Читайте также:
  • Бизнес-план
  • Лучшее интернет казино
  • 5.3, ОСОБЕННОСТИ ОБРАЗОВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ В ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНАХ И СИСТЕМАХ БАССЕЙНОВ ПОДВИЖНЫХ ПОЯСОВ. КАТАГЕНЕЗ ПОРОД ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ

  • 8.1.3. Геологические особенности месторождений и перспективных структур западно-арктических акваторий

    Геологические особенности открытых в рассматриваемом регионе месторождений и структур были установлены на основе:

    — анализа строения, нефтегазоносности и фазового состава месторождений.

    — их сходства по морфолого-генетическим характеристикам с перспективными ловушками:

    — количественных оценок и параметров НГК;

    — но возможности приуроченности к единой структурно-формационной зоне НГБ [58, 59, 60, 61, 62, 63].

    Баренцево и Печорское моря

    К настоящему времени в акватории Баренцева моря открыты 11 месторождений. Их подразделяют на несколько типов:

    1 — Штокмаповскос, Ледовое и Лудловское газоконден-сатные месторождения;

    2 — Мурманское и Северо-Кильдинское газовые месторождения;

    3—нефтяные месторождения: Приразломное, Варапдей-море и Медынское-море;

    4 — Северо-Гуляевское и Южно-Долгинское нефте газо конденсатные месторождения;

    5 — Поморское газовое месторождение.

    По геолого-геофизическим параметрам для значительной части выявленных структур прогнозньши моделями ожидаемых месторождений являются Штокмановское, Лудловское, Мурманское, Приразломное и Северо-Гуляевское. Кроме того, разработаны геологические модели прогнозируемых месторождений, где пока нет открытий (Северо-Преду-ральская, Хорейверская НГО):

    1. Штокмановское газоконденсатное месторождение (рис. 8.3) служит прототипом для большинства структур Штокмановско-Лунинской НГО. Это месторождение приурочено к крупному сводовому поднятию северо-восточного простирания и содержит на глубинах 920-2625 м четыре газо-конденеатныс пластово-сводовые залежи в верхне- и средне-юрских терригенных отложениях. Суммарная газонасыщен-ная мощность составляет 110 м.

    Все структуры этого типа в настоящее время установлены только в юрском и верхнетриасовом терригенных комплексах. основные газоггерепективные горизонты которых связываются с верхне- и среднеюрскими выдержанными пластами песчаников. Гтубина залегания УВ перспективного интервала — 1Л-3,0 км. Предполагаются газовые и газоконден-сатные залежи преимущественно в многопластовых месторождениях.

    Прототипом перспективных структур северной части Штокмановско-Лунинского порога, южного и западного бортов Северо-Баренцевской впадины может служить Лудловское газовое месторождение. В отличие от Штокмановского месторождения оно однопластовое. Лудловское месторождение приурочено к брахиекладке площадью 300 км2 и амплитудой 275 м. Структура трехкуиольная. осложненная разрывами. Газовая залежь вскрыта в отложениях средней юры на глубинах 1380-1440 м. Залежь пластовая сводовая, площадь газоносности 242,4 км2, высота залежи 60 м, максимальная газонасыщенная толщина пласта 38,4 м, средняя — 23 м.

    На севере Штокмановско-Лунинского порога продуктивными могут оказаться неокомские отложения, признаки иефтегазо-носности в которых установлены на Лудловской структуре.

    2. Мурманское многопластовое газовое месторождение (рис. 8.4) служит моделью для структур юго-восточной части Южно-Баренцевской НГО и, частично, Приновоземель-ской IIIIГО в техническом блоке IX. Месторождение связано с брахиомоноклиналью северо-западного простирания, осложненной разломами. Продуктивная триасовая толща месторождения мощностью 200 м вмещает 16 залежей на глубине 2,5-3,2 км в песчаниках линзовидного строения суммарной газонасыщенной мощностью 83,5 м.

    Структуры этого типа выражены в триасовом и верхнепалеозойском НГК. Основной продуктивный интервал связан с нижне- и среднетриасовыми лагунно-континенталь-ными и прибрежно-морскими отложениями. Значительная часть песчаных пластов-коллекторов, очевидно, будет иметь линзовидную форму и небольшую мощность. Крупность месторождений будет определяться объемом структурной ловушки и выдержанностью коллекторов. Глубина залегания продуктивного интервала—2,5-5,0 км. Предполагаются многопластовые, преимущественно, газовые месторождения.

    Сходную геологическую модель месторождений можно предполагать и для зоны сочленения Южно-Баренцевской впадины с Финмаркенской структурной зоной Здесь располагается Северо-Кильдинское месторождение. Оно приурочено к одноименной брахиантиклиналыюй складке площадью 800 км2 и амплитудой 200 м. Бурением вскрыт разрез терри-генных отложений вплоть до позднепермских общей мощностью 4124 м. Притоки газа дебитом 369 тыс. м3/сут получены из горизонта, приуроченного к отложениям нижнего триаса Пластовая сводовая залежь залегает на глубинах 2440-2485 м. Высота залежи — 45 м. Эффективная мощность пласта — 11,2 м.

    11ерспективные структуры этого типа могут содерждать как однопластовые, так и многопластовые месторождения, в оцененном НГК — преимущественно газовые.

    3. Приразломное нефтяное месторождение [рис. 8 .5) является прототипом для структур Варандей-Адзьвинской НГО (восточая часть технического блока I) В акватории известны еще два месторождения этого типа — Варандей-море и Медынское -море. Приразломное месторождение приурочено к двухкупольной брахиантиклиналыюй складке северо-западного простирания с массивной двухпластовой залежью в известняках пермокарбона. Максимальная нефтенасыщенная мощность залежи составляет 90,4 м на глубинах залегания 2,3-2,45 км.

    Развитые в районе структуры связаны с приразломными валами и выражены преимущественно в палеозойских отложениях. Характерны многочисленные перерывы с выпадением из разреза отдельных интервалов пермских и каменно-

    угольных отложений. Перспективны все НГК — от триасового до ордовик-среднедевонского.

    Основные перспективы связаны с нижнепермско-камен-ноугольными карбонатами, залегающими на глубинах 1.7-2,8 км. Ожидаются в основном нефтяные как массивные, так и многопластовые залежи.

    4. Северо-Гуляевское многопластовое нефтегазокон денсатное месторождение (рис. 8.6) — это модель месторождений, предполагаемых в структурах севера Хорейверской НГО (юго-западная часть технического блока II К этому же типу относится Южно-Долганское месторождение). Открытое в 1999 г. Северо-Гуляевское месторождение представлено массивной газоконденсатной залежью в отложениях карбона на глубине 2730-2812 м (максимальная газонасыщенная толщина — 46,2 м) и пластово-сводовой нефтяной залежью (максимальная нефтенасьнценная мощность — 6,2 м) в верхне-пермских отложениях на глубине 2241-2287 м.

    5. На севере Северо-Предуралъской ВНГО (блок II) располагается группа структур, прогнозная модель месторождений в которых представлена на примере Папанинской структуры (рис. 8.7). Описываемые структуры площадью от 10 до 260 км2 по горизонту I (Р2-Т1?) проявляются во всех ССК и приурочены к зоне разломов северо-западного простирания. Основной продуктивный интервал связывается с верхнепермскими терригенными и пермско-каменноугольными карбонатными отложениями на глубинах 3-6 км. Предполагаются нефтяные и газовые залежи пластово-сводовые и массивные тектонически и литологически ограниченные.

    6. Значительную часть структур Хорейверской НГО (преимущественно блок IV) составляют погребенные структуры, выраженные по нижнепалеозойским горизонтам. Перекрывающие их пермско-каменноутольные отложения обычно осложнены биогермными постройками. Для этих структур тип предполагаемых месторождений смоделирован на Русской структуре (рис. 8.8). Здесь могут быть спрогнозированы массивные залежи УВ в биогермных известняках пер-мокарбона, стратиграфические ловушки в зонах выклинивания верхнедевонских известняков и структурные залежи в карбонатах нижнего палеозоя, расположенных под поверх-

    ностями несогласий. Мощность прогнозируемого перспективного интервала — 1,0-1,5 км на глубинах — от 3 до 5 км. В пермско-каменноутольных карбонатах можно предполагать газовые и газоконденсатные залежи, в более древних — нефтяные.

    7. В прибрежной части Печорского шельфа в Хорей-верской и восточной части Печоро-Колвинской НГО

    (блок IV) располагается группа мелких структур (6-42 км2), выраженных по всем горизонтам чехла. С этими структурами могут быть связаны месторождения, аналогия! пле открытым на ближайшей суше в Хорейверской НГО — Сюрхаратинскому и Пюсейскому. Основной продуктивный интервал — фран-ско-турнейские известняки мощностью 15-500 м, залегающие на глубинах 4,1-5,3 км, а также иермско-каменноутольные карбонаты мощностью до 500 м, залегающие на глубинах 2,5-3,1 км. Ожидаются нефтяные залежи в нижнем продуктивном интервале и газовые или газоконденсатные — в верхнем.

    В качестве геологических моделей месторождений — прототипов нефтегазоперспективных здесь структур — можно использовать акваториальные Русановское и Ленинградское месторождения и Новопортовское месторождение на суше. Два первых из них весьма схожи по геологическому строению, но на Русановском, расположенном севернее, установлена продуктивность только нижнего мела, что может быть тенденцией к изменению стратиграфического диапазона неф-тегазоносности. Особым типом является Новопортовское неф-тегазоконденсатное месторождение.

    1. На Русановском многопластовом месторождении (рис. 8.9) в скважинах глубиной до 2550 м вскрыты терриген-ные образования кайнозоя (430 м) и мела (2120 м). Месторождение приурочено к куполовидному поднятию (65x25 км), осложненному тремя малоамплитудными (25-50 м) куполами. Площадь поднятия — 1522 км2, амплитуда — 320 м.

    В интервале 1928-2390 м в аптек их отложениях нижнего мела установлено семь газоконденсатных залежей с суммарной эффективной газонасыщенной мощностью пластов 66,4 м, при максимальном значении одного пласга — 59,4 м.

    Пористость коллекторов изменяется в незначительных пределах (средняя — 21-22 %). Залежи пластовые сводовые

    Доказанный бурением этаж газоносности — 462 м. Дебиты газа варьируются от 200 до 554 тыс. м3/сут. Аналогичную модель можно ожидать на структурах: Западно-Русановской, Северной, Литковской, Южно-Русановской, Западно-Скура-товской, Скуратовской, Воронинской-1, Анабарской. Рогозин-ской-1, Вилькицкого-1, Монской.

    2. Ленинградское месторождение [рис 8.10) газоконденсата приурочено к изометричному пологому поднятию с размерами 36x45 км (площадь 1700 км2) и амплитудой 140м. Структура характеризуется унаследованным развитием.

    Скважинами глубиной до 2500 м вскрыт терригешпый разрез кайнозоя (320 м) и мела (2180 м). В интервале 1000-1980 м (верхне- и нижнемеловые отложения) в песчаниках вскрыто пять залежей:

    — газовые (сеноман-апт) — 4;

    — газоконденсатная (апт) — 1.

    Дебиты газа колеблются от 250 до 400 тыс. м3. Открытая пористость песчаников 25-27 %, эффективная газонасыщенная толщина продуктивных пластов от 8,7 до 38,4 м. Залежи — пластовые сводовые, этаж газоносности — 939 м. Подобная модель ожидается на Невской, Западно-Нярмейской, Нярмейской, Спортивной перспективных структурах.

    3. Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к брахиформной антеклизе (34х 13 км) площадью 442 км2. Амплитуда структуры по ОГ "Б" (верхняя юра) — 500 м. Установлено угловое стратиграфическое несогласие между палеозоем и мезозоем.

    Скважинами глубиной до 3000 м вскрыт разрез отложений палеозоя (50-820 м), мезозоя (1900-2600 м), кайнозоя (300 м). Палеозой сложен в основном органогенно-дет-ритовыми известняками. Встречаются пластовые массивы вулканитов основного состава. Перекрывающие отложения представлены переслаиванием морских, прибрежно-мор-ских и прибрежно-континентальных терригенных образований.

    Нефтегазоносны отложения палеозоя юры и мела. В интервале глубин разреза 470-2950 м (этаж—2480 м) установлено 13 залежей газа, газоконденсата (в т. ч. с нефтяной оторочкой) и нефти с газовой шапкой. Из отложений палеозоя в интер-

    вале 2630-2950 м получены притоки газа (214,7 тыс. м3/сут) с конденсатом и отмечены нефтепроявления.

    Из юрско-меловых НГК полу чены притоки нефти и газа с конденсатом:

    — газ — от 30 до 900 тыс. м3/сут;

    — нефть — от 16 до 110 м3/сут;

    — конденсат — от 25 до 58 м /сут.

    Залежи массивные и пластовые сводовые, в т. ч. литоло-гически экранированные. В отложениях нижней юры и палеозоя залежи стратиграфически экранированные.

    Месторождение расположено на "плече" рифтогенной впадины, на выступе фундамента, отметки которого превышают окружающие приподнятые блоки на 2 км и более, продуктивен синрифтовый комплекс.

    Таким образом, на Баренцевом и Карском морях в качестве основных прототипов для прогнозируемых месторождений приняты открытые скопления УВ, в том числе такие уникальные, как Штокмановское и Ленинградское. Вероятно, такого типа месторождения будут редки. Вместе с тем можно ожидать, что они достаточно полно характеризуют этаж нефтегазоносности и общие черты строения залежей прогнозируемых месторождений, расположенных в сходных с ними тектонических условиях.

    Следует отметить, что недра Баренцева {включая Печорский шельф) и Карского морей России обладают уникальными ресурсами У В, превосходящими таковые остальных окраинных акваторий России по газу в 4 раза, по нефти в 1,1 раза. При этом лишь ресурсы недр Печорского шельфа можно рассматривать как, в основном, нефтяные (соотношение 65-35 %). Открытие уникальных по запасам газоконденсатных месторождений в Баренцевом и Карском морях подтверждает их УВ-потенциал и ставит в ряд наиболее богатых газом акваторий России.

    Основные перспективы нефтегазоносности недр акваторий связываются в Баренцевом море с нефтеносными доверхнепермскими терригенными и карбонатными комплексами палеозоя (частично PZ-MZ) на Печорском шельфе, газоносными верхнеюрскими и триасовыми терригенными отложениями на остальной части моря, где подстилающие перспективные комплексы залегают на недоступных глубинах.

    В последние годы положительно оценены перспективы нефтегазоносности крайне слабоизученных протерозойских комплексов Кольской моноклинали. В недрах южной части Карского моря, по аналогии с сопредельной территорией Западной Сибири, основными газоносными комплексами являются терригенные образования мела, главным образом, алт-ееномана.

    На Печорском шельфе исследованиями последних лет определены два района с различным фазовым составом прогнозируемых месторождений: преимущественно нефтяной в составе Варандей-Адзьвинской и Хорейверской НГО и неф-тегазоконденсатный, включающий Печоро-Колвинскую НГО, Северо-Печорскую и Северо-Нредуральскую ВНГО.

    В ближайшей перспективе на Печорском шельфе может быть осуществлен прирост запасов нефти промышленных категорий в объеме до 300 млн т.

    В Карском море прогнозируется 3,1 млрд т извлекаемой нефти. Ее поиски связываются в основном с юрско-неоком-скими отложениями.

    В Баренцевом море жидкие УВ в полифазных залежах могут быть сконцентрированы в следующих районах: на Штокма но веко-Луни некой седловине в прибрежно-морских отложениях триаса: в южной части моря — в палеозойских органогенных постройках и верхнепермских клиноформах.