Читайте также:
  • 5.3, ОСОБЕННОСТИ ОБРАЗОВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ В ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНАХ И СИСТЕМАХ БАССЕЙНОВ ПОДВИЖНЫХ ПОЯСОВ. КАТАГЕНЕЗ ПОРОД ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ
  • 8.1.4. Технология разведки и освоение месторождений нефти и газа на арктическом шельфе
  • 8.3. РАЗРАБОТКА НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТРОЛЛ НА ШЕЛЬФЕ СЕВЕРНОГО МОРЯ

  • 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-


    ::Следующая страница::