Карская транзитная зона

Печорская транзитная зона.

НСР оценены в 3,49 млрд.т.н.э.(из них на жидкие углеводороды приходится около 3 млрд.т.н.э. – более 82 % НСР). На сегодня открыто 5 месторождений, три из которых крупные – Приразломное, Варандей-море и Медынское-море. Их запасы составляют 22 % НСР.

Таким образом, Печорская транзитная зона – один из главных морских районов РФ с реальной и близкой перспективной организацией нефтедобычи.

К сожалению, существующие программы ближайшего лицензирования практически не затрагивают данного мелководья. Некоторым исключением является район Приразломного месторождения, занимающий 15 % транзитной зоны.

Отличительная черта – наиболее богата ресурсами акватория губ.

НСР оценены в 16 - 18 млрд.т.н.э. (свободный газ – 76 %, нефть – 16 %, конденсат – 2 %, растворенный газ – 2 %). Причем, содержание нефти в акватории губ на 8 – 10 % выше, чем в открытом море.

Поэтому, в 2005 – 2006 г ВНИГРИ выполнило работу «Оценка перспектив нефтегазоносности мелководья арктических морей России, выделение главных районов, зон и локальных объектов нефтегазонакопления и обоснование дальнейших работ на нефть и газ».

2.4. Зоны нефтегазонакопления

В основе зонального прогноза лежат фундаментальные работы ВНИГРИ, основанные на анализе почти 500 зон доказанного нефтегазонакопления в хорошо разведанных НГБ мира. Результаты анализа мирового опыта изложены в монографии Ю.Н. Григоренко и др. «Зоны нефтегазонакопления окраин континентов» – 2002 г.

На сегодняшний день в акваториях Балтийского, Печорского, Карского (южная часть), Охотского и Каспийского морей выделено более 120 зон нефтегазонакопления; оценены геологические ресурсы 109 зон с совокупными начальными извлекаемыми запасами ~ 40 млрд.т.; в 29 зонах открыты месторождения нефти и газа; определены наиболее перспективные и первоочередные для освоения зоны нефтегазонакопления.

2.5. Приграничные акватории

Среди акваторий 14 окраинных и внутренний морей, а также Тихого океана, омывающих территорию РФ, только 4 являются сугубо внутренними. В остальных существуют приграничные акватории, имеющие линии делимитации водного пространства и, соответственно, УВ ресурсов морского дна с 10 соседними государствами.

Состояние процесса морской делимитации различное:

- от нейтрального, до спорного, временами конфликтного.

По приблизительным оценкам в приграничных территориях находится ~ 25 % УВ морского потенциала РФ.

Отсюда напрашивается вывод:

Крайне необходимо не только срочно урегулировать правовые вопросы и провести точную оценку УВ ресурсов, но и необходимо обеспечить реальное присутствие там РФ в любых возможных формах: от проведения НИР до разработки УВ месторождений.

Без этого РФ не сможет утвердиться в качестве морской нефте – газодобывающей державы.

2.6. Центры морской нефтегазодобычи

Целью создания центров морской нефте- газодобычи (ЦМНГД) является освоение пространственно сближенных месторождений УВ в рамках единой инфраструктуры.

В настоящее время достаточно определённо просматриваются контуры 6 ЦМНГД:

- Штокмановско – Мурманского (Баренцево море);

- Печорского (Печорское море и сопредельная суша);

- Обско – Тазовского (Карское море, губы, заливы и сопредельная суша);

- Магаданско – Западно – Камчатского (Охотское море и сопредельная суша);

- Северо – Сахалинского (Охотское море и сопредельная суша);

- Каспийского (Каспийское море).

Суммарные начальные извлекаемые ресурсы шести ЦМНГД составляют 38,6 млрд.т.; причем из них 8,4 млрд.т. – жидкие углеводороды.

В структуре этих ресурсов доля собственно морской части составляет 60 %, транзитной зоны 24 %, прибрежной суши – 16 %.

Два из шести центров приурочены к приграничным акваториям.

При благоприятном сценарии развития процесса морской нефтегазодобычи в рамках ЦМНГД к 2020 г могут быть достигнуты уровни совокупной добычи нефти 90 млн.т. (в том числе 60 млн.т. – морская нефтедобыча) и газа 300 млрд.м³ (в том числе 226 млрд.м³ – морская газодобыча).

Подобные достижения вполне возможны т.к.:

на 1.01.2007 г. в акватории Баренцева моря открыто 11 месторождений нефти и газа, из них одно уникальное (Штокмановское), семь крупных (Ледовое, Лудловское, Мурманское, Долгинское, Приразломное, Мединское-море, С-Гулявское), два средних (Поморское, С-Кильдинское) и одно мелкое (Варандей-море).

Среди перечисленных скоплений залежей – четыре газовых, два газоконденсатных, четыре нефтяных и одно газонефтяное.

На 1.01.2007 г. в акватории Карского моря открыто два газоконденсатных месторождения (Русановское и Ленинградское). Од\ба относятся к числу уникальных. Кроме того, «ОАО Газфлот» обнаружило ряд газовых месторождений в Обской и Тазовской губах.

На базе открытых месторождений в ближайшие годы должно начаться формирование новых нефтегазодобывающих центров.

К 2020 году только в Баренцевом и печорском море добыча может быть доведена до 30 млн.т.нефти в год и газа до 130 млр. м³ в год.

В этой части арктического шельфа начато и развивается лицензирование участков недр для геологического изучения, поисков и разведки месторождений углеводородов и их последующей разработки (Рис.2.).

Моря восточноарктического шельфа, особенно Восточно-Сибирское, и Чукотское – наименее изученные на всём континентальном шельфе РФ и, по -видимому, в мире.

В связи с Государственной стратегией, проект которой внесён в правительство РФ 6 марта 2006 г научно-исследовательские и научно- производственные организации РФ (головной институт ФГУП «ВНИИОкеангеология») подготовили проект программы регионального геологического изучения нефтегазоносности и недропользования на шельфе РФ до 2020 года.

В соответствии с программой стратегическими регионами геологоразведочных работ (ГРР) на нефть и газ в 2006 – 2010 годах станут акватории Баренцева и Карского морей.

В последующий период (2011 – 2020 г.) основные объёмы ГРР будут перенесены в восточные районы Арктики, где процесс лицензирования недр в значимых масштабах будет происходить уже после 2020 года.

Разработан план лицензионных аукционов на 2006 – 2010 г., включающий в себя 20 перспективных блоков, распределённых по 6 тендерам, в Баренцевом и Печорском морях (Рис.3.).

На начало 2008 г. по данным Минприроды в РФ открыто уже 44 морских месторождения УВ, на которые приходится около трети все отечественных запасов газа, 22 % газоконденсата и 12 % нефти. Причём, свыше 80 % ресурсов находится в Арктике, недра которой изучены на 5 %; хотя в мире морская добыча нефти составляет 35 %, а газа – 32 % от общих объёмов.

Выход РФ на шельф неизбежен, ибо более 75 % разведанных на суше запасов уже вовлечено в разработку и освоено как минимум на 50 %.

К примеру, ресурсы одного только Штокмановского газоконденсатного месторождения превышают суммарные поставки в Европу газа за последние 30 лет.

Лекция № 2

1. Состав и строение морских нефте- газоносных районов РФ.

Характеристика углеводородного потенциала.

Морские нефте-газоносные районы РФ состоят из следующих регионов:

- Арктический регион

- Дальневосточный регион

- Каспийский регион

- Балтийский регион

- Азово – Черноморский регион

1.1. Арктический регион

В арктическом регионе различают два сектора:

- Восточный осадочный сектор

- Западный осадочный сектор

Восточный осадочный сектор состоит:

- Арктического шельфа

- Северо – Антлантического шельфа

Западный осадочный сектор состоит из:

- Арктического шельфа

- Тихоокеанского шельфа

Восточный арктический шельф состоит из следующих НГБ:

- Баренцевоморский

- Тимано-Печорский

- Южно-Карский

- Бассейн моря Лаптевых

Североантлантический шельф состоит из следующих НГБ:

- Североморской

- Норвежско-Западно-Баренцевоморский

Западный арктический шельф состоит из следующих НГБ:

- Свердрупский

- Дельты реки Маккензи и моря Бофорта

- Северо – Аляскинский

- Северо и Южно Чукотский

Тихоокеанский шельф состоит из следующих НГБ:

- Охотский

- Анадырский и Наваринский Беренгового моря

1.1.1. Баренцевоморский НГБ

Баренцевоморский НГБ занимает восточную часть Баренцева моря (Рис.1.).

Расположение Баренцевоморского НГБ

Рис.1.

На территории Баренцевоморского НГБ обнаружены залежи УВ в:

- пермско – триасовых отложениях (западная часть НГБ)

- юрских отложениях девона (центральная часть НГБ)

- меловых отложениях карбона (пока только потенциально перспективны).

Пермско – триасовые отложения представлены многочисленными терригеновыми пропластками мощностью 10 – 50 м, перекрытыми глинами. Пористость коллекторов составляет 10 – 30 %, проницаемость 200 – 500 мД.

На сегодняшний день в отложениях открыты только газовые и газоконденсатные месторождения (например, С-Кильдинское и Мурманское).

Газы верхне триасовых отложений лёгкие (~0,565 кг/м³ ст.у.), обладают повышенной сухостью (С_5+в < 0,562 % об.) с преобладающим содержанием изоалканов.

Газы средне триасовых отложений более тяжелые (~0,600 кг/м³ ст.у.), с содержанием С_5+в ~ 2,0 % об.

Газы нижнетриасовых отложений наиболее тяжелые (~0,601 кг/м³ ст.у.)

Газы верхне пермских отложений азотистые (N₂ до 41 % об.), с содержанием С_5+в ~ 0,18 % об.

Юрские отложения девона представлены малочисленными терригеновыми пропластками мощностью 20 – 80 м, перекрытыми глинами с глубиной залегания 700 – 1100 м. Пористость коллекторов составляет 20 – 25 %, прооницаемость 500 – 1000 мД.

На сегодняшний день в отложениях открыты только газовые и газоконденсатные месторождения (например, Лудловское и Штокмановское).

Газы юрских отложений имеют следующий состав: СН₄ – 78 – 96,5 % об., СО₂ – 0,02 – 1,45 % об., Не – 0 – 0,044 % об., Н₂S – отсутствует.

Меловые отложения карбона представлены терригеновыми пропластками мощностью до 100 м с глубиной залегания порядка 800 м.

На сегодняшний день в отложениях открыты газовые и газоконденсатныеместорождения УВ только в других НГБ (например, Русановское и Ленинградское в Карском море).

Бурение скв. № 7 на Штокмановском месторождении позволило прирастить более 430 млрд.м³ запасов категории С₁ + С₂ в дополнение к ранее принятым на государственный баланс (Рис.6.).

Поисково – разведочные работы ОАО «Газпром»:

Работы велись как на подготовленном к разработке Штокмановском г/к м-и (доразведка), так и на находящихся в разведке (завершение разведки) Лудловском и Ледовом месторождениях, а также на крупных перспективных структурах: Ферсмановская, Демидовская и др.(поисковые работы).

По данным доразведки требуется бурение оценочной скважины в западной части месторождения.

По данным завершения разведки требуется бурение не менее чем по две скважины на каждом месторождении, что и будет осуществлено до 2010 г.

По данным поисковых работ к 2011 – 2020 г. должны быть подготовлены объекты под разведочное бурение.

В результате здесь сформирована надёжная сырьевая база газодобычи с разведанными запасами (С₁+С₂) около 4 трл.м³ газа.

1.1.2. Тимано - Печорский НГБ

Тимано - Течорский НГБ занимает южную часть Баренцева моря (рис.1).

На территории Тимано - Печорского НГБ обнаружены залежи УВ в:

- ордовико - нижнедевонских отложениях (только на суше)

- среднедевонско – нижнефранских отложениях (только на суше)

- верхнедевонско – турнейских отложениях

- визейских отложениях нижнекаменноугольного возраста

- верхнекаменноугольного – нижнеперьмского возраста

- верхнеперьмско – триасовые отложения.

Ордовико – нижнедевонские отложения представлены трещиновато - поровыми и каверно – поровыми известняками и доломитами с мощностью пластов 50 – 100 м.

Пористость коллекторов 5 – 10 %, проницаемость 30 – 70 мД.

На сегодняшний день в отложениях открыты нефтяные месторождения.

Преобладают лёгкие и средние парафинистые нефти.

Встречаются и тяжелые нефти с плотностью порядка 943 кг/м³ ст.ус., содержащие общей серы ~ 2,63 %, смол ~ 15,3 % и асфальтенов ~ 9,7 % мас.

Среднедевонско – нижнефранские отложения представлены несколькими терригеновыми пропластками мощностью от 20 до 70 м, регионально перекрытыми глинами.

Пористость коллекторов колеблется от 23 до 6 – 12 %, а проницаемость от 30 – 70 до 800 мД.

На сегодняшний день в отложениях открыты нефтяные месторождения.

Нефти лёгкие, высокопарафинистые, практически без асфальтенов с плотностью 820 – 850 кг/м³ ст.ус.; причём, чем выше по разрезу – тем легче нефть.

Единственное исключения – Ярегское месторождение. При глубине залегания всего 100 – 180 м нафтено – ароматическая нефть имеет плотность 933 - 947 кг/м³ ст.ус.

На ряде залежей есть нефтяные оторочки с плотностью до 949 кг/м³ ст.ус.

Верхнедевонско – турнейские отложения представлены массивными карбонатными телами.

Пористость коллекторов до 30 %, проницаемость до 2000 мД.

Нефти лёгкие (~ 837 кг/м³ ст.ус.), слабосернистые (S общая 0,18 – 0,58 % мас.), парафинистые (2 – 4,3 % мвс).

Визейские отложения представлены терригеновыми пропластками, содержащими оолитовые железные руды, бокситы, пласты угля. Региональная покрышка отсутствует.

Пористость коллекторов до 25 %, проницаемость до 500 мД.

Верхнекаменноугольные – нижнеперьмские отложения представлены глинистными известняками мощностью 100 – 350 м, перекрытыми глинами.

Пористость коллекторов 10 – 20 %, проницаемость 100 – 200 мД.

На северо – востоке материковой части бассейна нефти тяжелые, высокосернистые с повышенным содержанием смол и асфальтенов суммарная доля которых доходит до 17 – 30 % мас.

Лёгкие нефти и конденсат сосредоточены в северо – западной материковой части бассейна.

В акваториальной части бассейна открыты крупные нефтяные месторождения: Приразломное, Варандей – море, Медынское – море. (Перспектива – с-з направление вдоль о. Колгуева).

Нефти тяжелые (~ 903 кг/м³ ст.ус.), сернистые (S общая ~ 2,02 % мас.), смолистые (~ 14,3 % мас.), асфальтеновые (~ 5,2 % мас.), парафинистые (~1,5 % мас.) с динамической вязкостью в поверхностных условиях 27,2 – 34,9 сСт и 9,66 – 11,8 сСт в пластовых условиях.

Верхнеперьмско – триасовые отложения представлены терригеновыми пропластками, перекрытыми глинами и алевроитами.

Пористость коллекторов 17 – 23 %, проницаемость ~ 250 мД.

Залежи небольшие, нефть тяжелая. Есть газовые месторождения с нефтяной оторочкой (например, Гуляевское).

На сегодняшний день на территории Баренцевоморского НГБ, по крайней мере в Российском секторе, открыты только газовые и газоконденсатные месторождения.

На сегодняшний день на территории Тимано – Печорского НГБ открыты только нефтяные месторождения.

Однако, по данным ВНИИОкеангеологии (2005 г) реальная картина выглядит иначе.

На территории Баренцевоморского НГБ имеются перспективные нефтеносные участки с прогнозируемыми запасами порядка 1 млрд.т нефти.

На территории Тимано – Печорского НГБ также имеются новые перспективные нефтеносные участки с прогнозируемыми запасами нефти в 30 превышающими все шельфовые запасы Норвегии в Баренцевом море.

Всего на шельфе Баренцевого и Печорского моря выделено 12 таких участков:

1 – й участок. С-В часть шельфа, объединяющая хорошо известные Варандей – Адзьвинскую и Хорейверскую нефтегазоносные области (НГО), а также Гуляевско – Долгинскую НГО.

2 – й участок. С-З часть о.Колгуева.

3 – й участок. С-З часть Коргинской зоны.

4 – й участок. Кольский шельф.

5, 7, 8, 9 – ые участки. Центрально – Баренцевское поднятие.

10 – й участок. Северная часть шельфа.

11 и 12 – ые участки. Адмиралтейско – Приновоземельская область.

В результате проведённых исследований на этих участках выявлено 147 перспективных объектов (83 – в Баренцевом море и 64 в Печорском). Из них 27 перспективной площадью 2469 км² подготовлены к глубокому разведочному бурению.

На сегодняшний день в Баренцевом море 1 скважина приходится на 31,6 тыс.км², в Печорском море на 16,6 тыс. км². На 80 % перспективной площади вообще нет ни одной скважины.

Осадочный чехол в Печорском море достигает 10 – 12 км, в Баренцевом море 20 – 22 км. Скважины же, имеющиеся в Баренцевом море вскрыли отложения до 4524 м, а в Печорском море до 4500 м.

Поэтому, из – за недостаточной глубины бурения не получили должной оценки нижние потенциально продуктивные горизонты осадочного чехла.

Согласно оценке на 1 01.2002 г начальные суммарные извлекаемые ресурсы Баренцева моря составляют 23,5 трл.м³ свободного газа и 1 млрд.т. нефти с конденсатом. Ресурсы Печорского моря – 2,3 трл.м³ свободного газа и 2,5 млрд.т. нефти с конденсатом.

Основная часть ресурсов (59 %) Баренцева моря приурочена к юрско –неокомским отложениям, 25% - к триасовым отложениям, 7 % - к верхнедевонским – нижнепермским отложениям. Таким образом до 85 % ресурсов прогнозируется в мезозойских отложениях. Остальные в палеозойских – но в них подавляющее количество нефти. Причем, 83 % запасов Баренцева моря располагаются на глубинах до 3 км от дна, для Печорского моря эта величина составляет 39 %.

Скв. № 2 и 4 на Медынском месторождении доказали высокую перспективность нефтеносности не только каменно – угольных, но и нижнедевонских отложений, из которых был получен приток более 600 т/сутки (Рис.1.).

Поисково – разведочные работы ОАО «Газпром»:

Перво очередные объекты работ: Приразломное и Долгинское месторождения.

На Приразломном для перевода запасов из категории С₂ в С₁ (пермо-карбоновая залежь) и поисковых работ в девонских отложениях планируется бурение 3 скважин.

На Долгинском месторождении планируется бурении 6 скважин.

В период 2011 – 2020 г. планируется поисковое бурение на структурах – сателлитах данных месторождений.

1.1.3. Южно - Карский НГБ

Южно - Карский НГБ занимает западную часть Карского моря (рис.1.).

На территории Южно - Карского НГБ обнаружены залежи УВ в:

- аптских меловых отложениях

- апт-сеноманских меловых отложениях

Перспективными являются:

- триасовые отложения (нефтегазоносность доказана в Зап.Сибири)

- юрские отложения (нефтегазоносность доказана в Баренцевом море и Зап.Сибири). Но глубины моря над ними пока превышают сегодняшние возможности.

Пористость коллекторов ~ 27 %.

На сегодняшний день в отложениях открыты газо – конденсатные месторождения (в том числе такие крупные как Русановское и Ленинградское).

Газы жирные, безсернистые с плотностью от 0,565 кг/м³ до 0,676 кг/м³ ст.ус. Причём, при движении по разрезу вверх плотность продукции уменьшается.

Метана –91 % об.; Гелия – мало; не УВ компонентов ~ 1 % об.; остальное – С_5+В.

Выявлены и закартированы перспективные объекты с локализованными ресурсами газа (D_1л) до 1 трл.м³.

Поисково – разведочные работы ОАО «Газпром»:

Перво очередные объекты работ: акватории Обской и Тазовской губ (прежде всего в ареале Ямбургского месторождения) и Приямальский шельф.

В результате, на двух первых объектах (пробурено с 2002 г. 10 поисковых скважин силами ООО «Газфлот» с использованием СПБУ «Амазон») открыты 4 газовых месторождения в сеноманских отложениях: С - Каменномысское, Каменномысское-море, Обское и Чугорьяхинское с суммарными запасами категории С₁ более 800 млрд.м³ газа.

В ближайшее время поисковые работы переносятся на перспективные морские структуры: Адерпаютинская, Антипаютинская, Геофизическая (море), Корпачевская,Преображенская и т.д. Суммарно по этим объектам в период 2006 – 2030 г. ожидается прирастить более 3 трлн.м³ газа.

На Приямальском шельфе определены акваториальные участки уникальных по запасам месторождений суши – Харасавэйского и Крузенштерновского; подготовлены к утверждению запасы на крупных месторождениях: Русановское и Ленинградское; выявлены перспективные структуры в прибрежной зоне: Нярмейская, Скуратовская и З-Шараповская.

На акваториальных участках Харасавэйского и Крузенштерновского месторождений предлагается бурение не менее 3 скв. на каждом..

На Русановском и Ленинградском месторождениях в 2015 – 2020 г. предполагается пробурить целую сеть разведочных скважин общей протяженностью до 40 тыс.м.

1.1.4. Бассейн моря Лаптевых

Простирается от полуострова Таймыр на западе до Новосибирских островов на востоке. Глубина моря 50 – 100 м..

Практически не изучен.

1.1.5. Североморской НГБ

На территории Североморского НГБ обнаружены залежи УВ в:

- девонских отложениях

- нижне-перьмских отложениях

- ранне-средне-юрских отложениях

- нижне-средне-юрских отложениях

- верхне-палеоценовых отложениях.

Девонские отложения представлены терригеновым красным песчаником, перекрытым алевроитами и глинами (месторождения З-Брей, Бучан, Арджип и др)

Нижне-перьмские отложения представлены терригеновыми пластами перекрытыми эвапоритами.

Ранне-средне-юрские отложения представлены терригеновыми пластами, расположенными на глубине порядка 3 кми перекрытыми глинами.

Нефть имеет плотность порядка 815 – 880 кг/м³ ст.ус, а начальный дебит скважин до 3500 т/сутки.

Нижне-средне-юрские отложения содержат уникальное газовое месторождение Тролл. (Метан –93 % об., СО₂ – менее 1 % об., сероводорода нет, С_5+В – остальное).

Верхне-палеоценовые отложения представлены терригеновыми пластами с пористостью 20 – 23 % и плотностью нефти 816 – 843 кг/м³ си.ус.

Всего в НГБ открыто 250 месторождений нефти и газа (в том числе крупнейшие и гигантские, например, газовое –Трол, нефтяные – Статфиорд, Брент, Экофикс, Фортис и др.) и его высокие потенциальные возможности сохраняются.

1.1.6. Норвежско-Западно-Баренцевоморский НГБ

На территории Норвежско-Западно-Баренцевоморского НГБ обнаружены залежи УВ в:

- триасовых отложениях

- нижне-среднеюрских отложениях

- -нижнемеловых отложениях

Триасовые отложения представлены терригеновыми пластами, расположенными на глубине 2,5 – 3 км. (газовое месторождение Алке и газо- конденсатное месторождение Сморбук-Норвежское море).

Нижнесреднеюрские отложения представлены терригеновыми пластами, перекрытыми глинами.

Пористость коллекторов ~ 16 %, проницаемость 200 – 500 мД. В этих отложениях находятся главные месторождения Баренцего моря.

Нижнемеловые отложения представлены пока единственным нефтяным месторождением в западном секторе Баренцего моря – Мирсилде.

1.1.7. Свердрупский НГБ

На территории Свердрупского НГБ обнаружены залежи УВ в:

- нижнеюрских отложениях

- отложениях среднего девона

- отложениях верхнего триаса

- отложениях средней юры

- отложениях нижнего мела

Газовые месторождения обнаружены на глубинах 600 – 2450 м; нефтяные на глубинах 876 – 3263 м.

Нижнеюрские отложения представлены терригеновыми пластами (крупное газовое месторождение Хекла 950 – 1159 м).

Отложения верхнего триаса представлены терригеновыми пластами (крупное газовое месторождение Хекла 950 – 1159 м).

Среднеюрские отложения представлены терригеновыми пластами (крупное газовое месторождение Дрейк – Пойнт 1089 – 1159 м).

Отложения среднего девона представлены карбонатными породами (нефтяное месторождение Бент – Хорн 3263 м).

Отложения нижнего мела – информация отсутствует

1.1.8. НГБ дельты реки Маккензи (море Бофорта)

На территории НГБ дельты реки Маккензи (море Бофорта) обнаружены залежи УВ в:

- девонских отложениях

- нижнемеловых отложениях

- палеогеновых и неогеновых отложениях

Девонские отложения представлены пластами карбоната (нефтяное месторождение Мейогиан 2820 – 2865 м).

Нижнемеловые отложения представлены терригеновыми пластами с пористостью 20 – 30 % и проницаемостью в сотни мД.

На сегодняшний день в них открыто несколько месторождений, в том числе газонефтяное Аткинсон – Пойнт и газовое Парнонс.

Палеогеновые и неогеновые отложения представлены терригеновыми пластами (2,5 – 3,5 км).

На сегодняшний день в них открыто более 15 месторождений, в том числе крупное газоконденсатное месторождение Таглу и газогидратное месторождение Малик, а также крупнейшее месторождение моря Бофорта Копаноар.

1.1.9. Северо – Аляскинский НГБ

На территории Северо – Аляскинского НГБ обнаружены залежи УВ в:

- отложениях триаса и юры

- каменноугольные отложения

Отложения триаса и юры (2460 – 2650 м и 2060 – 2150 м) представлены терригеновыми пластами с пористостью 26 – 30 % и проницаемостью 1000 мД.

Каменноугольные отложения (2680 – 3190 м) представлены карбонатными породами с проницаемостью менее 100 мД.

Всего открыто 3 нефтяных месторождения. Одно гигантское – Прадхо-Бей с извлекаемыми запасами нефти порядка 2000 млн.т. с плотностью 833 – 989 кг/м³ ст.ус. Залежи во всех отложениях. Одно крупное – Купарук – Ривер с плотностью нефти 922 кг/м³ ст.ус. и залежами во всех отложения. Также открыто 8 газовых месторождений.

1.1.10. Северо и Южно Чукотский НГБ

Совершенно не изучен. О возможностях судят по корреляции с Аляской.

1.2. Дальневосточный регион

1.2.1.Охотский НГБ

Охватывает акваторию Охотского моря. Основные месторождения на Сахалине и шельфовых зонах С-В Сахалина. Всего открыто более 250 ловушек.

На территории Охотского НГБ обнаружены залежи УВ в:

- верхнемеловых отложениях

- палеоцен-эоценовых и олигоценовых отложениях

- плиоценовых отложениях

Верхнемеловые отложения представлены терригеновыми низкокачественными коллекторами с общей пористостью 5 – 10 редко до 14 %, пористостью насыщения 3 – 5 % и проницаемостью от сотых долей до первых десятков мД.

Палеоцен-эоценовые и олигоценовые отложения представлены терригеновыми пластами с пористостью 10 – 20 % и проницаемостью до 100 мД; на

С – Сахалина развита трещиноватость.

В данных отложениях находятся 19 самых крупных месторождений Сахалина, например: Окружное, Монгинское, Аркутун- Даги, Лунское и т.д.).

Свойства нефти, например, Окружного месторождения (коллектора всего

1 – 10 см): плотность – 830,6 кг/м³ ст.ус., серы 0,17 – 0,45 % мас., парафина 0,14 – 2,18 % мас., смол до 25 % мас.

Плиоценовые месторождения представлены терригеновыми пластами с пористостью 10 – 25 % и проницаемостью до 100 мД

Основные характеристики главных месторождений северо – восточного шельфа острова Сахалин приведены в табл.1.

Таблица 1

Основные характеристики месторождений С-В шельфа о. Сахалин

Месторождение	Тип У/В	Запасы	Глубина воды, м	Расст-ние от берега, км
Одопту Чайво Аркутун-Даги Астохское Лунское	Нефть Газ Конденсат Нефть Газ Конденсат Нефть Газ Конденсат Нефть Газ Конденсат Нефть Газ Конденсат	42 млн.м3 198 млрд.м3 11 млн.м3 26 млн.м3 173 млрд.м3 13 млн.м3 113 млн.м3 292 млрд.м3 16 млн.м3 113 млн.м3 292 млрд.м3 16 млн.м3 8 млн.м3 400 млрд.м3 32 млн.м3	25 – 30 20 – 25 35 – 50	6 – 10 10 – 13 23 – 33

В Охотском море и прилегающих прибрежных территориях сосредоточено около 70 % всех углеводородных ресурсов российского Дальнего Востока.

Наиболее крупные бассейны – С-Сахалинский; З-Камчатский и С-Охотский.

С-Сахалтнский НГБ содержит 3 крупных прогиба: С-Сахалинский, Пограничный и В-Сахалинский.

Практически все месторождений нефти и газа (67 из 69) открыты в С-Сахалинском прогибе и по одному (Окружное и Пела-Лейч) в Пограничном и В-Сахалинском, т.к. два последних практически не изучены (на шельфе пробурены всего 2 скважины – Борисовская и Пела-Лейч).

Бурение осуществлялось на пяти перспективных площадях.

В результате, на блоке Пела – Лейч (кайганско – Васюканский участок) было открыто новое нефтегазовое месторождение, перспективные ресурсы которого составляют 50 – 80 млн.т. условного топлива (С₁+С₂+С₃ - D_1л), в том числе 35 – 48 млн.т. нефти.

Ещё на одной структуре того же участка (Удачная) было обнаружено некоммерческое нефтегазопроявление с извлекаемыми запасами менее 3–5 млн.т.у.т

На структуре Савицкого того же участка получены отрицательные результаты из – за отсутствия коллекторов.

Скважина, пробуренная на Южно – Айяшской площади в пределах участка Сахалин – 3, положительных результатов не дала.

В 2007 г. к северу от о.Сахалин (Шмидтовский участок) начато бурение на ещё одной перспективной структуре (Медвежья).

1.2.2. Анадырский и Наваринский НГБ (акватория Берингового моря)

На территории Анадырского и Наваринского НГБ обнаружены залежи УВ в:

- миоценовых и палеогеновых песчано – глинистых отложениях, например – Верхне – Эчинское нефтяное месторождение расположенное на глубине 1400 – 1600 м.

Проведен значительный объём сейсморазведки (до 5 тыс.км) и пробурена первая морская скважина на лицензионном участке «Центральный» (недропользователь – ООО «Сибнефть - Чукотка»). Притока жидкости и газа не получено. Намечено бурение новой поисковой скважины в прибрежной зоне Туманского участка.

1.3. Каспийский регион

Проведено поисковое бурение на перспективных площадях Карайская и Ю-Ракушечная.

На первой – результат отрицательный.

На второй открыто новое крупное месторождение нефти и газа им. Владимира Филиновского. (Два испытанных интервала в меловых отложениях дали 842 и 749 т нефти в сутки, а также 59,8 и 64,9 тыс.м³ в сутки газа соответственно). Извлекаемые запасы оценены в 90 – 100 млн.т.у.т. по категории С₁+С2. Это одно из крупнейших открытий последнего времени в РФ.

В казахстанском секторе, в непосредственной близости от российской зоны бурение на перспективных площадях Тюб – Караган и Курмангазы положительных результатов не дало.

Зато, в 2005 – 2006 г. в результате бурения открыто пять новых месторождений: Кашаган (извлекаемые запасы 2,023 млрд.т.у.т.), Актоты (извлекаемые запасы 100 млн.т.у.т.), Каламкас-море (извлекаемые запасы 57 млн.т.у.т.), Кайран (извлекаемые запасы 56 млн.т.у.т.) и Ю-З Кашаган (извлекаемые запасы 6 млн.т. у.т.).

В азербайджанском секторе также в непосредственной близости от российской зоны в 2003-2004 г. разбурено поднятие Ялама – Самур. Положительных результатов получено не было.

С 1995 г ООО «ЛУКОЙЛ» самостоятельно и силами дочернего предприятия ОАО «ЛУКОЙЛ - Нижневолжскнефть» ведёт исследования акватории российского сектора Северного и Среднего Каспия. Работы проводятся в пределах четырех лицензионных участков – Северный, Восточно – Ракушечный, Центрально – Каспийский и Ялама – Самурский.

Кроме того, в российском секторе в рамках деятельности ООО «Каспийская Нефтяная Компания» ООО «ЛУКОЙЛ» с 2000 г. совместно с ОАО «ЮКОС» и ОАО «Газпром» занимается изучением участка дна мелководной части Северного Каспия, а также Центрального лицензионного участка в рамках ООО «ЦентрКаспнефтегаз» совместно с ОАО «ГАЗПРОМ».

В пределах казахстанского сектора совместно с ЗАО «Казмунайгаз» ведётся изучение участков Тюб-Караган и Аташ, а на приграничной акватории азербайджанского сектора Компания в лице ООО «ЛУКОЙЛ Оверсиз Холдинг Лтд» совместно с государственной нефтяной компанией Азербайджана «ГНКАР» продолжает изучение южной части Ялама – Самурского свода.

В результате открыто 5 крупных нефтегазоконденсатных месторождения – Хвалынское, им. Ю. Корчагина, Ракушечное, 170 – км. и Сарматское. Суммарные извлекаемые запасы более 750 млн.т. у.т. По уточненным данным начальные суммарные ресурсы на лицензионных участках ОАО «ЛУКОЙЛ» оцениваются более чем 2 млрд.т.у.т.

В пределах Центрально – Каспийского и других участков дополнительно выявлен ряд перспективных объектов. 3 из них подготовлены к глубокому бурению.

В компании разработана долгосрочная программа освоения Северного Каспия до 2014 г. Началось создание платформ (2005 г.) для освоения месторождения им. Ю.Корчагина. К 2018 г. компания планирует довести добычу на Каспии до 50 млн.т. в год.

1.4. Балтийский регион

Самое крупное на российском секторе Кравцовское месторождение. Оно открыто ещё в 1983 г. В 1993 г. пробурено 5 разведочных скважин.В 2001 г. ООО «ЛУКОЙЛ – Волгоград НИПИморнефть» выполнен и утвержден документ «Дополнение к технологической схеме разработки Кравцовского нефтяного месторождения на шельфе Балтийского моря», согласно которого будет пробурено 27 добывающих скважин, из которых 1 вертикальная, 18 гаклонно направленных и 8 горизонтальных. Бурение начато в 2004 г. Оно ведётся с морской ледостойкой стационарной платформы, которая построена на собственные средства компании на калининградском заводе строительных металлоконструкций ООО «ЛУКОЙЛ - Калининградморнефть». На 01.06.2006 г. уже проберена вертикальная скважина и 4 скважины с горизонтальным завершением. В эксплуатации 4 скважины со средними дебитами 175 м³/сутки по жидкости при обводнении порядка 45 %.

1.5. Азово – Черноморский регион

В 2008-2009 г. планируется приступить к глубокому поисковому бурению на наиболее перспективных участках азовского мелководья, а также на шельфе и в глубоководной части Черного моря.

А пока на турецком шельфе у побережья провинций Зонгулдак и Сакарья вскрыты газовые залежи в песчаных коллекторах кайнозоя.

Скважина, пробуренная украинскими геологами на площади Субботина на Керченско – Таманском шельфе дала приток нефти из песчаных коллекторов Майкопа.

По неуточненным данным открыта небольшая нефтегазовая залежь в мел-палеогеновых отложениях на поднятии Олимпийское на С-З шельфе Черного моря к югу от о.Змеиный.

В 2002 г. создано совместное предприятие с долевым участием дочерней компании ОАО «ЛУКОЙЛ» - ООО «ЛУКОЙЛ - Нижневолжскнефть», ОАО «Роснефть» и администрации Краснодарского края. Кроме того, ООО НК «Приазовнефть» выполняет поисковые работы в пределах Темрюкско – Ахтарского участка.

Подготовлены к бурению три наиболее перспективные структуры: Прибрежная – море, Геленджиксая – море и Тиздар – море. Ресурсы выявленных структур: нефти – 48,9 млн.т, газа – 27,2 млрд.м³.

Первоочередной структурой для бурения скважины № 1 выбрана структура Геленджиксая.

Лекция № 3