Изучение углеводородных ресурсов морских акваторий и Арктического региона Российской ФедерацииНИР

Arctic shelf hydrocarbon resources evaluation and innovation methods for production increasing

Источник финансирования НИР

госбюджет, раздел 0110 (для тем по госзаданию)

Этапы НИР

# Сроки Название
1 11 января 2016 г.-30 декабря 2016 г. Изучение углеводородных ресурсов акватории Западной части Российской Арктики
Результаты этапа: По каждому нефтегазоносному нефтегазоносному бассейну в пределах акватории арктического региона получены следующие результаты: 1. Карты геолого-геофизической изученности (сейсмических съёмок, месторождений, скважин, местоположений обнажений естественных горных пород в обрамлении как возможных аналогов коллекторов, покрышек и нефтегазоматеринских толщ, предполагаемых в пределах бассейна). 2. Материалы, характеризующие геологическое строение и историю развития бассейнов (схемы общего тектонического районирования арктического региона с отражением возраста и основных структурных элементов фундамента, структурные карты, сейсмогеологические разрезы, литолого-фациальные схемы или схемы обстановок осадконакопления). 3. Материалы, характеризующие углеводородные системы бассейнов, в т.ч. данные о нефтегазоматеринских толщах (стратиграфическое положение, состав ОВ и условия образования, степень зрелости), геотермический режим, выделены очаги генерации УВ, определены свойства нефтей и газов.
2 1 января 2017 г.-31 декабря 2017 г. Изучение углеводородных ресурсов акватории Восточной части Российской Арктики
Результаты этапа: Составлены карты геолого-геофизической изученности (сейсмических съёмок, месторождений, скважин, местоположений обнажений естественных горных пород в обрамлении как возможных аналогов коллекторов, покрышек и нефтегазоматеринских толщ, предполагаемых в пределах бассейна). Описано геологическое строение и история развития бассейнов (схемы общего тектонического районирования арктического региона с отражением возраста и основных структурных элементов фундамента, структурные карты, сейсмогеологические разрезы, литолого-фациальные схемы или схемы обстановок осадконакопления). Описаны углеводородные системы бассейнов, в т.ч. данные о нефтегазоматеринских толщах (стратиграфическое положение, состав ОВ и условия образования, степень зрелости), геотермический режим, выделены очаги генерации УВ, определены свойства нефтей и газов.
3 1 января 2018 г.-31 декабря 2018 г. Оценка качества и свойств резервуаров в западной части Российской Арктики
Результаты этапа: Оценка качества и свойств резервуаров в западной части Российской Арктики оценивалось на основе анализа юрских резервуаров Баренцева моря. Поскольку открытая пористость и проницаемость алевро-песчаных пород продуктивных отложений зависит от условий седиментации и постседиментационных процессов, то восстановление обстановок осадконакопления и изучение порового пространства коллектора представляется очень значимым для определения его возможности содержать в себе флюиды углеводородов. Основываясь на аналитических данных, проведенных в лабораториях кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ, был построен график изменения коэффициента пористости от глубины. В юрских породах наблюдается ухудшение пористости с глубиной. Например, сравнивая данные пористости келловейских песчаников Штокмановской и Арктических структур, отмечается резкое ухудшение коллекторских свойств. Келловейские песчаники Штокмановской скважины находятся на глубинах 1930 м и имеют значения пористости до 23%. Одновозрастные им песчаники Арктической скважины, находясь на глубинах 2800 м, имеют пористость до 10% и достаточно низкие значения проницаемости – до 0,4 мД. В то же время на Штокмановском месторождении средние значения проницаемости составляют 0,5-1 Д. Изменение пористости с глубиной также фиксируется в юрских песчаниках (1400-2800 м) бассейна Тромсо в норвежской части Баренцева моря, где фильтрационные свойства их резко ухудшаются. Значения пористости келловейских песчаников Штокмановской и Ледовой скважин практически не различаются и в среднем составляют 20%, оба резервуара находятся на практически равных глубинах (Рис.7.25). Однако, проницаемость их сильно разнится. Если у песчаников Ледовой структуры она составляет порядка 10 мД, то у песчаников Штокмановской – от 100 мд до 1Д. Такая значительная разница при схожих показателях пористости, скорее всего, может быть обоснована большим количеством глинистых прослоев между тонкими песчаными пачками. Высокий фильтрационно-емкостной потенциал келловейских алевро-песчаных пород Штокмановской скважины предопределяется преимущественно мономинеральным составом. В келловейских песчаниках Штокмановской скважины отмечаются открытые каверны и трещины со следами битумов. По всей видимости, первоначально они способствовали фильтрационным процессам и были заполнены битуминозным веществом (Фото 7.44). В шлифах отмечаются трещины стилолитового облика Первоначальная пористость достаточно высокая, что хорошо видно на прокрашенных шлифах. Наблюдается зависимость между пористостью и проницаемостью для юрских отложений. Пористость келловейских песчаников в Штокмановской и Лудловской скважинах достаточно высокая, но проницаемость различна. Для Штокмановский баровых песчаников она почти в два раза выше. По каротажным данным в Лудловской скважине также выделяется песчаный пласт, но он менее мощный и, в целом, келловейский разрез более глинистый. Проницаемость юрских песчаников прямо пропорционально зависит от размера зерен. В разностях с карбонатизированным цементом наблюдается резкое снижение значений проницаемости. Пористость ааленских песчаников Лудловской скважины – 10,96%, проницаемость – 0,108 мД. Эти показатели значительно ниже, чем в аналогичных породах Северо-Мурманской скважины, причем, скорее всего, это связано как с более тонкими фракциями, определенными по гранулометрическому составу, так и с наличием карбонатного цемента, забивающего поры ааленких песчаников из Лудловской скважины.
4 1 января 2019 г.-31 декабря 2019 г. Оценка качества и свойств резервуаров в восточной части Российской Арктики
Результаты этапа: Восточный сектор российской Арктики является ключевым регионом для прироста углеводородной ресурсной базы России благодаря своему огромному потенциалу. На данный момент его геологическое строение остается достаточно слабо изученным, ввиду своей труднодоступности и сложных ледовых обстановок. В состав восточного сегмента Российского Арктического шельфа входят следующие моря: Лаптевых, Восточно-Сибитрское и западная часть Чукотского моря. Восточная часть Чукотского моря и западная часть моря Бофорта находится под юрисдикцией США. К Канадской части шельфа относится восточная часть моря Бофорта. В Чукотском море существует неурегулированный вопрос по поводу делимитации. Российско-Американское соглашение (так называемое Соглашение о Линии Шеварнадзе-Бейкера) о разграничении экономических зон и континентального шельфа в Чукотском и Беринговом морях до сих пор не ратифицировано в РФ. Также остается открытым вопрос о разделении акватории между США и Канадой в море Бофорта. В обоих случаях стороны расходятся по вопросу о принципе разграничения – на основе равноудаленности или медианной линии. Сейсмическая изученность акваторий арктического шельфа пяти стран Циркумарктического региона различается в десятки, а местами в сотни раз и ограничивается распространением льда Северно-Ледовитого океана. Особенно малоизученными сейсморазведкой (0,01-0,05 пог. км/км2) являются российские моря Лаптевых, Восточно-Сибирское и Чукотское (Рис. 1) (Богоявленский, 2013). Наиболее высокой изученностью сейсморазведкой (более 1 пог. км/км2) обладают: Северный шельф Аляски и Канады в морях Бофорта и Чукотском, юго-западная акватория Баренцева моря и отдельные части акваторий Баренцева, Печорского и Карского морей. С 2008 года допуск к недропользованию на шельфе практически получили только две компании: ОАО «Газпром» и ОАО «НК «Роснефть», имеющие опыт работы на акватории. На данном этапе была описана нефтегазоносность Лаптевоморского, Восточно-Сибирского, Чукотского бассейна, описаны потенциальные нефтематеринские породы и резервуары.
5 1 января 2020 г.-31 декабря 2020 г. Оценка качества и свойств нефтематеринских толщ в акваториальной части Российской Арктики (Западная Арктика)
Результаты этапа:
6 1 января 2021 г.-31 декабря 2021 г. Оценка качества и свойств нефтематеринских толщ в акваториальной части Российской Арктики (Восточная Арктика)
Результаты этапа:
7 1 января 2022 г.-31 декабря 2022 г. Оценка качества и свойств нефтематеринских толщ в акваториальной части Российской Арктики (от Баренцева до Чукотского моря)
Результаты этапа:
8 1 января 2023 г.-31 декабря 2023 г. Оценка перспектив нефтегазоносности акваторий Арктических бассейнов
Результаты этапа:

Прикрепленные к НИР результаты

Для прикрепления результата сначала выберете тип результата (статьи, книги, ...). После чего введите несколько символов в поле поиска прикрепляемого результата, затем выберете один из предложенных и нажмите кнопку "Добавить".