Перспективы нефтегазоносности и результаты ГРР. Рубрика в журнале - Геология нефти и газа
Статья научная
Выделены области разного вещественного состава отложений тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского резервуаров от преимущественно песчаного до глинисто-алевритового, которые закономерно распределены по территории региона. Рассмотрены обстановки образования отложений проницаемых комплексов и флюидоупоров, которые накапливались преимущественно в морских условиях. Впервые составлен набор карт толщин и вещественного состава проницаемых комплексов региональных резервуаров всей территории рассматриваемого региона. Показано, что на протяжении всей раннеюрской эпохи наиболее интенсивным был снос алевритово-песчаного материала с Сибирской платформы. Поэтому вещественный состав нижнеюрских отложений вблизи этого источника сноса более песчаный, чем близрасположенных к Таймырской складчатой области. Установлена закономерность изменения фильтрационно-емкостных свойств региональных резервуаров в зависимости от глубины залегания. Наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами обладают гранулярные коллекторы, залегающие на глубине до 3,5 км. Ниже этого значения на каждый 1 км углубления пористость коллекторов уменьшается на 2-2,5 %. Начиная с глубины 4,5 км их открытая пористость обычно не превышает 12-13 %, а глубже 5,5 км коллекторы имеют открытую пористость, близкую к их граничному значению. Проницаемость коллекторов также уменьшается вниз по разрезу. Прогноз толщин малоизученных коллекторов осуществлен на базе имеющейся ограниченной по объему аналитической и промыслово-геофизической информации, выявленной закономерности изменения их фильтрационно-емкостных свойств в зависимости от глубины их залегания и анализа вещественного состава отложений проницаемых комплексов. Выделены области очагового распределения коллекторов и их отсутствия. Первые из них подразделяются на области наибольших, средних, пониженных и низких значений толщин коллекторов. Впервые оценены качества лайдинского, китербютского и левинского флюидоупоров на всей территории исследуемого региона с построением карт качества каждого
Бесплатно
Статья научная
На территории Денисовского прогиба карбонатные отложения верхнеордовик-нижнедевонского нефтегазоносного комплекса рассматриваются в качестве перспективных поисковых объектов для выявления залежей углеводородов. Их продуктивность была установлена на Западно-Командиршорском-II месторождении, а также на Кэрлайской площади, где в поисковой скв. 1 из верхнесилурийских отложений получен приток легкой нефти. Для оценки углеводородного потенциала нижнепалеозойских отложений и возможности формирования сингенетичных залежей были исследованы образцы керна и нефти из скв. Кэрлайская-1 методами углепетрографии, органической и изотопной геохимии. В изученном разрезе скважины нефтематеринские породы определены в верхнесилурийских и верхнефранских отложениях, которые классифицируются как изначально средне- и высокопродуктивные. Совокупность углепетрографических (RVeq, %) и геохимических (Tmax, 20S/(20S + R), αββ/(αββ + ααα), 22S/(22S + R), Ts/Tm, MPI-1) данных указывает, что органическое вещество нефтематеринских отложений достигло высокой степени катагенетической преобразованности (конец МК3 - конец МК4), отвечающей заключительным этапам главной фазы нефтеобразования. Петрографический состав органического вещества, представленного только битуминитом и продуктами его преобразования, а также характер распределения н-алканов c преобладанием нечетных гомологов (н-С15, н-С17) и изотопно-легкий состав органического углерода (δ13С = -32…-28 ‰) в битумоидах пород и нефти свидетельствуют об однотипном планктонно-водорослевом источнике. Установлено, что по характеру распределения н-алканов и н-алкилциклогексанов, особенно по преобладанию нечетных углеводородов состава С15 и С17, а также изотопно-легкому составу углерода насыщенной фракции, нефть коррелирует с органическим веществом верхнесилурийских нефтематеринских отложений. Установленный высокий генерационный потенциал верхнесилурийских отложений и возможность формирования сингенетичных скоплений углеводородов, а также выявленная нефтегазоносность на различных площадях Денисовского прогиба (Кэрлайской, Западно-Командиршорском-II месторождении) дают основание рассматривать нижнепалеозойский комплекс в качестве перспективного объекта для проведения геолого-разведочных работ и открытия новых залежей.
Бесплатно
Статья научная
Основной задачей геолого-разведочных работ в регионе с позиции экономической эффективности является поиск нефтяных залежей, приуроченых к литологическим и структурно-литологическим ловушкам, широко распространенным в клиноформном комплексе. Новые данные, полученные в 2014-2020 гг. в результате проведения геолого-разведочных работ как силами недропользователей, так и в рамках государственных программ, дают основание для существенного расширения площади высокоперспективных земель и выделения самостоятельных зон нефтенакопления в клиноформном комплексе Енисей-Хатангского регионального прогиба. Рассмотрены особенности строения клиноформного комплекса, установлены критерии выделения зон нефтенакопления и конкретных нефтеперспективных объектов, что позволило существенно повысить прогнозную оценку ресурсов нефти
Бесплатно
Новые данные о геологическом строении Томской нефтегазоперспективной зоны
Статья научная
В статье рассмотрены основные результаты работ по государственному контракту № 58. На основе комплексной интерпретации материалов МОВ-ОГТ (24,7 тыс. км, включая 8,5 тыс. км, обработанных в современных программных комплексах), данных бурения 125 глубоких скважин, дополненных 275 скважинами из сопредельных территорий для уточнения стратификации и нефтегазогеологических параметров разреза, и данных грави- и магнитометрических съемок, уточнено геологическое строение доюрского основания и осадочного чехла восточной части Томской области. Реконструирована история тектонического развития осадочного чехла, что позволило существенно уточнить конфигурацию структур I, II и III порядков, выделить отрицательную структуру II порядка на территории Барабинско-Пихтовской моноклинали, а также установить блоковое строение территории с принципиально разной историей тектонических процессов. По Белоярскому разлому до середины средней юры происходило разделение территории на два блока. Северо-восточный блок испытывал интенсивное и устойчивое прогибание, а для юго-западного блока были характерны восходящие движения; исключение составляла краевая юго-западная часть территории (Бакчарская впадина), испытавшая интенсивное погружение. В позднеюрское время резко снизилась структуроформирующая роль Белоярского разлома. Ориентация тектонических движений и, соответственно, простирание палеоструктур сменилось с юго-западной на северо-восточную. В раннемеловое время на юго-востоке произошел резкий рост структур с образованием единой моноклинали, объединяющей Чулымскую мегатеррасу с Тегульдетской впадиной, Барабинско-Пихтовую моноклиналь и Белоярский мегавал, что обусловило формирование принципиально иных структурных блоков: юго-восточного, интенсивно растущего, и северо-западного, погружающегося. Результаты моделирования процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов сопоставимы с историей тектонического развития территории. Оценка ресурсного потенциала выявленных перспективных объектов по категории Дл показывает, что наиболее перспективными являются структуры и отдельные площади, унаследованно развивающиеся с позднего палеогена как поднятия. В итоге подчеркнута необходимость завершения региональных исследований на периферии Западно-Сибирской плиты
Бесплатно
Статья научная
Геолого-разведочные работы на континентальном шельфе РФ за счет средств недропользователей проводятся в акваториях арктических (Баренцево, Печорское, Карское, Лаптевых, Восточно-Сибирское и Чукотское) и дальневосточных (Охотское, Японское) морей, а также в российских секторах шельфов Каспийского, Азовского, Черного и Балтийского морей. В статье приведено текущее состояние лицензирования континентального шельфа РФ. Представлены и проанализированы итоги геолого-разведочных работ на континентальном шельфе РФ за счет средств недропользователей в 2015-2019 гг. Обобщение и анализ результатов геолого-разведочных работ недропользователей является одним из важнейших этапов при оценке ресурсного потенциала углеводородов. Показана динамика финансирования на выполнение геолого-разведочных работ и динамика добычи углеводородов, а также изменение запасов углеводородов. Освещены результаты глубокого бурения и сейсморазведочных работ методами МОВ ОГТ 2D и 3D на континентальном шельфе РФ. Приведены открытые в последнее время месторождения углеводородов на континентальном шельфе РФ. Рассмотрены основные тенденции освоения континентального шельфа РФ компаниями-недропользователями в 2020-2025 гг. На основе материалов статьи можно проанализировать возможность развития ресурсной базы углеводородов на континентальном шельфе РФ и дать оценку необходимости дополнительных региональных работ на шельфах морей для развития новых центров геологоразведки и создания новых центров морской добычи углеводородов. Для подготовки новых участков, выставляемых на лицензирование, необходимо увеличение финансирования за счет средств федерального бюджета для проведения региональных геолого-разведочных работ в зонах сочленения нефтегазоносных структур суши и моря, которые часто приурочены к мелководным транзитным зонам и недоступны для морской сейсморазведки, а также региональных профилей, связывающих нефтегазоносные бассейны на арктическом шельфе РФ и в российском секторе Каспийского моря
Бесплатно
Статья научная
Южно-Каспийская впадина обладает значительными, еще неразведанными ресурсами углеводородов, что подтверждено новыми открытиями в азербайджанском и иранском секторах моря. Но разведочные работы на туркменском шельфе оказались безрезультатными. Одной из причин является недостаточно обоснованные представления о строении глубоких горизонтов осадочного чехла. В данной статье на основе сейсмостратиграфического анализа рассмотрены недостаточно освещенные особенности строения нефтегазоносных балаханских (нижний плиоцен) отложений впадины. Расширены границы Южно-Каспийской впадины. Анализ сейсмических материалов показывает, что в состав впадины следует включать и Северо-Апшеронский прогиб, выполненный также мощным плиоцен-четвертичным комплексом. Северной границей впадины в акватории Каспия служит тектоноседиментационный уступ у Ялама-Песчаномысского поднятия. Апшеронский порог является частью зоны регионального Крымско-Копетдагского сдвига. Активные движения по сдвигу начались в середине плиоцена и продолжаются до настоящего времени, что подтверждается частыми землетрясениями. Некоторые исследователи землетрясения Апшеронского порога без достаточных оснований связывают с продолжающейся субдукцией Южного Каспия. Уточнены представления о корреляции продуктивной и красноцветной толщ и их нефтегазоносности. Показано, что дагаджикская свита на востоке впадины соответствует на западе нижней части продуктивной толщи. Обосновывается глинисто-соленосный состав нижней части красноцветной тощи. Отсутствие разломов и глинисто-соленосный состав препятствуют вертикальной миграции углеводородов из майкопской нефтегазоматеринской свиты и формированию залежей в красноцветной толще туркменского шельфа. В связи с этим сделан вывод о высокой вероятности открытия месторождений нефти и газа на Туркменской ступени под глинисто-соленосной пачкой красноцветной толщи, т. е. в основании последней. Глубина разведочных скважин в этом случае должна превышать глубину подошвы плиоцена и составлять 6,5-7,5 км
Бесплатно
Статья научная
Научные, тематические и любые другие исследования в области геологии в конечном итоге должны быть направлены на удовлетворение потребностей общества в том или ином виде необходимого для него полезного ископаемого. В нефтегазовой геологии - это ускоренное и экономически эффективное открытие рентабельных для освоения месторождений нефти и газа. Одной из важных составляющих геолого-экономической оценки реализации того или иного проекта является оценка риска, которая позволяет создать алгоритм принятия решений по оптимизации геолого-разведочных работ на любом этапе и определить основные приоритетные направления и первоочередные объекты исследований. При оценке рисков того или иного проекта основным компонентом является определение вероятности геологического успеха. В ведущих нефтяных компаниях и научных группах мира существуют свои методики определения вероятности геологического успеха. Они базируются на многогранной оценке возможных перспектив региона по ряду факторов, характеризующих разные элементы нефтяных систем (нефтегазоматеринскую породу, коллектор, флюидоупор, ловушку, время формирования структур, генерации и миграции углеводородов). Отличие методик заключается в разном числе существенных множителей (факторов) достоверности и детальности их оценки. В статье рассмотрен пример использования методики оценки рисков для обоснования перспектив нефтегазоносности доманиково-турнейского нефтегазоносного комплекса, в том числе доманикитов в пределах Предуральского краевого прогиба Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, и выбора приоритетных направлений геолого-разведочных работ
Бесплатно
Особенности строения и перспективы нефтегазоносности юрских отложений на севере Западной Сибири
Статья научная
В статье приведены уточненные сведения по особенностям геологического строения и условиям залегания юрских отложений на севере Западной Сибири, основанные на результатах секвенс-стратиграфического анализа данных сейсморазведки методом общей глубинной точки, бурения и геофизических исследований скважин. Геологическое строение и условия залегания юрских отложений на севере Западной Сибири характеризуются большими глубинами, региональной цикличностью осадконакопления на огромных территориях, большой мощностью, высокими значениями термоглубинных и катагенетических параметров продуктивных толщ, высокой литофациальной неоднородностью, аномально высоким пластовым давлением, пониженными фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов, повышенным содержанием конденсата и растворенного газа в газовых и нефтяных залежах. Показано, что в юрских отложениях выделяется три основных нефтегазоносных комплекса: нижне-среднеюрский (без келловея), келловей-кимериджский и титон-берриасский. Оценены перспективы нефтегазоносности юрских комплексов. Приведены сведения о нефтегазоносности зимнего, шараповского, надояхского, вымского и малышевского резервуаров нижне-среднеюрского нефтегазоносного комплекса, сиговского резервуара келловей-кимериджского нефтегазоносного комплекса, переходного от юры к мелу яновстанского резервуара титон-берриасского нефтегазоносного комплекса. Доказана промышленная нефтегазоносность нижне-среднеюрского, келловей-кимериджского и титон-берриасского нефтегазоносных комплексов. Достоверные количественные оценки потенциальных ресурсов углеводородов юрских комплексов для огромной территории севера Западной Сибири к настоящему времени отсутствуют. Даны рекомендации на проведение нефтегазопоисковых работ в юрских отложениях на севере Западной Сибири. Обращено внимание на новые направления нефтегазопоисковых работ в юрском интервале разреза, связанные с поиском неантиклинальных объектов различных типов на доступных для бурения глубинах в пределах Обско-Лаптевской гряды и бортов Западно-Сибирского седиментационного бассейна
Бесплатно
Статья научная
Исходя из особенностей строения и нефтегазоносности осадочного чехла Прикаспийской нефтегазоносной провинции, обосновывается необходимость проведения нефтегазогеологического районирования с выделением зон нефтегазонакопления раздельно по подсолевому и надсолевому комплексам. На примере юго-западной части Прикаспия рассмотрены принципы выделения, особенности строения и перспективы нефтегазоносности подсолевых и надсолевых зон нефтегазонакопления. На современном невысоком уровне изученности подсолевого комплекса наиболее целесообразным представляется выделение подсолевых зон нефтегазонакопления, приуроченных к крупным структурным элементам I порядка, отличающихся друг от друга особенностями строения и условиями формирования залежей углеводородов. К таковым в первую очередь отнесены положительные структурные элементы (Астраханский свод, Карасальская моноклиналь, Каракульско-Смушковская зона поднятий), характеризующиеся развитием в подсолевом разрезе мощных карбонатных комплексов верхнего девона - среднего карбона, а также Сарпинский прогиб, в пределах которого формировались каменноугольно-нижнепермские конусы выноса терригенного и обломочно-карбонатного материала. Для надсолевого комплекса предлагается универсальный подход для выделения зон нефтегазонакопления в составе соляно-купольной структуры (соляной купол, соляная гряда) и примыкающих к ней бортовых частей межкупольных мульд, представляющих собой в совокупности самостоятельные нефтегазовые системы, в рамках которых происходят процессы генерации, миграции (в том числе за счет подтока из подсолевых отложений) и аккумуляции углеводородов
Бесплатно
Статья научная
Анализ новых сейсмических данных показал, что в интервале кайнозойской истории структурно-тектонической эволюции о-ва Сахалин можно отметить три этапа тектонической активности, во многом определивших современный облик северо-восточного шельфа о-ва Сахалин и прилегающего шельфа. На раннемиоценовом этапе происходит заложение большей части сдвиговых дислокаций северо-восточного шельфа о-ва Сахалин. Отмечается лучеобразная конфигурация сдвигов. Они берут начало на стыке Пограничного блока Охотоморской плиты (совгаванский/мынгинский разлом) и хоккайдо-сахалинского сдвига, раскрываясь в восточном и северо-восточном направлениях. По всей видимости, активизация этой системы сдвиговых дислокаций на фоне растяжения литосферы и формирования расположенной восточнее изучаемой площади Дерюгинской котловины стала причиной разрушения палеогенового Киринского мегаподнятия, на месте которого формируются Киринская и Южно-Киринская структуры. Часть крупных блоков (Ногликский, Лопатинский, Дерюгинский, Норский, Ульвинский) сдвигается далеко на восток. Судя по их современному положению, амплитуда сдвигов в это время могла достигать сотни километров и более. Среднемиоценовый и плиоцен-четвертичный этапы тектоногенеза ярко выражены в активности восточно-сахалинского сдвига. Происходит интенсивный рост вытянутой вдоль восточно-сахалинского сдвига группы структур. Синхронное развитие на протяжении миоцен-плиоценового времени позволило объединить их в единую Одоптинско-Шмидтовскую приподнятую зону. Важным результатом проведенных исследований стал вывод о том, что плиоцен-четвертичная сдвиговая активность может стать причиной частичного разрушения целостности покрышки залежей. Близкое расположение восточно-одоптинского сдвига принято за более вероятную причину дегазации залежей месторождения Нептун
Бесплатно
Статья научная
Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция является крупнейшей в мире по запасам и ресурсам нефти и газа. Широкомасштабное освоение углеводородных богатств Западной Сибири началось в 1953 г. с получения газового фонтана в опорной скв. 1 на Березовской площади, доказавшей огромные перспективы провинции. Анализ показателей геолого-разведочных работ (объем и стоимость) и состояния лицензирования позволяет сделать вывод о серьезном прогрессе в освоении потенциала Западной Сибири. Однако, несмотря на более чем полувековую историю освоения, территория нераспределенного фонда недр занимает все еще более половины ее площади (58,2 %). Темпы ведения геолого-разведочных работ явно недостаточны для поддержания ресурсной базы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, поэтому на сегодняшний день очень остро стоит вопрос о поисках новых объектов, способных изменить ситуацию с кризисными тенденциями в освоении ресурсного потенциала Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Открытие новых объектов должно быть основано на пересмотре направлений, объемов и стадийности геолого-разведочных работ на нефть и газ с приоритетным изучением территории периферийных зон Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, на которые приходится около 60-90 % нераспределенного фонда недр провинции
Бесплатно
Статья научная
В статье рассмотрены история изучения, особенности геологического строения и предпосылки нефтегазоносности барьерных рифовых систем кембрия Сибирской платформы. По результатам геолого-разведочных работ последних лет уточнено геологическое строение рифовых систем и прилегающих фациальных зон, установлены потенциальные типы ловушек углеводородов, оценены локализованные ресурсы нефти и газа. Сделан вывод о необходимости продолжения геолого-разведочных работ, в том числе бурения как в пределах барьерной рифовой системы, так и в пределах бассейновой части разреза
Бесплатно
Перспективы нефтегазоносности оренбургского сегмента передовых складок Урала
Статья научная
На западе Оренбургской области передовые складки Урала (Западно-Уральская зона складчатости) ограничены Сюренским взбросонадвигом. С Центрально-Уральским поднятием они сопрягаются через Западно-Уральский разлом. Эти складки изучены геологической съемкой, грави- и магниторазведкой, а также региональной сейсморазведкой (отработано 1526,3 км профилей). Здесь пробурена только одна скважина - Предуральская-117. На территории Башкортостана, в непосредственной близости от границы с Оренбургской областью, пробурены две скважины - Акбердинские-53, 63. В регионе карбонатно-терригенные отложения девона, карбона и нижней перми смяты в складки. Выделено три сейсмостратиграфических комплекса. Нижний (от поверхности фундамента до подошвы отложений девона) идентифицирован как промежуточный структурный этаж. Сформировавшие его отложения рифея, венда, ордовика и силура компенсируют прогиб по кровле фундамента, имеющий субмеридиональное простирание. Предполагается, что они в основном сложены терригенными отложениями, но возможно и наличие здесь карбонатных и терригенно-карбонатных толщ. В осадочном структурном этаже выделено два нефтегазоносных комплекса: нижнедевон-франский (D1-D3f) и верхнедевон-нижнепермский (D3-P1). Граница между ними - подошва зилаирской серии (D3f2-fm). Оба комплекса сложены карбонатно-терригенными отложениями, соответствующими среднему и верхнему сейсмостратиграфическим комплексам, и рассматриваются как нетрадиционные резервуары нефти и газа. В оренбургском сегменте передовых складок Урала выявлено пять локальных нефтегазоперспективных объектов, представленных антиклинальными складками. Суммарные ресурсы газа по категории D1 по оптимистическому варианту составили 395,8 млрд м3, нефти по категории D1 - 668,7/100,3 млн т (геологические/извлекаемые). По пессимистическому варианту на ресурсы приходится 62,5 % оптимистического прогноза. Обосновано новое направление работ на нефть и газ - карбонатно-терригенные отложения девон-раннепермского возраста передовых складок Урала. Первоочередным для его дальнейшего развития является бурение параметрической скв. Новоуральская-1 глубиной 5400 м
Бесплатно
Статья научная
На основе комплексной интерпретации современных сейсморазведочных 2D-данных и результатов бурения глубоких скважин выполнен анализ геологического строения и прогноз ловушек углеводородов в северных и центральных районах Предверхоянского краевого прогиба. В статье рассмотрены стратиграфия, литология, тектоническое строение, распределение в осадочном разрезе залежей и перспективных ловушек углеводородов, а также геохимические предпосылки нефтегазоносности палеозой-мезозойских отложений осадочного чехла Предверхоянского прогиба. В результате интерпретации сейсморазведочных 2D-данных доказано, что в верхнепалеозой-мезозойском разрезе распространены крупные ловушки структурно-тектонического, реже - структурного типа, причем их число превышает выявленное предыдущими работами. Характерной особенностью геологического строения территории является широкое распространение ловушек литологического типа, которые прослеживаются на современных сейсмических разрезах. Данные факторы положительно влияют на оценку перспектив северных и центральных районов Предверхоянской нефтегазоносной области. Осадочный чехол северной части прогиба обладает наиболее высокими перспективами для поиска углеводородов. Максимально перспективной является территория приплатформенного крыла Ленской ветви от Бахынайской площади на юге до Говоровской на севере. В пределах данной территории предлагается выполнить сейсморазведочные работы 2D, по результатам которых провести бурение глубокой скважины
Бесплатно
Статья научная
Статья посвящена изучению основных критериев поисков нефти и газа и выбору площадей для разведки перспективных участков палеоген-миоценовых отложений в пределах междуречья Куры и Габырры (Иори), а также открытию Самгорского нефтяного месторождения в Грузии, в котром естественные выходы нефти и газа в отложениях майкопской свиты связаны в основном с наличием субгоризонтальных разрывных нарушений, и месторождения Армудлы, выявленного в результате бурения структурно-поисковых скважин. В нижней части майкопской свиты в структурно-разведочной скв. 33 на месторождении Гафландере из песчано-алевролитовых маломощных отложений получен газоконденсат. На площади Терсделлер при бурении поисковой скв. 1 из среднеэоценовых отложений получен приток нефти 250-300 м3/сут. На площади Дамиртапа-Удабно из среднеэоценовых отложений в скв. 1 на глубине 4011-4095 м был зафиксирован приток нефти 5 м3/сут. Такие же маломощные газопроявления наблюдались в скв. 1 на площади Маммадтапа и в сважинах 3, 4 на площади Саждаге. Исследования показывают, что на северо-восточных крыльях некоторых структур песчаные горизонты, присутствующие как в майкопе, так и в эоцене, по направлению к своду складки полностью замещаются глинистыми отложениями. По мере увеличения мощности майкопских и эоценовых отложений в северо-северо-восточном направлении толщина песчано-алевритовых и туфогенно-карбонатных коллекторов увеличивается и их коллекторские свойства улучшаются. Учитывая увеличение степени геохимической зрелости отложений в этом направлении и удаленность районов от зоны воздействия инфильтрационных вод, можно прогнозировать, что перспективы майкопских и эоценовых отложений в этом районе возрастают.
Бесплатно
Статья научная
В статье приведены результаты геолого-геофизических работ по оценке перспектив и наращиванию ресурсной базы юго-восточного склона Байкитской антеклизы Сибирской платформы (в пределах Красноярского края), проведенных компанией ПАО «Газпром» на Таимбинской перспективной площади (лицензионном участке), расположенной вблизи уникальных нефтегазоконденсатных месторождений, таких как Юрубченское и Куюмбинское, открытых в карбонатных породах рифея. Геофизические, электроразведочные, геохимические исследования в комплексе с поисково-оценочным бурением выявили сложное, блоковое структурно-тектоническое строение территории, позволили уточнить геологические модели ловушек. Впервые скв. Таимбинская-2 вскрыты мощные карбонатные рифейские толщи с хорошими фильтрационно-емкостными характеристиками. Прогнозируется наличие в пределах перспективного участка массивных залежей углеводородов структурно-стратиграфического типа. Дальнейшее опоискование юго-восточного склона Байкитской антеклизы комплексом геолого-геофизических методов позволит существенно нарастить ресурсную базу Байкитской нефтегазоносной области, будет способствовать освоению колоссальной ресурсной базы и открытию уникальных (по нефти) и крупных (по газу) месторождений в терригенном и карбонатном рифейском нефтегазоносных комплексах
Бесплатно
Перспективы промышленного освоения глубоких горизонтов Керченско-Таманского нефтегазоносного района
Статья научная
Керченско-Таманская грязевулканическая провинция содержит более сотни грязевых вулканов. Они также широко представлены в акваториях Черного и Азовского морей. Около 200 газовых факелов отмечено вдоль шельфовых зон Керченско-Таманского нефтегазоносного района. В статье рассмотрены перспективы нефтегазоносности данного участка, проанализированы причины неудовлетворительных результатов буровых работ не только на суше, но и в акватории южных морей. В результате исследований выявлено, что локальный прогноз нефтегазоносности (оценка выявленных структур) направлен в первую очередь на анализ сейсмоструктурных особенностей традиционных антиклинальных ловушек. Однако такой подход исчерпал себя, поскольку в нераспределенном фонде недр региона рентабельные объекты отсутствуют (учтены только мельчайшие месторождения). При прогнозных исследованиях недостаточно оценены геолого-тектонические особенности (чешуйчато-надвиговая структура периклинального прогиба). Также недостаточно изучены интенсивные флюидодинамические процессы, сопровождающие грязевой вулканизм. В результате недостаточно обоснованных поисково-разведочных работ коэффициент успешности редко превышает 30 %. Предлагаемый интегральный анализ включает (помимо наличия структурных ловушек, коллекторов и покрышек) оценку углеводородного потенциала, который определяется наличием вертикальных флюидопотоков (труб дегазации). Интегральное суммирование этих параметров создает информацию нового качества. Следует учесть, что при современной интеграции сейсмических работ 2D используется только около 30 % исходных данных. Поэтому необходимо применение метода структурно-информационной интерпретации. Итог исследований представляет собой этап предлицензионной подготовки на основе геологической интерпретации геофизических данных
Бесплатно
Статья научная
В статье рассмотрены закономерности пространственно-стратиграфического распределения запасов нефти и газа и перспективы нефтегазоносности Южно-Мангышлакской и Северо-Бузачинской нефтегазоносных областей Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинции. Проанализированы связи установленных закономерностей с зональностью неотектонического развития региона. Рассмотрены причины отрицательных результатов поискового бурения на площади Курмангазы (шельф Северного Каспия) в рамках совместного российско-казахстанского проекта. Эти причины связаны с использованием неверной геологической модели строения площади Курмангазы, принятой для поискового бурения на основе сейсморазведки методом общей глубинной точки 2D, и отсутствием геологического обоснования перспектив нефтегазоносности площади, имеющей сложное строение и неоднозначную трактовку в отношении принадлежности к прикаспийскому или бузачинскому типу разрезов и, соответственно, стратиграфического положения продуктивных интервалов
Бесплатно
Статья научная
Значительные масштабы развития отложений рифея в осадочном чехле на фоне открытий промышленных залежей нефти и газа в докембрийских отложениях на западе Сибирской платформы (Юрубчено-Тохомское, Куюмбинское, Собинско-Пайгинское месторождения и др.) обусловливают рассмотрение общей региональной проблемы перспектив нефтегазоносности слабоизученных, но на протяжении более полувека высоко оцениваемых северо-западных и северных нефтегазоносных областей в первую очередь с точки зрения исследования очагов нефтегазовой генерации, в том числе рифейского возраста. Перспективы нефтегазоносности могут быть связаны в значительной степени с очагом (возможно очагами), приуроченным к восточному борту Ангаро-Котуйского погребенного прогиба. Характер распространения нефтегазоматеринских свит рифейского возраста, их выдержанность, изменения генерационных свойств до настоящего времени являются недоизученными. Существует необходимость создания современной геологической модели строения исследуемой территории и реконструкции основных событий формирования нефтегазовых скоплений. Для дальнейшего планирования региональных геолого-разведочных работ в слабоисследованных областях Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции необходимо четко обозначить существующую проблему количественной ресурсной оценки этих земель и для ее решения выполнить реконструкции нефтегазовых осадочно-миграционных процессов, основанные на построении геологической модели исследуемой территории
Бесплатно
Прогноз зоны локализации залежей углеводородов в осинском горизонте в пределах Байкитской антеклизы
Статья научная
Приведено описание выявленного по материалам глубокого бурения и сейсморазведки МОГТ-3D локального объекта в нижнекембрийских отложениях, представляющего узкую линейную субмеридиональную зону засолонения осинского горизонта. Рекомендована необходимость учета при структурных построениях временной аномалии, формируемой данной зоной. На временных разрезах МОГТ-3D и горизонтальных срезах кубов сейсмических атрибутов выявлены рифоподобные объекты, ограничивающие зону засолонения на всем ее протяжении. Предложены две наиболее вероятные модели формирования данной зоны, объясняющие наличие в палеобассейне осадконакопления аномальной застойной области. Общими элементами предложенных моделей являются наличие крупного разлома и барьерная роль органогенных построек. Показано, что наиболее простая модель, предполагающая наличие грабена, не подтверждается бурением ввиду отсутствия увеличения мощностей осадков в объеме осинского горизонта в зоне засолонения. Приведено детальное обоснование последовательной эволюции органогенных построек от иловых холмов до рифоподобных построек по их периферии, объясняющее возможность образования застойных условий без формирования грабена. Высказано предположение об экранирующей роли данной зоны и возможности обнаружения восточнее нее залежей углеводородов, подтверждающееся результатами бурения скважин
Бесплатно
