Перспективы открытия нефтяных месторождений в пределах восточной части шельфа Печорского моря

Коротаихинская впадина является слабоизученным и очень сложным объектом для поисков залежей нефти и газа с которым связывают перспективы прироста запасов (УВ) в Тимано-Печорском НГБ.
Прогноз и оценка перспектив нефтегазоносности морского продолжения Коротаихинской впадины.
Актуальность:
Цель:
Физико-географический очерк
Район исследования:
Морское продолжение Коротаихинской впадины
Шельф Печорского моря
Ближайший окружной центр – г. Нарьян-Мар.
Карта фактического материала
Фактический материал:
1700 пог. км сейсмических 2D профилей в формате sgy (Росгеолфонд)
6 скважин с комплексом методов ГИС в формате las (Росгеолфонд)
описания обнажений (ВСЕГЕИ, 2014; Еременко и др., 2009; Патрунов и др., 1980; Сидоренко и др., 1970)
Все данные собраны в проект в ПО Petrel.

Стратиграфический очерк
Фундамент:
Верхнепротерозойский сланцевый комплекс
Осадочный чехол:
Орогенные молассовые формации P и T, мощность до 6 км
Доорогенные формации – от лагунных эвапоритов, прибрежно-морских песчаников и глин до морских мелководных и относительно глубоководных известняков, глин и силицитов
Карта с опорными точками разрезов обрамления морской части Коротаихинской впадины
(составлено автором)

Структурная интерпретация сейсмических данных
Сейсмогеологический профиль 129023, ориентированный вкрест структур Коротаихинской впадины
(составлено автором)

Сейсмогеологический профиль 411304
Сейсмогеологический профиль 411312
Структурная интерпретация сейсмических данных
Бельковская мульда
Лабогейская моноклиналь
Хейягинская депрессия
Васьягинско-
Сабриягинская СНЗ

Карта изохрон ОГ Б
Карта изохрон ОГ A-I
Карта изохрон ОГ Ia
Карта изохрон ОГ IIv
Карта изохрон ОГ III-IV
Карта изохрон ОГ IIId
Карта изохрон ОГ V
Карта изохрон ОГ VI
Карты изохрон

подошва юрских отложений
подошва триасовых отложений
кровля каменноугольно-нижнепермского карбонатного комплекса
подошва визейских отложений нижнего карбона
кровля силурийских отложений
подошва доманиковых отложений верхнего девона
подошва карбонатных отложений среднего ордовика
поверхность байкальского фундамента
Структурные карты

Тектоническое строение
(Никонов Н.И. и др., 1999)
Тектоническая схема района исследования по структурной карте кровли каменноугольно-нижнепермских карбонатов
Фрагмент карты тектонического районирования Тимано-Печорского НГБ с отмеченной площадью исследования
(составлено автором)

Шкала событий УВ систем Коротаихинской впадины
Степень катагенетической преобразованности осадочной толщи
Степень насыщения осадочной толщи углеводородами
Двумерное бассейновое моделирование
(составлено автором)
D3tm-sr – глинисто-карбонатные
породы, Сорг=1%, HI = 500, I-II тип ОВ
S1v - известняки, доломиты, глинистые сланцы, Сорг=2%, HI = 450, I-II тип ОВ
D3dm – глинисто-кремнисто-карбо-
натные породы, Сорг=12%, HI=700, I-II тип ОВ
С1v - аргиллиты, HI = 400, Сорг=8%, II тип ОВ
Р1a-s – карбонатно-глинистые
породы, Сорг=2%, HI = 350, II-III тип
Т1 - аргиллиты, Сорг=1,8%, HI = 350 II-III тип ОВ
Т2 - аргиллиты, Сорг=1,8%, HI = 400, II тип ОВ
Т3 - аргиллиты, Сорг=1,8%, HI = 300, II-III тип ОВ
Р1ar-k – аргиллиты, Сорг=2%, HI = 300, II-III тип ОВ
(составлено автором)
(Прищепа и др., 2008; Ступакова и др., 2017; Fossum, Grant., Byurchieva, 2013)
Характеристика НГМТ (исходные параметры)
Многие НГМТ уже прошли ГФН в наиболее погруженных структурах
Ловушки формировались до активной миграции УВ (и одновременно) – благоприятный фактор для образования залежей
В P-T интервале прогнозируется насыщение жидкими УВ в пределах валов и линз, связанных с конусами выноса

Выделение локальных структур
Оценка ресурсов
Оценка рисков
Pg = P1 ⋅ P2 ⋅ P3 ⋅ P4
PoS = 1 – (1-Pg1) ⋅ (1-Pg2) ⋅ (1-Pg3) ⋅ (1-Pgn)
где Pgn – вероятность успеха открытия n-ной залежи в пределах данной структуры
PoS – вероятность геологического успеха
Pg - вероятность открытия залежи
P1 – вероятность существования природного резервуара,
Р2 – вероятность существования ловушки,
Р3 – вероятность заполнения ловушки УВ флюидами,
Р4 – вероятность сохранности залежи.
Q = S ⋅ h ⋅ kп ⋅ kн ⋅ ρн ⋅ θ ⋅ КИН
Q – ресурсы нефти (извлекаемая часть), т;
S – площадь нефтеносности, тыс. м2;
h – эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м;
kп – коэффициент открытой пористости, доли единицы;
kн – коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли единицы;
ρн – плотность нефти на поверхности, т/м3;
θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, доли единицы;
КИН – коэффициент извлечения нефти, доли единицы.
Оценка объемным методом. Параметры – из выполненных структурных построений, а также из подобранных месторождений-аналогов.
Локальные структуры и их размеры выбирались на основе полученных структурных планов.
Структуры достаточно определенно выражены в строении осадочной толщи
Глубины не более 3.5 - 4 км.

Матвеевская структура
Пример залежи на фрагменте структурной карты кровли пермских отложений
Тип ловушки:
пластовая сводовая, тектонически экранированная
Месторождения аналоги:
P-Т терр.: Седьягинское, Лабаганское, Южно-Торавейское, Варандейское
C1v-P1a: Междуреченское, Медынское-Море
D3dm-C1t: Западно-Лекейягинское, Тобойско-Мядсейское
A
Б
A
Б
Перспективные локальные структуры

Структура без названия 1
Фрагмент структурной карты кровли пермских отложений
с отмеченной структурой
A
Б
В
Г
A
Б
В
Г
Тип ловушки:
пластовая сводовая, тектонически экранированная
Месторождения аналоги:
P-Т терр.: Седьягинское, Лабаганское, Южно-Торавейское, Варандейское
В данном комплексе вероятно развитие литологически экранированных ловушек в песчаных телах конусов выноса*
Перспективные локальные структуры

Результаты оценки ресурсов и геологических рисков
Суммарные геологические ресурсы морского продолжения Коротаихинской впадины:
161,5 млн. т.
Суммарные извлекаемые ресурсы морского продолжения Коротаихинской впадины :
35,9 млн. т.

В настоящей работе были рассмотрены такие основные вопросы, как:
Строение геологического разреза Коротаихинской впадины;
Тектоническое районирование морской части Коротаихинской впадины;
История геологического развития бассейна;
Общие сведения о нефтегазоносности Коротаихинской впадины и прилегающих районов
Выявлены пластово-сводовые, тектонически и стратиграфически экранированные ловушки, расположенные в нераспределенном фонде недр и представляющие потенциальный интерес для дальнейшего изучения. Кроме того, отмечены области, в пределах которых предполагается развитие более сложных литологически экранированных ловушек.
Рассчитаны извлекаемые ресурсы нефти по четырем структурам, составляющие 35,9 млн. т. Также оценена вероятность геологического успеха для каждой структуры. Значения варьируют от 5 до 12%, что связано с характером и полнотой геолого-геофизической информации.
Рекомендуется рассматривать акваториальное продолжение Коротаихинской впадины в качестве возможно-перспективного региона, разработка потенциальных структур которого может быть актуальна при необходимости наращивания ресурсной базы акватории Печорского моря.
Переход к более детальному изучению потенциальных объектов целесообразен после проведения дополнительных 2D сейсморазведочных работ в бортовых частях впадины.
Выводы и рекомендации
В пределах Коротаихинской впадины существовали все условия для генерации и аккумуляции нефти и газа. Наличие в разрезе НГМТ, а также степень их катагенетической зрелости создали все предпосылки масштабной генерации УВ для формирования месторождений нефти и газа.

Спасибо за внимание!