23126 (Калининградский нефтегазоносный район), страница 2

Северный разлом проявляется в позднепермских отложениях и наследуется триасовыми, т.е. подвижность территории сохранялась и во время разных фаз альпийского орогенеза. Условия, благоприятные для образования нефти в пермском периоде, подтверждаются установлением в районе г. Нида барьерного рифа, который отгораживал пермскую лагуну от морского бассейна. Риф уходит в Гданьскую впадину и вполне может оказаться нефтегазоносной структурой – мощность регионально нефтеперспективных доломитов и известняков цехштейна в скв. Д1-6 составляет 42,0 м.

В соответствии с вышесказанным основные моменты формирования нефтяных залежей в регионе можно представить в такой последовательности. Балтийский орогенез завершил формирование неровностей архейского кристаллического фундамента и сделал его континентальной областью. Денудация продолжила расчленение основания будущей платформы. Проявление первых фаз каледонского орогенеза привело к трансгрессии моря. В условиях мелкого теплого моря в его прибрежной части шло формирование песчаных коллекторов. Периодически территория заболачивалась, превращалась в солоновато-водную и пресную лагуну, где накапливались темные обогащенные органикой глины – аналоги кембрийских аргиллитов, которые вполне могли быть нефтематеринскими породами. Но на рубеже кембрия и силура они были в существенной мере разрушены. В кембрии, ордовике и силуре идет формирование структур облекания, осадочная толща уплотняется, углы наклона крыльев уменьшаяются в направлении замка структур антиклинального типа; на этом этапе формируется надежная ордовикско-силурийская покрышка. В герцинский и раннеальпийский этапы развития интенсивно происходило формирование нефти и магистралей ее миграции. В это же время возникают экраны в древних структурах, т.е. формируются структурно-тектонические ловушки и антиклинальные сводовые нарушенные залежи.

Следовательно, Калининградская область и прилегающая часть акватории представляют собой площадь распространения однотипных нефтяных залежей единого генезиса с общими нефтяными свитами, т.е. принадлежат к одному и тому же Калининградскому нефтегазоносному району.

3. Перспективы нефтедобычи

Мы привыкли к утверждению, что в прибрежной Балтике нефти должно быть больше, чем на суше. Мысль эта основывается на том, что шельфы, как правило, отделены от открытого моря сбросами, за которыми располагается опущенная область. В зоне свала глубин мощность осадочной толщи возрастает. Это явление мы наблюдаем практически повсеместно. Так, в Мексиканском заливе мощность осадков до 17,0 км, причем 12,0 км из них – дельтовые песчано-глинистые фации; в Карибском и Северном морях – около 10,0 км, а в Каспийском – более 20,0 км и т.д.; запасы же нефти в одинаковых объемах пород, развитых на шельфе и на суше, одни и те же [10]. Но Балтика – море шельфовое, и мощности осадочной толщи в его прибрежной зоне соизмеримы с таковыми на суше: в скв. Д1-6 – 2356,0 м, С1-9 – 2719,0 и Рыбачинская-1 – 2402,0 м, Ягодная-1 – 2956,0 м.

Кроме того, в таких структурах, как синеклиза, хотя линии максимальных мощностей свит в целом смещаются в сторону нефтеперспективных территорий, в частности же чем древнее осадки, тем дальше по направлению от максимальных мощностей располагаются оси наблюдаемых в настоящее время прогибов. Не зоны максимальных мощностей, а именно осевые части прогибов были зонами нефтенакопления, и в них могли сохраниться промышленные залежи нефти и газа. Максимальные мощности и погружение гарантируют лишь лучшую сохранность толщ при восходящих тектонических движениях, но никак не их нефтегазоносность. Так, структура Д-6 располагается не в центральной части вала, а в зоне перехода вала в прогиб.

С позиции тектоники плит особое место в образовании и накоплении нефти отводится рифтовым зонам (в т.ч. и пассивным окраинам материков) и зонам субдукции, где вероятен сильный прогрев (до 145-175оС) мощной обогащенной органикой осадочной толщи. Например, цепочкой нефтепродуктивных поднятий промаркирована зона погружения Южно-Каспийской плиты под Туранско-Скифскую [5, 11]. Регионально нефтеносны и палеозоны субдукции, которые в современной структуре земной коры выражены передовыми прогибами. В областях сопряжения прогибов и склонов платформ располагаются уникальные нефтегазоносные бассейны (Персидский залив, лагуна Маракайбо и др.). С перечисленными тектоническими зонами связано до 80% мировых запасов нефти и газа [6, 2].

Во впадине Балтийского моря рифтогенез мог проявиться только начиная с позднего альва. С палеоценом-средним эоценом связывают образование Датско-Польского авлакогена и Польско-Литовской впадины, которые в это время были заливом Северного моря. С североморским рифтогенезом соотносят и формирование рифта вдоль линиамента Тейсейра-Торнквиста (линия Т-Т), разделяющего Восточно-Европейскую и Средне-Европейскую платформы, где мощности осадочной толщи значительно возрастают. Идея же о погребенном под палеозойскими отложениями субмеридиональном рифтовом гребне, подобном североморскому, в Балтике пока не подтверждается. Докембрийские, палеозойские и мезозойские разломы впадину Балтийского моря не контролируют, а осложняют [9]. Отсюда отнюдь не обнадеживающий прогноз на решение проблемы нефтедобычи за счет освоения Кравцовского месторождения. К тому же при самой прогрессивной организации работ с учетом требований международного и российского природоохранного законодательства морская нефть обходится примерно в три раза дороже нефти, добытой на суше. Ситуация с нефтедобычей на суше на сегодня достаточно тревожна. Кембрийский коллектор, обеспечивающий Калининградский нефтегазоносный регион, сложен для эксплуатации. Коэффициент извлечения нефти из пласта не превышает 30%, т.е. до 70,0% и более нефти остается недобытой. Давление и дебиты на месторождениях быстро падают, а начальные извлекаемые запасы не подтверждаются. Из 246 действующих скважин в фонтанной эксплуатации числится только 15,0%. Нетрудно сосчитать, что при годовой добыче 750,0 тыс. т на одну скважину приходится 3,1 тыс. т нефти в год, или 8,5 т/сутки. Если вспомнить, что начальные дебиты на Калининградских месторождениях достигали 150-260 т/сутки, мы вправе свидетельствовать общее истощение кембрийского нефтяного пласта.

Охрана недр и ресурсосбережение такого ценного энергетического сырья, как нефть, требует такой системы разработки, которая обеспечивала бы минимальные издержки на единицу добываемой нефти при более полном использовании промышленных запасов. В этой системе ведущими должны быть мероприятия по извлечению нефти из пласта, в т.ч.: а) улучшающие коллекторские свойства (термическая соляно-кислотная обработка, гидроразрыв с пескованием и т.д.); б) поддерживающие пластовое давление (внутри- и законтурное заводнение, спроектированное на основе знания пластовой водонапорной системы и исключающее возможность обводнения нефтяного пласта подстилающими водами). Увеличение нефтеотдачи до 40-50%, что по современным технологиям вполне реально, удвоит добычу. Этот резерв способен дать экономический эффект ничуть не меньший, чем освоение Кравцовского месторождения.

Список литературы

Гаврилов В.П. Геология и минеральные ресурсы Мирового океана. – М., 1990.

Геодекян А.А., Забанбарк А., Конюхов А.И. Тектонические и литологические проблемы нефтегазоносности континентальных окраин. – М., 1988.

Геология и геоморфология Балтийского моря / Ред. А.А. Григялис. – Л., 1991.

Ельцина Г.Н. Минеральные ресурсы // Калининградская область. Природные ресурсы. – Калининград, 1999. – С. 9-60.

Калиненко М.К. Методы сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности акваторий и поисков в них нефти и газа. – М., 1977.

Кулямин Л.Н. Ресурсы минерального сырья вод Мирового океана и недр океанического дна. – Л., 1982.

Левин Л.Э., Фельдман С.Л. Балтийское море // Тектоника и нефтегазоносность окраинных и внутренних морей СССР. – Л., 1970. – С. 190-251.

Павлов В. Сырьевая база региона // Калининградская область. – Калининград, 1999. – С. 26-27.

Пуура В.А., Амантов А.В., Свиридов Н.И., Корсакова М.А. Тектоника // Геология и геоморфология Балтийского моря. – Л., 1991.

Рассел У.Л. Основы нефтяной геологии. – Л., 1958.

Троцюк В.Я., Марина М.М. – Органический углерод в отложениях Мирового океана. – М., 1988.

Харин Г.С., Харин С.Г. Геологическое строение Куршской косы и ее подводных склонов // Проблемы изучения и охраны природы Куршской косы. – Калининград, 1988. – С. 318-329.

Экологическая оценка проекта Д-6. / ОАО "Лукойл-Калининград­морнефть". Калининград, 1999.

Для подготовки данной работы были использованы материалы с сайта

1¹ В последние годы на этом основании обсуждается вероятность существования коллекторов турбидитного генезиса.