

Особенности 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 Nrway // 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 90х 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


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.