Шельфовые месторождения Дальнего Востока

Министерство образования и науки Российской Федерации
НИ ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ



















КУРСОВАЯ РАБОТА ПО ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА НА ТЕМУ: ШЕЛЬФОВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА










Выполнил: студент группы НБ-10-1 Изиляев М.С.
Проверил: профессор Рапацкая Л.С.









Иркутск, 2011 год.
Содержание13 TOC \o "1-3" \h \z \u 14
13 LINK \l "_Toc310735313" 14Введение. 13 PAGEREF _Toc310735313 \h 1431515
13 LINK \l "_Toc310735314" 14Северо-Сахалинская НГО. 13 PAGEREF _Toc310735314 \h 1471515
13 LINK \l "_Toc310735315" 14Пильтун-Астохское месторождение. 13 PAGEREF _Toc310735315 \h 1481515
13 LINK \l "_Toc310735316" 14Географо-экономическая характеристика Пильтун-Астохского месторождения. 13 PAGEREF _Toc310735316 \h 1481515
13 LINK \l "_Toc310735317" 14Геолого-геофизическая характеристика месторождения 13 PAGEREF _Toc310735317 \h 1491515
13 LINK \l "_Toc310735318" 14Лунское газоконденсатное месторождение. 13 PAGEREF _Toc310735318 \h 14111515
13 LINK \l "_Toc310735319" 14Описание месторождения. 13 PAGEREF _Toc310735319 \h 14111515
13 LINK \l "_Toc310735320" 14Месторождение Шхунное. 13 PAGEREF _Toc310735320 \h 14131515
13 LINK \l "_Toc310735321" 14Краткая геологическая характеристика месторождения. 13 PAGEREF _Toc310735321 \h 14131515
13 LINK \l "_Toc310735322" 14Геолого-промысловая характеристика месторождения 13 PAGEREF _Toc310735322 \h 14131515
13 LINK \l "_Toc310735323" 14Месторождение Одопту-море. 13 PAGEREF _Toc310735323 \h 14151515
13 LINK \l "_Toc310735324" 14Геологическое строение района и месторождения. 13 PAGEREF _Toc310735324 \h 14151515
13 LINK \l "_Toc310735325" 14Стратиграфия месторождения. 13 PAGEREF _Toc310735325 \h 14161515
13 LINK \l "_Toc310735326" 14Месторождение Сабо. 13 PAGEREF _Toc310735326 \h 14191515
13 LINK \l "_Toc310735327" 14Месторождение Сабо. 13 PAGEREF _Toc310735327 \h 14201515
13 LINK \l "_Toc310735328" 14Краткая геологическая характеристика месторождения 13 PAGEREF _Toc310735328 \h 14201515
13 LINK \l "_Toc310735329" 14Геолого-промысловая характеристика месторождения 13 PAGEREF _Toc310735329 \h 14211515
13 LINK \l "_Toc310735330" 14Западно-Камчатская и Северо-Охотская НГО 13 PAGEREF _Toc310735330 \h 14211515
13 LINK \l "_Toc310735334" 14Выводы. 13 PAGEREF _Toc310735334 \h 14231515
13 LINK \l "_Toc310735335" 14Список использованной литературы. 13 PAGEREF _Toc310735335 \h 14251515
15 Введение.
На территории Дальневосточного региона первое месторождение нефти было открыто еще в 1923 г. - на Сахалине. С тех пор на острове было открыто еще 65 месторождений нефти и газа, а в 80-е годы прошлого столетия география открытий расширилась за счет Камчатки и Чукотки. Сахалин является основным нефтегазодобывающим районом региона. Добыча нефти здесь, достигнув максимума в 1983 г. – 2,7 млн. т неуклонно снижается; так же, как и добыча газа, пик которой пришелся на 1989 г. – 1,9 млрд. м3.
Сахалинская область является старейшим нефтегазодобывающим регионом России: первое месторождение – Центральная Оха – было открыто в 1923 году; оно же стало и самым крупным на острове нефтяным месторождением.
В период до 1950 года на Сахалине было открыто 5 месторождений при средней величине их извлекаемых запасов – 13,6 млн. т в нефтяном эквиваленте. За этот период получен максимальный по сравнению с последующими десятилетиями прирост запасов – 21,9% суммарного прироста за все годы. В следующее десятилетие было открыто 10 месторождений при средней величине их запасов – 5,2 млн. т н.э., что обеспечило 16,7% суммарного прироста запасов.
В период 1960-1969 гг. было открыто наибольшее количество месторождений – 21, но средняя величина их запасов составила всего 2,9 млн. т н.э., что обеспечило 19,5% суммарного прироста запасов. В следующий период, 1970-1979 гг. было открыто почти вдвое меньше – 12 месторождений. Самое крупное – Монги, начальные суммарные извлекаемые запасы которого превышают 40 млн. т н.э., но и средняя величина запасов этих месторождений оказалась почти вдвое больше – 5,6 млн. т н.э., а их доля в суммарном приросте запасов – 21,4%.
В следующий период эффективность геологоразведочных работ последовательно снижается. В 1980-1989 гг. было открыто 12 месторождений при средней величине их запасов 4,5 млн. т н.э. и доле в суммарном приросте запасов – 17,2%. В 1991- 2007 гг. значения этих параметров составили: 6 месторождений со средней величиной запасов 1,7 млн. т н.э.; их доля в суммарном приросте запасов – всего 3,3%.
На Камчатке в 80-е годы было открыто 4 месторождения при их средней величине – 5,8 млн. т н.э. На Чукотке в этот же период было открыто 4 месторождения при их средней величине – 5,1 млн. т н.э. Единственное месторождение, открытое на материке, имеет запасы менее 2 млн. т н.э.
На территории Дальневосточного региона (ДВ) в общей сложности открыто 75 месторождений нефти и газа. Месторождения открыты на территориях четырех субъектов РФ: в Сахалинской области – 66 месторождений; в Камчатском крае – 4 месторождения; в Чукотском АО – 4 месторождения; в Хабаровском крае – 1 месторождение (табл. 1).



Рисунок 13 SEQ Рисунок \* ARABIC 14115. Территории Дальневосточного региона. Распределение месторождений по нефтегазоносным областям (НГО), шт.
Таблица 1

Некоторые месторождения нефти и газа территорий Дальневосточного региона


Название месторождения
Год открытия
Тип месторождения
Шельф

Сахалинская область

1
Сабо
1952
НГ


2
Одопту
1955
Н
+

3
Тунгор
1958
НГК


4
Кыдыланьи
1961
НГ


5
Малое Сабо
1964
НГК


6
Шхуное
1967
НГ


7
Пильтун-Астохское
1967
Н
+

8
Лунское
1984
ГН
+

9
Аркутун-Дагинское
1989
Н
+

Камчатский Край

10
Кшукское
1980
ГК



11
Нижнеквакчикское

1985
ГК



12
Среднекунжикское
1987
ГК



13
Северо-Колпаковское
1988
ГК



Чукотский АО

14
Верхнеэчинское
1982
Н


15
Верхнетелекайское
1984
НГК


16
Западно-Озерное
1988
Г


Хабаровский край

17
Адниканское
1991
Г



Шельфовые месторождения Сахалинской области. Северо-Сахалинская НГО.
Северо-Сахалинская НГО с мощностью осадочного чехла до 10 км охватывает Северо-Восточный Сахалин (около 25 тыс. км2) и прилегающий шельф Охотского моря (около 95 тыс. км2). Северный Сахалин – старейший нефтегазодобывающий регион России. На суше открыто 61 месторождение, на шельфе – 8. Темп освоения ресурсов суши будет снижаться, что предполагает падение здесь добычи нефти примерно до 1 млн. т в 2010 - 2015 гг., основная добыча нефти и газа будет осуществляться на шельфе.
Основной добычной потенциал области связан с шельфом, где в 1998 г. начата добыча нефти. Пять самых крупных месторождений шельфа с суммарными запасами 0,4 млрд. т. нефти и 1,1 трлн. Кубических метров газа осваиваются в рамках проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2», по которым уже к 2007-2008гг. будут заложены основы нефтегазовой инфраструктуры.
Предполагается, что по этим проектам ежегодная добыча газа к 2010г. достигнет 23 млрд. м3 и за последующие 10 лет может увеличиться до 30 млрд. м3. Максимальный уровень добычи нефти составит 20-21 млн. т в 2010г.
Углеводородное богатство Северо-Сахалинского НГБ контролируется несколькими антиклинальными зонами - зонами нефтегазонакопления - с плотностью запасов, приближающейся к максимальной для Тихоокеанской окраины – 1-1,5 млн. тонн на квадратный километр [Белонин и др., 2004]. Они расположены на шельфе и в них сосредоточено 80% начальных запасов УВ всего НГБ. Открыто 5 крупных, в основном, нефтегазоконденсатных и одно уникальное (Лунское) месторождение по запасам газа.
Пильтун-Астохское месторождение.
Географо-экономическая характеристика Пильтун-Астохского месторождения.
Пильтун-Астохское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на северо-восточном шельфе о. Сахалин (см. рисунок 2), на широте южного окончания Пильтунского залива, на расстоянии 15-20 км от береговой линии.
В административном отношении данный участок шельфа входит в состав Сахалинской области (РФ), и на сопредельной суше граничит с Охинским и Ногликским районами. Ближайшим населенным пунктом на суше является г. Оха, расположенный в 90 км к северо-западу.
Транспортировка грузов в пределы месторождения возможна морским путем из порта Москальво, расположенного на расстоянии около 280 км на севере острова в заливе Байкал, или из портов Холмск, Корсаков и Поронайск, находящихся в южной части острова, а также вертолетами из г. Охи и пос. Ноглики. На суше транспортировка грузов осуществляется по узкоколейной железной дороге и грунтовой автодороге, соединяющей г. Оху и пос. Ноглики.
Ближайшей железнодорожной станцией является пос. Пильтун (35 км), расстояние до нефтепровода “Оха-Погиби” составляет 70 км, “Даги-Погиби” - 90 км.
Наиболее близко к Пильтун-Астохскому месторождению расположены Одоптинское морское (5 км), Чайвинское морское (55 км) и Паромайское (40 км) месторождения. Запасы этих месторождений утверждены ГКЗ. Энергоснабжение объектов обустройства месторождений и населенных пунктов на суше осуществляется от Охинской ТЭЦ (мощность 45 МВт), Ногликской электростанции и от ряда небольших электростанций.
По сейсмическому районированию данный участок шельфа относится к зоне умеренной сейсмической активности.

Рисунок 3. Пильтун-Астохское месторождение.

Строительные материалы в основном завозятся с материка. Кроме того, на полуострове Шмидта разведано месторождение андезито-базальтов, в г. Охе работают заводы по изготовлению керамзита и железобетонных изделий.
Температурный режим в районе месторождения и сопредельной суши летом в значительной мере обусловлен влиянием холодного Восточно-Сахалинского течения, направленного с севера на юг вдоль восточного берега со скоростью 10-20 см/сек, в зимнее время - вторжением с континента воздушных масс. Наиболее низкие температуры воздуха наблюдаются в январе - в среднем -20-22(С.
Геолого-геофизическая характеристика месторождения
Остров Сахалин осложнен большим количеством горизонтально-смещенных сбросов, которые образовывались, начиная с позднего мелового периода и до настоящего времени, и которые отделяют Сибирскую плиту на западе от Тихоокеанской плиты на востоке. Остров образовался в результате сочетания вулканической деятельности и субдукции в течение мелового и раннего третичного периодов. В течение эпохи олигоцена и до эпохи плейстоцена река Амур по мере продвижения постепенно образовала современную пойму, которая дренирует платформенную часть современной восточной Сибири и северо-восточного Китая. Формирование дельты привело к образованию современного состава литофаций, изменяющихся с запада на восток от флювиальных до глубоководных морских.
При продвижении дельты в западном направлении, остров Сахалин был пересечен серией горизонтально-смещенных сбросов, которые образовали систему антиклиналей в направлении с северо-запада на юго-восток. Эти антиклинали кулисообразно соединяются с зоной Восточно-Сахалинского правостороннего разлома и формируют структурную зону, содержащую морские месторождения Пильтун-Астохское, Одопту, Чайво и Аркутун-Дагинское (см. рисунок 2). Месторождения на суше, наоборот, нарушены серией широтных нарушений, что привело к образованию структурных ловушек меньшего размера.
Антиклинали активно развивались в течение олигоцена, миоцена и плейстоцена, и своды, поднимающихся несогласных антиклиналей (т.е. Пильтунской), формировали участки поднятия морского дна. Региональное направление оси складки с северо-северо-запада на юго-юго-восток отражалось в изменении батиметрии морского дна и повлияли как на геометрию распределения осадков, так и на их фациальный состав. Грубообломочные породы трансгрессивно отлагались на приподнятой сводовой части рельефа палео-морского дна, в то время как к востоку от оси складки преобладали мелкозернистые аргиллитовые породы.
Описанная генетическая модель позволяет объяснить отмеченное ухудшение коллекторов на востоке Пильтун-Астохского месторождения, как это было проиллюстрировано данными, полученными в скважине 9. Нижненутовские отложения в скважине 9 (пласты XXI1-XXV) содержат коллекторы с очень низкими свойствами, сложенными аргиллитовыми литофациями. Трансгрессия фациального состава коллекторов к западу от скважины 9 привела к образованию зон изменения литологического состава или границ продуктивного пласта, которые образуют границу между двумя литофациями, разделенными присводовой частью палеоподнятия. Хотя морфология этих границ меняется между продуктивными пластами, в общем, они пересекают месторождение с северо-запада на юго-восток (т.е. XXI1, XXI3). Интерпретация данных акустического импеданса, полученных по результатам 3-мерных сейсмических исследований, позволила определить указанные выше границы литофаций с восточной стороны Пильтун-Астохского месторождения с более высокими значениями импеданса по сравнению с западной частью месторождения.

Лунское газоконденсатное месторождение.
Описание месторождения.
Лунское месторождение является скоплением тощего газа-конденсата, находящимся у побережья о. Сахалин. Структурная ловушка представляет собой нарушенную антиклиналь с простиранием вдоль линии, проходящей примерно в северном северо-западном направлении. Месторождение разбито на шесть основных тектонических блоков с грабенами в северной части. Незначительные нарушения присутствуют также в пределах основных тектонических блоков. Рисунок 4 представляет собой структурную карту по кровле Пласта 1, на которой показаны эти основные тектонические блоки. Основные тектонические блоки пронумерованы с севера на юг: I - VI. Запасы газа находятся в 15 пластах, сложенных песчаником и разделенных по вертикали глинисто-алевролитовыми пачками. Месторождение содержит также запасы нефти в виде оторочки четырех верхних геологических пластов.
Рисунок 4. Лунское газоконденсатное месторождение.
Месторождение Шхунное.
Краткая геологическая характеристика месторождения.
Структура месторождения представляет собой брахиантиклинальную складку размером 6х2 км, осложненную разрывными нарушениями, причем большей нарушенностью характеризуется северная периклиналь структуры. По материалам бурения скважин последних лет установлено наличие крупного сбросо-сдвига, рассекающего северный свод структуры; амплитуда смещения в восточном направлении достигает 700 м.
Рядом разрывных нарушений северная часть структуры делится на 5 блоков, продуктивных нефтегазонасыщенных по разным горизонтам. Амплитуда разрывов колеблется от 70 до 120 м.
В стратиграфическом разрезе месторождения принимают участие песчано-глинистые отложения неогенового возраста. Промышленные скопления нефти и газа приурочены к отложениям окобыкайской и дагинской свит.
Бурением установлена нефтегазоносность 16-ти горизонтов, из которых 12 горизонтов в окобыкайской свите и 4 в дагинской свите.

Геолого-промысловая характеристика месторождения
Продуктивные горизонты месторождения сложены песками, песчаниками с прослоями различной мощности глин и алевролитов.
Эффективная нефтегазонасыщенная толщина их меняется от 2,1 до 24 м, пористость 23-32 %, проницаемость - 0,02-0,366 мкм2.
Всего на месторождении было открыто 31 залежь нефти и газа, в том числе - 21 нефтяная, 8 - газовых и 2 газовых с нефтяной оторочкой на глубинах 750-2050 м. Залежи месторождения, в основном, относятся к пластово-сводовым и тектонически экранированным.
Высоты нефтяных залежей изменяются от 10 до 62 м; газовых - от 7 до 45 м. Все нефтяные и газовые залежи имеют горизонтальные контакты.
Сепарированные нефти месторождения имеют разную плотность от 866 до 938 кг/м3 в зависимости от глубины залегания (с глубиной плотность уменьшается), вязкость нефтей также уменьшается с глубиной от 23 до 5,1 Мпасек. Нефти месторождения малосернистые (0,2-0,3 %) и низкопарафинистые (0,4-1,0 %). Нефти полностью насыщены газом, т.е. давление насыщения равно начальному пластовому.
Газы продуктивных горизонтов месторождения отличаются процентным содержанием метана; от XVI горизонта к VII содержание его меняется от 91,1 % до 98,3 %. Одновременно, в этом же направлении, меняется (уменьшается) содержание гомологов метана от 3,8 до 0,1 % и углекислого газа от 3,2 до 0,6 %. Азот и редкие компоненты присутствуют в количестве 1,1-1,2 %, не изменяющиеся с глубиной. Удельный вес газа по воздуху 0,5643-0,6130 увеличивается вниз по разрезу.

Месторождение Одопту-море.
Геологическое строение района и месторождения.
Основные скопления углеводородов на шельфе Северо-Восточного Сахалина (месторождения Одопту, Аркутун-Дагинское, Пильтун-Астохское, Чайво) сосредоточены в отложениях нижненутовского подгоризонта, находятся в зоне палеодельты р. Амур, имеют общий источник сноса, что определяет сходство физических, коллекторских свойств и литологии пород. Все они связаны с феновыми телами в комплексе дельты низкого уровня моря, отложенными древним Палеоамуром и вынесенными в акваторию бассейна Охотского моря.

Рисунок 5. Месторождение Одопту-море.
Палеоструктурные особенности играют важную роль в контролировании закономерностей распределения коллекторов и характера их напластования. В периоды низкого уровня стояния моря осадки переносились каналами вниз по пологому склону и переоткладывались в форме фенов у подножия склона. Именно эти отложения и составляют основную часть коллекторов Центрального, Южного и Северного куполов Одопту. После отложения основных феновых тел меньшие по масштабу потоки выносили песчаники мористее в пределах бассейна. Последние седиментационные потоки привели к эрозии феновых песчаников и оставили после себя врезы, которые контролируются тектонически ослабленными зонами. При заполнении врезов тонкодисперсным материалом они приводят к сегментации залежей, заполнение их высокопроницаемыми разностями свидетельствует о гидродинамической связи разных частей фенов.
В продуктивном разрезе Северного купола месторождения Одопту по сейсмогеологическим данным выделено два седиментационных цикла, разделенных между собой поверхностью несогласия и связанных, очевидно, со значительными колебаниями уровня моря.
Стратиграфия месторождения.
Стратиграфический разрез района и месторождения представлен (снизу-вверх) следующими отложениями:
меловой «фундамент»
мачигарский горизонт (олигоцен)
даехуриинский горизонт (олигоцен)
уйнинско-дагинско-окобыкайский горизонт (верхний-нижний миоцен)
нутовский горизонт (верхний миоцен-плиоцен)
- четвертичные отложения
Наиболее древней частью стратиграфического разреза является верхнеокобыкайский подгоризонт (N1ok), вскрытый на месторождении поисковой скважиной в интервале 2200-2560м. Верхняя граница окобыкайского горизонта проводится условно по кровле XXVII пласта. Вскрытая толщина отложений горизонта достигает 360м, по данным сейсморазведочных работ в западном направлении толщина осадков увеличивается до 1100м, в восточном направлении, к Восточно-Одоптинской, зоне, уменьшается до 600м. Литологически горизонт представлен чередованием пластов песчаников (толщиной от 20 до 40м) мелко- и среднезернистых, плотных глин и кремнистых, плотных иногда алевритистых аргиллитов.
Нутовский горизонт (N1 nt) – верхний миоцен-плиоцен. Отложения горизонта распространены повсеместно и вскрыты всеми пробуренными скважинами. Толщина осадков составляет 2150-2300м, достигая на юго-западе 3000м и уменьшаясь на восток к Восточно-Одоптинской зоне до 1800м. В регинальном плане горизонт меняется от почти полностью песчаного разреза на западе и северо-западе (Восточное Нутово, Восточный Осой, Горомай) до глинистого на востоке (Даги-море). Весь разрез выходит на поверхность вдоль восточного крыла Паромайской антиклинальной зоны. В восточном направлении доля глинистых пород возрастает, и они образуют экраны-покрышки для залежей углеводородов.

Рисунок 6. Геологический разрез месторождения Одопту-море через скважины 202, 201/203.
Рисунок 7. Обстановки осадконакопления в ранненутовское время.
Месторождение Сабо.
Краткая геологическая характеристика месторождения
Месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке, приуроченной к центральной части Сабинской антиклинальной зоны. В тектоническом плане - это крупная, почти линейная брахиантиклинальная структура, кулисообразно сочленяющаяся с Эрринской на севере и Мало-Сабинской структурой на юге.
По данным структурного и глубокого бурения Сабинская складка простирается с юго-востока на северо-запад. Длина ее 19-20 км; ширина 3-4 км. Складка асимметрична, имеет сравнительно пологий свод; шарнир более интенсивно погружается в северном направлении (5-10°) и слабее в южном (до 3°); восточное крыло складки более нарушено, чем западное. Поверхностный структурный план месторождения значительно отличается от глубинного. Если по верхним горизонтам свод складки расположен в южной части месторождения, то с глубиной он смещается к северу на расстояние 3 км (по кровле III горизонта окобыкайской свиты), а по подошве XIII горизонта окобыкайской свиты свод складки смещается еще севернее на 6 км.
Для Сабинской складки характерно наличие многочисленных поперечных сбросовых нарушений. Газовые залежи, как правило, мелкие и приурочены к отдельным тектоническим блокам.
В стратиграфическом разрезе месторождения принимают участие песчано-глинистые отложения неогенового возраста. Промышленные скопления нефти и газа приурочены к отложениям дагинской и окобыкайской свит.
Бурением установлена нефтегазоносность 20 продуктивных горизонтов.
Геолого-промысловая характеристика месторождения
Продуктивные пласты месторождения сложены песками, песчаниками с прослоями глин и алевролитов. Эффективная толщина их меняется от 2,2 до 35,4 м, пористость 15-25 %, проницаемость 0,048-0,141 мкм2.
Всего на месторождении выявлено 186 залежей нефти и газа в интервалах глубин 800-2500 м. По фазовому состоянию углеводородов среди них выделяются 138 газовых, 40 нефтяных и 8 газонефтяных залежей.
Высоты нефтяных и газовых залежей меняются от 5 до 120 м. Все залежи имеют горизонтальные (ВНК и ГВК) контакты.
Сепарированные нефти месторождения легкие, плотность их 824-910 кг/м3, вязкость 0,5-1,1 Мпасек; являются смолистыми (5,6-9,6 %), парафинистыми (1,4-4,2 %), малосернистыми (0,2-0,35 %). Нефти полностью насыщены газом, т.е. давление насыщения равно начальному пластовому давлению.
Газы легкие, метановые, сухие. Относительная плотность их 0,537-0,699 г/см3. Содержание метана 90-97 %, этана - 0,1-1,0 %, пропана - 0,1-4,3 %, бутана - 0,1-2,7 %, пропана - 0-0,5 %.

Западно-Камчатская и Северо-Охотская НГО
Западно-Камчатская НГО объединяет перспективные земли шельфа (80 тыс. квадратных километров) и суши (25 тыс. квадратных километров). Нефтегазоносность области доказана открытием в пределах суши, на юго-восточном окончании, 4 мелких газоконденсатных месторождений. На акватории выявлено 40 перспективных структур. Мощность кайнозойского выполнения бассейна достигает 10-13 км и основные черты его строения близки к Северо-Сахалинской НГО.
Главное отличие заключается в широком развитии, наряду с неогеновыми, палеогеновых толщ, мощность которых достигает 6 км.
Ресурсы Западно-Камчатской НГО оцениваются в 4 млрд. т н. э., в т.ч. на шельфе 3,6 млрд. т (90%), где прогнозируется 15 зон возможного нефтегазонакопления с плотностями ресурсов, близких к сахалинским. Наиболее перспективны из них Центральная, Схикийская и Калаваямская. Актуальными для акватории остаются вопросы определения районов благоприятного сочетания нефтематеринских отложенийэоцена и олигоцен-миоценовых резервуаров, а также выяснение строения северного (Шелиховского) участка и характера взаимоотношений структур шельфа и впадины Тинро.
Углеводородный потенциал западнокамчатского шельфа только начинает осваиваться. При удачных поисках к 2015 г. на шельфе Западной Камчатки можно ожидать получения первой продукции, а к 2021 г. достижения добычи 5 млн. т нефти и 15 млрд. кубических метров газа.
Среди других дальневосточных бассейнов по перспективам нефтегазоносности выделяются магаданский шельф Охотского моря (Северо-Охотская НГО) и чукотский шельф Берингова моря (Анадырско-Наваринская и Хатырская НГО). Здесь пробурены единичные скважины, но проведение масштабных работ тормозится высокими рисками нефтегазопоисков.
Многие важные вопросы нефтяной геологии для рассматриваемых бассейнов остаются нерешенными. Серьезной проблемой для магаданского шельфа является прогноз коллекторов, для анадырского – прогноз качественных покрышек. Освоению этих шельфов мешают суровые природные условия – более полугодовой ледовый период, а для магаданского шельфа к тому же и значительные (более 100 м) глубины моря. Рентабельные месторождения, разрабатываемые на самостоятельной основе, в этих акваториях должны содержать не менее 60 млн. т извлекаемой нефти или не менее 150-200 млрд. кубических метров газа. Месторождения такого типа здесь, вероятно, редки, но в случае их открытия явятся базовыми для освоения менее крупных скоплений нефти и газа.

Выводы.
Таким образом в Северо-Сахалинской НГО открыто 67 месторождений УВ, в том числе 7 на шельфе. К категории крупных относятся только шельфовые месторождения - Одопту-море, Пильтун-Астохское, Чайво, Аркутун-Дагинское, Лунское и Киринское. Преобладают легкие (65 %), маловязкие (82 %), малосернистые (99 %) и малопарафинистые (70 %) нефти. Свободные газы в основном метановые. Все сахалинские месторождения ассоциируют с осложненными разрывами антиклиналями, эшелонированными в протяженные антиклинальные зоны. Плотность ресурсов в акваториальных зонах достигает 1,0-1,5 млн т н.э/км 2. Этаж нефтегазоносности - от первых десятков метров до 2849 м, глубины распространение залежей - от 218 до 4850 м. Главный объем воспроизводства МСБ УВ Сахалинского региона будет достигаться за счет поисково-разведочных работ на шельфе. Разведанность УВ-ресурсов северосахалинского шельфа (20 %) находится на стадии, позволяющей при активных ГРР планировать сравнительно высокие темпы прироста запасов (в среднем по нефти и конденсату - 19-20 млн т /год). На шельфе достаточно высоки как предварительно оцененные запасы (нефти - 143 млн т, газа - 253 млрд кубических метров), так и прогнозная часть ресурсов, которая по извлекаемым нефти и конденсату составляет 0,6 млрд т, по свободному газу - 2,2 трлн кубических метров.
В ближайшей перспективе основной прирост запасов здесь предполагается за счет доразведки уже открытых морских месторождений. Однако предварительно оцененные запасы этих месторождений даже при высоком коэффициенте подтверждаемости смогут обеспечить выполнение объемов намечаемой добычи примерно до 2008-2010 гг. Поэтому для эффективного вос- производства сырьевой базы УВ необходимо быстрейшее лицензирование новых участков шельфа с целью активизации поисков УВ, открытия и разведки новых месторождений на сахалинском шельфе.
По данным сейсморазведки здесь выявлено 55 и подготовлено к бурению 11 новых нефтегазоперспективных структур, суммарная оценка локализованных ресурсов которых сопоставима с текущими прогнозными ресурсами. До 2020 г. на сахалинском шельфе ожидается прирастить 350 млн т нефти и конденсата и 580 млрд м 3 газа. Разведанность ресурсов к этому времени составит по нефти и конденсату чуть более 40 %, по газу - около 35 %, и, вероятно, темпы прироста запасов в дальнейшем будут снижаться. В целом по Сахалину и его шельфу за рассматриваемый период при эффективном лицензировании и активизации ГРР прирост запасов нефти и конденсата может составить 370 млн т, газа - 600 млрд м 3.

Список использованной литературы.
Иванов А.Н., Рапацкая Л.А., Буглов Н.А., Тонких М.Е., Бухаров А.А., Региональные нефтегазоносные комплексы Восточной Сибири и Дальнего Востока. – Иркутск: Издательство Иркутского государственного технического университета, 2006.
Белонин А.А., Григоренко Ю.Н., Маргулин Л.С., Кушмар И.А., Состояние и воспроизводство сырьевой базы и нефте-газодобычи на востоке России//Минеральные ресурсы России. Экономика и упрвление. – 2004. –№1. – С.19–32.
Газовые и газоконденсатные месторождения / Под ред. В.Г. Васильева, И.П. Жабрева. – М.:Недра, 1975.
Топливно-энергетическая сырьевая база Дальневосточного экономического района России. Перспективы и пути освоения / Ред. В.П. Орлов, М.Д. Белонин, Ю.Н. Григоренко. СПб, 1998. Часть I, 44 с. Часть II, 93 с., атлас – 97 листов. Часть III, 241 с.









13PAGE 15


13PAGE 141015



Рисунок 2. Обзорная карта Северного Сахалина и
прилегающего шельфа.





·
· Заголовок 1 Заголовок 215

Приложенные файлы

  • doc 4219586
    Размер файла: 2 MB Загрузок: 1

Добавить комментарий