Оформлення звіту

Звіт про виконану роботу на стандартних аркушах паперу. У звіті коротко викласти мету роботи та таблицю основних нафтогазоносних басейнів Світового океану, де повинні бути вказані основні родовища нафти і газу. Контурна карта із схемою розміщення основних нафтогазоносних басейнів Світового океану та основних родовищ нафти і газу.

Запитання

1. Назіть основні нафтогазоносні басейни Світового океану.

2. Схарактеризуйте особливості розташування морських родовищ нафти і газу у просторі та розрізі.

3. Схарактеризуйте потенційні вуглеводневі ресурси надр Світового океану.

4. Наведіть головні критерії перспектив нафтогазоносності морських надр.

5. Назвіть основні геотектонічні елементи Світового океану.

6. Які геотектонічні елементи морських надр є перспективними на нафту і газ?

7. Які елементи Світового океану можуть бути перспективними в нафтогазоносному відношенні?

8. Які потенційні ресурси вуглеводнів акваторій світу?

9. Що потрібно врахувати при оцінці перспектив нафтогазоносності акваторій?

10. Які групи та типи потрібно виділяти серед морських нафтогазоносних басейнів?

Лабораторна робота №4 нафтогеологічне районування північного льодовитого океану та створення графічної моделі геологічної будови основних родовищ нафти і газу

Мета роботи: вивчення студентами нафтогазоносних територій Північно-Льодовитого океану.

Завдання: Скласти таблицю нафтогазоносних територій, на контурній основі зобразити схему нафтогазоносних басейнів Північного Льодовитого океану. Охарактеризувати нафтогазоносні території Північного Льодовитого океану згідно наступної схеми: тип нафтогазоносної провінції; географічне і адміністративне положення; геотектонічне положення; основні геоструктурні елементи; літолого-стратиграфічна характеристика осадового чохла; нафтогазогеологічне районування; типи і характеристика покладів за характером пастки. На контурній основі скласти схему нафтогазоносних басейнів Північного Льодовитого океану та навести графічну модель та описати родовищ Прадхо-Бей та Штокманівське, згідно наступної схеми: адміністративне положення; геотектонічне положення; рік відкриття і вводу в розробку; сучасний етап родовища; геологічна будова; тип покладів та продуктивних горизонтів, порід покришок; запаси і видобуток; інші відомості.

Загальні теоретичні положення

Північний Льодовитий океан. Відноситься до найменш вивченого в нафтогазоносному відношенні регіону Світового океану. Цей регіон характеризується складними природно-кліматичними умовами, що є одними із основних стримуючих факторів у освоєнні нафтогазових ресурсів. Відносно досліджена південно-західна частина, де виділяють: Північноаляськінський, дельти р. Макензі  моря Бофорта, Свердрупський, Баренцевоморський і Карський нафтогазоносні басейни. Крім того, до потенційно нафтогазоносних відносять басейни на шельфі Гренландії і Євразії.

Північноаляскінський нафтогазоносний басейн площею 462 тис. км² включає крайовий прогин Колвілл і дві западини (Умнат на сході і Чукотську на заході), що розділені склепінням Барроу.

Прогини і западини виповнені дислокованими карбонатними породами палеозою, піщано-глинистими породами мезозою і кайнозою. Потужність осадових порід мінімальна на склепінні Барроу (750 м), а максимальна у прогині Колвіл (8 км). Виявлено понад 30 родовищ, більшість яких розташована в акваторії. Поклади пов’язані з кам’яновугільними вапняками, пісковиками тріасу, юри, крейди, та палеогену.

Найбільше, переважно нафтове, родовище Північно­аляськінського басейну Прадхо-Бей відкрите в 1968 р.

Приурочене родовище до великої структури розміром 64  32 км. Родовище охоплює також суміжну акваторію моря Бофорта. Пастка являє собою похований під крейдовими пластами значний, розбитий розривами, структурний ніс з розмитим склепінням (рис. 4.1).

В інтервалі глибин від 2000 до 3200 м виявлено три поклади у вапняках світи лісберн міссісіпію, пісковиках пермо-тріасу і нижньої крейди. Ці відклади полого нахилені на захід і зрізані крейдовою товщею, яка має перевернуте залягання.

Пористість пісковиків досягає 22 %, проникність — 0,265 мкм². Поклади пластові склепінні (тріас), місцями стратиграфічно екрановані і диз’юнктивно обмежені. Дебіти нафти із пермо-тріасових горизонтів і вапняків міссісіпію коливались від 300 до декількох тисяч тонн за добу. Під час випробування тріасових відкладів з інтервалу 2463–2475 м отримано приплив газу дебітом 1,1 млн м³/добу. Густина нафти коливається від 833 до 898 кг/м³. Нафта малосірчиста, вміст сірки не перевищує 1 %. Запаси цього родовища перевищують 1,3 млрд т нафти і 0,7 трлн. м³ газу. За запасами нафти воно займає друге місце у Західній півкулі після венесуельського родовища Болівар. Від родовища Прадхо-Бей до південного узбережжя Аляски споруджено нафтопровід протяжністю 1280 км. Його будівництво обійшлось понад 7 млрд дол. США. На початковій стадії розробки родовища по нафтопроводу перекачувалось близько 70 млн т нафти за рік.

Рисунок 4.1  Геологічний розріз через родовище Прадхо-Бей:

Пісковики: 1 — газоносні, 2 — нафтоносні.

На захід від родовища Прадхо-Бей в 1976 р. в юрських пісковиках виявлено велике нафтове родовище Купарук-Рівер із видобувними запасами нафти до 200 млн т. У 1980 р. в пісковиках тріасу, юри і крейди відкрито нафтове родовище Мілн-Пойнт. На схід від родовища Прадхо-Бей на узбережжі виявлено чотири родовища в піщаних колекторах палеогену, а також три родовища на шельфі (Сег-Дельта, Дак-Айленд, Флаксаман-Айленд) у кам’яновугільних відкладах і відкладах верхнього тріасу та крейди.

Поблизу групи родовищ Прадхо-Бей введено в експлуатацію нове родовище-супутник Орайон (Orion) на Арктичному схилі Аляски. Родовище Орайон розташоване приблизно в 11 милях на захід від родовища Прадхо-Бей; один поклад знаходиться на глибині, що перевищує 5000 футів (1525 м), і приурочений до формації Шрейдер-Блафф (Schrader Bluff); інший поклад – Боріаліс (Borealis)  знаходиться у формації Купарук-Рівер. Родовище відкрито в 2001 р. і межі родовища оконтурені за останні два роки. У липні 2003 р. розпочався видобуток нафти із горизонтальної свердловини Orion V-202 у обсязі 3500 барелів/добу. Початкові видобувні запаси нафти цього родовища оцінені в 200 млн барелів (або близько 30 млн т).

Два інших — це родовища Мілн-Пойнт (Milne Point), де видобуток ведеться на ділянках Саут-Пад (S Pad) і Тракт-14 (Tract 14), і Купарук-Рівер із ділянкою видобутку Уэст-сак (West Sac). Густина нафти на родовищі Орайон складає 959,3 – 915,9 кг/м³.

Родовища Північного схилу Аляски характеризуються видобувними запасами 7,35 млрд барелів нафти (за даними департаменту природних ресурсів штату Аляска). Залишкові запаси нафти для району затоки Кука складають 116,7 млн т.

Назагал розвідані видобувні запаси вуглеводнів із 16 морських родовищ Північноаляскінського басейну складають 1,5 млрд т нафти і 750 млрд м³ газу. Потенційні ресурси оцінюють приблизно в 3 млрд т нафти і 1,7 трлн. м³ газу.

Нафтогазоносний басейн дельти р. Маккензі  моря Бофорта займає площу 120 тис. км², розміри його складають 120  500 км. У будові беруть участь палеозойські, мезозойські і кайнозойські відклади. Нафтогазоносність пов’язана з рифогенними вапняками девону, пісковиками крейдового, палеогенового та неогенового віків. Пошукове буріння у межах басейну розпочалось в 1965 р. Перше родовище нафти (Аткінсон) відкрито тут в 1970 р. Всього в басейні виявлено 25 нафтових і газових родовищ. Найбільші газові родовища на узбережжі  Таглу і Парсонс, що мають видобувні запаси газу близько 100 млрд м³ кожне. Безпосередньо на шельфі моря Бофорта буріння було розпочато в 1979 р. з штучних островів в 10  15 км від дельти р. Макензі. Відразу ж були відкриті два газонафтові родовища  Адго і Гарі. У 1976 р. почато буріння з плавучих бурових установок, що привело до відкриття в 1978 р. найбільшого нафтового родовища Копаноар. Родовище розташоване на відстані 50 км від берега, глибина моря — 57 м. Видобувні запаси нафти оцінюються в 247 млн т. Поклади залягають на  глибині близько 3,5 км у пісковиках палеогену і неогену.

У 1980 р. були відкриті нафтогазові родовища Тарсьют, Некторалік, Іссунгнак і газове родовище Укалерк. Найбільшим є родовище Тарсьют. Видобувні запаси складають 54–220 млн т нафти. У 1981 р. виявлено нафтове родовище Коакоак на 32 км на схід від родовища Копаноар Чотири поклади залягають в інтервалі глибин 3240–3450 м. Максимальний дебіт нафти сягав 685 т/добу, видобувні запаси нафти складають 274 млн т. У 1984 р. на відстані 74 км від берега при глибині моря 33 м виявлене нафтогазове родовище Амаулігак із запасами 83100 млн т. нафти і 42 млрд м³ газу. Дебіти газу сягали до 1600 м³/добу. Всього на узбережжі нафтогазоносного басейну дельти р. Макензі  моря Бофорта доведені запаси нафти оцінюються – 720 млн т, а газу  210 млрд м³. На шельфі відповідно  500 млн т і 100 млрд м³. Потенційні видобувні ресурси басейну становить від 4,5 до 9,6 млрд т нафти і приблизно 1,7 трлн. м³ газу. Морські родовища характеризуються високими дебітами.

Свердрупський нафтогазоносний басейн має площу 280 тис. км² і займає велику частину Арктичного архіпелагу Канади. У його будові виділяють дві западини: Паррі і Елемир, що розділені горстовидним підняттям о. Амунд Рінгнес. Западини заповнені відкладами від палеозою до кайнозою включно, товщиною до 12 км. Фундамент каледонський. Розріз переважно піщано-глинистий, тільки внизу  карбонатний. У центральній частині басейну широко розвинуті евапорити карбону, які зумовлюють складну солянокупольну тектоніку. Більшість з відкритих родовищ є газовими з запасами до 200 млрд м³, які пов’язані з тріасовими, юрськими та крейдовими відкладами.

1969 р. в басейні відкрито 19 родовищ вуглеводнів, зокрема одне нафтове. Найбільші газові родовища Дрейк-Пойнт (142 млрд м³) і Хекла (198 млрд м³) знаходяться у південно-західній частині басейну, на північному узбережжі о-ва Мелвілл. Родовища пов’язані з антиклінальними структурами. У 1979 р. в процесі буріння з наморожених льодових основ на внутрішньому шельфі архіпелагу Паррі при глибині моря 277318 м були відкриті великі газові родовища Уайтфіш і Чар. Розвідані видобувні запаси газу в басейні досягли майже 600 млрд м³.

На початку 80-х років були виявлені поклади легкої нафти в рифовому масиві девонського віку (родовище Бент-Хорн), а також низка нафтогазових родовищ (Маклін, Ськейт, Сисько). З їх відкриттям видобувні запаси нафти в Свердрупському басейні досягли 213 млн т. Назагал для цього басейну потенційні видобувні ресурси вуглеводнів оцінюються в 250 млн т нафти і 1,13 трлн. м³ газу.

Сумарна оцінка потенційних нафтогазових ресурсів південно-західної частини Північного Льодовитого океану (Арктичний мегабасейн Північної Америки) складає 2,5–4,2 млрд т нафти і 3,4–4,5 трлн. м³ газу, або 5,2–7,8 млрд т вуглеводнів в перерахунку на нафту. Тут уже виявлено 60 морських і прибережно-морських родовищ, зокрема 35 нафтових і нафтогазових, а також 25 газових і газоконденсатних.

Баренцовоморський нафтогазоносний басейн займає територію Баренцового, Печерського і частину Норвезького морів. Це величезна територія, площа якої становить понад 1 млн км². Баренцове море займає Баренцевоморську плиту протерозойськоранньокембрійського віку.

У результаті проведених робіт за останні 15 років встановлена промислова нафтогазоносність південної частини і газоносність всіх районів, де велось пошукове буріння. Загальна товщина осадових порід сягає 10–15 км. У розрізі виділено три нафтогазоносні комплекси кам’яновугільно-нижньопермський (переважно карбонатний), верхньопермсько-тріасовий (теригенний), юрський (теригенний). Успішність пошуків становить 50 %. У пермських відкладах прогнозується розвиток соленосних товщ з проявами місцями солянокупольної тектоніки. Дослідженнями встановлено, що акваторія Баренцового та прилеглих морів мають величезний потенціал нафтогазоносності.

Очевидно, що він матиме важливе значення у світовому видобутку нафти і газу у XXI столітті. Першим відкриттям (1980 р.) було Піщаноозерське нафтогазове родовище на острові Колгуєв. Пізніше були відкриті газові і газоконденсатні родовища Мурманське, Північнокильдинське, Штокманівське (унікальне за запасами), Лудловське і нафтове — Арктичне.

Штокманівське газоконденсатне родовище розташоване в центральній частині Баренцевого моря при глибині морського дна від 280 до 360 метрів (рис. 4.2), на відстані 550 км на північний схід від Кольського півострова. Підтверджені видобувні запаси газу понад 3 трлн м³.

вода

1

2

Рисунок 4.2  Схематичний геологічний розріз Штокманівського газоконденсатного родовища.

Великий обсяг дослідницьких і проектно-конструкторських робіт виконується із створення конструкції глибоководної платформи для облаштування родовищ типу Штокманівське. Передбачувана платформа буде гігантською спорудою, що складається із сталевих конструкцій, яка оснащена величезним виробничим комплексом з буріння, видобутку і підготовки газу і конденсату до транспорту, загальною вагою близько 40 тис. тонн. Платформа немає аналогів у світовій практиці за умовами експлуатації, оскільки повинна бути здатною цілорічно працювати в несприятливих умовах крайньої Півночі. При розробці Штокманівського газоконденсатного родовища на покриття витрат передбачено близько 30 % видобутого газу. Решта газу є прибутковою частиною проекту. У вигляді чистих грошових надходжень до бюджетів всіх рівнів поступатимуть податкові платежі, що за 30 років складе понад 40 млрд доларів. Проекти освоєння континентального шельфу є технічно складними, вимагають застосування найновіших передових технологій і технічних засобів, а також залучення великих фінансових ресурсів.

Нафтогазоносний басейн Карського моря займає південну частину Карського моря і фактично є морським продовженням Західносибірської нафтогазоносної провінції. Площа цього басейну становить близько 300 тис. км². Це велика синекліза, що заповнена тріас-юрськими, крейдовими та кайнозойськими відкладами загальною потужністю до 8 км. Це переважно піщано-глинисті породи. Найперспективнішою вважається центральна частина, де встановлено ряд великих валоподібних піднять.

Результати регіональних геофізичних досліджень шельфу і буріння глибоких свердловин поблизу узбережжя п-ова Ямал вказують на те, що нафтогазоносні товщі юри і крейди на родовищах Нурмінського мегавалу і інших піднять простягаються на шельф Карського моря, з якими пов’язані значні перспективи щодо пошуків великих за запасами родовищ газу і нафти.

Висока перспективність території підтверджується відкриттям на шельфі Карського моря двох унікальних за запасами газоконденсатних родовищ  Ленінградського і Русанівського, що розташовані на відстані 120 і 200 км, відповідно, північно-північно-західніше Харасавейського родовища.

Відкриття гігантських запасів газу з газоконденсатом у численних пластах мезозойського віку, а також результати геохімічних досліджень дають підставу передбачати на шельфі Південнокарської синеклізи нових, переважно, газових родовищ у крейдових і верхньоюрських відкладах. Нафтоносні горизонти, ймовірно, можуть бути приурочені до високобітумінозних шарів баженівської світи нижньої крейди і до більш давніх юрсько-тріасових відкладів.

Прирозломне нафтове родовище було відкрите у 1989 р. На родовищі до даного часу пробурено чотири пошукові і розвідувальні свердловини, у трьох із яких отримані промислові припливи нафти.

Північна частина Карського моря вивчена дуже слабо, але і вона перспективна в нафтогазоносному відношенні. Іноді цю частину пов’язують з Баренцовоморським басейном.