Характеристика Баренцево-Северо-Карской НГП

Государственное образовательное  учреждение

Высшего профессионального образования

«Самарский государственный технический  университет».

 

 

 

 

 

Реферат на тему:

 «Характеристика Баренцево-Северо-Карской НГП»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание

1. Содержание……………………………………………………………………...2
2. Введение…………………………………………………………………………3
3. Прогноз крупных месторождений нефти и газа в Баренцево-Карском регионе России……………………………………………………………………………4
4. Заключение……………………………………………………………………..16
5. Список литературы…………………………………………………………….17

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

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 90^х годах остановлены, несмотря на открытие месторождений.

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.

 

Прогноз крупных  месторождений нефти и газа в  Баренцево-Карском регионе России 

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.

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

 

Содержание второго этапа прогноза – обоснование так называемых базовых элементов, которые очерчиваются близко к границам предварительно выделенных и оцененных зон нефтегазонакопления или близкие им по размерам участков с перспективными ловушками УВ. Статус базовых элементов им приписан согласно наиболее вероятному присутствию крупных месторождений, что может быть установлено исходя из ресурсов зон, а также потому, что в целом небольшие по площади зоны и участки локализуют в своих границах и, таким образом, конкретизируют размещение, месторождений в НГБ. 
 
Число и размещение базовых элементов определяются результатами предшествующих регионального и зонального прогнозов. По графику соотношения ресурсов зоны и ее наибольшего месторождения определяются запасы последнего, в свою очередь указывающие на возможность открытия в пределах участка крупнейшего месторождения. 
 
Третий по существу локальный этап прогноза состоит в подтверждении присутствия и определении размеров месторождения, предполагаемого в базовом элементе. Для выполнения этой задачи привлекаются геологические (преимущественно количественные) и геофизические признаки. 
 
Уже упоминавшийся выше график дает представление не только о наибольшем в зоне месторождении, но и о его соответствии классу крупных. Ключевым является определение его величины. Запасы УВ, выявленные в локальной структуре, равные или превышающие 140 млн м³ и 320 млн т, являются показателем присутствия в составе базового элемента объекта с возможностью открытия крупного месторождения, соответственно газа или нефти. 
 
Другим источником для определения принадлежности того или иного объекта в пределах базового участка к категории крупных являются локализованные ресурсы (категорий С3 и Д1л). 
 
Наконец, изучение соответствия оцененных локальных объектов остальным признакам крупных месторождений и определение возможного фазового состояния залежей также проводится в рамках рассматриваемого третьего этапа и составляют его важнейший содержательный элемент. 
 
Осадочная толща рассматриваемого региона сложена рифей-вендскими, палеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями, которые распространены по площади в разном стратиграфическом объеме. Толщина осадков достигает 18–20 км. 
 
Верхний – раннеокеанический комплекс чехла, адекватный времени формирования глубоководной впадины Евразийского бассейна, на обрамляющих ее шельфах развит слабо и неповсеместно. Верхнемеловые – эоценовые отложения практически отсутствуют на шельфе и обнаруживаются только в Южно-Карском регионе и на северо-западной окраине Баренцева моря (Западно-Шпицбергенский прогиб). В позднемеловое время на баренцевоморском шельфе происходил крупнейший региональный подъем, в ходе которого эрозионный срез достиг кровли юрских и даже триасовых пород. Неоген-четвертичные осадки, отвечающие последней стадии новейшего этапа развития региона, с угловым и стратиграфическим несогласием повсеместно перекрывают докайнозойские породы. 
 
Допозднемеловые породы составляют основную, доминирующую по мощности часть осадочного чехла, которая сформирована отложениями седиментационных бассейнов, возникших ранее современной окраины. По составу они достаточно разнообразны: в раннепалеозойском интервале превалируют терригенные образования, в среднем и значительной части верхнего палеозоя широким распространением пользуются карбонаты, верхнепермский и почти весь мезозойский разрез слагают обломочные и глинистые породы. 
 
Вероятно, наиболее существенной особенностью строения осадочной толщи является ее различная полнота и морфология в четырех главных акваториях региона – на печорском, баренцевом, северокарском и южнокарском шельфах. В печорском разрезе основная роль принадлежит палеозойским отложениям; в Баренцевом море палеозойские и мезозойские отложения достаточно близки по своему значению; в южнокарской акватории и на полуостровах, разделяющих губы и заливы Карского моря, определяющее, ведущее место принадлежит мезозойским и особенно юрско-меловым образованиям.

В работе приведена краткая  характеристика рифейско-вендских и  фанерозойских образований региона. 
 
Основной объем сложнопостроенной значительно варьирующей по мощности и возрастному диапазону осадочной толщи региона сконцентрирован в пяти осадочных бассейнах (ОБ): Южно-Баренцевском (главный комплекс осадочного чехла – мезозойский), Северо-Баренцевском (пермо-триасовый), Предсевероземельском (рифей-среднепалеозойский), Карско-Ямало-Гыданском (меловой), Тимано-Печорском (верхний палеозой-триас). Выделенные бассейны отличаются разным положением в разрезе доминантных материнских свит. 
 
В Южно-Баренцевском ОБ терригенно-карбонатные по составу нефтематеринские свиты на умеренных (не выше МК₃-МК₄) стадиях катагенеза имеют в основном, девонско-позднетурнейский (тип Iд) и кунгурско-среднепермский а также, возможно, среднетриасовый (тип IIм) возраст. Нижне-среднепалеозойский возраст, как и в Тимано-Печорской НГП, имеют нефтематеринские свиты в Предсевероземельском ОБ, в составе которых по содержанию ОВ и битуминозных компонентов выделяется альбановская свита среднего девона (тип IIм). В Северо-Баренцевском бассейне основную роль в генерации нефти и газа сыграли среднетриасовые терригенные отложения, а также выделяющиеся высокими значениями водородных индексов керогена верхнепермские отложения. В Карско-Ямало-Гыданской классической газоконденсатной НГО нефтегазоматеринские свиты связаны с глубокозалегающими юрскими и возможно триасовыми отложениями. Превалирующие по мощности меловые отложения здесь служат главным образом вмещающей толщей. 
 
В пределах ОБ с учётом границ распространения нефтегазоматеринских свит, особенностей катагенеза и геотермических полей намечены палеозойские и мезозойские очаги генерации УВ. Выделены 5 газонефтяных, 1 нефтегазовый и 1 нефтегазо-конденсатный очаги генерации УВ. В районах интенсивного осадконакопления и аномально высоких мощностей, прежде всего юрско-триасового субугленосного терригенного комплекса – пять конденсатно-газовых очагов. Все 12 действующих палеоочагов, наряду со специализацией генерированных УВ, охарактеризованы площадью, временем действия и фазово-генетическим типом УВ в сопряжённых с ними зональных скоплениях.

Каждая из провинций региона  – Тимано-Печорская, Восточно-Баренцевская и север Западно-Сибирской НГП  характеризуется индивидуальным набором  нефтегазоносных комплексов (НГК). Их максимальное число свойственно  Баренцевской и Карской провинциям, где, кроме пяти комплексов в –  Южно- и Северо-Баренцевской НГО, автономный набор рифейско-палеозойских комплексов представлен в Северо-Карской  ПНГО. Основная последовательность НГК  провинции включает: ордовикско-среднедевонский, верхнедевонско-каменноугольный, пермский, триасовый и юрско-меловой НГК. 
 
Существенная роль мезозойских отложений в строении чехла и накоплении УВ объединяет все три наиболее мощных ОБ региона – Южно- и Северо-Баренцевский, а также Карско-Ямало-Гыданский. В последнем при общем преобладании в разрезе мелового комплекса он оказывается главным и в отношении нефтегазоносности. Меловой НГК подстилается юрским и палеозойско-триасовым, причём мезозойские образования содержат 96% прогнозных ресурсов УВ, тогда как подстилающий палеозой только 4%. 
 
Наибольшей продуктивностью палеозойские комплексы характеризуются в Тимано-Печорском ОБ. Позднефранско-нижнепермский комплекс на территории НАО и сопредельном шельфе содержит 44% всех углеводородных ресурсов, верхнепалеозой-триасовая часть верхнего НГК предполагается главной на акватории Печорского моря. Важные значения имеет подстилающий ордовикско-верхнефранский НГК (40% ресурсов). 
 
Поскольку НГК выделялись как трёхэлементные секции разрезов в составе источника УВ, разнообразных по строению толщ пород-коллекторов и, наконец, флюидоупора, их литологический состав, морфология, экранирующие горизонты и мощности существенно различаются. Наиболее важные отличия определяются составом толщ-коллекторов: в регионе представлены терригенные и карбонатные НГК. 
 
В разделе, посвящённом тектоническим особенностям региона, изложены результаты нефтегазогеологического районирования и дана развёрнутая характеристика локальных структурных элементов как основных объектов детального прогноза. 
 
Локальные структуры, количество которых приближается к 500, осложняют практически все виды крупных тектонических элементов региона. Их наибольшее количество свойственно обширным синеклизам и мегавпадинам, несколько меньшее – мегаподнятиям и структурным областям, существенно меньшее структурам нейтрального знака – моноклизам и ступеням.

Среди известных структур доминируют брахиантиклинальные складки  с полутора-четырехкратным превышением  длинной оси над поперечным размером структуры (85%). Куполовидные структуры  достаточно редки, составляя до 15% общего числа изученных поднятий. Наиболее удлиненные и интенсивно проявляющиеся  структуры свойственны валам, в  пределах которых они группируются в антиклинальные зоны иногда значительной протяженности. В то же время не меньшая  часть локальных поднятий концентрируется  в природных группировках, не располагающих  определенной ориентировкой и линейными  формами. Такие группировки составлены близрасположенными объектами небольшой  интенсивности и длины и представлены, главным образом, в Карском и, особенно, в Баренцевом морях. 
 
Отчетливо проявляется направленное снижение плотности структур в акваториях по сравнению с сушей при несомненном возрастании их размеров и амплитуды. Наконец, предполагается, что значительная часть структур характеризуется конседиментационным развитием. 
 
Анализ прогнозно-поисковых признаков крупных месторождений свидетельствует, что первыми среди них, определяющими само появление и величину локальных скоплений УВ, являются ресурсные показатели провинций и областей – значения региональной плотности и величины НСР УВ. 
 
Нефтегазогеологическую основу строения региона составляют три нефтегазоносные провинции с 24 нефтегазоносными областями: Тимано-Печорская, Баренцево-Карская и северная часть Западно-Сибирской. 
 
Печорский и Южно-Карский шельфы являются фрагментами континентальных плит, а Баренцево-Карская НГП соответствует краевой плите пассивной раннеокеанической окраины и является таким образом крупнейшей провинцией переходной зоны на стыке континента и океана. 
 
Пять из двадцати четырех НГО – Штокмановско-Лудловская, Южно-Карская, Пайхойско-Таймырская, Ямало-Гыданская и Варандей-Адзьвинская содержат все выявленные крупные месторождения и более 60% ресурсов УВ региона. Величины плотности (100–600 тыс. т/км²) и ресурсов (2,5–25,9 млрд т) в каждой из них намного превосходят предельно возможные показатели НГБ, гарантирующие присутствие крупных месторождений. К этой же категории относятся НГО, в которых еще не открыты крупные локальные скопления УВ – Северо-Баренцевская и Восточно-Печорская. 
 
Концентрация ресурсов УВ в морских структурах Тимано-Печорской НГП, как и в акваториях Западно-Сибирской провинции, выше, нежели в нефтегазогеологических элементах окраины. Присутствие здесь крупных месторождений находит подтверждение в зональных плотностях ресурсов УВ, оцененных до 304 тыс. т/км². Провинция выделяется стратиграфически наиболее широким диапазоном нефтегазоносности – от ордовика до триаса и общим преобладанием жидких УВ над газообразными в доказанных запасах и ресурсах. С достаточной долей уверенности нефтеносность морских недр прогнозируется в Центральной и Северо-Карской ПНГО Баренцево-Карской провинции. Четыре НГО Западно-Сибирской НГП, учтенные в расчетах и являющиеся главным образом газоносными, по сумме ресурсов - 62250 млн т н.э. превосходят таковые в Баренцево-Карской и Тимано-Печорской НГП. Следует подчеркнуть определяющую роль триасовых источников в распределении региональной газоносности крупных структур. Эта принципиальная позиция хорошо согласуется с результатами компьютерного бассейнового моделирования 2D. 
 
Начальные суммарные ресурсы УВ региона (акватории) по состоянию на 01.01.2002 г. были оценены почти в 110 млрд т н.э. Однако, прогнозные ресурсы, оцененные в настоящей работе, оказались несколько выше прежде всего за счет слабо изученной Северо-Карской ПНГО в составе Баренцево-Карской НГП. 
 
Выявленные в регионе 11 крупных месторождений составляют основную часть (65%) всех открытых на акватории локальных нефтегазоносных объектов. При составления схемы перспектив нефтегазоносности Баренцево-Карского региона установлено, что практически все выявленные в нефтегазоносной провинции крупные морские месторождения расположены на участках с региональной плотностью нефтегазовых ресурсов более 100 тыс. т/км² (от 100 до 500 тыс. т/км² и более). 
 
Достаточно четкое совпадение участков с наиболее высокой плотностью нефтегазовых ресурсов и крупных месторождений может рассматриваться в качестве критерия их размещения и использоваться в прогнозе.