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 |   ...   | 2 | 3 || 5 |

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

-- [ Страница 4 ] --

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


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 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.