Шельфовые нефтегазовые месторождении Арктики

    Штокмановское месторождение 

    ШТОКМАНОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ газоконденсатное  — одно из крупнейших месторождений в мире. Штокмановская структура была выявлена в 1981 году в результате комплексных морских геофизических исследований, проведенных специалистами треста «Севморнефтегеофизика» с научно-исследовательского судна «Профессор Штокман», в связи с чем и получила свое название; к профессору В. Б. Штокману месторождение прямого отношения не имеет. В 1988 году сотрудниками производственного объединения «Арктикморнефтегазразведка» (Мурманск) с борта бурового судна ледового класса «Валентин Шашин»  (по другим данным, совместно с буровым судном «Виктор Муравленко») выполнено бурение первой поисковой скважины глубиной 3153 метров, в результате были открыты две залежи свободного газа с газовым конденсатом.

      Характеристики месторождения

    Расположено в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря в 550 км к северо-востоку от Мурманска. Ближайшая суша (около 300 км) — западное побережье архипелага Новая Земля. Глубины моря в этом районе колеблются от 320 до 340 м. Разведанные запасы (2006) — 3,7 трлн куб. м газа и 31 млн т. конденсата.

    На  донной поверхности площади Штокмановского месторождения распространены покровные комплексы современных (голоценовых) слабых и мягких грунтов мощностью до 8 м и нижележащих плейстоценовых мягких грунтов мощностью 4-24 м. По предварительным оценкам, прогибание донной поверхности при эксплуатации месторождения приведёт через 15-25 лет эксплуатации (в зависимости от объёма извлечённых флюидов) к формированию в центральной части площади мульды оседания глубиной не менее 10 м. 

    Самотлорское  месторождение 

    Открыто в 1965, разрабатывается с 1969. Приурочено к Самотлорскому, Белозерному, Мартовскому, Мыхнайскому, Малосамотлорскому и Пауйскому локальным поднятиям, осложняющим центральную часть Нижневартовского свода. На месторождении выявлено 10 залежей нефти, в т.ч. одна с газовой шапкой. Нефтеносны терригенные отложения нижнего мела и верхней юры на глубине 1610-2350 м. Коллекторы представлены песчаниками с прослоями алевролитов и глин, мощность отдельных пластов 20-35 м, эффективная мощность резко изменяется по площади. Тип коллектора поровый, пористость 19-29%, проницаемость 460-1170 мД. Залежи пластовые сводовые литологически экранированные высотой 55-145 м (высота газовой шапки 52 м). Водонефтяной контакт находится на отметках от -1668 до -2325 м. Начальные пластовые давления 16,9-22,4 МПа, температуры 62-77°С. Нефть нафтенометанового типа, содержание S 0,68-0,86%, плотность 845-850 кг/м³. Месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления и механизированным способом. Центр добычи — г. Нижневартовск. Геологические запасы оцениваются в 7,1 млрд тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,7 млрд тонн. 
 

    Поморское газоконденсатное месторождение 

    Поморское однопластовое месторождение площадью 41,1 км² было открыто и испытано одной поисковой скважиной глубиной 2 750 м, давшей дебиты газа до 271 тыс. м³/сут. и конденсата - до 18 м³/сут.

    Запасы  в целом оценивались в контуре  условного газоводяного контакта на глубине 2630 м, прерываемого линией разлома. Запасы категории С₁ оценивались в круговом контуре с радиусом 2 км, прерываемом газоводяным контактом (скважина оказалась на периферии залежи на расстоянии 0,9 км от него) и линией разлома. В силу этих причин площадь 
продуктивная и относительная площадь контура подсчета запасов категории С₁ (15,9%) оказались существенно меньшими по сравнению с Северо-Кильдинским месторождением. Доля запасов категории С₁ в суммарных запасах Поморского месторождения составляет 27,4%. Средневзвешенная эффективная толщина газонасыщенности - 19,2 м.

     Заключение 

    Основными особенностями строения арктического шельфа России являются:

    1. Зарождение всех осадочно-породных  бассейнов на коре континентального  типа с последующим преобразованием  в результате многоэтапного синхронного  рифтогенеза, приведшего к формированию  региональных линейных зон, благоприятных  для полного цикла формирования УВ-систем.

    2. Возможное единство евразийского  и амеразийского секторов Арктики  в палеозое и тектоническая  разобщенность их на позднемезозой-кайнозойском  этапе.

    3. Большая толщина осадочного слоя, от 10 до 20 км, в линейно-вытянутых  рифтовых зонах, так называемых глубоких депрессиях, – основных объектах поиска нефти и газа.

    4. Влияние активного рифтогенеза  юрско-мелового и кайнозойского  возраста на окраины арктического  шельфа, что привело к сходству  структурно-стратиграфического строения  всей окраины океанической впадины Северного Ледовитого океана.

    Подводя итоги, можно сделать вывод о  том, что в центральных, наиболее прогнутых частях осадочных бассейнов  Арктики сосредоточены главные  потенциальные ресурсы газа и  нефти. Преимущественно газоносны  наиболее прогнутые части бассейнов из-за вытеснения нефтяных флюидов газовыми в бортовые зоны прогибов. Преимущественная нефтеносность связана с мезо-кайнозойским комплексом северо-восточного шельфа, а также с относительно приподнятыми блоками, не испытавшими погружения на глубину 5-6 км западного сектора Арктики. Эти закономерности в пределах отдельных структур различной природы могут быть выявлены только при региональном, широком подходе к изучению Арктики и рассмотрении ее как единого целого на протяжении длительной истории геологического развития.

     Используемая литература 

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

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

    3. 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.

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