Баренцевоморская нефтегазоносная провинция

Кожасай нефтяное. 1983г. (С 1-2), 1 залежь

Жанажол НГК. 1978г., (С 1-2-3), 2 залежи

Акжар нефтяное. 1962г., (К₁, J _1-2 T₁), 14 залежей

Каратюбе нефтяное. 1966г., (К₁, J _1-2 T₁ Р ₂), 8 залежей

Волгоградско-Карачаганакская ГНО. (Карачаганак-Троицкая зона поднятий, Лободинско – Тепловская зона поднятий)

Карачаганак нефтегазоконденсатное. 1978г., (Р _1, С _1-2), 1 залежь, риф

Западно-Тепловское нефтегазоконденсатное, 1973г., (Р₁), 1 залежь, риф

Лободинское ГК. 1976г., (С ₂), 1 залежь, риф

Северо-Лиманское НГК. 1976г., (Р _1, С ₁), 4 залежи

Карпенское НГК 1967г., (Р ₁), 4 залежи

Ждановское ГК 1973г., (Р ₁), 1 залежь

Астраханско-Калмыцкая ГНО (Астраханский свод, Сарпинский прогиб)

Астраханское газоконденсатное 1976г., (С ₂), 1 залежь

Бугринское газовое. 1968г. (Т₁), 1 залежь

Пустынное газовое. 1977г. (Т₁), 2 залежи (Калмыкия)

Южно-Эмбинская НГО. (Приморское поднятие, Щукатско-Северо-Каспийская зона поднятий, Южно-Эмбинское поднятие)

Каратон нефтяное. 1948г., (К_1-2, J ₂ Р ₂), 27 залежей

Тенгиз-нефтяное, 1979г., (С ₂), 1 залежь, риф

Прорва (центральная и восточная) НГК. 1963г., (J _2-3 T₃ ), 7 залежей

Прорва (западная) НГК. 1967г., (J _2-3 T₃ ), 9 залежей

Актюбе нефтяное. 1965г., (J _2-3), 7 залежей

Копа нефтяное 1962г. (К₁, J _1-2), 11 залежей

Кулсары нефтяное. 1938г., (К₁, J _2-3 Т ₃), 25 залежей

Косчагыл нефтяное. 1932г., (К₁, J ₂ Т ₃), 28 залежей

Макат нефтяное. 1915г., (К₁, J ₂ Т ₃), 10 залежей

Доссорское нефтяное. 1911г. (J ₂ ), 8 залежей

Байчунас нефтяное. 1927 г. (К_1-2, J ₂), 13 залежей

Искине нефтяное. 1934г., (К_1, T_1-3 ), 6 залежей

Сагиз нефтяное. 1937г. (К ₁ J ₂ T_1-3 ), 33 залежи

Боранколь НГК 1959г., (J _2-3 T₃ ), 11 залежей

Баренцевоморский шельф занимает акваторию площадью более 1млн. км². В последние 20 лет геолого-разведочные работы активно велись в акватории Печорского и Баренцева морей следующими организациями: НПО «Арктикморнефтегазразведка (АМНГР), треста «Севморнефтегеофизика» (СМНГ), РАО «ГАЗпром» и его подразделениями ДП «ГАЗфлот», АО «Росшельф».

Буровые работы. На территории исследуемого шельфа пробурено 74 скважины. 31 из них в акватории российского сектора Баренцева моря и Печорского моря, 3- на Земле Франца-Иосифа, 14 скважин на Шпицбергене и 40 скважин в норвежской части Баренцева моря.

В 1982г. объединение АМНГР пробурило первую скважину в российском секторе Баренцевоморского шельфа. В результате было открыто Мурманское газовое месторождение. Затем были открыты: Северо - Кильдинское газовое месторождение в 1985г. и уникальное по размерам Штокмановское газоконденсатное в 1988г. Открытие Штокмановского месторождения имело принципиальное значение и коренным образом изменило отношение нефтяных компаний к российскому сектору Арктического шельфа. Дальнейшие работы АМНГР подтвердили высокие перспективы этой части акватории открытием крупного Лудловского газового месторождения (1990).

В настоящее время в пределах российского сектора Баренцевоморского шельфа открыто 5 нефтяных месторождений (в акватории Печорского моря), три газоконденсатных (среди них уникальное Штокмановское) и три газовых месторождения на акваториальном продолжении Тимано – Печорского бассейна. В секторе Баренцевоморского шельфа было открыто Приразломное месторождение (1989), за которым последовало открытие нефтяных месторождений:–Варандей-море, Медынское-море, Южно-Долгинское. В норвежском секторе Баренцевоморского шельфа пробурено 47 скважин и выявлено 6 газовых и одно газонефтяное. На Земле Франца-Иосифа и на Новой Земле выявлены битумопроявления.

В разрезе осадочного чехла бассейнов Баренцевоморского шельфа можно проследить три общих для них литолого-стратиграфических комплекса. (ЛСК), разделённых границами стратиграфических перерывов и несогласий.

Нижний литолого-стратиграфический комплекс. – рифей - палеозойский. Комплекс выполнен отложениями ордовикско-девонского и каменноугольно-пермского возрастов.

Средний литолого-стратиграфический комплекс (пермско-триасовый) составляет основную часть разреза Баренцевоморского бассейна.

Верхний литолого-стратиграфический комплекс сложен терригенными породами юры, мела и палеоген-неогена. Юрские и меловые отложения Баренцевоморского бассейна относятся к обширному, некогда единому, плитному покрову, перекрывающему различные тектонические площади. Он формировался, когда структурный план бассейна уже был близок к современному.

В пределах Баренцевоморского шельфа выявлены залежи нефти и газа в резервуарах пермско-триасового и юрского НГК. Меловой НГК является потенциально перспективным. В Баренцевоморском бассейне выявлены: Мурманское газовое, Северо-Кильдинское газовое,. Штокмановское газоконденсатное, Лудловское газоконденсатное, Лунинское газовое, Аскелад, Альбатрос, Алке, Сновит нефтегазоконденсатные месторождения.

Значительные объемы осадочного чехла, сосредоточенные в отрицательных структурах, позволяют предполагать высокий неф­тегазогенерирующий потенциал провинции. Обширные поднятия, примыкающие к этим очагам генерации и содержащиеся в разрезе региональные коллекторы и покрышки, говорят о больших аккумулирующих возможностях в пределах всей Баренцевоморской провинции, что дает основание рассматривать ее как одну из наиболее перспективных акваториальных провинций России. Особый интерес представляет Штокмановско-Лунинский газонефтеносный район, в который входят Штокмановско-Ледовая, Лудловская и Лунинская седловины, отделенные друг от друга погруженными Западно Северо-Штокмановским и Южно-Лунинским прогибами.

ШТОКМАНОВСКО-ЛУНИНСКИЙ ГНР (рис. 266). Максимальная мощность осадочного чехла в этом газонефтеносном районе оценивается сейсморазведкой в 14-15 км. Бурением изучены 4070 п. м. Вскрытый скважинами разрез представлен песчано-глинистыми отложениями кайнозойского, мелового, юрского и поздне-среднетриасового возраста. Газовые и газоконденсатные залежи, имеющие промышленное значение, выявлены в отложениях средней юры (Штокмановское, Лудловское и Ледовое месторождения), интенсивные газопроявления (вплоть до открытых выбросов) наблюдались на ряде площадей в песчаниках нижнего мела. Месторождения, как правило, многозалежные. Залежи установлены в интервалах глубин 1380 - 2625 м.

Типы залежей - пластовые сводовые и пластовые, тектонически экранированные. Коллекторы-песчаники с гранулярной открытой пористостью 16 - 26%, газопроницаемость ряда пластов достигает 2 мкм². Средние эффективные толщины продуктивных пластов изменяются от 8 до 45 м, общие мощности достигают 85 м.

По величине запасов два месторождения района (Штокмановское, Ледовое) относятся к уникальным и одно (Лудловское) – к крупным. Газ всех месторождений метановый (93 - 97%), бессернистый, низкоуглеродистый (до 1,2%), низкогелиеносный (0,021­0,027%). Содержание конденсата низкое - от 5 до 12,5 г/мЗ. Конденсат малосмолистый (0,14-0,19%), малосернистый (0,013­0,015%), плотностью 0,798-0,820 г/смЗ.

Изученность района, особенно бурением, низкая. В поисковое бурение введены четыре структуры. На трех из них открыты месторождения, на одной (Лунинской), первая бурящаяся поисковая скважина законсервирована при глубине 1405 м. Начато бурением 12 скважин, закончено - 11скважин, из них в восьми получены промышленные притоки газа. Коэффициент успешности бурения (отношение продуктивных скважин к общему их числу) равен 0,9. Плотность бурения - 1 скв./7,9 тыс. км², плотность сейсмических исследований изменяется от 0,16 до 2,55 км/км² (Штокмановское месторождение), составляя в среднем 0,5 км/км².

Концентрация в среднеюрских породах Штокмановско-Лунинского района наиболее крупных месторождений Баренцевоморского шельфа как из числа российских, так и норвежских обусловлена сочетанием многих благоприятных факторов и, в первую очередь, структурного и литологического.

По литологическим особенностям разрез подразделяется на два обособленных комплекса: апт-верхнемеловой и верхнетриасово-неокомский. Верхнюю часть комплексов образуют глинистые отложения, а нижнюю алеврито – песчаные породы. Наиболее продуктивными являются пласты Ю-₀ (келловей), Ю₁ (ааленский-байосский), Ю _2--3 (нижняя юра).

Мурманское газовое месторождение приурочено к локальному структурному поднятию, сформированному над системой нарушений юго-западного борта бассейна. Месторожление имеет сложное многопластовое строение. Всего выделено около 20 пpoдуктивных пластов песчаников paнне -среднетриасового возраста. Все выявленные залежи литологически экранированы, причем большинство из них выклиниваются в сводовой части структурного поднятия. Газ по составу метановый с низким содержанием не углеводородных компонентов. По запасам месторождение относится к крупным.

Штокмановское газоконденсaтное месторожденuе расположено в акватории в 560 хм к северо-востоку от г. Мурманска. Открыто в 1988 г. Месторождение по запасам УВ уникальное. Размеры структуры по замкнутой изогипсе -2075 м (Ю₀) 48х36 км, амплитуда 295 м, по замкнутой изогипсе -2470 м (Ю₂) - 47х33 км, амплитуда 305 м. Приурочено к oдноимённому валу в северной части Южно-Баренцевской впадины. ловушка пластовая сводовая. Основной газоносный комплекс - юрские и нижнемеловые отложения, представленные песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Глубина залегания продуктивных пластов в сводовой части структуры 600-2920 м. Продуктивные пласты в средней и верхней юре расположены на глубине 2317 м (J ₂ пл. Ю₃), 2237 м (J₂ пл. Ю ₂)' 2108 м (J₂ пл. Ю ₁) и 1814 м (J ₃ пл. Ю ₁ ). Площадь газоносности их соответственно 28,7, 169,2, 947,6, 812,3 хм². Газонасыщенная толщина - 5,7, 16,344,9 и 43,3. Коллекторы кварцевые светло-серые песчаники с высокими емкостными характеристиками, пористость 17-24 %. Пластовое давление 23,9 МПа (Ю₂ Юз), 23,7 Мпа, (Ю₁) и 20 МПа (Ю ₀), t - от 48 go 60 ⁰С. Максимальные дебиты газа получены из пласта Ю₀ 1665 тыс. м³/ сут. Конденсатный фактор в пластах Ю₂ и Ю₃ -14,1 г/м³, в пласте Ю₁- 12,4, в пласте Юо­4,8.г/м³. Содержание метана от 93 дo 96 %, углекислого газа - 0,27­0,53%, азота 1,52-2,3%.

Дата добавления: 2014-12-27