4.Региональный этап геолого-геофизических работ: деление этапа на стадии; объекты, изучаемые на каждой стадии; цель, задачи и методы исследований.

На этом этапе проводятся региональные геолого-геофизические работы. В соответствии с задачами региональный этап разделяется на две стадии: прогнозирования нефтегазоносности и оценки зон нефтегазонакопления.

Стадия прогнозирования нефтегазоносности:

 

Основным объектом исследований на этой стадии служат нефтегазоносные провинции и их части.

 В процессе исследований решаются следующие задачи:

- выявление литолого-стратиграфических комплексов, структурных этажей, ярусов;

- выявление фациальных зон, определение основных этапов геотектонического развития; тектоническое районирование;

- выделение нефтегазоперспективных комплексов и зон; нефтегазогеологическое районирование;

- качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности;

- выбор основных направлений и первоочередных объектов дальнейших исследований.

Для решения перечисленных задач комплексом региональных задач на этой стадии предусматривается:

- дешифрирование материалов аэрофото- и космических съемок регионального и локального уровней генерализации; геологическая, структурно-морфологическая, геохимическая, гидрогеологическая мелкомасштабные съемки и другие исследования;

- аэромагнитная, гравиметрическая съемки масштабов 1:1 000 000, 1:200000; электроразведка в различных модификациях;

- сейсморазведочные работы ГСЗ, КМПВ, МОГТ по системе опорных профильных пересечений;

- бурение опорных и параметрических скважин в узлах опорных профильных пересечений в различных структурно-фациальных условиях.

 

Стадия оценки зон нефтегазонакопления:

 На этой стадии основными объектами исследования являются нефтегазоперспективные зоны и зоны нефтегазонакопления, в пределах которых решаются следующие задачи:

- выявление субрегиональных и зональных структурных соотношений между различными нефтегазоперспективными и литолого-стратиграфическими комплексами; установление  основных закономерностей распространения и изменения свойств пород-коллекторов продуктивных горизонтов и пластов, а также и флюидоупоров; уточнение нефтегазогеологического районирования;

- выделение наиболее крупных ловушек;

- количественная оценка перспектив нефтегазоносности;

- выбор площадей и установление очередности проведения на них поисковых работ.

Типовой комплекс работ на этой стадии аналогичен рассмотренному выше. Но выполняется по более плотной сети наблюдений с укрупнением масштабов исследований до 1:50 000. Значительная роль отводится сейсморазведке, специальным исследованиям по прогнозированию геологического разреза и оконтуриванию аномалий типа залежь (АТЗ), а также бурению параметрических скважин.

5. Нефтегазогеологическое районирование шельфов и акваторий арктических и дальневосточных морей.

По оценкам отечественных и зарубежных исследователей, в недрах континентального шельфа морей России сосредоточено свыше 45% общих начальных суммарных ресурсов углеводородов шельфа всего Мирового океана. Большая часть этих ресурсов приходится на арктические моря со сложными природно-климатическими условиями. В северных морях сконцентрировано до 90% потенциальных ресурсов углеводородов российского шельфа. Этот регион еще недостаточно изучен, однако результаты исследований последних лет позволяют предполагать, что они огромны. На шельфе арктических морей геофизическими методами выявлено более 70 перспективных на нефть и газ структур. Также могут быть перспективны 95% площадей, выявленных на шельфах Баренцева и Карского морей.

Наибольшими запасами и эксплуатационными возможнос­тями обладают продуктивные терригенные горизонты юры Восточно-Баренцевского мегапрогиба, мела Южно-Карской впадины и карбонатные отложения пермокарбона акватории Печор­ской плиты.

Высокие фильтрационно-емкостные свойства этих горизон­тов (пористость колеблется от 10 — 17,% до 24%) позволили получать из отложений мела и юры дебиты газа до 2 млн м³/сут и из карбо­натных отложений дебиты нефти до 650 м^э/сут.

Результаты поисково-разведочных работ, проведенных на шельфе Западной Арктики, открытие здесь таких крупнейших месторождений, как Мурманское, Северо-Кильдинское, Шток-мановское, Лудловское, Ледовое в Баренцевоморской газонеф­теносной провинции; Приразломное, Северо-Гуляевское, Помор­ское, Песчаноозерское, Таркское на Печорском шельфе (Тима-но-Печорская нефтегазоносная провинция); Русаковское и Ле­нинградское в Южно-Карском море (Западно-Сибирская нефте­газоносная провинция), позволяют считать этот регион новой весьма значительной по углеводородному потенциалу сырьевой базой России.

Однако помимо указанных нефтегазоносных провинций и об­ластей Западной Арктики большими перспективами обладают та­кие пока слабоизученные провинции и области северных морей, как Северо-Карская, Лаптевская, Восточно-Арктическая, Южно-Чукотская, Притихоокеанская (Хатырская и Анадырская впадины).

В связи с этим представляется целесообразным нефтегазонос­ные и перспективные нефтегазоносные провинции арктических и дальневосточных морей России выделить в отдельную группу.

Баренцевоморская газонефтеносная провинция

Баренцевоморская газонефтеносная провинция рас­положена в пределах шельфа Баренцева моря западной Арктичес­кой части России. В геотектоническом отношении при­урочена к эпикаледонской окраинно-континентальной шельфовой плите общей площадью свыше 1,3 млн км².

С севера она обрамля­ется протяженной линейно вытянутой системой геоантиклиналей и срединных массивов Гренландско-Карской зоны, на западе и се­веро-западе Свальбардской антеклизой, включающей поднятия островов Медвежий, Северо-Восточная Земля. На юго-западе про­винция ограничена северо-восточным склоном Балтийского щита, на юге системой протяженных ступенчатых сбросов отделяется от Тимано-Печорской синеклизы, а на юго-востоке и востоке Урало-Новоземельской орогенной зоной отделяется от Западно-Си­бирской плиты.

В 1982 г. в Баренцевоморской газонефтеносной провинции в триасовых отложениях были открыты Мурманское и Северо-Кильдинское газовые месторождения. Однако последующие годы показали, что основные перспективы газонефтеносности следу­ет связывать с юрскими терригенными отложениями. Открытие в 1988 г. в центральной части Баренцева моря уникального Штокмановского газоконденсатного месторождения (с запасами око­ло 3 трлн м³) в этих отложениях положило начало концентрации поисково-разведочных работ на поиски углеводородов в средне-верхнеюрских породах-коллекторах, имеющих более высокие по сравнению с триасовыми емкостные свойства. В этих же отло­жениях в 1990 г. было открыто крупнейшее Лудловское газовое месторождение.

Северо-Карская перспективная нефтегазоносная провинция

Северо-Карская ПНГП расположена в северной части Карского моря. Приурочена к одноименной крае­вой плите. Изучена крайне слабо. Сейсморазведка практически не проведена. По аэромагнитным данным здесь выделена впадина Уединение, Северо-Карский мегавал, Шмидтовский прогиб, Ушаковское поднятие и обрамляющий их Северо-Земельский выступ и Северо-Таймырская моноклиналь. Впадина Уединение и Шмид­товский прогиб рассматриваются как продолжение системы впа­дин Баренцевского шельфа. Мощность осадочного чехла в их пре­делах достигает 10 — 12 км на севере Таймырской моноклинали и 6 км на Северо-Земельском выступе.

Лаптевская перспективная нефтегазоносная провинция

Лаптевская нефтегазоносная провинция, занимает большую часть акватории моря Лаптевых и приурочена к одно­именной краевой плите. На западе провинция ограничена беспер­спективными землями Таймырско-Североземельской складчатой системы, на востоке — зонами неглубокого залегания мезозоид и более древних массивов, на юге — складчатыми сооружениями ответвления мезозоид Северо-Востока России. На юго-западе она системой разрывных нарушений отделяется от Анабаро-Хатангской области, а на севере условно ограничивается изобатой 500 м.

Представления о строении этого региона основываются на гравимагнитных данных, материалах единичных сейсмических про­филей и геологических наблюдений на суше.

Считается, что Лаптевская плита расположена на древнем массиве, являющемся одним из блоков Сибирской платформы, и в ее фундаменте преобладают архейские и нижнепротерозойские образования. В то же время высказывается мнение о гетероген­ности основания Лаптевского бассейна. Предполагаемая глубина залегания фундамента изменяется от 1 — 2 км в приподнятых зо­нах до 6 — 8 км во впадинах.

В осадочном чехле провинции с учетом разрезов сопредель­ных структур суши — Анабарской антеклизы, Лено-Анабарского и Енисей-Хатангского прогибов и Анабаро-Хатангской седлови­ны — прогнозируется три структурно-формационных и соответ­ствующих им перспективных нефтегазоносных комплекса. В со­став нижнего комплекса входят отложения от верхнего протеро­зоя до среднего палеозоя включительно, представленные морски­ми и лагунными терригенными и терригенно-карбонатными от­ложениями, возможно с пластами галогенных пород. Мощность комплекса порядка 3 км. Средний комплекс включает терриген-ные отложения от позднепалеозоиского до раннемелового возра­ста. Мощность его не более 3 км. Верхний (синокеанический) ком­плекс, мощность которого может достигать 4 км, имеет, по-види­мому, возрастной интервал от позднего мела до кайнозоя включи­тельно и характеризуется терригенным составом.