Нефтегазоносные бассейны Российской Арктики

Российский Государственный  Университет нефти и газа им. И.М.Губкина 

                Факультет разработки нефтяных и газовых месторождений 

Кафедра  «Освоение морских нефтегазовых месторождений» 

Группа  НГМ-10-01                     
 
 
 
 
 
 
 

                 РЕФЕРАТ 
 
 

на тему  «Нефтегазоносные бассейны Российской Арктики» 
 

Выполнил: магистрант   Райхерт Р.С                   ________________________

     (фамилия,  инициалы)                                      (подпись) 

Проверил: д.г.-м.н., проф. Дзюбло А.Д              ________________________

(должность,  фамилия, инициалы)                                                  (подпись) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

                                             г.Москва.

                2010 г.

Содержание: 
 
 
 

Используемая  литература………………………………………………….3 стр. 

Введение…………………………………………………………………….4 стр. 

     Методика исследований………………………………………………........6 стр. 

     Тектоническое строение российского сектора Арктики……………........6 стр. 

     Осадочный чехол…………………………………………………………..11 стр. 

     Нефтегазоносность………………………………………………………..18 стр. 
 
 
 
 
 

Используемая  литература: 

1. Никитин Б.А., Ровнин Л. И., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А «.Геология нефти и газа».

2. Грамберг И.С. Нефтегазоносность Арктического супербассейна / И.С.Грамберг, О.И.Супруненко, К.Г.Вискунов и др. // Разведка и охрана недр. – 2000. – № 12.

3. Клещев  К.А. Основные направления поисков  нефти и газа в России // Геология  нефти и газа. – 2007. – № 2.

4. Остров  Врангеля: геологическое строение, минерагения, геоэкология / Под ред. М.К.Косько, В.И.Ушакова // Тр. НИИГА-ВНИИокеангеология. – Т. 200. – СПб.: Изд-во ВНИИокеангеология, 2003.

5. Ровнин  Л.И. Перспективные направления  поиска крупных и уникальных  месторождений нефти и газа на шельфе морей в Западной Арктике / Приоритетные направления поисков крупных и уникальных месторождений нефти и газа. – М.: Изд-во ООО “Геоинформмарк”, 2004.

6. Филатова  Н.И. Тектоника Восточной Арктики  / Н.И.Филатова, В.Е.Хаин // Геотектоника. – 2007. – № 3

7. Бурлин Ю.К., Ступакова А.В., Геология нефти и газа, 4-2008 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Введение. 

   Восполнение ресурсной базы углеводородного  сырья возможно лишь за счет введения новых регионов в поисково-разведочные  работы на нефть и газ, где значительный прирост ресурсов происходит на начальных этапах их освоения и связан с открытием уникальных и крупных месторождений нефти и газа. Огромным потенциалом в этом отношении обладают акватории континентального шельфа России, где начальные извлекаемые ресурсы углеводородного сырья оцениваются в 136 млрд. тонн условного топлива, что соответствует 25% общемировых ресурсов углеводородов. Основной объем ресурсов углеводородов на шельфе России приходится на труднодоступную и капиталоемкую акваторию Арктического шельфа. В связи с этим, создание оптимальной модели структуры и условий формирования нефтегазоносности бассейнов Арктического шельфа имеет необычайно высокую актуальность для обоснования эффективности поисков новых месторождений. Это требует не только дополнительных данных, но и совместного переосмысливания имеющегося материала на основе новых научных достижений фундаментальной науки – геологии, задача которой предсказать строение и условия формирования возможных зон нефтегазонакопления.

   Исследование  Арктического шельфа имеет многолетнюю историю. Наиболее изученным в настоящее время является шельф Баренцева и Карского морей. В Российской части Баренцева моря геолого-разведочные работы начались в 70-х годах прошлого столетия, когда в 1969 году была сделана первая оценка прогнозных ресурсов нефти и газа и сделаны выводы о высокой перспективности Арктического шельфа России. Примерно в это же время начинаются геолого-разведочные работы в норвежском секторе Баренцева моря. В 70-ые годы норвежские геологические службы проводят региональные сейсмические работы, а в 80-е годы активно ведутся буровые работы на шельфе Баренцева моря.

   Восьмидесятые годы – период наиболее интенсивных геолого-разведочных работ как в российском, так и в норвежском секторах Баренцева моря.

   Первое  открытие было сделано норвежскими  геологами в 1981 году скважинами 7120/8 и 7120/12-2 на структурах Алке и Аскелад, расположенных в центральной части прогиба Хамерфест. Полученный приток газа выявил первое месторождение в Баренцевом море - Аскелад на котором позже была проведена и первая пробная эксплуатация. В настоящее время месторождение Аскелад входит в состав крупного месторождения Сновит.

   В это же время были пробурены первые скважины в устье реки Печора, а  в 1983 году российскими геологическими службами открыты Мурманское и Северо-Кильдинское  газовые месторождения. В 1988 – 1989 гг – были открыты уникальные газоконденсатные месторождения Русановское в Карском море и Штокмановское в Баренцевом. Открытие их имело принципиальное значение и коренным образом изменило отношение к Западно-Арктическому шельфу. Дальнейшие работы подтвердили высокие перспективы этой части акватории открытием ряда других газовых месторождений в Баренцевом и Карском морях и нефтяных месторождений в акватории Печорского моря. С 2001 года силами РАО Газпром, ДП Газфлот активизировались работы в Обско-Тазовской губе северного продолжения Западно-Сибирского бассейна, где уже открыт ряд уникальных нефтегазовых месторождений.

   Общая площадь всего арктического шельфа превышает 26 млн км². Россия по сравнению с другими странами мира располагает самым протяженным и наибольшим по площади морским шельфом. Площадь перспективной акватории российского сектора Арктики составляет не менее 5 млн км². Почти все пространство Арктики расположено на блоке дорифейской континентальной коры (Е.Е.Милановский). Последующие события (рифтогенез, формирование зон каледонид, мезозойский тектогенез, раскрытие океанических котловин и др.) определили формирование современной структуры этого региона. В пределах арктического шельфа выделились два крупных блока земной коры. Евразийский, Норвежско-Баренцево-Карский, блок охватывает одноименные моря, западную часть моря Лаптевых, архипелаги и острова (Шпицберген, Земля Франца-Иосифа, Северная Земля, Новая Земля и др.). Амеразийский блок включает восточную часть моря Лаптевых, Восточно-Сибирское море с Новосибирскими островами и Чукотское море с островами Врангеля и Геральда. Блоки разделены рифтовой зоной подводного хребта Гаккеля, ответвлениями этой зоны на юге, а также смежными с хребтом глубоководными котловинами. На режим и особенности нефтегазоносности выделенных в пределах этих блоков осадочных бассейнов существенное влияние оказывал рифтогенез.

   В пределах арктической акватории  выделяются крупные прогнутые участки  с повышенными толщинами отложений и поднятия, перспективные для поиска месторождений нефти и газа. На основе тектонического и литолого-стратиграфического анализов выявлены крупные участки, которые можно рассматривать как отдельные провинции, включающие эти осадочные бассейны. Некоторые из них являются доказанными нефтегазоносными, другие рассматриваются как весьма перспективные.

   Нефтегазоносные бассейны западного, евразийского, блока  содержат значительные ресурсы нефти  и газа, что доказано открытием  уникального Штокмановского газового месторождения в Баренцевом море, газонефтяных месторождений Приразломное, Северо-Долгинское и других в Печорском море, газовых Русановское и Ленинградское в Карском море. В норвежском секторе Баренцева моря залежи УВ приурочены к нефтегазовому месторождению Сновит и нефтяному месторождению Голиас. По оценкам, проведенным ВНИИокеангеологией, ВНИГРИ и другими организациями, российская часть западно-арктического шельфа, включая Баренцево, Печорское и Карское моря, составляет более 75 % разведанных запасов всего российского шельфа – 8,2 млрд. т. усл. топлива. В пределах восточного, амеразийского, сектора российской Арктики еще не пробурено ни одной скважины и не открыто ни одного месторождения нефти и газа, но перспективы имеются, судя по наличию крупных месторождений в тех же толщах в смежных районах Аляски. В восточной части шельфа Чукотского моря американскими компаниями пробурено несколько скважин, показавших признаки нефтеносности.

   Методика  исследований.  

   Основным  методом прогнозирования нефтегазоносности недр является историко-геологический, который связывает процессы нефтегазообразования с геологическими стадиями развития бассейна. Такой подход учитывает не только современное строение региона, но и предшествующую его историю за длительный период геологического времени, позволяет установить динамику и последовательность изменения геологических событий.

   Большое значение для формирования нефтегазоносности  имеют процессы рифтогенеза, т.е. растяжения земной коры, приводящие к образованию  серии глубинных разломов и системы грабенов и горстов. Впоследствии на месте грабенов и горстов унаследованно развиваются прогибы и впадины, заполненные комплексами отложений с большими толщинами. Экстремальные толщины осадочного чехла унаследованных впадин достигают 15-20 км. Гранитный слой значительно утончен или в отдельных участках, возможно, совсем отсутствует, что приводит к формированию так называемых базальтовых окон.

   Растяжение  земной коры с резким увеличением  скорости погружения является причиной формирования зон перенапряженного состояния на определенных уровнях, что приводит к генерации УВ в зоне катагенеза. При достижении предельного избыточного давления происходит переток флюидов в зоны пониженного давления. Глубинные разломы в осевых зонах рифтогенеза служат путями для перемещения вверх горячих флюидных потоков. Это способствует как вовлечению в процесс генерации новых нефтематеринских толщ, так и активной дифференциации и миграции УВ из нефтематеринской толщи в коллектор.

   Каждая  структурно-тектоническая зона обладает своим собственным флюидодинамическим режимом, и в ее пределах зарождаются самостоятельные УВ-системы, т.е. совокупность и генетическое единство процессов генерации, миграции и аккумуляции УВ в определенных интервалах разреза. Генетическая связь источника или источников УВ, их состав и местоположение приводят к проявлению фазовой зональности в распределении УВ по площади и разрезу. 

   Тектоническое строение российского  сектора Арктики. 

     Основная часть акватории и  сопредельной территории суши Арктики расположена на дорифейской коре континентального типа. Глубина подошвы земной коры (граница Мохоровичича) изменяется от 40-42 км, уменьшаясь под зонами континентального рифтогенеза, до 33-35, иногда до 25 км. Граница Конрада фиксируется на глубине 20-25 км.

   В геологической истории бассейнов  Арктики на удаленных участках выделяется несколько этапов рифтогенеза, часто  синхронных. Синхронность проявления рифтогенеза позволяет наметить региональные зоны, протягивающиеся на сотни и тысячи километров и, как следствие, обусловливающие сходство геологической истории и прогноз нефтегазоносности на первый взгляд разобщенных тектонических блоков (рис.1).