Возможности оптимизации и повышения геолого-экономической эффективности газонефтепоисковых работ в акваториях Баренцева и Карского морей

Ключевые слова:

шельф,

Арктика,

поисково-

разведочные

работы,

углеводороды,

оптимизация,

эффективность.

Keywords:

sea shelf,

Arctic,

prospective works, hydrocarbons, optimization, efficacy.

УДК 553.98

Д.А. Астафьев, А.В. Толстиков, В.А. Шеин, М.Ю. Кабалин

Возможности оптимизации и повышения геолого-экономической эффективности газонефтепоисковых работ в акваториях Баренцева и Карского морей

Оптимизация поисково-разведочных работ (ПРР) на шельфе арктических морей России является весьма актуальной проблемой, тем более в связи со значительным увеличением количества новых лицензионных участков (ЛУ), переданных ОАО «Газпром» и другим нефтегазодобывающим компаниям для освоения, что потребует увеличения объемов и темпов ПРР с одновременным обеспечением их достаточно высокой геолого-экономической эффективности. На практике такое требование означает в первую очередь выбор наиболее перспективных направлений ПРР, оптимизацию их очередности и размещения необходимых объемов геофизических работ, главным образом 2D- и ЗБ-сейсморазведки, которые на шельфе характеризуются высоким качеством и значительно меньшей по сравнению с сушей стоимостью. Это позволяет ограничиваться минимально необходимыми объемами весьма дорогостоящих буровых работ на наиболее перспективных участках с целью открытия месторождений и последующей их разведки, а также обеспечивать безусловное выполнение этих объемов в установленные сжатые сроки.

Для успешного проведения ПРР на акваториях с постоянным или длительным ледовым покровом необходим достоверный прогноз размещения зон газонефте-накопления, прежде всего, наиболее крупных, а внутри таких зон - прогноз размещения наиболее крупных месторождений углеводородов (УВ). Такие задачи как в России, так и за рубежом решаются путем последовательного накопления и обобщения геолого-геофизической информации. Причем важна информация не только по приобретенным ЛУ, но и по всему нефтегазоносному бассейну (НГБ), и даже в целом по всему региону с привлечением для сравнения данных по смежным более изученным бассейнам и открытым месторождениям.

На этапах проведения региональных и газонефтепоисковых работ большое значение имеет достоверность региональной модели НГБ, его внутреннего тектонического, литолого-фациального строения и вероятного размещения крупнейших зон га-зонефтенакопления. Учет роли региональной тектоники и геодинамики, рифтогенной деструкции земной коры, вызывающей неравномерное погружение межрифто-вых и внутририфтовых блоков, а также дизъюнктивных нарушений - производных рифтогенной деструкции и последующей трансформации осадочного чехла - открывает возможность построения карт тектонического и нефтегазогеологического районирования нового поколения, позволяющих лучше понять геодинамическую природу НГБ, объяснить размещение тектонических элементов 2-го порядка в осадочном чехле, с которыми, как правило, и сопряжено наличие наиболее крупных и уникальных по запасам месторождений УВ. Такие карты позволяют добиться проявления синергического эффекта, т.е. выявить новые особенности геологического строения и закономерности размещения зон газонефтенакопления опережающими темпами, что позволит предсказать местоположения новых крупных и уникальных по запасам месторождений УВ до выполнения дорогостоящих детальных сейсмических и буровых работ.

Карты нового поколения обладают существенно большими прогностическими возможностями и обеспечивают выбор наиболее высокоперспективных районов

№ 2 (22) / 2015

Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа

37

и зон для поиска прежде всего уникальных и крупных месторождений УВ, необходимых для эффективного, по возможности расширенного восполнения ресурсной базы газо- и нефтедобычи. При наличии дополнительных важных для формирования залежей нефти и газа условий онтогенеза нафтидов такие карты позволяют осуществлять с высокой точностью дифференцированную по площади участка качественную и количественную оценку потенциальных ресурсов УВ в диапазоне категорий1 С3-Д1, а также осуществлять экспресс-оценку предлагаемых ЛУ с прогнозом возможных зон не фтегазонакопления.

Такой подход основан на ранее установленной общей закономерности размещения зон накопления УВ, которые приурочены в центральных частях осадочных бассейнов к меж- и вну-тририфтовым, а в прибортовых зонах - к при-или межразломным гипсометрическим приподнятым блокам фундамента [1, 2]. С учетом указанной закономерности меж- и внутририф-товые блоки с крупными и уникальными скоплениями УВ в известных газонефтеносных комплексах осадочного чехла северных частей Западно-Сибирского, Баренцевоморского и других НГБ первично могут успешно выявляться сочетанием методов грави- и магниторазведки с последующим применением для подтверждения и детализации геохимических методов, электроразведки, сейсморазведки [3].

Вместе с тем необходимо учитывать также индивидуальные особенности строения осадочных бассейнов [4]. Так, для шельфа Баренцева моря при весьма высокой общей оценке начальных потенциальных ресурсов УВ оказывается, что высокодостоверные локализованные и перспективные объекты с уникальными ожидаемыми запасами промышленных категорий в действительности либо отсутствуют, либо малодостоверны и характеризуются высокими рисками неподтверждения по геологическим причинам (рис. 1). Здесь вероятно наличие следующих негативных причин: раскрытия ловушек УВ в условиях высоких значений градиента гипсометрии на бортах Восточно-Баренцевского прогиба, ухудшения или пол-

Категории ресурсов нефти и газа по степени обоснованности указаны согласно Временной классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, введенной в действие приказом Министерства природных ресурсов России от 07 февраля 2001 г. № 126.

ного отсутствия пластов-коллекторов и/или флюидоупоров, неблагоприятной дизъюнктивной осложненности структур, литолого-страти-графической изменчивости и других негативных факторов.

С учетом важнейших особенностей геологического строения осадочного чехла, пород переходного комплекса и фундамента, примеров уже выявленных и изученных зон нефтегазонакопления, строения конкретных месторождений, выявленных и подготовленных к бурению локальных структур, количественной оценки ресурсов УВ на основе карты тектонического районирования составлена карта размещения известных и прогнозируемых зон нефтегазонакопления Баренцевоморского НГБ, включая впадину Святой Анны и обособленную Северо-Карскую потенциально нефтегазоносную область (рис. 2).

Исходя из необходимости наращивания ресурсной базы газодобычи района Штокмановского газоконденсатного месторождения, уже подготовленного к разработке, в ближайших районах этого центра газодобычи специалистами ОАО «Газпром» из имеющихся здесь структур сателлитов выделены следующие зоны га-зонефтенакопления с наиболее крупными прогнозируемыми запасами, освоение которых обосновано в следующей очередности ПРР:

• в осевой зоне Восточно-Баренцевского прогиба доразведке подлежит Ледово-Лудлов-ская зона нефтегазонакопления, севернее в 150 км от нее - Лунинская зона, на восточном бортовом уступе Восточно-Баренцевского прогиба в 100 км к северо-западу от Штокмановского месторождения - Демидовско-Медвежья зона;

• юго-западнее Штокмановского месторождения - свод Федынского, а севернее в пределах Альбановской седловины - Орловская структура (рис. 3);

• в отдаленных северных районах Баренцева моря во впадине Святой Анны целесообразно продолжить изучение зоны нефтегазонакопления Тегеттгофа, а в Северо-Карском бассейне продолжить детализацию Центральной, Ушаковской зон нефтегазонакопления, поднятия Визе.

На данный момент реальные крупные по величине запасы газа и газового конденсата гарантированно ожидаются только в ранее открытых месторождениях северного продолжения осевой зоны Восточно-Баренцевской впадины:

№ 2 (22 ) / 2015

38

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

1# 2ф 3 О 4 О 5О 6 Q 7 -%£% 8 9 10-*"' 11 1

Рис. 1. Схема размещения открытых месторождений УВ и пробуренных скважин, не подтвердивших наличия промышленной газонефтеносности на шельфе Баренцева моря

(по данным [5] с дополнениями):

1 - месторождения газа и конденсата; 2-6 - интегральные контуры локальных структур по данным «Севморгео» (2 - изученных глубоким бурением, 3 - подготовленных к глубокому бурению, 4 - изученных детальными сейсморазведочными работами, 5 - изученных поисковыми сейсморазведочными работами, 6 - изученных региональными сейсморазведочными работами);

7-8 - контуры органогенных построек, выявленных на Кольско-Канинской моноклинали (7 - нижне-верхнепермских, 8 - каменноугольно-нижнепермских); 9 - новая государственная граница России (договор между РФ и Королевством Норвегия, 2010 г.); 10 - граница зоны совместных с Норвегией экономических интересов (до 2010 г.), 11 - непродуктивные скважины

№ 2 (22) / 2015

Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа

39

это Ледовое газоконденсатное и Лудловское газовое месторождения с залежами в отложениях юрского комплекса. Эти месторождения требуют доразведки и с точки зрения разработки расцениваются в качестве первоочередных сателлитов Штокмановского месторождения.

Мелкие и средние по величине запасов структуры, расположенные к югу от Штокмановского месторождения, среди которых Терская, Северо-Надеждинская, Туломская, Южно-Туломская и другие, с высокой вероятностью промышленно газоносны и могут быть освоены на этапе падающей добычи газа на Штокмановском месторождении.

На крупных структурах восточного борта и уступа Восточно-Баренцевского прогиба -Крестовой, Адмиралтейской, Пахтусовской, а к югу от них на широте Штокмановского месторождения на значительно меньших по размерам Митюшинской, Дмитриевской структурах наличие промышленной газонефтеносности как мезозойского, так и палеозойского комплексов требует дополнительного подтверждения, особенно для палеозойского комплекса, который залегает на больших глубинах (более 4 км). Эти структуры существенно осложнены аккреционно-конвергентными процессами и не имеют надежных флюидоупоров. Аналогичные геологические осложнения с проявлением негативных факторов для формирования и сохранности залежей УВ не исключены и для структур западного внешнего борта Восточно-Баренцевского прогиба, а также для большей части района расположения свода Федынского.

Учитывая перечисленные геологические риски отсутствия газонефтеносности или недостаточной значимости ресурсов УВ западного и восточного бортов, а также северного продолжения осевой зоны Восточно-Баренцевской впадины, Альбановская седловина и склоны Восточно-Баренцевской впадины требуют дополнительного изучения, предусмотренного на региональном и поисковом этапах работ, включая альтернативные методы геохимической съемки и прямого прогноза газонефтеносности.

По аналогичным критериям в малоизученной акватории Карского моря выделена крупнейшая межрифтовая область газо- и нефтенакопления (Центрально-Карская) [2], состоящая из нескольких сопряженных зон, отделенная от Ямала Белоостровским и Пухучанским

грабен-рифтами и граничащая на северозападе с Ноябрьским и Чекинским, а на севере со Свердрупским грабен-рифтами. В центре этой области находится Русановско-Ленин-градская зона газонефтенакопления с уникальными по запасам Ленинградским и Руса-новским газоконденсатными месторожде-

ниями. К юго-западу она продолжается приподнятыми блоками, где выявлены крупные структуры: Обручевская, Амдерминская, Западно-Шараповская и др. В пределах северной части Центрально-Карского мегава-ла выявлены крупные локальные структуры: Западно-Нярмейская, Скуратовская, Рождественская, Кропоткинская, Матусевича и другие. В северной части акватории ЦентральноКарский мегавал сопряжен с Розевским и Быррангским также крупными межрифтовы-ми блоками, в границах которых выявлены локальные структуры - Нансена, Розевская, Рогозинская, Флиссингская, Монская, а к востоку - Анабарская, Вилькицкого, Быррангская, Западно-Свердрупская и др.

В северо-западной части Карского моря выявлены меньшие по размерам гипсометрически приподнятые межрифтовые блоки -Воронинский, Мининский и Северо-Новозе-мельская ступень, в пределах которых закартировано более десятка крупных структур: Татаринская, Викуловская, Университетская, Западно-Русановская, Воронинская, Мининская и др. В 2014 г. на Университетской структуре НК «Роснефтью» открыто крупное, вероятно, газоконденсатнонефтяное месторождение, названное «Победа», подтвердившее установленную закономерность размещения зон га-зонефтенакопления на шельфе Карского моря (рис. 4, 5).

Исходя из намеченных закономерностей тектонической приуроченности и доступности зон нефтегазонакопления для акватории Карского моря с учетом вновь выполненных оценок перспективных ресурсов и ожидаемых запасов УВ на выделенных ОАО «Газпром» ЛУ и уже создаваемых центров газонефтедобычи оптимальная стратегия продолжения га-зонефтепоисковых работ может быть следующей: первоочередными объектами поисковоразведочных работ должны стать Нярмейская, Скуратовская и Северо-Харасавэйская структуры, с которыми могут быть связаны достаточно крупные запасы УВ, прежде всего газа. Кроме того, прогнозируемые залежи УВ,

№ 2 (22 ) / 2015

№ 2(22)/2015

границы рифтовых впадин

границы внутри-и межрифтовых блоков

надвиги

линии геологических профилей

месторождения

углеводородов

прогнозируемые зоны нефтегазоносности: в мезозойских осадочных комплексах

в палеозойских осадочных комплексах

объекты интересов ОАО «Газпром»

контур склона

государственные границы России и Норвегии

зоны нефтегазонакопления:

1 очереди

(1 - Демидовско-Медвежья,

2 - Ледово-Лудловская,

3 - Лунинская)

II очереди (4 - Федынская,

5 - Орловская)

III очереди (6 - Тегеттгофа,

7 - Центральная,

8 - Визе,

9 - Ушаковская)

Научно-технический сборник - ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

№ 2(22)/2015

Наклонными арабскими цифрами обозначены структуры и месторождения:

1 - Белая, 2 - Средняя, 3 - Персеевская, 4 - Вернадского, 5 - Шатского, б - Медвежья, 7 - Ферсмановская, 8 - Демидовская, 9 - Сводовая, 10 - Западная, 11 - Кольская,

12 - Восточная, 13 - Октябрьская, 14 - Варяжская, 15 - Курчатовская, 16 - Рыбачинская, 17- Надеждинская, 18 - Териберская, 19 - Арктическая, 20 - Ахматовская,

21 - Андреевская, 22 - Гусиноземельская, 23 - Дмитриевская, 24 - Митюшихинская, 25 - Безымянная, 26 - Северо-Туломская, 27 - Крестовая, 28 - Лунинская,

29 - Адмиралтейская, 30 - Пахтусовская, 31 - Орловская, 32 - Западно-Новоземельская, 33 - Междушарская, 34 - Куренцовская, 35 - Сахалинская, 36 - Западно-Покровская, 37 - Русская, 38 - Южно-Русская, 39 - Северо-Поморская, 40 - Колоколморское, 41 - Поморское, 42 - Долганское, 43 - Западно-Матвеевская, 44 - Северо-Гуляевское,

45 - Приразломное, 46 - Медынское-море, 47 - Варандей-море.

Римскими цифрами отмечены рифты:

I - Ольгинский, II - Северо-Баренцевский, III - Медвеженский, IV - Южно-Баренцевский.

Арабские цифры прямого начертания указывают на географические объекты:

1 - выступ о. Белого, 2 - вал Виктории, 3 - Вильчековское поднятие, 4 - поднятие Карла Короля, 5 - вал Пинегина, 6 - Восточно-Альбановская седловина,

7 - Западно-Альбановская седловина. 8 - поднятие Гимет, 9 - Западно-Персейское поднятие, 10 - Восточно-Персейское поднятие, 11 - Лунинский выступ,

12 - поднятие Хоппен, 13 - Восточно-Серкаппское поднятие, 14 - Медвежинское-Надеждинское поднятие, 15 - Западно-Малыгинская седловина, 16 - вал Эльдхольма,

17 - поднятие Година, 18 - вал Адмиралтейства, 19 - Луддовская седловина, 20 - Центрально-Баренцевское поднятие, 21 - Демидовский выступ, 22 - Нордкинское поднятие, 23 - поднятие Лоппа, 24 - Западно-Федынский выступ, 25 - свод Фердынского, 26 - Восточно-Фердынский выступ, 27 - Надеждинский выступ, 28 - Гусиноземельский выступ, 29 - Куренцовская ступень, 30 - Печороморский выступ, 31 - Южно-Мурманская седловина, 32 - Костиншарский вал, 33 - Шапкинско-Юрьяхинский вал, 34 - Колвинский вал, 35 - вал Сорокина, 36 - Медынский вал, 37 - Гуляевский вал, 38 - Долганский вал, 39 - Северо-Персейское поднятие, 40 - моноклиналь Тегеттгорфа, 41 - Ушаковский вал,

42 - вал Визе, 43 - вал Уединения, 44 - северный сектор Восточно-Карского предорогенного прогиба, 45 - южный сектор Восточно-Карского предорогенного прогиба,

46 - Западно-Арктический выступ, 47 - Северо-Известинский выступ, 48 - Арктический выступ, 49 - надрифтовая депрессия Святой Анны,

50 - надвиговая зона Северной Земли - Северного Таймыра

Рис. 2. Карта нефтегазогеологического районирования и размещения прогнозируемых зон газонефтенакопления с крупными по запасам УВ месторождениями в акватории Баренцева моря

Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа

го

СЗ

Александровская зона поднятий

£ 8 р я о С

Северная впадина

Орловский структурный нос

Северо-Новоземельская впадина

Пайхойско-Новоземельская _____структурная зона____^ЮВ

я я 2 я

р I °ё

-в*------------------------1

Пайхойско-Новоземельская структурная зона

Рис. 3. Сводный сейсмогеологический профиль по линии I-I [6]:

здесь и далее на рис. 5 использованы обозначения индексов согласно Общей стартиграфической (геохронологической) шкале 2012 г.

Научно-технический сборник - ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа

43

связанные с указанными структурами, являются пока наиболее технически доступными для освоения. После бурения первых поисковых скважин и открытия новых уникальных по запасам месторождений УВ на указанных структурах целесообразно будет продолжить разведку Русановского и Ленинградского месторождений. Такая очередность позволит оптимизировать варианты освоения не только этих уникальных по запасам месторождений, но и всех других прогнозируемых месторождений южной части акватории Карского моря.

Вторым перспективным направлением ПРР может стать Западно-Шараповский ЛУ с продолжением ПРР на Шараповской, Шкиперской и Крузенштерн-море структурах с целью увеличения газодобычи Бованенково-Харасавэй-Крузенштернского центра. Третьим по очередности и значимости направлением ПРР будет Обручевская структура с группой соседних структур Обручевского вала и структур-сателлитов.

Важным условием успеха ПРР в арктических морях является применение совершенных (желательно адаптированных к району работ) техники и технологий, обеспечивающих в оптимальной последовательности и рациональных объемах получение достоверной информации, повышающей качество знаний о газонефтеперспективных участках и районах, позволяющей создавать реальные геолого-геофизические образы ожидаемых залежей и месторождений УВ в целом, оценивать величины ожидаемых запасов газа, конденсата и нефти. В этой связи на шельфе арктических морей России рекомендуется продолжить организацию ПРР с использованием технологии ускоренной подготовки запасов промышленных категорий [7], хорошо зарекомендовавшей себя при проведении ПРР на ЛУ принадлежащих ОАО «Газпром» в Баренцевом море (Штокмановский), в Обской и Тазовской губах (Каменномысский, Северо-Каменномысский, Чугорьяхинский, Семаковский и др.) и в Охотском море (Киринский блок - Киринское, Южно-Киринское, Мынгинское месторождения).

В последние годы накапливается положительный опыт применения технологий аэрогеофизической, радарной и геохимической съем-

ки с целью опережающего выявления наиболее крупных месторождений УВ [8]. Однако применение аэрогеофизических методов, радарной и геохимической съемок требует полного охвата всей площади ЛУ При этом необходимы опережающий охват наиболее крупных высокоперспективных структурных зон возможного газо-нефтенакопления, а также обязательная привязка к эталонным площадям с месторождениями и с разбуренными, но не продуктивными или не подтвердившимися структурами. Также до бурения первых поисковых скважин на выявленных и подготовленных структурах рекомендуется применять современные модификации высокоразрешающей электроразведки.

Высокая успешность поисково-разведочного процесса обеспечивается также оптимальным размещением участков проведения детализационных геолого-геофизических работ на участках прогнозируемых месторождений УВ, особенно сейсморазведки, геохимической съемки, а в итоге - бурения поисковых и разведочных скважин, которые должны дать максимум информации об изучаемых залежах УВ. Учитывая опыт проведения ПРР на структурах и месторождениях повышенной степени сложности, необходимо предусматривать опережающее (до бурения 1-й поисковой скважины) выполнение оптимальных объемов ЗБ-сейсморазведки в комплексе с современными методами геохимической съемки и высокоразрешающей электроразведки.

При размещении первых поисковых и разведочных скважин, обосновании их глубины необходимо учитывать известные и предполагаемые особенности строения осадочного чехла: в частности, наличие или отсутствие ложных флюидоупоров над пластами-коллекторами, возможное наличие нефтяных оторочек и подушек, фазовый состав залежей, их количество и конфигурацию контуров.

Анализ ожидаемых результатов ПРР на шельфе Баренцева и Карского морей показал, что на шельфе Карского моря предполагается более высокая геолого-экономическая эффективность ПРР, что объясняется ожиданием очень крупных запасов УВ на большинстве прогнозируемых месторождений данного шельфа.

№ 2 (22 ) / 2015

44

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Рис. 4. Карта нефтегазогеологического районирования акватории Карского моря и прилегающей

суши Западной Сибири

№ 2 (22) / 2015

Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа

45

региональные и зональные объекты, перспективные для поисков нефти и газа в пул-апарт-бассейнах Западно-Сибирского тафрогена:

^1^1 обусловленные наличием ловушек

(а - на инверсионных валах, поднятиях в рифтах,

I---*---' осложненных молодыми

продольными сдвигами;

б - в пределах межрифтовых блоков, поднятий, осложненных молодыми сдвигами) обусловленные наличием ловушек в надрифтовых прогибах и моноклиналях в обрамлении тафрогена

обусловленные наличием ловушек в пределах прогибов, моноклиналей, поднятий, выступов складчатого основания

зоны проведения геологоразведочных работ:

I очереди

II очереди

III очереди

а б в

I ~ I I выявленные месторождения w\&|

IV очереди

V очереди

о

v

v

структурные зоны (цифры см. ниже):

ш

<з>

а1 б

И

надрифтовые прогибы (над глубинными и поверхностными грабенами) поднятия, инверсионные валы, блоки в рифтах и на межрифтовых участках

моноклинали в обрамлении тафрогена выступы складчатого основания (а), поднятия в чехле (б) в обрамлении тафрогена

прогибы западного обрамления тафрогена

элементы тектонических структур:

осевые зоны надрифтовых валов, поднятий, образованные над глубинными грабенами

осевые зоны надрифтовых прогибов

межрифтовые и внутририфтовые приподнятые блоки в пределах тафрогена

поднятия моноклиналей в обрамлении тафрогена контуры выступов доюрского складчатого основания и поднятий в осадочном чехле в обрамлении тафрогена

осевые зоны прогибов в обрамлении тафрогена

линии геологических профилей

границы раннемезозойского Западно-Сибирского тафрогена

ловушки нефти и газа осевые зоны континентальных рифтов (глубинных грабенов), грабен-рифтов (по В.С. Суркову и др., 1986 г.) контуры Обского залива Южно-Анюйского триасового океана (по С.В. Аплонову, 1993 г.) основные секторы Западно-Сибирского тафрогена (С - северный [Новоземельский],

CJ З - западный [Ямальский], Ц - центральный

[Уренгойский], В - восточный [Усть-Портский], ЮВ - юго-восточный [Худосейский])

-0-

IV Sr I

-00—

о

а б

I ~^гт

IV VI

некоторые разломы (а - в осадочном чехле и фундаменте, б - глубинные); в - глубинные сдвиги

граница Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна

граница суши и моря

Западно-Сибирский тафроген (А): надрифтовые прогибы (1 - Литковский, 2 - Ноябрьский, 3 - Чекинский,

4 - Свердрупский, 5 - Белоостровский, 6 - Пухучанский, 7 - Байдарацкий, 8 - Ямальский, 9 - Хабеинский,

10 - Лябияхинский, 11 - Явайский, 12 - Высокоширотный, 13 - Яруяхинский, 14 - Северо-Сеяхинский,

15 - Сояхинский, 16 - Яротинский, 17 - Парусовый, 18 - Усть-Енисейский, 19 - Агапский, 20 - Антипаютинский,

21 - Северо-Ямбургский, 22 - Большехетский, 23 - Долганский, 24 - Жданихинский, 25 - Красноселькупский,

26 - Худосейский, 27 - Северо-Тазовский, 28 - Хадыръяхинский, 29 - Нижнепурский, 30 - Нерутинский,

31 - Надымский, 32 - Худуттейский, 33 - Акапапурский, 34 - Пакупурский, 35 - Ампутинский, 36 - Пякупурский,

37 - Верхнеаганский); приподнятые блоки в межрифтовых участках с выявленными в их пределах ловушками (1 - Северо-Сургутский); приподнятые блоки между глубинными грабенами с выявленными в их пределах ловушками (2 - Минский, 3 - Воронинский, 4 - Университетский, 8 - Шараповский, 11 - Харасавэйско-Крузенштернский;

12 - Бованенковский, 13 - Нурминский, 21 - Западно-Таймырский, 22 - Таймырский, 30 - Ямбургский,

31 - Медвежий, 32 - Северный [Пурпейский], 33 - Верхнепурский [Вэнгапурский], 34 - Губкинский, 35 - Юбилейный, 36 - Северо-Уренгойский, 37 - Уренгойский, 38 - Етыпурский, 41 - Сузунский, 44 - Мангазейский). Обрамление Западно-Сибирского тафрогена (Б): моноклинали с выявленными в их пределах ловушками (1 - Новоземельская, 2 - Южно-Новоземельская, 3 - Северо-Новоземельская, 4 - Усть-Юрибейская, 5 - Собтыеганская, 6 - Верхнеполуйская, 7 - Таймырская, 8 - Пясинская, 9 - Сидоровская, 10 - Приенисейская); прогибы с западной части обрамления тафрогена (1 - Карский, 2 - Ляпинский), в том числе выступы складчатого основания с выявленными ловушками (1 - Пахтусовский, 2 - Щучинский, 3 - Хишгорский, 4 - Туруханский) и поднятие в чехле (10 - Поетаяхинское).

Арабскими цифрами черного цвета обозначены месторождения УВ (1 - Русановское, 2 - Ленинградское,

3 - Бованенковское, 4 - Крузенштернское, 5 - Малыгинское, 6 - Южно-Тамбейское, 7 - Салмановское [Утреннее], 8 - Штормовое, 9 - Гыдянское, 10 - Ладертойское, 11 - Арктическое, 12 - Малоямальское,

13 - Северо-Каменномысское, 14 - Каменномысское, 15 - Новопортовское, 16 - Антипаютинское,

17 - Западно-Мессояхское, 18 - Мессояхское, 19 - Ванкорское, 20 - Ямбургское, 21 - Медвежье, 22 - Уренгойское, 23 - Северо-Уренгойское, 24 - Тазовское, 25 - Заполярное, 26 - Русское, 27 - Береговое, 28 - Южно-Русское,

29 - Юбилейное, 30 - Ямсовейское, 31 - Северо-Комсомольское, 32 - Северо-Губкинское, 33 - Южно-Пырейное, 34 - Восточно-Таркосалинское, 35 - Западно-Горшковское, 36 - Етыпурское, 37 - Вэнгаяхинское,

38 - Вэнгапурсское, 39 - Топыхинское, 40 - Восточно-Пякутинское) и перспективные нефтегазоносные структуры (41 - Белоостровская, 42 - Скуратовская, 43 - Нярмейская, 44 - Морская, 45 - Северо-Харасавэйская, 46 - Шараповская, 47 - Западно-Шараповская, 48 - Аквамаринская, 49 - Амдерминская, 50 - Стерегущая,

51 - Обручевская, 52 - Мининская, 53 - Воронинская, 54 - Галская, 55 - Невская, 56 - Северная, 57 - Татариновская, 58 - Шкиперовская, 59 - Преображенская, 60 - Корпачевская, 61 - Восточно-Тамбейская), недописанные структуры

числятся как структуры без названия

№ 2 (22 ) / 2015

№ 2(22)/2015

Новая Обская

стратиграфические границы в осадочном чехле

границы стратиграфических несогласий залежи углеводородов:

а - газовые, б - предполагаемые газовые, в - газоконденсатные

Г, ГК, нгк

♦

а б !

©

тип флюида

(Г - газовый, ГК - газоконденсатный, НГК - нефтегазоконденсатный) скважины: а - пробуренные, б - рекомендуемые

свиты

вода

Рис. 5. Геологический профильный разрез Нурминского мегавала с продолжением на Ленинградско-Русановскую и Университетско-Власьевскую зоны газонефтенакопления в Карском море:

Н - глубина ниже уровня моря; арабскими цифрами в кружочках отмечены свиты (1 - люлинворская, 2 - талицкая, 3 - ганькинская и кузнецовская,

4 - покурская, 5 - ханты-мансийская, 6 - танопчинская, 7 - мегионская (ахская), 8 - баженовская, 9 - абалакская, 10 - малыщевская, 11 - леонтьевская, 12 - вымская, 13 - лайдинская, 14 - джангодская, 15 - яротинская, 16 - ново-портовская, 17 - тюменская); римскими цифрами обозначены месторождения и перспективные структуры на суше (I - Харасавэйское, II - Крузенштернское, III - Бованенковское, IV - Нерстинское, V - Нейтинское,

VI - Арктическое, VII - Средне-Ямальское, VIII - Нурмаинское, IX - Малоямальское, X - Ново-Портовское) и на шельфе (М-1 - Русановское,

М-П - Северо-Ленинградская, М-Ш - Ленинградское, M-IV - Северо-Харасавэйская, M-V - Харасавэй-море, M-VI - Западно-Русановская,

M-VII - Университетская

Научно-технический сборник - ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа

47

Список литературы

1. Астафьев Д.А. Роль рифтогенеза

в размещении зон нефтегазонакопления (на примере осадочных бассейнов России) / Д.А. Астафьев // Геодинамика, стратиграфия и нефтегазоносность осадочных бассейнов России: сб. науч. тр. - М.: ВНИГНИ, 2001. -С. 37-58.

2. Астафьев Д.А. Генетическое единство

и индивидуальные различия в строении осадочных бассейнов / Д.А. Астафьев // Геология нефти и газа. - 2002. - № 2. -С. 47-51.

3. Цемкало М.Л. Районирование фундамента по структурно-формационным зонам как основа схем перспектив нефтегазоносности / М.Л. Цемкало, Э.А. Таратын,

Э.Ю. Миколаевский и др. // Газовая промышленность. - 2011. - № 8. - С. 30-35.

4. Астафьев Д.А. Тектоническое строение

и перспективы нефтегазоносности северной части Западно-Сибирского тафрогена и его обрамления / Д.А. Астафьев, В.А. Шеин // Геология нефти и газа. - 2010. - № 3. -С. 19-29.

5. Шеин В.С. Геология и нефтегазоносность России / В.С. Шеин. - 2-е изд., перераб.

и доп. - М.: ВНИГНИ, 2012. — 848 с., ил. 16 с.

6. Morgunova E.S. Mospzoic deformation phases in the North Barents Megabasin / E.S. Morgunova, VA. Nikishin, N.A. Malyshev, L.N. Kleschina, A.M. Nikishin, G.V. Ulyanov, V.V. Obmetko // Abstracts of EAGE Conf. Geomodel-2013. -Gelendzhik: EAGE, 2013.

7. Ампилов Ю.П. Технология ускоренной подготовки запасов промышленных категорий морских месторождений углеводородов /

Ю.П. Ампилов, Б.А. Никитин, В.А. Вовк

и др. // Наука и техника в газовой промышленности. - 2006. - № 1. - С. 21-34.

8. Бабаянц П.С. Комплексные аэрогеофизические работы на Арктическом шельфе России: особенности методики и первые результаты / П.С. Бабаянц, О.Р. Контарович // Материалы

V Международной конференции «Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток» (ROOGD-2014). -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. - С. 28.

№ 2 (22 ) / 2015