Характеристика Баренцево-Северо-Карской НГП

В главе «Базовые элементы и результаты прогноза крупных месторождений в северо-западных акваториях России» рассмотрены главные составляющие завершающей фазы прогноза. Это особенности формирования крупных месторождений в регионе, обоснование базовых участков (элементов) прогноза и поисков крупных месторождений и результаты прогноза. 
 
В части формирования крупных месторождений, выявленных в регионе, прежде всего, обращает внимание достаточно ограниченный временной интервал их концентрации в разрезах каждой из НГП. В акваториях Западно-Сибирской НГП это меловые отложения, в Баренцево-Карской НГП – триасовый и юрский интервалы нефтегазонакопления, в Печорском море - средне-верхнепалеозойский интервал. Вторая особенность, четко определившая формирование крупных скоплений УВ в недрах региона, - наличие значительных по мощности региональных покрышек в каждой из провинций. В акваториальной части Тимано-Печорской НГП на печорском шельфе роль регионального флюидоупора принадлежит верхнеюрско-нижнемеловой глинистой толще мощностью до 1000 м; в южнокарской акватории – палеоценовым глинам (420 м), вместе с туронской покрышкой образующими мощный экран для крупных газовых залежей северных районов Западной Сибири, и, наконец, в Баренцево-Карской НГП – верхнеюрским и сеноман-туронским отложениям мощностью 150 и 200 м. 
 
Определяющее значение имело подтверждение открытиями главных источников формирования месторождений в провинциях и областях Баренцево-Карского региона. В качестве таковых определены силурийские и позднедевонские доманикиты, контролировавшие формирование нефтяных месторождений в Тимано-Печорской провинции; позднедевонско-каменноугольная битуминозная терригенно-карбонатная толща как источник УВ в вероятных нефтяных и газонефтяных залежах Баренцева моря, там же – два источника газовых залежей – рифейско-нижнепалеозойский и верхнепалеозойско-среднетриасовый и, наконец, источник в юрских отложениях (большехетская серия), формировавший мощные газовые (низкогазоконденсатные) скопления в Карском море. 
 
Следует также обратить внимание на значительную, до 6–7 км, мощность осадочной толщи ниже месторождений, отделяющей их от фундамента. 
 
В целом важнейшие генетические признаки наиболее значительных локальных нефтегазовых скоплений, несомненно, имели определяющее значение в прогнозе крупных месторождений Баренцево-Карского региона. 
 
Последующий раздел главы посвящен обоснованию базовых элементов – необходимому этапу прогноза крупных месторождений. Базовый элемент – предельно ограниченный по площади участок перспективной акватории (территории), где целесообразны поисковые работы с целью открытия крупного месторождения и где существуют локальные объекты вероятного нефтегазонакопления, по своим признакам соответствующие таким месторождениям. Следовательно в ходе выбора и картирования базовых участков уже выявляются предпосылки и возможности открытия крупных месторождений и существенно – до размеров базового элемента сужается площадь для ГРР. 
 
Для выделения базовых участков привлекается максимально возможный набор прогнозно-поисковых признаков и прежде всего те, что установлены в оцениваемом регионе. Главными, определяющими среди них, являются ресурсные – концентрация и объем УВ в границах участков, и морфологические признаки – наличие необходимого количества ловушек соответствующего размера. Немаловажным является представление о фазовом составе УВ в недрах. 
 
Наиболее эффективно и в максимально полном объеме эти данные могут быть получены при зональном прогнозе и по итогам изучения крупных месторождений, уже открытых в оцениваемом регионе. Зоны нефтегазонакопления являются тем минимально возможным природным объектом, который определяет размеры и ресурсы соответствующих базовых участков и одновременно способствует осуществлению дальнейших целенаправленных работ по выявлению крупного месторождения в их пределах. 
 
В ходе зонального прогноза, предшествующего выбору базовых участков, предусматриваются достаточно четкое выделение и количественная ресурсная, а также фазовая оценки зон нефтегазонакопления (ЗНГН). Они очерчиваются как естественные природные группировки закономерно связанных различных по крупности месторождений или ловушек (доказанные или прогнозные зоны), ограниченные областями их отсутствия или значительного (в среднем около 10 км) удаления друг от друга. 
 
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.

Заключение

Геолого-экономическая оценка 13 прогнозируемых крупных месторождений  также уточняет подходы к опоискованию, а при положительных результатах, и последующему освоению объектов. Выполненная оценка показала, что  при цене нефти 60 долл./бар. и газа 400 долл./тыс. м³высокорентабельными оказываются Центральная зона предполагаемого нефтенакопления в западной полосе Баренцева моря и две уникальные по ресурсам низкогазоконденсатные зоны Карской акватории – Нярмейская и Кропоткинская. К нормально рентабельным относятся предположительно газонефтяные ресурсы свода Маловицкого и Мадачагской зоны нефтенакопления а также менее значительные ресурсы низкогазоконденсатных зон Карского и северной части Баренцева моря. 
 
Анализ экономической эффективности освоения прогнозируемых крупных месторождений нефти и газа показал, что эффективность освоения громадного углеводородного потенциала Печорского, Баренцева и Карского морей зависит от ряда факторов, главными из которых являются техническое обеспечение работ по освоению ресурсной базы УВ, цены на нефть и газ и уровень издержек на поиски, разведку и транспортировку добытой продукции. В свою очередь на издержки оказывают свое влияние крупность и продуктивность месторождений, а также глубины и ледовая обстановка акваторий в участках их размещения. 
 
Таким образом, учет природных, технических и экономических факторов существенно ограничивает перечень объектов ближайшего освоения и тем самым сокращает количество базовых участков, вводимых в поисковое бурение в ближайшей перспективе. 

В Баренцево-Карском регионе, где установлены 64 зоны углеводородонакопления, в дополнение к 11 ранее выявленным морским месторождениям прогнозируются еще 13 крупных месторождений. Базовые  участки локализации прогнозируемых месторождений средней площадью немногим более 2000 км² выделены на акваториях с плотностью ресурсов УВ более 100 тыс. т/км².

Список литературы

1. Интернет ресурсы: http://do.gendocs.ru/docs/index-177785.html?page=4
2. Прогноз нефтегазоносности Долгинской площади, полученный в результате моделирования на оптически активных материалах // Геология нефти и газа.-2008.-№3. (Соавторы: А.Д. Дзюбло, Т.В. Дмитриевская, С.Г. Рябухина, А.В. Зайцев).
3. Подводно-технические работы на морских месторождениях Арктики // Газовая промышленность.-1997.-№1. (Соавторы: А.Г. Лахов, Б.П. Иваницкий, А.Ф. Чернышов).