Экологи: Нефть «ЛУКОЙЛа»течет в Печору и Баренцево море . Баренцево печорская нефть


Баренцевоморский и Печорский неф

 

 

Баренцевоморский нефтегазоносный бассейн сформировался как область устойчивого и длительного погружения земной коры, в процессе которого образовались толщи осадочных пород с определенными составом, строением, прогрессивным литогенезом, условиями залегания. Все это обусловливает образование, накопление и сохранность в них промышленных залежей нефти и газа. Учение о нефтегазоносных бассейнах и происходящих в них процессах, развиваемое В. Е. Хаиным, Б. А. Соколовым, В. В. Семеновичем, Ю. К. Бурлиным и многими специалистами самого различного профиля, позволяет с позиций историко-генетического анализа объяснить эволюцию нефтегазоносного бассейна окраины древней платформы и дать прогноз поиска крупных зон нефте- и газонакопления.

Баренцевоморский шельф как наиболее перспективный, несмотря на многообразие моделей его тектонического строения и оценки перспектив нефтегазоносности, все же остается недостаточно изученным. Первые исследования этого региона велись в сухопутной части Тимано-Печорского бассейна. В последнее двадцатилетие геофизические исследования в акватории Печорского и Баренцева морей активно проводились НПО «Севморгео», ГПО «Арктикморнефтегазразведка», трестом «Севморнефтегеофизика», ОАО «Газпром», ДП «Газфлот», АО «Росшельф». По мере накопления материалов региональных сейсмических работ, исследований скважин появлялись крупные обобщающие научные труды по геологическому строению и нефтегазоносности этого региона во ВНИИокеанологии, ВНИИгазе, ВНИГРИ и в других институтах. Это позволило выявить современный структурный план, выделить литофациальные зоны, благоприятные для формирования резервуаров различного типа, и открыть первые гигантские газовые и газоконденсатные месторождения. Геофизическими работами разной степени детальности изучены структура и характер разреза большой части шельфа Баренцева и особенно Печорского морей. Однако эволюция бассейнов этого региона и их геотектонические позиции во многом остаются дискуссионными. От достоверности геологической модели зависит надежность оценки раздельного прогноза зон нефте- и газонакопления в пределах шельфа Баренцева моря и прилегающей северной части Печорской плиты, что сегодня наиболее актуально.

Баренцево море расположено в западной части Евроазиатского шельфа. Граница с Атлантическим океаном проходит по линии мыс Нордкап – о-в Медвежий – мыс Серкапп – архипелаг Шпицберген. От Северного Ледовитого океана оно отделяется по линии мыс Лаура – архипелаг Шпицберген – о-в Белый – архипелаг Земля Франца-Иосифа. С Карским морем граница проходит по линии восток о-ва Грэм-Белл (запад архипелага Земля Франца-Иосифа) – мыс Желания на севере архипелага Новая Земля – мысы Кусов Нос – Рогатый – Белый Нос (Пай-Хой). На юге Баренцево море ограничено побережьями Норвегии, п-овов Кольского и Канин, а также линией побережья от хребта Пай-Хой до п-ова Канин.

Баренцево море почти полностью является шельфовым, в нем преобладают глубины 100-350 м и только вблизи границы с Норвежским морем они увеличиваются до 600 м.

Рельеф дна сложный, со многими пологими подводными возвышенностями и понижениями. Наиболее крупной рекой, впадающей в море, является Печора.

Климатические условия юго-западной части моря благодаря влиянию теплого течения Гольфстрим довольно мягкие: в Мурманске средние температуры января выше ‑8°, средние температуры июля и августа лишь немного выше +10°. Максимальные приливы отмечены около мыса Нордкап (до 4 м), а также в Горле Белого моря и в фьордах Мурманского побережья (до 7 м).

Южная часть моря не замерзает, за исключением отдельных фьордов Мурманского побережья. Наибольшая длительность ледового периода (до 8 месяцев) отмечается в юго-восточной части моря.

Район Баренцева моря практически асейсмичен, за исключением его запада, где зафиксированы землетрясения с глубинами от 10 до 33 км; мелкоглубинные сейсмические события зафиксированы на архипелаге Новая Земля (пролив Маточкин Шар и юго-запад южного острова) с магнитудами до 6,8.

Основные черты геологического строения Баренцевоморского региона. Баренцево море имеет континентальную кору докембрийского возраста гетерогенного строения, которая в пермское и мезозойское время претерпела несколько этапов деструкции.

Выделяются районы с возрастом формирования континентальной коры архейского, гренвильского и байкальского возрастов. Первая развита в пределах подводного продолжения Восточно-Европейской платформы, вторая – на Баренцевоморской (Свальдбардской) плите, третья – в Тимано-Печорской провинции.

Информация о строении Баренцева моря слагается из данных о геологии обрамляющих участков суши или островов, данных бурения, а также основана на результатах интерпретации геофизических данных.

Структуры Баренцева моря расположены на сочленении нескольких крупных тектонических областей – Восточно-Европейской платформы (Балтийского щита, Мезенской и Тимано-Печорской синеклиз), раннекиммерийского Пайхой-Новоземельского покровно-складчатого сооружения, Предпайхойского и Предвайгачского прогибов, а также байкалид Тиманского кряжа. На западе регион граничит со структурами Атлантического, а на севере – Северного Ледовитого океанов.

Восточнее расположен Карско-Ямальский сектор Западно-Сибирской плиты.

Типы бассейнов. Бассейны Баренцевоморского шельфа (Баренцевоморский, север Тимано-Печорского и Свальбардский) объединяет общая история развития, несмотря на их структурные различия и разновозрастность основных формационных комплексов. Это бассейны древней континентальной окраины, в которых плитный чехол лежит на пенепленизированных поверхностях погребенных рифтовых структур и сводовых поднятий.

По времени формирования осадочного чехла и тектонической активизации бассейна в пределах Баренцевоморского шельфа выделяются два типа окраинно-платформенных бассейнов.

Первый тип объединяет Тимано-Печорский и Свальбардский бассейны, которые сформировались на окраине платформы под воздействием примыкающих складчатых систем. Тектоническая активизация и становление основных структур этих бассейнов приходятся на рифей – палеозой. Последовательно выделяются три стадии: рифтогенная с развитием авлакогенов, синеклизная и инверсионная. Первая стадия охватывает рифей – ранний палеозой до среднего девона. При формировании структуры бассейна она сыграла главенствующую роль. В Тимано-Печорском бассейне по нижнепалеозойскому комплексу отложений выделяются линейные структуры рифтогенной природы, разделенные жесткими блоками фундамента.

Ко второму типу относится Баренцевоморский бассейн, формирование которого непосредственно связано с влиянием обрамляющих океанических окраин. В отличие от предыдущего типа бассейнов, которые завершают свое активное развитие в палеозое одновременно с затуханием орогенеза примыкающих складчатых систем, Баренцевоморский бассейн продолжает интенсивно развиваться под воздействием процессов, протекающих в океанических впадинах Атлантического и Северного Ледовитого океанов. В истории его развития, помимо первого этапа древней платформы, общего с бассейнами предыдущего типа, выделяется новый этап параплатформенного развития, т. е. активизированной древней платформы. В результате бассейн имеет двухъярусное строение: нижний ярус плитного чехла соответствует этапу древней платформы, а верхний, наложенный, ярус плитного чехла сформировался на этапе активизации древней платформы.

Фундамент Баренцевоморского региона в целом одновозрастен фундаменту Восточно-Европейской платформы. Структурное омоложение Баренцевоморского региона отмечается в отдельных тектонических зонах, главным образом рифтогенной природы. Еще А. Д. Архангельский, Г. Штилле и Н. С. Шатский выделяли в акватории Баренцева моря древнюю платформу Баренцию. Эту концепцию подтверждает общность верхнепротерозойского разреза на разобщенных территориях. В палеозое Баренцевоморский бассейн представлял собой часть платформы с системой континентальных рифтов в низах осадочного чехла и нижне-среднепалеозойским надрифтовым комплексом.

Тектоническое районирование бассейнов Баренцевоморского шельфа. Палеозойский авлакоген – основной геоструктурный элемент нижнего комплекса бассейна параплатформенного развития – сформировался в субширотном направлении от Норвежского моря до о-ва Новая Земля.

Баренцево-Ямальский прогиб занимает место современной Южно-Баренцевской впадины и пересекает о-в Новая Земля в зоне Кармакульского синклинория. Совокупность субширотных прогибов раннепалеозойского и рифей-вендского возраста, испытавших активное погружение и компенсированное осадконакопление в палеозое, представляла собой единый Центрально-Баренцевский авлакоген. Авлакогенная природа данной геоструктурной зоны подтверждается характером ее глубинного строения. Зона ограничена разломами, ее мощность характеризуется минимальными значениями для суши (35–40 км), по структуре она приближается к субокеаническому типу. Сокращение общей мощности земной коры происходит главным образом за счет утонения гранитно-метаморфического слоя.

Современные структуры зоны развития Центрально-Баренцевского авлакогена представляют собой валообразные инверсионные поднятия, разделенные узкими линейными прогибами. Примерами таких структур являются прогибы Нордкап, Хамерфест, седловины Лудловская, Штокмановская и др. Грабенообразные структуры, возможно, являются соленосными, общая мощность осадочного чехла превышает 10–12 км.

Зона палеозойского рифта имеет продолжение и на восток, в пределы Карского и Западно-Сибирского бассейнов, где выделены аналогичные структуры. Однако зона рифтогенеза, выделяемая в плане по наличию магнитных максимумов, имеет более древнее заложение, поэтому можно допустить, что в ее пределах еще в рифее заложилась система грабенов (авлакогенов), которые в раннем или среднем палеозое могли регенерировать или «подновляться» подобно тому, как это происходило на древних платформах.

Перспективы нефтегазоносности нижне-среднетриасовых и среднеюрских отложений.Изучением геологического строения и перспектив нефтегазоносности недр шельфа Баренцева моря занимается большое количество научно-исследовательских и производственных организаций России и Норвегии.

На начальном этапе поисково-разведочных работ на нефть и газ в этой акватории основное внимание акцентировалось на изучении терригенных средне-нижнетриасовых отложений, поскольку они относятся к числу регионально нефтегазоносных во многих районах Арктического сектора Земли.

Это привело к открытию в Баренцевом море небольших месторождений: Мурманского, Северо-Кильдинского газовых, а также Песчано-озерского, Тарского (на о-ве Колгуев) нефтяных. В северной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в этих же отложениях выявлен ряд газоконденсатных и газовых (Коровинское, Кумжинское, Василковское, Хыльчуюское), нефтяных и газонефтяных (Варандейское, Торавейское, Южно-Торавейское и Наульское) месторождений. В процессе изучения этих месторождений установлено, что породы-коллекторы характеризуются резким изменением литологического состава, толщины и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС).

Именно вледствие этого продуктивная площадь в этих залежах составляет менее 30 % от площади ловушек. Основными регионально-распространенными породами-покрышками являлись кунгуро-артинские (более надежные) и верхнетриасово-нижнеюрские глинистые отложения.

По направлению к погруженным частям Южно-Баренцевской впадины, где строение триасовых отложений сильно осложнено магматогенными массивами, выделяемыми по сейсмоотражающему горизонту (СОГ), вероятность обнаружения скоплений УВ промышленного значения снижается. В этом же направлении последовательно сокращается возможность вскрытия отложений нижнего и низов среднего триаса, залегающих на глубинах более 7 км. В целом эффективность поисково-разведочных работ на триасовые отложения оказалась невысокой, так как эти породы очень полифациальны, литологически резко изменчивы и неоднородны по коллекторским свойствам. На этом основании, а также после открытия в среднеюрских отложениях уникального по запасам газа Штокмановского газоконденсатного месторождения триасовые отложения уже не рассматривались в качестве основного поискового объекта.

На втором этапе изучения нефтегазоносности недр Южно-Баренцевской впадины изучались вышележащие юрские отложения. В среднеюрских открыты промышленные скопления газа и конденсата в пластах Ю0, Ю1, Ю2 и Ю3 и выявлены крупные месторождения; Штокмановское, Ледовое и Лудловское.

В скважине Крестовая-1 средне- и верхнеюрские отложения отсутствуют в разрезе. Установлено также, что в среднеюрских разрезах скважин Северо-Кильдинская-80 и Арктическая-1 упомянутые выше продуктивные пласты отсутствуют.

Судя по скважинам, пробуренным в южной части Южно-Баренцевской впадины и на Печороморском шельфе, в южном и в восточном направлениях происходит заметное последовательное сокращение толщины и песчанистости среднеюрских отложений. Продуктивных горизонтов в их разрезе в южной части Восточно-Баренцевского мегапрогиба не обнаружено.

Сравнение трех выявленных в средней юре месторождений показывает, что в северном направлении происходит усложнение их строения за счет тектонической нарушенности. Наблюдаются не только экранирование залежей нарушениями, замещение коллекторов слабопроницаемыми породами, но и ухудшение качества регионального флюидоупора.

Отсутствие среднеюрских отложений и верхнеюрской региональной покрышки фиксируется также в наиболее приподнятых прибортовых частях Центрально-Баренцевской зоны поднятий, а наличие коллекторских горизонтов контролируется крупными поднятиями – Восточно-Федынским выступом, Лудловской седловиной и, вероятно, Восточно-Персейским выступом.

Первая попытка уточнения пространственного распространения среднеюрских газонасыщенных горизонтов в Восточно-Баренцевском газонефтеносном бассейне (ГНБ) была сделана в 1994 г. В результате определены границы области развития глубоководных фаций юрского комплекса, распространения регионального верхнеюрского флюидоупора, области повышенных его толщин, а также вероятных зон газонакопления по газонасыщенным горизонтам среднеюрских отложений.

Покрышками служат верхнекелловейско-волжские черные битуминозные глины и аргиллиты (в Баренцевом море они рассматриваются как нефтематеринская толща), а также бат-келловейские и нижнебайосско-верхнеааленские глинистые отложения. Первая покрышка распространена регионально, при вскрытой максимальной толщине 438 м, вторая – субрегионально, при максимальной толщине около 300 м, и третья, состоящая из двух пропластков, зонально, при суммарной максимальной толщине до 85 м. Все три покрышки имеют хорошие экранирующие качества.

В то время уже было установлено, что в восточном и северо-восточном направлениях от Штокмановского месторождения сокращается количество газонасыщенных горизонтов в рассматриваемых отложениях. Так, в их разрезе на Ледовом и Лудловском месторождениях продуктивные горизонты Ю1, Ю2 и Ю3 замещены глинами.

Продуктивность меловых отложений в исследуемом регионе еще не установлена. Предполагается газоносность нижнемеловых песчано-алевролитовых пород в пределах Лунинского выступа.

Таким образом, создалась ситуация, настоятельно требующая комплексного анализа геологических критериев нефтегазоносности по рассматриваемым нефтегазоносным комплексам. В этих целях были составлены схематические карты геологических критериев нефтегазоносности для нижне-среднетриасовых и среднеюрских отложений. Результаты этих исследований были опубликованы.

Выделены высокоперспективные и перспективные участки:

– по нижне-среднетриасовым отложениям – на своде Федынского, Гусиноземельском и Куренцовском, Надеждинско-Мурманском, Северо-Кильдинском, Лунинском выступах, Альбановской седловине;

– по среднеюрским отложениям – на Восточно-Федынском выступе и в южной части поднятия Гимет;

– совместно по нижне-среднетриасовым и среднеюрским отложениям – на Лудловской седловине, Ферсмановско-Демидовском и Восточно-Персейском выступах.

Понятно, что наибольшего внимания заслуживают участки, в которых продуктивность связывается как с нижне-среднетриасовыми, так и со среднеюрскими отложениями. Однако большой практический интерес представляют также участки в бортовой части свода Федынского, на Гусиноземельском, Куренцовском, Восточно-Федынском и Лунинском выступах, перспективы которых связываются соответственно с нижне-среднетриасовыми и среднеюрскими отложениями раздельно.

На структурах Вернадского, Средней и в присводовой части Ферсмановской можно предполагать обнаружение залежей газа в пластах Ю0 и Ю1, а на Демидовской – в пласте Ю0. Обнаружение газовых и газоконденсатных залежей вероятно также на структурах Западно-Штокмановской (в пластах Ю0, Ю1, Ю2 и Ю3) и Западно-Лудловской (в пласте Ю0).

Баренцевоморская плита может рассматриваться как авлакогенная структура, развившаяся на планетарном рифте палеозойского заложения.

Развитие авлакогена в инверсионной стадии завершилось образованием в современной структуре крупных валообразных поднятий – основных зон концентрации ресурсов УВ, преимущественно газообразных. Планетарный рифт, на котором сформировался Центрально-Баренцевский авлакоген, очевидно, имеет продолжение на Карском шельфе и в Западной Сибири.

Зоны преимущественного нефтенакопления тяготеют к авлакогенам, завершившим свое развитие в палеозое, или к внешним бортовым частям активизированных на мезо-кайнозойском этапе авлакогенов и локализуются на сопряженных с ними жестких платформенных блоках.

Большие объемы углеводородов обусловлены разнообразием материнских пород палеозоя. В Норвежском секторе доминируют верхнеюрские материнские породы. Открытие нефтяного месторождения Goliath в Бассейне Хаммерфеста является наглядным примером того, что нефть может сохраняться при минимальной биодеградации, даже на очень малых глубинах залегания.

Источниками накопления газа в пределах южной части бассейна Баренцева моря являются материнские породы палеозоя, причем материнские породы мезозоя считаются незрелыми в пределах всего бассейна. Тектоническое строение российской части бассейна Баренцева моря сложно из-за существования целого ряда этапов тектонической реактивации. Участок Доуральского передового прогиба характеризуется преимущественно мезозойским сжатием с зонами интенсивного складкообразования и обратного сбросообразования. Площади южной части бассейна Баренцева моря характеризуются резким опусканием в период мезозоя, в окружении системы сбросов и устойчивыми площадями, деятельность которых была возобновлена поднятиями триаса, раннего мела и третичного периода.

Нефтегазоносность триасовых формаций. В пределах арктического сектора земного шара триасовые отложения распространены очень широко. На зарубежном арктическом шельфе и прилегающем побережье (Северная Аляска, Северное и Норвежское моря) в них выявлены крупнейшие по запасам залежи нефти и газа. Известны месторождения УВ в триасовом комплексе и в прибрежных районах Тимано-Печорской провинции, на о-ве Колгуев и в Баренцевом море.

В Арктике для триасового нефтегазонакопления благоприятным геодинамическим режимом был рифтогенный, в условиях глубокого погружения платформ. К классическому примеру активного проявления мезозойского, точнее триасового, рифтогенеза можно отнести рифтовые системы Северного и Норвежского морей. К каждому рифту приурочены нефтяные и газовые месторождения мезозойского возраста. В западной части Баренцева моря рифты установлены в районе газовых месторождений Тромсе (Норвегия).

В российском секторе Баренцева моря рифты в палеорельефе мощностей выражены довольно слабо. Вместе с тем развитие в регионе сравнительно узких и вытянутых прогибов, выполненных триасовыми отложениями мощностью от 4–5 км до 6–7 км, дает основание отождествлять эти узкие линейные прогибы с рифтами триасового возраста.

Учитывая благоприятное воздействие рифтогенного геодинамического режима на преобразование органики, Восточно-Баренцевская палеовпадина выделена как возможный очаг триасового нефтегазообразования. В триасовый период Восточно-Баренцевская область характеризовалась большой мощностью триасовых отложений и сравнительно высоким температурным воздействием на осадки и содержащуюся в них рассеянную органику. Все это создавало наиболее благоприятные условия по сравнению с другими регионами Арктики для триасового нефтегазообразования. Возникшие УВ, вероятно, скапливались непосредственно в зоне триасовых рифтов или же насыщали сопряженные с ними поднятия и валы.

В связи с этим благоприятные условия для накопления залежей УВ в триасовых отложениях могли существовать в пределах современной Центрально-Баренцевской антеклизы и современного вала Адмиралтейства в Баренцевом море.

На о-ве Колгуев и в прибрежных водах триасовый разрез характеризуется чередованием песчаников, алевролитов, глин и аргиллитов. Породы нижнего и среднего триаса мало отличаются от разреза побережья, где выявлены и разведаны нефтенасыщенные песчаники на месторождениях Коровинское, Кумжинское, Васильковское и др. На о-ве Колгуев нефтегазоносность связана с песчаниками нижнего и верхнего триаса.

Палеогеографическая обстановка в Баренцевом море характеризовалась отложениями мелководных лагун и, возможно, дельт, заливаемых мелким морем. Здесь установлена преимущественная газоносность отложений, причем залежи сухого газа выявлены в юго-западной части акватории (месторождения Мурманское, Северо-Кильдинское).

Генезис УВ в мелководных морских отложениях триаса Баренцева моря рассматривается двояко. Согласно первому представлению, УВ находятся во вторичном залегании и проникли из подстилающих палеозойских отложений. Согласно второй точке зрения, сероцветная толща, обогащенная ОВ, является нефтегазоматеринской. Вторая точка зрения, более убедительная, учитывает наличие благоприятной для нефтегазообразования мелководной морской сероцветной формации, гумусовый тип ОВ с умеренным газовым потенциалом, невысокие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, резко ухудшающиеся с глубиной и в северном направлении.

Среднетриасовые глины имеют битуминозный коэффициент 10–20 %, что свидетельствует о присутствии сингенетического битумоида в этих отложениях, и рассматриваются как нефтематеринские. Следует отметить, что в триасовых отложениях широко распространены и красноцветные образования, состоящие из чередований конгломератов, красноцветных песчаников и алевролитов, местами туфов общей мощностью 1,5–2 км. Нефтеносные песчаники здесь встречаются редко. Образование нефтяных и газовых залежей в триасовых отложениях акватории арктического сегмента Земли относится преимущественно к началу и концу этого периода.

В целом перспективы нефтегазоносности триасовых отложений южного и Баренцева моря оцениваются весьма положительно. Однако сложное строение разреза, прерывистый характер распространения коллекторов и его свойства затрудняют более интенсивное ведение поисково-разведочных работ. Основным направлением таких работ должно быть выявление новых нефтяных залежей в триасовых отложениях южных и юго-западных районов моря.

Нефтегазоносность меловых формаций. Осадконакопление в меловое время в арктических морях России связано главным образом с платформенным режимом. Породы мелового возраста, так же как и юрские отложения, занимают до 70 % площади Заполярья, включая шельф.

Меловые отложения привлекают внимание благодаря открытию в них многочисленных залежей нефти и газа: за рубежом в Северном море, в бассейне архипелага Свердруп, в устье р. Маккензи, в прибрежной зоне Северной Аляски (месторождение-гигант Купарук и др.). В Карском море в меловых отложениях также обнаружены крупные газовые и газоконденсатные залежи (месторождения Русановское, Ленинградское). Определенные перспективы имеют и некоторые районы Баренцева моря, где мощности меловых пород значительны.

В современной структуре Российского сектора Арктики можно выделить несколько обособленных областей развития платформенных меловых осадочных пород: Печорскую, Баренцево-Северо-Карскую, Южно-Карскую и Анабаро-Предверхоянскую.

Баренцево-Северо-Карская область развития меловых отложений является наиболее обширной и включает северную часть Карского моря (Северо-Карский прогиб) и Баренцево море, которое на северо-западе и севере ограничено архипелагами Шпицберген и Земля Франца-Иосифа. На юго-востоке область ограничена о-вами Новой Земли. Западная граница простирается вдоль Кольской тектонической ступени на расстоянии 150–200 км от современного берега континента. На юге граница проходит по широте о-ва Колгуев.

В большинстве случаев меловые породы региона представлены морскими мелководными песчано-глинистыми формациями, вскрытыми в скважинах на Мурманской, Северо-Кильдинской, Штокмановской и других структурах. В Баренцевом море наиболее глубокой (до 2 200 м) по меловым отложениям является Южно-Баренцевская впадина, где наблюдается довольно равномерное увеличение мощности от центральной части к ее бортам.

В Северо-Баренцевской и Северо-Новоземельской впадинах меловой комплекс по геофизическим данным сокращается до 1–1,5 км. Все рассматриваемые области прогибания вытянуты вдоль Новой Земли и имеют субмеридиональное простирание.

На шельфе Баренцева моря, кроме того, выделяются многочисленные районы сокращенной мощности отложений мела. На северо-западе это современные Свальбардская, Центрально-Баренцевская антеклизы, Западно-Баренцевская синеклиза, где мощность меловых осадков не превышает 300 м.

Таким образом, общая тенденция изменения мощности меловых отложений на внутренней части Баренцевского шельфа довольно закономерна. В среднем мощности невелики и колеблются от 0 до 1 000 м, лишь иногда достигая 1 500–2 000 м.

В Баренцевом море меловой комплекс залежей углеводородов не содержит, однако потенциальные возможности его нефтегазоносности благоприятны. В песчано-глинистой формации этого региона отчетливо выделяется глинисто-алеврито-песчаная толща апта – нижнего альба и преимущественно алеврито-глинистая толща среднего – верхнего альба и верхнего мела. Первая может рассматриваться как коллекторская, а вторая как экранирующая. Залежи нефти и газа могут быть обнаружены здесь за счет вертикальной миграции из юрско-триасовых отложений по тектоническим нарушениям.

Особого внимания заслуживают неокомские отложения, подошва которых в центральной части Баренцева моря залегает на глубине до 2 500–3 100 м, а мощность достигает 700 м. Эти отложения характеризуются специфичными сейсмической записью, типом слоистости и внутренней микроструктурой. Выделяются три сейсмофациальные зоны с увеличением мощности с востока на запад, что свидетельствует о восточном источнике сноса терригенного материала. Наиболее перспективной предполагается западная часть клиноформ.

Таким образом, потенциальная нефтегазоносность меловых отложений (преимущественно неокомских) Баренцева моря может быть связана лишь с центральными и западными районами Южно-Баренцевской впадины, которая характеризуется мелководной песчано-глинистой формацией и значительными (до 2 000 м) мощностями мелового комплекса (мощность неокома 700 м). В апт-нижнеальбских отложениях Южно- и Северо-Баренцевской впадин могут быть открыты вторичные залежи нефти и газа.

Меловые формации на остальной части шельфа Баренцева моря имеют небольшие глубины залегания и сокращенную мощность (до 1 000 м), что резко снижает их перспективность. Особенно это относится к акваториальной части Тимано-Печорского региона, где меловой комплекс представлен озерно-аллювиальными терригенными породами с малыми (до 400 м) мощностями.

 

 

biofile.ru

Углеводородный потенциал Печорско-Баренцевоморского бассейна Текст научной статьи по специальности «Геология»

УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ ПЕЧНРСКН-БАРЕНЦЕВПМПРСКНГП БАССЕЙНА

Печорско-Баренцевоморский бассейн (ПББ) терра-аквального типа занимает обширную область погружений земной коры, ограниченную Канино-Тиманской грядой, северо-восточным склоном Балтийского щита, Уральской и Пайхойско-Новоземельской складча-то-надвиговыми областями. На северо-востоке бассейн ограничивается Тай-мыро-Североземельским поднятием, а в северной части — поднятиями Земли Франца-Иосифа и Шпицбергена. На крайнем северо-западе граница ПББ с Норвежским бассейном несколько условно проводится по восточным склонам поднятий Стаппен и Лоппа (рис. 1). Общая площадь бассейна оценивается в 2100 тыс. км2, а объем осадочного выполнения — в 11—13 млн км3. Площадь континентальной части бассейна составляет около 320 тыс. км2, а объем осадочных пород — 1.8 млн км3 (Малышев, 2002).

ПББ является одной из крупнейших по запасам нефтегазоносных территорий России. Нефтегазовый потенциал региона достигает сегодня 10 % ресурсов углеводородного сырья (УВС) Российской Федерации [3].

В пределах ПББ традиционно выделяются Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (НГП) (суббассейн) с акваториальным продолжением в Печорском море, а также Баренцевомор-ско-Северокарская нефтегазоносная провинция. Эти суббассейны на определенных этапах своей эволюции характеризовались автономностью в условиях генерации углеводородов (УВ) и формирования их скоплений.

Тимано-Печорская НГП, к которой относятся Печорский осадочный бассейн и часть его структурного обрамления (юго-восточный склон Тиманс-кой гряды и передовые складки Урала), в тектоническом отношении соответствует Печорской плите. В провинции промышленная нефтегазоносность установлена практически по всему разрезу осадочного чехла, и на сегодняшний день открыто более 220 месторождений УВ (рис. 2). В Тимано-Печорской НГП

К. г-м. н. В. С. Чупров

выделяются следующие нефтегазоносные комплексы: среднеордовикско-нижнедевонский терригенно-карбонат-ный, среднедевонско-нижнефранский терригенный, среднефранско-турнейс-кий терригенно-карбонатный, нижне-средневизейский терригенный, верхне-визейско-нижнепермский карбонатный, нижнепермский (артинско-кунгур-ский) терригенно-галогенный, верхне-

пермский и триасовый терригенные. В настоящее время основная промышленная добыча нефти, газа и конденсата на европейском севере России связана с Тимано-Печорской НГП, где накопленная добыча нефти превысила 500 млн т, газа — 400 млрд м3.

Начальные суммарные ресурсы (НСР) УВС провинции оценены в 20.5/8.2 млрд т. условного топлива (гео-

Рис. 1. Осадочные бассейны европейского севера России: ПБ — Печорско-Баренцево-морский, М — Мезенский, СР — Среднерусский, ВУ — Волго-Уральский,

ЗС — Западно-Сибирский (Малышев, 2002).

Условные обозначения: 1—3 — границы: 1 — подвижных поясов, 2 — крупнейших (над-порядковых) структур, 3 — осадочных бассейнов; 4 — тектонический уступ в пределах континентальной ступени, 5 — краевые части осадочных бассейнов, перекрытые по взбросо-надвигам складчатыми сооружениями Урала, Пай-Хоя и Тимана.

Крупнейшие структуры (цифры в квадратиках): 1 — Уральский кряж, 2 — Пайхойско-Новоземельская гряда, 3 — Северо-Сибирская седловина (порог), 4 — Таймырская гряда, 5 — поднятие Свальбарда, 6 — Балтийский щит, 7 — Канино-Тиманская гряда

Рис. 2. Kapra нeфтeгaзoгeoлoгичecкoгo paйoниpoвaния Tимaнo-Пeчopcкoй пpoвинции

логические/извлекаемые), в том числе нефти — 16.3/5.0 млрд т (60 %), свободного газа — 2.7 трлн м3 (33 %), попутного газа — 1.2/0.4 трлн м3 (5 %) и конденсата — 404/196 млн т (2 %) (табл. 1).

Разведанность НСР УВС провинции составила 45 % с учетом предварительно оцененных запасов (категории С2), а без учета — 37 %; нефти — соответственно 47 и 36 %; свободного газа—40 и 37 %.

Извлекаемые запасы нефти (категорий А+В+С1) по месторождениям Ти-мано-Печорской НГП составляют 1.3 млрд т, свободного газа — 637 млрд м3. По запасам нефти Тимано-Печорская НГП занимает четвертое место в стране и, несмотря на высокую степень разведанности недр, имеет хорошие перспективы для их наращивания.

Прогнозные (неразведанные) ресурсы нефти на суше Тимано-Печорской НГП оцениваются в 2.45 млн т, газа — 1.55 млрд м3.

Вместе с тем следует отметить значительную диспропорцию в степени вовлечения в промышленную разработку месторождений УВС по территориям субъектов федерации.

Так, в Республике Коми в разработке находится уже более 67 % запасов промышленных категорий нефти и 64% запасов газа, в Ненецком АО 28 % запасов нефти и 17 % газа.

Выработанность запасов нефти (категорий А+В+С1) также существенно различается: в Республике Коми она составляет около 49.4 %, в Ненецком АО — 7.6 %.

Выработанность запасов газа (категорий А+В+С1) в Республике Коми составляет 73 %, в Ненецком АО—0.7 % [4].

Акваториальное продолжение Тимано-Печорской провинции в Печорском море и Баренцевоморско-Северо-карская провинция являются одними из важнейших и первоочередных для освоения регионов России, где предполагаются высокая рентабельность морских работ и реальная возможность открытия крупных месторождений УВ. В соответствии с прогнозной оценкой, НСР УВС шельфа России составляют около 136 млрд т у. т., извлекаемые суммарные ресурсы — более 100 млрд т у. т. НСР нефти и газа составляют в общем объеме соответственно 13 и 87 % (приблизительная оценка). Анализ структуры распределения НСР по акваториям показывает, что более 90 % ресурсов сосредоточено на континентальном шельфе арктических и дальневосточных морей. На долю шельфов Барен-

цева и Печорского морей приходится около 40 % НСР УВС морей Российской Арктики (рис. 3). Общие суммарные ресурсы Баренцево-Карского региона оцениваются приблизительно в 80 млрд т у. т. [5].

Освоение шельфа Арктики будет являться принципиально новым этапом развития топливно-энергетического комплекса России в XXI в. На сегодняшний день в пределах шельфа Баренцева и Печорского морей открыто 11 месторождений УВ (рис. 4, табл. 2), в том числе четыре нефтяных (Приразломное, Варандейское-море, Медынское-море, Долгинское), одно нефтегазоконденсатное (Северо-Гуляевское), три газоконденсатных (Штокмановское, Поморское, Ледовое), три газовых (Северо-Киль-динское, Мурманское, Лудловское). Для Баренцева моря характерна преимущественно газовая составляющая, а для Печорского—нефтяная. Коэффициент успешности поисковых работ на шель-

Рис. 3. Распределение НСР УВС по морям Российской Арктики

Таблица1

Структура НСР УВС Печорско-Баренцевоморского бассейна (геологические/извлекаемые) [1]

Регион Нефть, млн т Свободный газ, 3 млрд м Растворенный газ, 3 млрд м Конденсат, млн т Всего УВ, млн т у. т.

Печорско-Баренцевоморский бассейн, всего 25 753 7 845 28 481 2 006 637 1 282 809 57 521 37 772

В том числе:

Тимано-Печорская

провинция

Республика

Коми

Ненецкий АО

Акватория

Баренцево

море

Печорское

море

16 229 2 701 1 166 404

4 905 381 196

7418 1 673 476 337

2 181 158 156

8 811 1 028 689 67

2 724 223 41

9 524 25 780 840 878

2 940 256 613

2 030 23 466 250 524

609 75 389

7 494 2 314 590 354

2 331 181 224

20 500

8 183

9 904 4 168

10 596

4 016

37 021 29 589

26 270 24 539

10 751

5 050

Рис. 4. Месторождения углеводородов Баренцева и Карского морей

фе в среднем составляет около 0.6. Наряду с довольно большим количеством локальных антиклинальных поднятий, сейсморазведкой здесь установлен ряд органогенных построек девонского и каменноугольно-раннепермского возраста, а также отдельные неантиклинальные ловушки других типов.

Перспективы дальнейших исследований во многом будут связаны с технико-экономическими возможностями

освоения уже открытых запасов углеводородов. «Первыми ласточками» в освоении континентального шельфа Арктики будут являться два пилотных проекта, которые связаны с уникальным по величине запасов Штокмановским газоконденсатным месторождением, расположенным в центральной части Баренцева моря, а также Приразломным нефтяным месторождением в восточной части Печорского моря. Нача-

ло разработки этих месторождений станет важным этапом в освоении нефтяных и газовых ресурсов арктического шельфа России.

Лицензиями на разведку и добычу углеводородов на обоих месторождениях владеет ЗАО «Севморнефтегаз» — дочернее предприятие ОАО «Г азпром».

Штокмановское газоконденсатное месторождение было открыто в 1988 г с борта научно-исследовательского судна «Профессор Штокман», в связи с чем и получило своё название. Оно расположено в центральной части Баренцева моря, на северо-востоке от г. Мурманска, на расстоянии около 600 км. Глубина моря в этом районе колеблется от 320 до 340 м.

На месторождении пробурено семь поисковых и разведочных скважин. Промышленная газоносность связана с терригенными среднеюрскими коллекторами, в которых выявлены три залежи на глубине 1900—2300 м, тип залежей — пластовые сводовые. Коллекторы — песчаники с гранулярной открытой пористостью от 16 до 26 %, газопроницаемость достигает 2 мкм2. Средние эффективные толщины продуктивных пластов изменяются от 8 до 45 м, общие мощности достигают 85 м.

Г аз месторождения метановый (93—97 %), бессернистый, низкоуглекислый (до 1.2 %), низко гелиеносный (0.021—0.027 %). Содержание конденсата низкое — от 5 до 12.5 г/м3. Конденсат малосмолистый (0.14—0.19 %), мало-

Таблица2

Месторождения углеводородов Печорско-Баренцевоморского шельфа [2]

Месторождение, год открытия Фазовое состояние УВ Возраст вмещающих отложений Крупность месторождения Тип коллектора

Печорское море

Поморское, 1985 нефть, газоконденсат Сз—Рі среднее карбонатный

Северо-Гуляевское, 1986 нефть, газоконденсат Р2, Сз—Рі среднее терригенный, карбонатный

Приразломное, 1989 нефть Сз—Рі крупное карбонатный

Варандей-море, 1995 то же Сз—Рі среднее карбонатный

Медынское-море, 1997 - // - Сз—Рі, Бз, Бі крупное карбонатный

Долгинское, 1999 - // - Р2, Сз—Рі крупное терригенный, карбонатный

Баренцево море

Мурманское, 1983 газ триас крупное терригенный

Северо-Кильдинское, 1985 газ триас среднее то же

Штокмановское, 1988 газоконденсат юра уникальное - // -

Лудловское, 1992 газ юра крупное - // -

Ледовое, 1992 газоконденсат юра крупное - // -

сернистый (0.013—0.015 %), плотностью 0.798—0.820 г/см3.

Разведанные запасы месторождения оцениваются в 3.7 трлн м3 газа и более 31 млн т газового конденсата. Действующий проект разработки Штокмановского месторождения предусматривает ежегодный объём добычи около 70 млрд м3 природного газа и 0.6 млн т газового конденсата. Это сопоставимо с годовой добычей одного из крупнейших европейских поставщиков газа — Норвегии. Начальный этап реализации проекта предполагает годовой уровень добычи в 22.5 млрд м3 природного газа и 205 тыс. т газового конденсата. Разработка месторождения будет вестись с использованием нескольких плавучих платформ типа TLP (Tension Leg Platform). Платформы будут соединяться подводными трубопроводами с двумя наземными объектами на берегу Кольского полуострова (пос. Терибер-ка Мурманской обл.) — заводом сжижения природного газа (СПГ) и компрессорной станцией (рис. 5). На берег пойдут чистый газ и газовый конденсат, вода будет закачиваться обратно в пласт. Полный срок разработки месторождения составит 50 лет.

В начале 2008 г. была создана компания специального назначения, которая займется разработкой Штокмановского газоконденсатного месторождения. Новая компания получила название «Shtokman Development AG», контрольным пакетом акций (51 %) владеет «Г азпром», а 25 и 24 % получили, соответственно, французская «Total» и норвежская StatoilHydro. В задачи новой компании будут входить проектирование, разработка, строительство, финансирование и собственно эксплуатация объектов первой фазы освоения месторождения, которая, по предвари-

тельным оценкам, обойдется в 12—14 млрд дол. Месторождение станет ресурсной базой для поставок российского газа (как по трубопроводам, так и полученного с использованием СПГ -технологий) на европейский и северо-амери-канский рынки. Начало промышленной разработки планируется на 2013 г Приразломное нефтяное месторождение было открыто в 1989 г. ГПК «Арктикморнефтегазразведка» на продолжении вала Сорокина бурением в сводовой части антиклинальной структуры поисковой скв. 1 (гл. 3100 м). При испытании верхнекаменноугольнонижнепермских отложений в интервалах 2369—2438 и 2447—2487 м, после проведения солянокислотной обработки был получен промышленный приток нефти с дебитом 393 м3/сут. Месторождение расположено в восточной части Печорского моря, в 60 км от поселка Варандей (Ненецкий автономный округ), глубина моря в районе — 19— 20 м. На месторождении пробурено пять поисковых и разведочных скважин, в четырех из которых получены промышленные притоки нефти. Максимальный дебит нефти после кислотной обработки при испытании пласта был

получен в скв. 3 и составил 677 м3/сут. Нефтегазоносность связана с карбонатными каменноугольно-нижнепермскими коллекторами, в которых выявлено три продуктивных горизонта, образующих единую массивную, тектонически ограниченную залежь. Извлекаемые запасы нефти категорий Ct+C2 составляют 83.2 млн т.

Нефть Приразломного месторождения по качеству уступает российскому сорту Urals. Ее плотность в верхнем горизонте составляет 0.908—0.914 г/см3, а содержание серы колеблется в диапазоне 1.98—2.34 %. Она парафинистая

(весовое содержание парафина 0.14— 1.78 %) и смолистая (весовое содержание смол 8.7—10.61 %), с низким содержанием легких фракций (например, бензино-лигроиновый дистиллят — 7.8 %) и высоковязкими остатками. В двух нижних горизонтах нефть еще более тяжелая (плотность 0.928—0.94 г/см3). Кроме нефти на Приразломном имеются запасы газа в объеме 10.3 млрд м3.

Проектный уровень добычи нефти составляет 6.59 млн т, накопленная добыча нефти за рентабельный 22-летний период эксплуатации оценивается в объеме 74.45 млн т.

Проект обустройства и освоения Приразломного нефтяного месторождения реализуется силами российских научных, конструкторских, проектных и промышленных организаций. Данный проект не имеет аналогов в мировой практике, с помощью одной морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП) гравитационного типа в условиях сложной ледовой обстановки будет выполняться весь комплекс технологических операций бурения и добычи нефти (рис. 6). Подготовленная к транспортировке нефть будет накапливаться в нефтехранилищах объемом до 110 тыс. м3. Далее она будет перевозиться тремя челночными танкерами усиленного ледового класса дедвейтом 70 тыс. т, которые будут доставлять нефть в Мурманск на супертанкер-накопитель «Белокаменка», принадлежащий компании «Роснефть». Затем нефть будет перегружаться на линейные танкеры дедвейтом 120—170 тыс. т и отправляться на экспорт. Начало промышленной разработки планируется на 2010 г

Вместе с тем перспективы открытия новых месторождений УВ в Печорско-Баренцевоморском бассейне далеко не исчерпаны. Как на суше, так и в шельфовой части региона к настоящему времени выявлено и подготовлено к глубокому бурению более 100 перспективных объектов, что позволяет рассчитывать в будущем на значительный прирост перспективных ресурсов и разведанных запасов углеводородов.

Открытия гигантских и крупных месторождений газа и конденсата в Барен-цевоморском регионе сделаны на отдельных, наиболее изученных участках акватории в мезозойских отложениях. Новые открытия крупных газовых месторождений в этой толще ожидаются в умеренно и слабо изученных районах Южно- и Северо-Баренцевской впадин, а крупных и средних по запасам место--------------------------------И

Рис. 5. Схема разработки Штокмановского месторождения

У/

г® ‘ВеонЯис, ноябрь, 2008 г., № 11

Рис. 6. МЛСП «Приразломная»

рождений нефти — в слабоизученных и неизученнык палеозойских и триасовых отложениях в ловушках структурного и седиментационного (рифы, палеодельты и др.) типов на отдельных участках Кольской моноклинали, Центрального района, Адмиралтейского вала и Приновоземельской зоны.

В Печорском море на морском продолжении Тимано-Печорской провинции открытия месторождений УВ сделаны в хорошо изученной верхне-девонско-триасовой части разреза, в основном на востоке акватории. Новые открытия средних и крупных залежей

нефти можно ожидать в ордовикско-триасовых отложениях по всему бассейну.

Дальнейшие геолого-геофизические исследования в Западно-Арктическом секторе шельфа должны быть направлены:

— на вышвление зон нефтегазона-копления в слабоизученных районах Южно- и Северо-Баренцевской впадин;

— на изучение особенностей строения нижних горизонтов осадочного чехла в пределах Печорского моря;

— на поиск и картирование зон развития неантиклинальнык и комбиниро-

ванных структурно-литологических ловушек.

По оценкам специалистов [5], только проведение комплекса региональных геолого-разведочных работ в Баренцевом море может обеспечить прирост ресурсов УВ в объеме 4.5—5.4 млрд т у. т., в том числе 0.5—0.6 млрд т нефти, а в Печорском море соответственно — 0.9—1.2 млрд т у. т., в том числе 0.6—0.8 млрд т нефти.

Литература

1. Белонин М. Д., Прищепа О. М. Углеводородная «терра инкогнита» // Нефть России. 2006. № 9. С. 48—51. 2. Каминский В. Д., Иванов В. Л., Супруненко О. И. Западно-Арктическая нефтегазоносная провинция на пороге промышленного освоения // Разведка и охрана недр. 2005. № 6. С. 5—9. 3. Малышев Н. А. Тектоника, эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов европейского северо-востока России. Екатеринбург: УрО РАН, 2002. 310 с. 4. Прищепа О. М., Боровинских А. П. Состояние и проблемы воспроизводства сырьевой базы углеводородов // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2008. № 4. С. 12—36. 5. Углеводородный потенциал континентального шельфа России: состояние и проблемы освоения / Ю. Н. Григоренко, И. М. Мирчинк, В. И. Савченко и др. // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. Спецвыпуск «Минеральные ресурсы Российского шельфа», 2006. С. 5—15.

От всей души поздравляем Николая Ивановича ОСИПОВА с 50 -летним юбилеем!

\ти

Ллелаем здоровья, счастья и всего наилучшего.

Мы от души поздравить рады, Много счастья пожелать, Уваженье как награду Просим Вас от нас принять. Пусть невзгоды и напасти Все исчезнут навсегда,

Пусть удачи, радость, счастье С Вами будут, как всегда!

Талант его мы все оценим Сученым видом знатоков.

А впрочем, еще будет время Ему сказать нам пару слов. Пока же — мы. У нас в запасе Хвалебный не один мотив.

Да, как охотник он прекрасен, Но не одной охотой жив. Многообразен в проявленьях, Способен жизни вкус понять... В короткой речи юбилейной Всего нельзя пересказать.

И так и тянет отчего-то На троекратное «ура»!

Но раз уж начали с охоты,

Так уж ни пуха ни пера!

cyberleninka.ru

Нефть и газ Тимано-Печоры и Баренцева моря.

IV Международная конференция «Нефть и газ Тимано-Печоры и Баренцева моря» состоится 2 октября в Москве. Мероприятие пройдёт в рамках Арктической Нефтегазовой Недели (1-3 октября 2014 г.).

Тимано-Печорская провинция – важнейший для нефтегазовой промышленности России регион – одновременно является и одним из самых сложных. Причины отрицательного тренда в развитии добычи на территории этого региона заключаются в отсутствии перспектив ввода новых месторождений, с одной стороны, и снижении извлекаемости на уже разрабатываемых месторождениях, с другой. Ситуация также осложняется инфраструктурными проблемами и спецификой добываемого сырья, требующего совершенствования технологического подхода. Несмотря на это, есть предприятия, которым удаётся успешно работать на территории провинции. В ходе конференции своими наработками с коллегами поделятся ведущие представители российского и зарубежного нефтегазового бизнеса и науки.

Ключевые темы конференции:

  • роль Тимано-Печоры в освоении арктического шельфа;
  • международная кооперация в освоении месторождений Тимано-Печорского региона;
  • проблемы падения добычи в Ненецком АО и Республики Коми;
  • будущее Штокмановского проекта;
  • рынки сбыта для нефти и газа Тимано-Печоры;
  • роль Северного морского пути в поставках углеводородов;
  • развитие транспортной инфраструктуры и её влияние на освоение месторождений Тимано-Печоры;
  • геологическая характеристика Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна;
  • проблема оценки запасов месторождений Тимано-Печоры;
  • государственная политика в сфере геологического изучения, поиска и разведки месторождений углеводородов в Тимано-Печорском регионе;
  • повышение эффективности поисково-разведочных работ в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции;
  • совершенствование организационно-правового режима недропользования в Тимано-Печоре;
  • лицензирование недр в Ненецком АО, Республики Коми, Баренцевом и Печорском морях.

Арктическая Нефтегазовая Неделя (1-3 октября, Москва) – уникальный проект, который призван объединить главные арктические конференции, с успехом проходящие с 2011 г., среди них:

  • IV Международная конференция «Нефть и газ Ямала и Карского моря»;
  • III Международная конференция «Нефть и газ Тимано-Печоры и Баренцева моря»;
  • III Международная конференцию «Северный морской путь: нефтегазовая логистика Арктики».

Планируется, что в мероприятиях Недели примут участие более 200 делегатов, а её деловая программа включит более 50 докладов.

Среди докладчиков и участников арктических конференций прошлых лет: Министерство природных ресурсов и экологии РФ, Министерство энергетики РФ, МИД РФ, Министерство рыболовства и береговой администрации Норвегии, Правительство Ямало-Ненецкого АО, Правительство Ненецкого АО, губернатор Архангельской области, Правительство Республики Саха (Якутия), Правительство Мурманской области, «Газпром», «НОВАТЭК», «Роснефть», Total, «СИБУР», Mitsubishi, Statoil, «Транснефть», Jan De Nul, Wagenborg Shipping, Arctech, WWF Russia, ExxonMobil, «ЛУКОЙЛ», «Российское газовое общество», «РуссНефть», «Сургутнефтегаз», «Башнефть», «Ямал СПГ», Van Oord, STX Europe, «Атомфлот», «Газпром нефть», Baker Hughes, Qatar Petroleum и др.

Узнать подробную информацию, а также зарегистрироваться, можно на официальном сайте мероприятия www.arcticweek.com

Организационный комитет:Телефон/Факс в Москве: +7 (495) 646 13 95Эл. почта: [email protected]

pro-arctic.ru

Баренцево-Карская нефтегазоносная провинция

Геология Баренцево-Карская нефтегазоносная провинция

Количество просмотров публикации Баренцево-Карская нефтегазоносная провинция - 1441

 Наименование параметра  Значение
Тема статьи: Баренцево-Карская нефтегазоносная провинция
Рубрика (тематическая категория) Геология

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция располагается в пределах одноименной равнины и юго-западной акватории Карского моря. Общая площадь 1,6 млн. км2.

В тектоническом отношении это Западно-Сибирская эпигерцинская плита͵ платформенный чехол, который сложен юрскими и меловыми терригенными отложениями. Ниже залегают отложения широкого стратиграфического диапазона - от верхнего докембрия до триаса, выделяемые в промежуточный структурный этаж. Толщина этого этажа достигает 5 км, а юрско-мелового комплекса - 10 км. В пределах провинции выделяются четыре области - Северная, Центральная, Южная и Восточная, из которых последняя изучена слабо. В разрезе выделяются две глинистые региональные покрышки (верхнеюрско-валанжинская и туронско-палеогеновая) по площади развития соизмеримые с территорией провинции. Большинство залежей антиклинальные, сводовые пластовые или массивные, реже встречаются антиклинальные литологически и стратиграфически ограниченные, количество залежей стратиграфического и литологического типов невелико.

В распределœении месторождений нефти и газа наблюдается определœенная закономерность: нефтяные месторождения (Самотлорское, Салымское и др.) развиты в Широтном Приобье, с запада, юга и юго-востока полукольцом распространены газовые и нефтегазовые месторождения залежи в которых приурочены как к юрским, так и меловым отложениям; на севере огромные запаса природного газа приурочены к сеноманскому комплексу (Медвежье, Ямбургское, Уренгойское и др. Размещено на реф.рфгазоконденсатные месторождения). Среди месторождений крайне важно отметить Салымское нефтяное месторождение, своеобразие которого состоит по сути в том, что одна из залежей приурочена к баженовской свите (верхняя юра' - низы валанжина). Баженовская свита сложена черными и буровато-черными глинисто-кремнистыми породами, характеризующимися высоким содержанием свободного кремнезема ( в среднем 29,5%) и органического вещества (в среднем 22,5%). Коллекторами являются зоны развития листовато-трещиноватых пород. Месторождения газа открыты н на шельфе Карского моря (Русановское и Ленинградское газоконденсатные месторождения). Открыто несколько залежей нефти и газа в отложениях промежуточного структурного этажа. Всего в Западно-Сибирской провинции открыто более 350 месторождений, из которых число нефтяных и газонефтяных месторождений вдвое больше газовых.

Охватывает акваторию Баренцева моря и северо-восточную акваторию Карского моря (рис. 52). Провинция является естественным продолжением Тимано-Печорской провинции. Осадочный чехол сложен палеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями, суммарная толщина которых в центральной части провинции достигает 7 км.

Геологическое строение провинции изучено слабо, тем не менее в пределах провинции уже открыто несколько газовых и газоконденсатных месторождений, в числе которых гигантское Штокмановское газоконденсатное месторождение. Продуктивные горизонты приурочены к мезозойской части разреза.

Баренцево-Карская нефтегазоносная провинция - понятие и виды. Классификация и особенности категории "Баренцево-Карская нефтегазоносная провинция" 2014, 2015.

referatwork.ru

Нефть и газ Тимано-Печоры и Баренцева моря

В Москве 25 марта участники Конференции “Нефть и газ Тимано-Печоры и Баренцева моря”, которая пройдет при поддержке Российского газового общества, обсудят стратегии развития нефтегазовых производств Тимано-Печорской провинции.

Преодолевая трудности

Для нефтегазовой отрасли России Тимано-Печорская провинция является важнейшим и, в тоже время, самым сложным регионом. Отрицательный тренд в развитии добычи на данной территории заключается в том, что отсутствует перспектива ввода новых месторождений с одной стороны, а на уже разрабатываемых месторождениях снижается извлекаемость - с другой. Кроме этого сложившаяся ситуация осложнена инфраструктурными проблемой, а также спецификой добываемого сырья, которое требует совершенствования технологического подхода к процессу добычи. Несмотря на это, на территории провинции успешно работает ряд предприятий. В рамках Конференции ведущие представители нефтегазового бизнеса России и зарубежья представят свои наработки коллегам. Участие в мероприятии примет более сотни человек.

Ключевые темы Конференции:

- Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция как важный район прироста запасов нефти и газа России;- Государственная политика в сфере геологического изучения, поиска и разведки месторождений углеводородов в Тимано-Печорском регионе;- Совершенствование организационно-правового режима недропользования;- Перспективы проектов добычи нефти и газа в Печорском и Баренцевом морях;- Международное сотрудничество в освоении месторождений Тимано-Печоры, Печорского и Баренцева морей;- Транспортировка и экспорт углеводородов, потенциал реализации СПГ-проектов.

Формат Конференции:

Программа конференции разделена на три сессии. Форум начнет свою работу с пленарного заседания, на котором планируется обсудить роль и место в энергетической стратегии России Тимано-Печорской газоносной провинции. Наиболее перспективные стратегии сбыта местных углеводородов будут обсуждаться специалистами на первой сессии. Кроме этого будет поднят вопрос о роли Северного морского пути в их поставках. Налоговым и правовым аспектам разработки месторождения Тимано-Печорской нефтегазовой провинции будет посвящена вторая сессия. Завершающая сессия поднимет проблему экологии в регионе. Ожидается, что в течении одного дня будет зачитано около 20 докладов. В перерывах между сессиями можно будет провести встречи в формате 1:1 и интервью.

О Конференции “Нефть и газ Тимано-Печоры и Баренцева моря”

Традиции Конференций “Нефть и газ Тимано-Печоры” 2011 года и «Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция: перспективы освоения» 2012 года продолжит Конференция «Нефть и газ Тимано-Печоры и Баренцева моря». Участниками Конференций прошлых лет являлись такие компании, как ЛУКОЙЛ, Башнефть, Газпром нефть, Сургутнефтегаз, Синтез Петролеум, СИБУР, Российское газовое общество, РуссНефть, Total. На первой встрече обсуждались вопросы перспектив развития провинции. Проблема резкого падения газо- и нефтедобычи в регионе стала ключевой темой второй Конференции. Логическим продолжением предыдущих встреч станет Конференция “Нефть и газ Тимано-Печоры и Баренцева моря”. Ориентирована она будет на новейшие стратегии развития региона и шельфа Баринцева моря.

ves-rf.ru

Печорское море Википедия

Печо́рское мо́ре — акватория в юго-восточной части Баренцева моря, между островами Колгуев и Вайгач.

Этот гидроним встречается уже на карте мира Меркатора 1569 года (Petzorzke morie), где относился ко всему Баренцеву морю. Термин «Печорское море», согласно Постановлению ЦИК СССР от 28.11.1935 года, применим к акватории юго-восточной части Баренцева моря, расположенной к востоку от границ по линии мыс Чёрный (Новая Земля, южный вход в губу Костин Шар) — северная оконечность острова Колгуев и затем южная оконечность острова Колгуев (Плоские Кошки) — мыс Святой Нос Тиманский. При этом проливы Карские Ворота и Югорский Шар к Печорскому морю не относятся. Все берега, омываемые морем, принадлежат России (материковый берег, острова Колгуев и Вайгач — Ненецкий автономный округ, архипелаг Новая Земля — Архангельская область).

Размеры Печорского моря: в широтном направлении — от острова Колгуев до пролива Карские Ворота — около 300 км и в меридиональном направлении — от мыса Русский Заворот до Новой Земли — около 180 км. Площадь акватории моря составляет 81 263 км², объём вод 4380 км³.

В пределах Печорского моря имеется несколько заливов (губ): Раменка, Колоколкова, Паханческая, Болванская[1], Хайпудырская, Печорская (самая крупная). Из рек, впадающих в море, самой крупной является Печора. Берег от посёлка Варандей до мыса Медынский Заворот у поморов носил название «Бурловый»[2].

Море мелководное с постепенно увеличивающимися глубинами в меридиональном направлении от материкового берега. Вдоль южного берега архипелага Новая Земля располагается глубоководный жёлоб с глубинами более 150 м.

Климатические условия

Полярная ночь продолжается здесь с конца ноября до середины января, а полярный день — с середины мая до конца июля.

Ледовый покров, имеющий здесь сезонный характер, образуется в сентябре — октябре и сохраняется до июля.

Максимальный прогрев вод в поверхностных слоях отмечается в августе (10—12 °C), а в глубинных слоях — в сентябре — октябре. В наиболее холодном месяце — мае — значения температуры воды отрицательные от поверхности до дна.

Характеристики

Солёность воды в Печорском море меняется в течение года и в различных местах акватории. В ледовый период отмечаются морские солёные воды (солёность 32—35 ‰). В летне-осенний период в районе сильно выражено распресняющее воздействие материкового пресного стока (в первую очередь реки Печора). В слое 0—10 м образуются зоны солоноватых (солёность до 25 ‰), распреснённых морских (солёность 25—30 ‰) и солёных морских (солёность более 30 ‰). Максимум развития этих зон отмечается в июле. Сокращение зон солоноватых и распреснённых морских вод происходит в августе-октябре и заканчивается в ноябре к началу ледообразования полным исчезновением в Печорском море солоноватых вод.

В море проходят ветви тёплого Колгуево-Печорского течения, холодного течения Литке и стоковых (тёплых летом и холодных зимой) Беломорского и Печорского течений.

Приливы в Печорском море полусуточные мелководные, лишь на входе в Печорскую губу и в её вершине они неправильные полусуточные. Средняя величина сизигийного прилива (посёлок Варандей) составляет 1,1 м.

В море ведётся промысел трески, белухи, тюленя.

Промышленное освоение

Первая арктическая нефть

Печорское море является одним из самых разведанных по запасам углеводородов на российском шельфе. Именно на Приразломном месторождении, расположенном на шельфе Печорского моря, в 2013 году была добыта первая арктическая нефть[3].

Приразломное месторождение — единственное на сегодняшний день месторождение на арктическом шельфе России, где добыча нефти уже начата. Нефть нового российского сорта получила название ARCO (Arctic oil) и впервые была отгружена с Приразломного в апреле 2014 года[4]. Месторождение расположено в 55 км к северу от посёлка Варандей и в 320 км к северо-востоку от г. Нарьян-Мар (р. Печора). Глубина моря в районе месторождения составляет 19—20 метров. Приразломное открыто в 1989 году и содержит более 70 млн т извлекаемых запасов нефти. Лицензия на разработку принадлежит компании «Газпром нефть шельф» (дочернее общество «Газпром нефти»).

Приразломное — уникальный российский проект по добыче углеводородов на шельфе Арктики. Впервые добыча углеводородов на арктическом шельфе ведется со стационарной платформы — морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП) «Приразломная». Платформа позволяет выполнять все технологические операции — бурение скважин, добычу, хранение, отгрузку нефти на танкеры и т. д.

Месторождения

В настоящее время в Печорском море подготавливаются для промышленной добычи нефти месторождения «Долгинское», «Медынское-море», «Варандей-море» и другие. В районе посёлка Варандей действует морской нефтеналивной терминал, куда поступает нефть с береговых месторождений.

Литература

  • Печорское море. Системные исследования (гидрофизика, гидрология, оптика, биология, химия, геология, экология, социоэкономические проблемы) — РАН, Ин-т океанологии им. П. П. Ширшова; Ин-т Арктики и Антарктики; ВНИИ Океангеология; под ред. Е. А. Романкевича, А. П. Лисицина, М. Е. Виноградова. — М. : Море, 2003. — 486 с. : ил. — ISBN 5-8037-0077-0
  • Гидрометеорологические условия шельфовой зоны морей СССР. Т. VI. Баренцево море. Вып. 3. Мурманск, 1984.
  • Павлидис Ю. А., Никифоров С. Л., Огородов С. А., Тарасов Г. А. Печорское море: прошлое, настоящее, будущее // Океанология, 2007, том 47, № 6, с. 927—939.

Примечания

wikiredia.ru

Экологи: Нефть «ЛУКОЙЛа»течет в Печору и Баренцево море .

Экологи: Нефть "ЛУКОЙЛа" течет в Печору и Баренцево мореСЫКТЫВКАР, 28 мая. Последствия аварийного разлива нефти в Усинском районе республики Коми, случившийся утром во воскресенье, не ликвидируют должным образом, заявляют активисты "Гринпис России".

Утром 26 мая жители деревни Колва увидели на воде черные пятна. По словам очевидцев, пятна шли по реке потоком весь день. "Вскоре прибыло МЧС, но так и не начало установку боновых заграждений. Весь день нефть беспрепятственно распространялась по реке в сторону Печоры", — сообщили

Местный предприниматель Иван Мольков сообщил о происшествии "Гринпис", в МЧС, местный комитет по экологии и межрайонную природоохранную прокуратуру.

"Вся нефть, которая сегодня идет по Колве, вскоре попадет в Печору, а затем будет вынесена в Баренцево море. Недалеко от устья Печоры располагается первая российская арктическая платформа – "Приразломная" ("Газпром"). Она вскоре должна начать бурение, и нет никаких гарантий, что добыча нефти на шельфе будет сколько-нибудь чище, чем на суше. Дело в том, что Россия год за годом понижает экологические требования к нефтяным компаниям. Они продолжают разливать нефть и борются за дальнейшее ослабление природоохранного законодательства", – рассказал координатор энергетической программы Гринпис России Владимир Чупров.

Менее месяца назад парламент принял закон, разрешающий сбрасывать грунт от дноуглубительных работ в море. Ранее Ростехнадзор отменил требования к трубопроводам, прописанные в "Правилах устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов". "Штрафы за разливы нефти до смешного минимальны", — подчеркнул Чупров.

По данным экологов, пятна нефти на реке стали привычной картиной в этих местах с тех пор, как здесь начали работу нефтяные компании (в настоящее время это "Лукойл"). Без крупных разливов не проходит ни одного года. Во время долгой арктической зимы нефть незаметно вытекает из проржавевших трубопроводов. Весной вместе с талой водой загрязнение попадает в реки. "Весной нефть можно обнаружить всюду: в воде, в воздухе, в пище –  везде", –  говорят местные жители.

 

 

Источник: www.rosbalt.ru

zonalife.ru