Фгунпп «Росгеолфонд» Московский филиал фгунпп «Росгеолфонд» «Научный центр виэмс»
Скачать 5.9 Mb.
|
Ю.М. Берлин и М.М. Марина на конференции по морской геологии сообщили, что в Черноморском регионе в качестве основной нефтегазоматеринской и нефтегазосодержащей толщи выделены олигоцен-нижнемиоценовые отложения (майкопская свита), для которых составлены карта распределения типов органического вещества (ОВ) и карта распределения температур. На основе их совместного анализа была впервые построена для большей части Черноморского региона схематическая карта нефтегазогенетического районирования. На ней оконтуриваются очаги нефте- и/или газообразования с подразделением их, в зависимости от типа ОВ и температурных условий, на зоны генерации УВ различного фазового состава [Берлин Ю.М., Марина М.М. Прогноз распределения очагов нефтегазообразования в олигоцен-нижнемиоценовых отложениях Черноморского региона. //Геология морей и океанов. Материалы 17 Международной научной конференции (Школы) по морской геологии, Москва, 12-16 нояб., 2007. Геос. -М. -2007.]. Большинство нефтегазоносных бассейнов современности находятся в составе одного из пяти поясов нефтегазонакопления, приуроченных к зонам перехода от континентов к океанам, которые существовали в мезозое и кайнозое. Лавразийский пояс включает окраины континентов в северной части Атлантического и Северного Ледовитого океанов, где расположены несколько крупных нефтегазоносных бассейнов. А.И. Конюхов рассмотрел геологическую историю, строение осадочного чехла и состав основных нефтегазоносных комплексов в осадочных бассейнах Лавразийского, или бореального, пояса нефтегазонакопления [Конюхов А.И. Окраины континентов глобальные пояса нефтегазонакопления, Лавразийский пояс. //Литол. и полез. ископаемые. -2010. -№ 2.]. Е.О. Малышевой, И.А. Воналевской, И.А. Сержанович и др. рассмотрено месторождение нефти сложного тектонического строения из зоны сочленения Предуральского прогиба с Печорской синеклизой. Комплексирование стандартных методов сейсмической интерпретации с технологией геостатистической инверсии, разработанной в компании «Фугро-Джейсон», позволило выполнить построение геологической модели месторождения. Была обоснована сдвиговая модель формирования современного структурного плана, детализированы контуры залежей и дан прогноз распространения коллекторов. Использованный подход и технологии можно рекомендовать для изучения аналогичных месторождений зоны тектонического сочленения структур Предуральского прогиба и Печорской синеклизы [Малышева Е.О., Воналевская И.А., Сержанович И.А. и др. Роль сдвиговых деформаций в формировании месторождений углеводородов (на примере месторождения Печорского нефтегазоносного бассейна). //Разведка и охрана недр. -2011. -№3, с.2-13.]. И.А. Керимов, З.Г. Борисенко, А.А. Даукаев и др. приводят краткие сведения о геологическом строение Терско-Сунженской нефтегазоносной области (Чеченская Республика и Республика Ингушетия), включающие исторический обзор развития поисков и разведки месторождений минерального сырья, литолого-стратиграфическую характеристику разреза, тектонику, нефтегазогеологическое районирование, нефтегазоносность и гидрогеологическую характеристику разреза. Описано геологическое строение месторождений нефти и газа Терско-Сунженской нефтегазоносной области (ТСНО). Включены данные о физико-химических свойствах УВ нефтяных месторождений ТСНО [Керимов И.А., Борисенко З.Г., Даукаев А.А. и др. Геология нефтяных месторождений Терско-Сунженской нефтегазоносной области. //Справочник АН ЧР. -Грозный. -2010.]. Открытие Табынского месторождения ознаменовало собой открытие новой нефтеносной зоны на стыке складчатого Урала с Предуральским прогибом, протяженность которой составляет более 2000 км. Р.А. Исмагилов и А.Р. Гумерова отмечают, что передовые складки Урала это не цепочка единичных антиклиналей, как иногда представляют, а целый каскад структур, образующих сложный складчато-чешуйчатый комплекс вдоль границы с Предуральским прогибом [Исмагилов Р.А., Гумерова А.Р. К вопросу о поисках новых месторождений нефти и газа в зоне передовых складок Урала. //Изв. отд-ния наук о Земле и экол. АН Респ. Башкортостан. Геол. -2008. -№ 12.]. В.Ф. Никонов представил классификацию нефтегазоносных бассейнов по составу углеводородных систем и основным элементам геологического строения. Одна из главных особенностей распространения нефти и газа - региональная зональность, выражающаяся, прежде всего, в том, что месторождения той или иной системы углеводородов образуют четко ограниченные, однородные по составу УВ зоны разной величины (площади). Анализ углеводородных скоплений на Земле показывает, что имеются зоны битумонефтеносные, нефтеносные, газонефтеносные и нефтегазоносные, конденсатогазоносные и газоносные. Бассейны можно разделить на две крупные категории - однородные и гетерогенные [Никонов В.Ф. Классификация нефтегазоносных бассейнов по составу углеводородных систем и основным элементам геологического строения. //Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазоносные системы осадочных бассейнов. Материалы 8 Международной конференции, Москва, 2005: К 60-летию кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых. МГУ Геос. -М. -2005.]. В.И. Попков и А.В. Дердуга пришли к выводу, что важнейшим фактором, определяющим наличие залежей углеводородов в чокракских отложениях Темрюкской синклинали Западно-Кубанского прогиба, является гидродинамическая закрытость ловушек. Очевидно, что применительно к условиям чокракских отложений северного борта и приосевой части Западно-Кубанского прогиба (ЗКП), где характерно развитие зон АВПД (с коэффициентом аномалийности 1,5), определение поровых давлений является весьма актуальным с позиции косвенного прогноза насыщения. Коллекторские продуктивные пачки чокрака представлены терригенными отложениями подводно-морских конусов выноса. Зонально они разделены на два типа: склоновые (северный борт) и дистальные (приосевая часть ЗКП) конусы выноса [Попков В.И., Дердуга А В. Поровые давления как косвенный критерий прогноза УВ-насыщения чокракских отложений северного борта Западно-Кубанского прогиба. //Юж.-Рос. вестн. геол., геогр. и глобал. энергии. -2006. -№ 12.]. На территории Западно-Сибирского региона выявлен ряд территорий распространения карбонатных отложений кембрийско-раннекарбонового возраста, которые подвержены процессам доломитизации и в которых установлены месторождения нефти и газа. Это территория Красноленинского структурно-фациального района (СФР), Новопортовского и Нюрольского СФР. Такой широкий диапазон распространения доломитизированных известняков на территории Западно-Сибирского региона как по площади их распространения, так и в диапазоне их возраста позволяет говорить о перспективе обнаружения в данных отложениях новых месторождений нефти и газа [Ковешников А.Е. Силурийско-раннекарбоновые отложения палеозойского фундамента Западно-Сибирского региона перспективный объект для открытия месторождений нефти и газа на территории Западной Сибири. //Актуальные вопросы литологии. Материалы 8 Уральского литологического совещания, Екатеринбург, 2010. ИГГ УрО РАН. -Екатеринбург. -2010.]. Статья Л.С. Маргулиса посвящена секвенс-стратиграфии в изучении нефтегазоносных бассейнов акваторий, которая базируется на фундаментальных положениях стратиграфии, седиментологии и учения о фациях. Главный толчок возникновению этого нового научного направления дала сейсмостратиграфия. Возникла и родилась из недр сейсмостратиграфии и полностью вобрала ее положения и методические разработки [Маргулис Л.С. Секвенс-стратиграфия в изучении нефтегазоносных бассейнов акваторий. //Теория и практика нефтегеологического прогноза. Сборник статей ВНИГРИ. -СПб. -2008.]. Б.Р. Кусов приводит критический анализ существующих представлений о геологическом строении нефтяных месторождений Восточного Предкавказья. На конкретных примерах отмечено несоответствие этих представлений фактическому геологическому строению месторождений. Показано, что многие месторождения разбиты разломами и имеют блочное строение, где в каждом блоке пластовые залежи имеют свой водонефтяной контакт. Объединение таких залежей в одну без учета разломов и пластового типа залежей приводит к ложному представлению о наклонных водонефтяных контактах. Не подтверждается и исключительно трещинный тип карбонатных коллекторов. Все это приводит к ошибкам в подсчете запасов и оставлению в недрах значительных запасов извлекаемой нефти в процессе разработки месторождений [Кусов Б.Р. Некоторые особенности геологического строения нефтяных месторождений Восточного Предкавказья. //Геол. нефти и газа. -2010. -№ 1.]. В. И. Попков, В.А. Соловьев и Л.П. Соловьева предлагают тектонический принцип районирования нефтегазоносных территорий в соответствии с которым провинции определяются как плиты платформ, а области как структурные элементы плит антеклиз, синеклиз и краевых прогибов. Составлены схемы тектонического районирования и перспективных нефтегазоносных областей России [Попков В.И., Соловьев В.А., Соловьева Л.П. Систематика структур земной коры как основа районирования нефтегазоносности. //Геол., геогр. и глоб. энергия. -2009. -№ 3.]. На шельфе Чукотского моря в пределах российского сектора расположен Северо-Чукотский прогиб (крупный осадочный бассейн). Интенсивное погружение этого прогиба и накопление большого объема осадков, в свою очередь, способствовало появлению Врангелевско-Геральдской зоны инверсионных компенсационных поднятий, образовавшихся в депоцентрах накопления отложений более раннего возраста. Ю.К. Бурлин в своем докладе сделал заключение, что перспективы нефтегазоносности этого осадочного бассейна могут быть очень велики, здесь имеются благоприятные факторы для открытия месторождений нефти и газа [Бурлин Ю.К. Перспективы открытия крупных нефтегазовых месторождений на шельфе Чукотского моря (Российский сектор). //Материалы Международной научно-технической конференции "Нефть, газ Арктики", Москва, 27-29 июня, 2006. Интерконтакт Наука. -М. -2007.]. В ОАО «Газпром» и ООО «Газпром научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий» (Вовк В.С., Карнаухов С.М. и Скоробогашов В.Л.) проанализированы геологические и генетические условия формирования и размещения скоплений УВ разного типа и фазового состояния в недрах осадочных бассейнов российской части Арктики (шельф), Охотского и Берингова морей. В породах триаса, нижней-средней юры и нижнего мела Баренцева и Карского морей, а также в неогене Охотского моря 0В присутствует в рассеянной и концентрированной формах существенно гумусового и сапропелево-гумусового типов, что в генерационном отношении предопределило формирование (и сохранность) преимущественно газосодержащих залежей и месторождений (типа газовых, газоконденсатных, газоконденсатно-нефтяных). Сделаны выводы: 1. Общемировые закономерности (тенденции), установленные на примере хорошо изученных материково-шельфовых регионов (бассейнов, провинций и областей, разделенных береговыми линиями), и уже накопленные факты (материалы) по российским шельфовым бассейнам свидетельствуют о том, что с высокой вероятностью недра последних (прежде всего, в Арктике и на Дальнем Востоке) будут преимущественно газоносны, а нефтяные скопления (и запасы) будут иметь подчиненное значение. 2. В 2011-2030 гг. в результате активизации поисково-разведочных работ в Баренцево-Карском регионе общий прирост разведанных запасов газа реален в объеме до 9,0 трлн. м3 газа и 1,5 млрд. т жидких УВ (конденсата и нефти, всеми компаниями-операторами). 3. Целенаправленные поиски преимущественно нефтесодержащих месторождений не приведут к крупным открытиям в недрах арктических морей России. 4. Освоение открытых и разведанных в будущем преимущественно средних и небольших по запасам скоплений нефти в шельфовых областях (в районах открытого шельфа) будет сталкиваться с большими трудностями, обусловленными рядом природных и геолого-технологических причин и, прежде всего, наличием свободного газа в смешанных скоплениях, а также выше и ниже интервалов установленной и прогнозируемой нефтеносности [Вовк В.С., Карнаухов С.М., Скоробогашов В.Л. Соотношение газа и нефти в недрах арктических и дальневосточных морей России. //Геология нефти и газа. -2011. -№ 6, с. 13-19.]. И.В. Кислухин рассмотрел геологическое строение юрских и нижнемеловых отложений полуострова Ямал. В юрско-неокомской части разреза осадочного чехла происходит стратиграфическое выклинивание или литологическое замещение 38 песчано-алевритовых пластов. На полуострове имеется огромный резерв не опоискованных зон развития перспективных ловушек экранированного типа. Изучение этих объектов позволит обеспечить стабильную добычу газообразных углеводородов на полуострове на длительный период [Кислухин И.В. Экранированные ловушки основной объект поисков залежей углеводородного сырья на полуострове Ямал. //Изв. вузов. Нефть и газ. -2009. -№ 6.]. Во ВНИГНИ (Лившиц В.Р. и Шарнин А.А.) разработана имитационная стохастическая модель латеральной миграции первичных скоплений УВ в прикровельной зоне коллектора. С помощью серии выполненных на ней вычислительных экспериментов показано, что степенное распределение скоплений УВ по массе может быть следствием процесса латеральной миграции, а также, что оно возникает как результат действия двух разнонаправленных процессов: слияния скоплений и потери их массы на путях миграции. Формирование степенного распределения возможно лишь при превышении средней массы первичных скоплений некоторого критического значения, при котором вероятность объединения оказывается достаточной для возникновения степенного распределения, в противном случае объединение первичных скоплений происходит слишком редко и основная их масса рассеивается на путях миграции [Лившиц В.Р., Шарнин А.А. Об одном возможном механизме формирования распределения скоплений углеводородов по крупности. //Геология нефти и газа. -2011. -№ 5, с. 11-17.]. В последнее время прирост запасов нефти обеспечивается за счет тяжелых, вязких и высокопарафинных нефтей. В России в 2006 г. было добыто 480 млн. т нефти, из них более 70 составляют с высоким содержанием парафинов (более 6). Добыча, переработка и транспортировка таких нефтей связаны с большими проблемами. Для освоения таких месторождений необходимы знания о пространственных закономерностях их распространения и временных изменениях их физико-химических свойств. С этой целью в Институте химии нефти СО РАН создана и постоянно пополняется база данных по физико-химическим свойствам месторождений мира. Представлены данные около 19 тыс. образцов из 4973 месторождений, расположенных в 180 нефтегазовых бассейнов мира на нефтеносных территориях Азии, Африки, Америки, Австралии, Европы [Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Глобальная база данных по физико-химическим свойствам нефтей и изучение закономерностей пространственного и временного распределения нефтей мира. //Ресурсовоспроизводящие, малоотходные и природоохранные технологии освоения недр. Материалы 9 Международной конференции, Москва - Котону (Бенин), 13-19 сент., 2010. РУДН. -М. -2010.]. Г.В. Романов, Р.Х. Муслимов, Л.М. Петрова и др. обосновали значение результатов комплексных исследований нефтей разрабатываемых месторождений для понимания процессов, протекающих в пласте при их извлечении и роли техногенных факторов, с целью создания научных основ наиболее эффективного освоения нефтяных ресурсов, включая трудноизвлекаемые запасы высоковязких нефтей и природные битумы [Романов Г.В., Муслимов Р.Х., Петрова Л.М. и др. Фундаментальные исследования в химии и геохимии остаточных нефтей и природных битумов: их значение для нефтяной отрасли. //Георесурсы. -2011. -№ 3.]. Т.О. Перемитина, С.О. Лучкова и Д.А. Семыкина рассмотрели вопросы комплексного подхода к анализу многомерных данных о физико-химических свойствах нефтей и геохимических характеристиках нефтеносной территории на основе применения статистических методов в сочетании с методами пространственного анализа. Описана структура программного комплекса для реализации данного подхода. С использованием метода главных компонент определен набор информативных геохимических параметров, обеспечивающих решение задач анализа и прогноза свойств нефтей [Перемитина Т.О., Лучкова С.О., Семыкина Д.А. Вопросы анализа данных о нефтях на основе статистических методов. //Материаловедение, технологии и экология в 3-м тысячелетии. Материалы 4 всероссийской конференции молодых ученых, Томск, 19-21 окт., 2009. ИОА СО РАН. -Томск. -2009.]. М.М. Доманов, З.И. Верховская и Е.Г. Доманова выполнили комплексные исследования состава углеводородов и содержания ряда элементов в поверхностном слое донных осадков Охотского и Японского морей. Проведен анализ группового состава углеводородных структур, результаты сопоставлены с данными о распределении некоторых элементов. Показано, что в распределении фракций и углеводородных структур битумоидных осадков существует корреляционная связь с концентрацией элементов, обычно образующих комплексные соединения с органическими компонентами нефтей. Наиболее плотная корреляционная связь наблюдается в пределах ограниченных регионов со сходными условиями осадкообразования и трансформации осадка в процессе диагенеза [Доманов М.М., Верховская З.И., Доманова Е.Г. О связи содержания углеводородных структур битумоидов и концентрации микроэлементов в планктоногенных морских осадках охотского и японского морей. //Нефтехимия. -2011. -№ 4.]. Методы прогноза, поисков, разведки и оценки нефтяных и газовых месторождений. Результаты совместной работы представили ОАО «Всероссийский научно-исследовательский институт геологии и минеральных ресурсов Мирового океана им. И.С. Грамберга», ФГУП «Севморнефтегеофизика» и ФГУНПП «Севморгео». Проведенный комплекс сейсморазведочных работ МОВ ОГТ последних лет свидетельствует, что северная часть Карского моря, обычно выделяемая в качестве Карской плиты, весьма перспективна в отношении нефтегазоносности. Строение этой области сходно с Тимано-Печорской провинцией, но характеризуется большей мощностью палеозойского карбонатного комплекса и разнообразием фациальных обстановок. Уже на региональной стадии изучения здесь выявлены значительное число перспективных ловушек различных типов в отложениях всех систем палеозоя и многочисленные косвенные признаки нефтегазоносности. Для возрастной привязки сейсмических горизонтов и уточнения вещественного состава перспективных комплексов необходимо бурение параметрической скважины не менее 4 км на о-ве Уединения [Мартиросян В.Н., Васильева Е.А., Устриикий В.И. и др. Север Карского моря – высокоперспективная на нефть область Арктического шельфа России. //Геология нефти и газа. -2011. -№6, с. 59-69.]. УВ потенциал осадочных бассейнов арктических морей составляет около 80% начальных суммарных ресурсов нефти и газа всего российского шельфа. В ряду проблем, сдерживающих его освоение, остается слабая геолого-геофизическая изученность акваторий. Наибольшая плотность сейсмических наблюдений сосредоточена в Печорском море и на юге Баренцева моря. Северные районы Баренцева и Карского морей до недавнего времени были изучены отдельными рекогносцировочными профилями. С 2004 г. ОАО «Морская арктическая геологоразведочная экспедиция» (ОАО «МАГЭ») выполняет сейсморазведочные работы в комплексе с гравимагнитными наблюдениями на перспективных площадях в морях Арктики. Общий объем съемок превысил 60 тыс. км. В результате проведенных региональных геофизических работ выявлены десятки локальных поднятий, а также зоны возможного развития неантиклинальных ловушек УВ. Крупные структуры площадью более 1000 км2 обнаружены в северной части Баренцева моря. Локализованные прогнозные ресурсы в пределах выявленных поднятий в Баренцевом, Карском, Лаптевых морях составили около 2500 млн. т н.э. [Казанин Г. С., Заяц И. В., Шкарубо С. И. и др. Региональные сейсморазведочные работы в арктических морях - основные результаты нового этапа и дальнейшие перспективы. //Геология нефти и газа. -2009. -№6, с. 90-98.]. Е.А. Лавренова и М.В. Круглякова изложили результаты впервые выполненного трехмерного бассейнового моделирования северо-восточной части Черного моря. На основании анализа и обобщения опубликованной и фондовой геолого-геофизической информации, дополнительных и собственных построений сформирована нулевая модель осадочного чехла. Обоснована высокая вероятность существования двух независимых нефтегазовых систем в мезозойской и кайнозойской частях разреза изучаемой части акватории. Выделены области наиболее вероятной аккумуляции углеводородов и сделан прогноз нефтегазоносности [Лавренова Е.А., Круглякова М.В. Прогноз нефтегазоносности северо-восточной части Черного моря по результатам бассейнового моделирования. //Автоматиз., телемеханиз. и связь в нефт. пром-сти. -2010. -№ 11.]. В 1964 г. академик А.А. Трофимук впервые поставил вопрос о необходимости крупномасштабных поисков залежей нефти и газа в палеозойском комплексе Западно-Сибирского осадочного бассейна. Он называл этот комплекс «золотой подложкой» мезозоя. Эта проблема остается актуальной и теперь, в начале ХХI века. Во ВНИГНИ на базе комплексной интерпретации материалов сейсморазведки и данных глубокого бурения построена геологическая модель палеозойских отложений Останинской площади. Предложены методические приемы выделения зон, перспективных для формирования коллекторов в отложениях девона и карбона. В качестве объектов исследований рассмотрены Останинское и Северо-Останинское месторождения, расположенные в восточной части Чузикско-Чижапской зоны [Канакова К.И., Губин И.А. Модель геологического строения и прогноз нефтегазоносности палеозойских отложений Останинской, Северо-Останинской площадей (Юго-Восток Западной Сибири, Томская область). //Геология нефти и газа. -2011. -№ 5, с. 26-37.]. Д.К. Нургалиев, А.С. Борисов, В.П. Галеев и др. приводят обзор аналитических методов исследования реальной структуры порового пространства нефтяных коллекторов в связи с проблемами повышения нефтеотдачи. Показано, что параметры, измеренные при микроскопических и микротомографических исследованиях, имеют важное значение для компьютерного моделирования многофазной фильтрации в пласте и выбора технологий увеличения нефтеотдачи [Нургалиев Д.К., Борисов А.С., Галеев В.П. и др. Фундаментальные геологические исследования для инновационного проектирования технологий увеличения нефтеотдачи. //Георесурсы. -2011. -№ 3.]. Нефтегазоносными районами мира являются преимущественно осадочные бассейны. Месторождения нефти и газа располагаются в локальных структурах осадочного чехла этих бассейнов, что и объясняет методику оценки перспектив поисков этих месторождений путем изучения геологических особенностей именно осадочного чехла. На первых порах для таких целей использовался комплекс геофизических методов, состоящий из гравиразведки, магниторазведки и электро- и сейсморазведки. С течением времени во всем мире стали отдавать предпочтение наиболее дорогому, но и более надежному методу - сейсморазведке в сочетании с использованием геологических данных, полученных с помощью глубокого бурения. Недавно был предложен новый подход к выяснению пространственных закономерностей расположения нефтегазоносных структур в осадочном чехле путем использования систем разломов фундамента. Образно говоря, предпринята попытка "заглянуть в осадочный чехол через кристаллический фундамент". По мнению К.Ф. Тяпкина, В.П. Солдатенко, М.М. Довбнича и Я.В. Мендрия основной особенностью новой методики прогнозирования является использование взаимосвязи образования локальных структур в чехле с разломами фундамента. Дело в том, что нет таких реальных сил, которые бы действовали в чехле, минуя фундамент. Поэтому образование локальных структур в осадочном чехле - это результат движения блоков проявляется на их границах (разломах), то формирование локальных структур в чехле должно неизбежно происходить в пределах зон влияния разломов фундамента. Использование этой закономерности в значительной мере сужает площадь поисковых работ. Кроме того, в новой методике прогнозирования может быть использована взаимосвязь между эпохами активизации систем разломов фундамента и возрастом деформируемых толщ чехла. Это обстоятельство открывает дополнительные возможности восстановления геологической истории развития региона и, соответственно, прогнозирования нефтегазоносных структур. Второй отличительной особенностью рассматриваемой методики прогнозирования является ее инвариантность по отношению к до сих пор не решенной проблеме органического или неорганического происхождения нефти и природного газа. В Украине имеются три нефтегазоносных осадочных бассейна, известные под названиями Днепрово-Донецкой, Азово-Черноморской и Карпатской впадин. В предлагаемой статье приведены результаты опробования новой методики прогнозной оценки нефтегазоносности Днепрово-Донецкой впадины (ДДВ) [Тяпкин К.Ф., Солдатенко В.П., Довбнич М.М., Мендрий Я.В. Результаты использования систем разломов фундамента для оценки перспектив нефтегазоносности Днепрово-Донецкой впадины. //Геоiнформатика. -2007. -№ 1.]. В.И. Кислухин, И.В. Кислухин, А.А. Шрейнер и Д.А. Огнев рассматривают модель строения верхней части сеноманских отложений, позволяющую прогнозировать наличие, либо отсутствие в ловушках нефтяных и газообразных углеводородов. Приводится площадное развитие нефтегазоносных фаций позднесеноманского возраста. Использование данных исследований позволит проводить целенаправленные поиски залежей углеводородного сырья в осадочных образованиях сеноманского возраста в Западной Сибири [Кислухин В.И., Кислухин И.В., Шрейнер А.А., Огнев Д.А. Нефть и газ сеноманских отложений севера Западной Сибири. //Нефть и газ. Изв. вузов. -2010. -№ 1.]. А.В. Мигурский, В.С. Старосельцев, Г.М. Тригубович и др. в своем докладе рассказали о прогнозе нефтегазоперспективных объектов в шарьяжно-надвиговых зонах на начальных этапах поисковых работ, который становится гораздо легче за счет анализа морфологии линейных дислокаций в плане и по разрезу. Как показал анализ подобных регионов с хорошей геолого-геофизической изученностью, виргация линейных складок поверхностных горизонтов зачастую обусловлена существованием на глубине жестких блоков (поднятий) в авто- или параавтохтоне. Поэтому «обтекание» линейными складками изометричных участков может служить надежным признаком наличия в их пределах погребенных поднятий [Мигурский А.В., Старосельцев В.С., Тригубович Г.М. и др. Технология прогнозирования нефтегазоперспективных объектов в шарьяжно-надвиговых зонах. //Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия). Материалы Научно-практической конференции, Новосибирск, 21-23 апр., 2008. -Новосибирск. -2009.]. Сибирская платформа на протяжении рифей-фанерозойского времени пережила ряд тектонических активизаций растяжения и сжатия с активным проявлением обстановок сдвига, а также подвергалась интенсивному воздействию магматизма. Это оставило следы на осадочном чехле в виде дизъюнктивных, пликативных и инъективных (в основном магматогенных) дислокаций. Известно, что различным геодинамическим режимам (сжатия, растяжения, сдвига и инъективному) присущи свои парагенезы структурных форм. Их исследование в историческом аспекте способствует пониманию закономерностей развития осадочных толщ, что весьма важно для нефтегазоносных регионов [Мигурский А. В. Структурно-парагенетический метод поиска ловушек углеводородов в осадочном чехле Сибирской платформы. //Комплексирование геолого-геофизических методов при обосновании нефтегазопоисковых объектов на Сибирской платформе (в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия). Материалы Научно-практической конференции, Новосибирск, 21-23 апр., 2008. -Новосибирск. -2009.]. Использование различных гидрогеологических данных при проведении региональных поисковых и оценочных работ повышает их достоверность и точность. По гидрогеологическим критериям определяются условия нефтегазонакопления в додевонско-среднедевонских отложениях на территории Саратовской области. Н.В. Клычев и В.В. Гонтарев приводят зональную оценку перспектив накопления УВ в верхнедевонских и нижне-среднекаменноугольных (доверейских) отложениях [Клычев Н.В., Гонтарев В.В. Зональность условий нефтегазонакопления в верхнедевонско-среднекаменноугольных отложениях на территории Саратовской области по гидрогеологическим данным. //Недра Поволжья и Прикаспия. -2008. -№ 54.]. Северо-Кавказский регион включает старейшую нефтегазоносную провинцию, степень изученности которой достигла максимума. Промышленная нефтегазоносность осадочного чехла установлена практически для всего стратиграфического диапазона - от терригенных горизонтов плиоцена - миоцена до палеозойских образований. Направленность современных регионально-зональных геологоразведочных работ определяется значительной выработанностью запасов УВ и ограниченностью рентабельной ресурсной базы. Использованные в последнее время оценки нефтегазоносности в старых разрабатываемых провинциях себя не оправдали. В статье Г.И. Лебедько (ФГНУ Северо-Кавказский научный центр ЮФУ) обоснована необходимость использования новейших подходов к анализу глубинного строения и перспективности старых нефтегазоносных провинций. На современном этапе изучения важную роль играет знание геологических условий и геодинамической направленности развития глубинных структур для оценки перспектив нефтегазоносного региона. Они в первую очередь связаны с зонами флюидизации поднадвиговых зон бортовых уступов передовых прогибов, а также с подсолевым карбонатным комплексом верхней юры [Лебедько Г.И. Перспектива нефтегазоносности предкавказской системы передовых прогибов. //Разведка и охрана недр. -2011. -№3, с. 32-41.]. На основе технологии, разработанной в ФГУНПП «Севморгео» совместно с ООО «Специальное бюро независимых экспертиз-2» (СБРЭ-2), были проведены комплексные региональные геохимические работы в Юрацкой и Гыданской губах. Данная инновационная технология (прошла апробацию на геотраверсах в Карском, Баренцевом и Охотском морях) включала в себя следующие методы исследований: газогеохимию, битуминологию, ртутометрию, гидрохимию, литологию, дешифрирование космоснимков, высокочастотную геоакустику. Было выполнено более 400 комплексных станций. Анализ и интерпретация геохимических данных позволили выявить прямые признаки нефтегазоносности недр в донных отложениях, дать зональный прогноз нефтегазоносности, выявить районы и зоны нефтегазонакопления, оконтурить наиболее крупные объекты, благоприятные для поиска нефти и газа на акватории Юрацкой и Гыданской губ и территории прилегающей суши. Кроме того, была проведена дефференцированная оценка перспектив нефтегазоносности акваториальных структур второго порядка [Иванов Г.И., Гончаров А.В., Гаврилов А.Е. и др. Оценка перспектив нефтегазоносносности Гыданской губы по результатам комплексной геохимической съемки. //Разведка и охрана недр. -2011. -№ 10, с. 39-43.]. Восполнение запасов УВ в старых нефтегазодобывающих районах России с развитой инфраструктурой - задача весьма актуальная. Один из путей ее реализации - это геологоразведочные работы на территориях с невыясненными перспективами нефтегазоносности. Большая часть территории Республики Марий Эл расположена в западной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и, в силу ее слабой изученности глубоким бурением и другими нефтепоисковыми работами, относится именно к таким территориям. Новые геолого-геофизические данные вместе с накопленной к настоящему времени информацией позволили В.А. Трофимову, А.И. Волгиной, Ч.Г. Саттарову и др. авторам статьи произвести переоценку перспектив нефтегазоносности территории Республики Марий Эл, указав на первоочередные участки в пределах Казанско-Кажимского прогиба и его обрамления [Трофимов В.А., Волгина А.И., Саттаров Ч.Г. и др. Перспективы нефтеносности Республики Марий Эл в свете новых данных. //Разведка и охрана недр. -2011. -№4, с. 15-20.]. Научно-исследовательский институт космоаэрогеологических методов провел работы, которые в результате космогеологического изучения площадей размещения месторождений нефти, в Калининградской области выявлены характерные региональные и локальные аномалии спектральной яркости. Конкретизирована приуроченность нефтяных месторождений к субширотным и субмеридиональным зонам разломов, узлам их пересечения, а также к кольцевым и дуговым структурам определенных размеров. На этой основе сформулированы прогнозные космоструктурные и космоспектральные критерии нефтеперспективности. В центральной части Калининградской области выделены участки, рекомендованные для первоочередного проведения поисковых работ [Антипов В.С., Журавлев Е.А., Гальперов Г.В., Волин К.А. Нефтеперспективность центральной части Калининградской области по данным анализа многоспектральных космических снимков //Разведка и охрана недр. -2011. -№4, с. 26-36.]. Построена геологическая модель 3D нефтегазоносного бассейна. На основе изучения условий миграции и аккумуляции нефти и газа, равновесных в различных геологических обстановках, метод расчета параметров предшествующих элементов в сочетании закона Дарси и алгоритмы искусственного интеллекта применены для расчета скорости миграции. Liu Zhifeng, Wei Zhenhua, Wu Chonglong и др. авторами статьи предложена идея «лабиринтной» миграции и аккумуляции УВ и программирования прогоночного модуля. Последний испытан на реальной разведочной площади с получением удовлетворительных результатов. Результаты исследований дают хороший аналитический инструмент для снижения рисков поисков нефти [Liu Zhifeng, Wei Zhenhua, Wu Chonglong и др. Исследование «лабиринтной» миграции УВ и имитация аккумуляции на основе точечно-сеточной модели Корнера. //Shiyou shiyan dizhi = Petrol. Geol. and Exp. -2010. 32. -№ 6.]. Месторождения нераспределенного фонда недр открывались в течение 75 лет, а их запасы оценивались по неоднократно изменявшимся методическим правилам. В результате перевода устаревших исходных материалов оценки в цифровой формат, их ревизии и актуализации, первоначальные объемы суммарных запасов большинства месторождений были уточнены. В результате пересчета уточненных запасов на единой методической основе в соответствии с международными стандартами, категорийная структура запасов всех месторождений изменилась в сторону уменьшения доли разведанных запасов. Эти изменения первоначальных запасов объективно обусловлены необходимостью их соответствия единым современным стандартам - как отечественным, так и международным. Опыт работ, выполненных в рамках проекта «Переоценка», показал, что запасы большей части месторождений НФН требуют уточнения и пересчета по причинам, не связанным с переходом на новую классификационную основу. Апробация новой классификации, утвержденной в 2005 г., и методических рекомендаций по ее применению (2007 г.), проведенная ведущими предприятиями страны во всех ее регионах на основе сотен месторождений НФН, позволила выявить недостатки обоих документов, устранение которых может сделать их вполне работоспособными. Несмотря на это, главный результат их применения уже достигнут - отечественные разведанные запасы по степени их геологической обоснованности приведены в соответствие с международными стандартами. И этот результат вряд ли подлежит пересмотру. Он подлежит государственной экспертизе и официальному утверждению. Ввод в действие новой классификации, строго регламентирующей правила выделения участков подсчета разведанных запасов, отложен до 01.01.2012 г. Сегодня запасы месторождений НФН уже пересчитаны по новым правилам. Запасы месторождений распределенного фонда недр находятся в прежнем состоянии, которое, вероятно, также далеко от безупречного. Недропользователи при оценке запасов новых месторождений вынуждены придерживаться сложившейся отечественной традиции, допускающей ее неоднозначность. Безусловно, проблема сопоставления отечественных запасов нефти и газа, как между собой, так и с оцениваемыми за рубежом, требует скорейшего разрешения. В настоящее время рассматриваются различные варианты новой отечественной классификации запасов нефти и газа. Все их объединяет то, что они обсуждаются, а не апробируются. Наш опыт показывает, что новую работоспособную классификацию невозможно сконструировать или собрать из фрагментов, уже существующих. Чтобы быть работоспособной, любая классификация должна пройти апробацию на примерах десятков и сотен месторождений. Сегодня существует единственный вариант новой классификации с таким опытом апробации, и может быть именно в этом случае полезно будет вспомнить не стареющее житейское правило: «За одного битого — двух небитых дают» [Новиков Ю.Н. (ФГУП «ВНИГРИ») Процедура и результаты уточнения и пересчета геологических запасов нефти и газа месторождений нераспределенного фонда недр. //Разведка и охрана недр. -2011. -№4, с. 11-17.]. |
Похожие:
 | Фгунпп «Росгеолфонд» Московский филиал фгунпп «Росгеолфонд» «Научный центр виэмс» Федеральное государственное унитарное научно-производственное предприятие «Российский федеральный геологический фонд» | | Фгунпп «Росгеолфонд» Московский филиал фгунпп «Росгеолфонд» «Научный центр виэмс» Федеральное государственное унитарное научно-производственное предприятие «Российский федеральный геологический фонд» |
| Российской Федерации Федеральное агентство по недропользованию Российский... Основные направления совершенствования деятельности организаций мпр россии по формированию и использованию государственных информационных... | | Московский Филиал «Инко-Центр» Наименование заказчика: Государственное автономное учреждение культуры «Саратовский государственный академический театр драмы имени... |
| Научный центр исследований по проблемам заповедного дела минэкоресурсов... I. порядок применения правил землепользования и застройки городского округа лыткарино и внесения в них изменений | | Программа по формированию навыков безопасного поведения на дорогах... Маршала Советского Союза К. К. Рокоссовского (филиал фгквоу впо «Военный учебно-научный центр сухопутных войск «Общевойсковая академия... |
 | Директор фгбу «Российский научный центр радиологии и хирургических технологий» Положение о ежегодной аттестации клинических ординаторов фгбу «Российский научный центр радиологии и хирургических технологий» Министерства... | | 29 марта 2012 года Дата введения Государственный научный центр вирусологии и биотехнологии "Вектор"; Федеральным казенным учреждением здравоохранения "Противочумный... |
| Факультет психологии Ростовского госуниверситета Московский институт... Омский институт водного транспорта (филиал) фбоу впо «Новосибирская государственная академия водного транспорта» | | Московский университет Тематика (задания) домашних контрольных работ и методические рекомендации по их написанию для заочной формы обучения (специальность:... |
| Министерство образования оренбургской области гу «региональный центр... Научный редактор: С. А. Алешина, к п н., директор гу «Региональный центр развития образования», Оренбургская область | | «Московский государственный университет путей сообщения» рабочая программа Ярославский филиал федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Московский... |
| Отчет о результатах самообследования калининградского филиала государственного... Калиниградский филиал государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «московский государственный... | | Гематологический научный центр Заместитель генерального директора по научной работе и инновациям проф., д м н. Менделеева Л. П |
| Гематологический научный центр Заместитель генерального директора по научной работе и инновациям проф., д м н. Менделеева Л. П | | Гематологический научный центр Заместитель генерального директора по научной работе и инновациям проф., д м н. Менделеева Л. П |
