Для студентов МГУ им. Ломоносова по предмету ГеологияНефтегазогенерационный потенциал юрских отложений шельфа Баренцева моряНефтегазогенерационный потенциал юрских отложений шельфа Баренцева моря
2019-03-132019-03-13СтудИзба
Диссертация: Нефтегазогенерационный потенциал юрских отложений шельфа Баренцева моря
Описание
Актуальность темы. Юрские нефтегазоматеринские толщи являются одним из потенциальных источников углеводородов в мезозойских бассейнах российской Арктики. Их потенциал в Баренцевом море еще слабо изучен, хотя основные запасы и ресурсы углеводородов в акватории связаны с юрскими отложениями. В настоящий момент в юрских резервуарах в российском секторе открыто три газовых месторождения (в том числе – уникальное по запасам Штокмановское), в норвежском секторе – несколько нефтегазовых месторождений. Последние нефтяные открытия в норвежском секторе Баренцева моря ставят остро вопрос об источнике нефтяных углеводородов. Оценка возможностей юрских потенциально нефтегазоматеринских пород генерировать как газовые, так и жидкие углеводороды необходима для понимания закономерностей распределения залежей в этом регионе. Прогноз фазового состава углеводородов в Баренцевом море определяет выбор стратегии геолого-разведочных работ и является крайне актуальной и необходимой задачей для оценки перспектив одного из наиболее богатых углеводородами бассейнов Арктического шельфа России.
Цель работы заключалась в выявлении нефтегазогенерационного потенциала юрских отложений шельфа Баренцева моря и прогнозе фазового состава генерируемых ими углеводородов.
Основные задачи:
1. Сбор геолого-геофизического и скважинного материала по шельфу Баренцева моря;
2. Выделение нефтегазоматеринских пород в разрезе юрских отложений. Определение генетических типов органического вещества и условий формирования юрских потенциально нефтегазоматеринских отложений;
3. Анализ современного структурного плана и выявление закономерностей изменения качественных и количественных характеристик юрских нефтегазоматеринских пород по площади и в разрезе;
4. Выявление современных очагов генерации углеводородов юрскими нефтегазоматеринскими породами;
5. Реконструкция процессов нефтегазообразования с использованием 2D бассейнового моделирования в программном пакете Temis Suite.
Научная новизна. Проведенный анализ потенциально нефтегазоматеринских толщ в отложениях юрского комплекса Баренцевоморского шельфа выявил закономерности изменения качественных и количественных характеристик юрских нефтегазоматеринских пород по площади и в разрезе.
Впервые установлено, что глинистые прослои в терригенной толще нижне-среднеюрского возраста, формировавшиеся в условиях аллювиально-дельтовой и прибрежно-морской равнины, обладают хорошими нефтегазоматеринскими характеристиками и могут принимать участие в формирование нефтегазоносности региона.
Подтверждена возможность верхнеюрских отложений генерировать жидкие углеводороды в наиболее погруженных частях Южно-Баренцевской впадины. На основании анализа геологических и геохимических данных, а также результатов бассейнового моделирования выделены очаги генерации нефтяных и газовых углеводородов юрскими нефтегазоматеринскими породами на шельфе Баренцева моря и показаны возможные пути их миграции.
Защищаемые положения
1. В разрезе юрских отложений Баренцевоморского шельфа выделяются следующие нефтегазоматеринские толщи: нижнеюрские с органическим веществом гумусового типа, среднеюрские аален-батские и келловейские - со смешанным сапропелево-гумусовым органическим веществом и верхнеюрские - с преимущественно сапропелевым органическим веществом.
2. Максимальные концентрации органического вещества гумусового типа в нижнеюрских отложениях отмечаются в отдельных глинистых прослоях аллювиально-дельтовой равнины, гумусово-сапропелевого типа в среднеюрских отложениях – в глинистых породах прибрежно-морской равнины, и приурочены к северо-западной части Южно-Баренцевской впадины и прогибам норвежского шельфа. Доля сапропелевой составляющей в юрских глинистых горизонтах увеличивается вверх по разрезу, достигая максимума в верхнеюрских отложениях, отражая региональную трансгрессию моря в юрский период. Максимальные содержания органического вещества преимущественно сапропелевого типа в верхнеюрских породах приурочены к наиболее глубоким участкам палеобассейна (Южно-Баренцевская впадина, прогибы норвежского шельфа).
3. Нижнеюрские толщи достигли условий главной зоны нефтеобразования в прогибах южной части Баренцевоморского шельфа, но в связи с гумусовой природой органического вещества генерировали преимущественно газовые углеводороды. Аален-батские и келловейские породы достигли условий главной зоны нефтеобразования (градации МК1-МК2) в Южно-Баренцевской впадине, в прогибах Нордкап и Хаммерфест и генерировали как нефтяные, так и газовые углеводороды. Верхнеюрские отложения вошли в главную зону нефтеобразования лишь в центральной части Южно-Баренцевской впадины, где они могли генерировать жидкие углеводороды.
Практическая значимость
Построена геолого-геохимическая модель формирования нефтегазоносности шельфа Баренцева моря и оценен вклад юрских нефтегазоматеринских пород в формирование углеводородного потенциала бассейна. Выявлены очаги генерации углеводородов юрскими нефтегазоматеринскими толщами, показаны возможные пути их миграции. Полученные данные могут использоваться для прогнозирования фазового состава возможных углеводородных скоплений и выбора стратегии проведения дальнейших поисково-разведочных работ в Баренцевоморском бассейне.
Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на российских и международных конференциях:
AAPG Arctic Technology Conference (Houston, 3-5 December 2012);
XIV Международная научно-практическая конференция «Геомодель» (Геленджик, 10–14 сентября 2012);
научная конференция «Ломоносовские чтения» (Москва, 15-23 ноября 2011);
72nd EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC 2010 (Barcelona, Spain, 14-17 June 2010).
Публикации. По теме диссертации автором опубликовано 6 работ, включая тезисы и тексты докладов, из них две – в журналах, входящих в перечень ВАК Минобрнауки РФ: Геология нефти и газа, № 3, 2012 г. и Вестник Московского университета. Серия 4. Геология, № 1, 2013 г.
Фактический материал. Работа основана на геолого-геохимическом исследовании кернового материала скважин российской части Баренцева моря Северо-Мурманской, Арктической, Штокмановской, Лудловской, Ледовой и Ферсмановской площадей, предоставленного компанией ОАО «Арктикморнефтегазразведка»; образцов пород из скважин норвежской части Баренцева моря, предоставленных компанией Статойл в рамках российско-норвежского сотрудничества между МГУ имени М.В.Ломоносова, университетом г. Тромсо и нефтяной компанией Статойл; образцов пород из обнажений архипелага Земля Франца Иосифа и Шпицберген, отобранных в ходе экспедиций сотрудниками и студентами геологического факультета МГУ имени М.В. Ломоносова. Объем аналитических исследований, выполненных автором, включает: макроописание и люминесцентно-битуминологическое исследование – более 250 образцов, микроописание и пиролиз (Rock-Eval) – 110 образцов, экстракция и газожидкостная хроматография – 40 образцов, газовая хроматография - масс-спектрометрия – 30 образцов. Помимо геохимических аналитических работ были выполнены замеры показателя отражения витринита для более чем 100 образцов пород из всех скважин российского сектора Баренцева моря. Привлекались литературные данные и результаты геохимических исследований образцов керна и шлама скважин норвежского шельфа Баренцева моря, опубликованные на сайте npd.no. Для выполнения бассейнового моделирования использовались региональные сейсмо-геологические разрезы по юго-восточной части Баренцева моря, предоставленные компанией ОАО МАГЭ.
Цель работы заключалась в выявлении нефтегазогенерационного потенциала юрских отложений шельфа Баренцева моря и прогнозе фазового состава генерируемых ими углеводородов.
Основные задачи:
1. Сбор геолого-геофизического и скважинного материала по шельфу Баренцева моря;
2. Выделение нефтегазоматеринских пород в разрезе юрских отложений. Определение генетических типов органического вещества и условий формирования юрских потенциально нефтегазоматеринских отложений;
3. Анализ современного структурного плана и выявление закономерностей изменения качественных и количественных характеристик юрских нефтегазоматеринских пород по площади и в разрезе;
4. Выявление современных очагов генерации углеводородов юрскими нефтегазоматеринскими породами;
5. Реконструкция процессов нефтегазообразования с использованием 2D бассейнового моделирования в программном пакете Temis Suite.
Научная новизна. Проведенный анализ потенциально нефтегазоматеринских толщ в отложениях юрского комплекса Баренцевоморского шельфа выявил закономерности изменения качественных и количественных характеристик юрских нефтегазоматеринских пород по площади и в разрезе.
Впервые установлено, что глинистые прослои в терригенной толще нижне-среднеюрского возраста, формировавшиеся в условиях аллювиально-дельтовой и прибрежно-морской равнины, обладают хорошими нефтегазоматеринскими характеристиками и могут принимать участие в формирование нефтегазоносности региона.
Подтверждена возможность верхнеюрских отложений генерировать жидкие углеводороды в наиболее погруженных частях Южно-Баренцевской впадины. На основании анализа геологических и геохимических данных, а также результатов бассейнового моделирования выделены очаги генерации нефтяных и газовых углеводородов юрскими нефтегазоматеринскими породами на шельфе Баренцева моря и показаны возможные пути их миграции.
Защищаемые положения
1. В разрезе юрских отложений Баренцевоморского шельфа выделяются следующие нефтегазоматеринские толщи: нижнеюрские с органическим веществом гумусового типа, среднеюрские аален-батские и келловейские - со смешанным сапропелево-гумусовым органическим веществом и верхнеюрские - с преимущественно сапропелевым органическим веществом.
2. Максимальные концентрации органического вещества гумусового типа в нижнеюрских отложениях отмечаются в отдельных глинистых прослоях аллювиально-дельтовой равнины, гумусово-сапропелевого типа в среднеюрских отложениях – в глинистых породах прибрежно-морской равнины, и приурочены к северо-западной части Южно-Баренцевской впадины и прогибам норвежского шельфа. Доля сапропелевой составляющей в юрских глинистых горизонтах увеличивается вверх по разрезу, достигая максимума в верхнеюрских отложениях, отражая региональную трансгрессию моря в юрский период. Максимальные содержания органического вещества преимущественно сапропелевого типа в верхнеюрских породах приурочены к наиболее глубоким участкам палеобассейна (Южно-Баренцевская впадина, прогибы норвежского шельфа).
3. Нижнеюрские толщи достигли условий главной зоны нефтеобразования в прогибах южной части Баренцевоморского шельфа, но в связи с гумусовой природой органического вещества генерировали преимущественно газовые углеводороды. Аален-батские и келловейские породы достигли условий главной зоны нефтеобразования (градации МК1-МК2) в Южно-Баренцевской впадине, в прогибах Нордкап и Хаммерфест и генерировали как нефтяные, так и газовые углеводороды. Верхнеюрские отложения вошли в главную зону нефтеобразования лишь в центральной части Южно-Баренцевской впадины, где они могли генерировать жидкие углеводороды.
Практическая значимость
Построена геолого-геохимическая модель формирования нефтегазоносности шельфа Баренцева моря и оценен вклад юрских нефтегазоматеринских пород в формирование углеводородного потенциала бассейна. Выявлены очаги генерации углеводородов юрскими нефтегазоматеринскими толщами, показаны возможные пути их миграции. Полученные данные могут использоваться для прогнозирования фазового состава возможных углеводородных скоплений и выбора стратегии проведения дальнейших поисково-разведочных работ в Баренцевоморском бассейне.
Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на российских и международных конференциях:
AAPG Arctic Technology Conference (Houston, 3-5 December 2012);
XIV Международная научно-практическая конференция «Геомодель» (Геленджик, 10–14 сентября 2012);
научная конференция «Ломоносовские чтения» (Москва, 15-23 ноября 2011);
72nd EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC 2010 (Barcelona, Spain, 14-17 June 2010).
Публикации. По теме диссертации автором опубликовано 6 работ, включая тезисы и тексты докладов, из них две – в журналах, входящих в перечень ВАК Минобрнауки РФ: Геология нефти и газа, № 3, 2012 г. и Вестник Московского университета. Серия 4. Геология, № 1, 2013 г.
Фактический материал. Работа основана на геолого-геохимическом исследовании кернового материала скважин российской части Баренцева моря Северо-Мурманской, Арктической, Штокмановской, Лудловской, Ледовой и Ферсмановской площадей, предоставленного компанией ОАО «Арктикморнефтегазразведка»; образцов пород из скважин норвежской части Баренцева моря, предоставленных компанией Статойл в рамках российско-норвежского сотрудничества между МГУ имени М.В.Ломоносова, университетом г. Тромсо и нефтяной компанией Статойл; образцов пород из обнажений архипелага Земля Франца Иосифа и Шпицберген, отобранных в ходе экспедиций сотрудниками и студентами геологического факультета МГУ имени М.В. Ломоносова. Объем аналитических исследований, выполненных автором, включает: макроописание и люминесцентно-битуминологическое исследование – более 250 образцов, микроописание и пиролиз (Rock-Eval) – 110 образцов, экстракция и газожидкостная хроматография – 40 образцов, газовая хроматография - масс-спектрометрия – 30 образцов. Помимо геохимических аналитических работ были выполнены замеры показателя отражения витринита для более чем 100 образцов пород из всех скважин российского сектора Баренцева моря. Привлекались литературные данные и результаты геохимических исследований образцов керна и шлама скважин норвежского шельфа Баренцева моря, опубликованные на сайте npd.no. Для выполнения бассейнового моделирования использовались региональные сейсмо-геологические разрезы по юго-восточной части Баренцева моря, предоставленные компанией ОАО МАГЭ.
Характеристики диссертации
Тип
Предмет
Учебное заведение
Семестр
Просмотров
170
Скачиваний
2
Размер
1,44 Mb
Список файлов
Хочешь зарабатывать на СтудИзбе больше 10к рублей в месяц? Научу бесплатно!
Начать зарабатывать
Начать зарабатывать